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LIBRO BLANCO

Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

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LIBRO BLANCO

Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica

Lima, agosto de 2005

ÍNDICE

PROYECTO DE LEY – COMISIÓN LEY N° 28447 Pág. 2 de 159

ÍNDICE

RESUMEN EJECUTIVO................................................................................................................................5

1. ANTECEDENTES .................................................................................................................................13

1.1. MARCO REGULATORIO VIGENTE .....................................................................................................14 1.2. LA CRISIS DEL AÑO 2004 ..................................................................................................................21

1.2.1. El mecanismo de remuneración de la capacidad ..................................................................22 1.2.2. Diferencias entre los Precios en Barra y los costos marginales de corto plazo ....................23 1.2.3. La recurrencia de los periodos de hidraulicidad en el Perú ..................................................26 1.2.4. Los contratos de suministro y el respaldo de energía firme .................................................26

1.3. LA GARANTÍA POR RED PRINCIPAL DE CAMISEA .............................................................................28

2. ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA.............................................................................30

2.1. ESTRUCTURA DE LA OFERTA Y PODER DE MERCADO.......................................................................32 2.1.1. La Estructura de la oferta en el Perú ....................................................................................32 2.1.2. Administración de la información operativa ........................................................................36 2.1.3. Las limitaciones del sistema de transmisión.........................................................................37 2.1.4. El Crecimiento del Mercado Libre .......................................................................................39 2.1.5. Sobre el equilibrio entre riesgo y rentabilidad......................................................................39 2.1.6. El problema de la suficiencia de generación ........................................................................40

2.2. RESPUESTA DE LA DEMANDA A LOS PRECIOS...................................................................................42 2.2.1. Mercado libre .......................................................................................................................46 2.2.2. Mercado regulado.................................................................................................................47 2.2.3. Contratos para posibilitar la respuesta de la demanda..........................................................49

2.3. LIQUIDEZ, EFICIENCIA E INTEGRIDAD DEL MERCADO ......................................................................52 2.3.1. Conceptos de liquidez, eficiencia e integridad en general....................................................53 2.3.2. Plazas de mercado para la electricidad.................................................................................54 2.3.3. Liquidez eficiencia e integridad en el caso del mercado peruano ........................................55 2.3.4. El impacto de la transmisión ................................................................................................58

2.4. ACCESO A LOS SERVICIOS ESENCIALES ............................................................................................59 2.4.1. Acceso a los servicios del operador......................................................................................60 2.4.2. Acceso al Sistema de Transmisión.......................................................................................62

2.4.2.1. Situación General .................................................................................................................62 2.4.2.2. Utilización de precios nodales ..............................................................................................64 2.4.2.3. Planificación Vinculante de la Transmisión. ........................................................................65 2.4.2.4. Estabilización de los cargos por los servicios de transmisión ..............................................66

ÍNDICE


2.5. ASPECTOS QUE PUEDEN INTERFERIR CON EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ...............................71 2.5.1. La remuneración de la potencia o capacidad........................................................................72

2.5.1.1. Sobre la composición hidro-térmica del parque ...................................................................72 2.5.1.2. Problemática de la remuneración por capacidad.................................................................74

2.5.2. Precios y condiciones de venta del gas natural.....................................................................75

3. PROPUESTA DE REFORMA..............................................................................................................77

3.1. RESUMEN DE LAS MEDIDAS PROPUESTAS...........................................................................78 3.2. DESCRIPCIÓN GLOBAL DE LA PROPUESTA........................................................................................79 3.3. MEDIDAS Y CONTRATOS PARA VIGILAR LA SUFICIENCIA DE GENERACIÓN........................................80

3.3.1. Contratos para el servicio público y garantía física de abastecimiento ................................83 3.3.1.1. Margen de Reserva único......................................................................................................85 3.3.1.2. Determinación de la demanda a ser licitada ........................................................................85

3.3.2. Certificaciones y límite de la contratación ...........................................................................86 3.3.3. Obligación de contratar por el 100% de la demanda............................................................87 3.3.4. Respuesta de la demanda a los precios y administración de la carga ...................................89

3.3.4.1. Flexibilización del mercado libre .........................................................................................90 3.3.5. Prevención de insuficiencia de abastecimiento ....................................................................90

3.4. EL MERCADO DE CORTO PLAZO ........................................................................................................92 3.4.1. Mercado de corto plazo ........................................................................................................92

3.4.1.1. Participación de la demanda en el Mercado de Corto Plazo................................................92 3.4.1.2. Garantías y seguridad en la cadena de pagos ......................................................................95

3.5. EL OPERADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA Y DEL MERCADO.........................................................96 3.5.1. Reforma Institucional del COES..........................................................................................97

3.5.1.1. Análisis de las Alternativas...................................................................................................97 3.5.1.2. Organización Propuesta .......................................................................................................99 3.5.1.3. El Directorio .......................................................................................................................100 3.5.1.4. El Comité Consultivo ..........................................................................................................102 3.5.1.5. La Dirección Ejecutiva .......................................................................................................102 3.5.1.6. Régimen Presupuestal del Operador del Sistema ...............................................................103

3.5.2. Nuevas Funciones del COES .............................................................................................104 3.6. ADECUACIÓN DEL MARCO REGULATORIO DE LA TRANSMISIÓN ......................................................107

3.6.1. Plan de Transmisión ...........................................................................................................107 3.6.2. Estabilización de la Remuneración de la Inversión............................................................110 3.6.3. Estabilización de Cargos por Transmisión .........................................................................111 3.6.4. Servicios Complementarios................................................................................................112

3.7. LICITACIONES Y/O MEDIDAS PARA ASEGURAR EL ABASTECIMIENTO OPORTUNO ............................112 3.8. PRECIOS PARA LOS USUARIOS REGULADOS Y LAS LICITACIONES ....................................................116

3.8.1. Control de los máximos adquiridos en el mercado de corto plazo .....................................122 3.8.2. Compensación entre Distribuidoras para uniformizar los precios a los usuarios regulados123

3.9. MEDIDAS DIVERSAS.......................................................................................................................125 3.9.1. Interconexiones regionales .................................................................................................125

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3.9.2. Temas Complementarios....................................................................................................126 3.9.2.1. Contratos de gas para el sector eléctrico ...........................................................................126 3.9.2.2. El Ministerio y la evaluación proyectos..............................................................................127 3.9.2.3. Empresas del Estado y el mercado libre. ............................................................................127

4. PROYECTO DE LEY..........................................................................................................................128

ANEXOS

RESUMEN EJECUTIVO


RESUMEN EJECUTIVO

La Ley N° 28447, publicada el 30 de diciembre de 2004, creó una Comisión integrada por

representantes del Ministerio de Energía y Minas y del Organismo Supervisor de la

Inversión en Energía (en adelante “la Comisión”) con el encargo de proponer un proyecto

de ley destinado a asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica en el Perú

sobre la base de la incorporación de mecanismos de mercado, de mitigación de riesgos y

la introducción de la competencia por el mercado, entre otros. El proyecto de ley debe

presentarse, para consideración del Congreso de la República.

El presente Informe representa la culminación del trabajo encargado a la Comisión, en el

que han participado un numeroso grupo de personas que contribuyeron, a través del

proceso de diálogo público y privado, a forjar las ideas aquí contenidas. Con la entrega

de este documento, la Comisión termina su labor.

El proyecto de ley constituye una propuesta coherente de reforma del marco normativo,

orientada a cumplir con los siguientes objetivos:

• Mantener los principios económicos que sirvieron de base al Decreto Ley N° 25844,

Ley de Concesiones Eléctricas, para la determinación de los precios de generación, y

profundizar las medidas para facilitar la competencia en el mercado mayorista;

• Corregir, en la Ley de Concesiones Eléctricas, las deficiencias que se identificaron

como barreras para el desarrollo de la competencia en el mercado de generación, e

incorporar las medidas necesarias para fomentar dicha competencia;

RESUMEN EJECUTIVO


• Reducir, en tanto sea posible, la intervención administrativa del regulador para la

determinación de los precios de generación, prefiriendo soluciones de mercado

cuando éstas sean posibles;

• Asegurar la suficiencia de generación que reduzca la exposición del sistema eléctrico

peruano a los riesgos de precios excesivos y de racionamiento prolongado por falta

de energía, con un mínimo de intervención.

• Lograr que las tarifas de generación reflejen las condiciones de un mercado

competitivo, facilitando la instalación de las nuevas plantas de generación que el

sistema requiera, cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y oportuno de la

demanda.

En esta propuesta es necesario destacar de forma muy particular la orientación de las

medidas hacia el impulso de la competencia en el ámbito de la generación. Una de las

acciones más importantes en este sentido es disponer lo necesario para evitar el ejercicio

del poder de mercado de cualquiera de los agentes. Para esto se requiere fomentar el

ingreso de nuevos generadores, expandir el área geográfica del mercado liberando las

restricciones de transmisión, garantizar condiciones apropiadas de salida a las plantas

que resulten antieconómicas, e incorporar una institución independiente que se encargue

de la operación del sistema y del mercado de corto plazo. Adicionalmente, es esencial

que la demanda pueda responder a las variaciones de los precios y que exista suficiente

cobertura contractual (de largo plazo), de tal modo que la cantidad de energía transada

en el mercado de corto plazo, a precios spot, sea relativamente menor.

El informe está constituido por cuatro Capítulos y una sección de Anexos. En síntesis,

este documento contiene los antecedentes, análisis y diagnóstico de la situación actual,

la propuesta de los cambios que se deben efectuar, las recomendaciones de la Comisión

para su implementación, así como el proyecto de ley correspondiente.

El primer capítulo contiene una revisión de los antecedentes del encargo dado a la

Comisión. Se presenta el contexto del marco regulatorio vigente, los alcances de la

sequía del año 2004 que dio lugar a un problema de precios y a la falta de contratos, para

el abastecimiento de la energía demandada por el servicio público de electricidad. Falta

de contratos que puso en riesgo la estabilidad del marco regulatorio, al crearse una

situación que no podía resolverse con las reglas de la Ley vigente. Finalmente, se tratan

algunos aspectos de la explotación del gas natural que se relacionan con el sector

eléctrico y que afectan a las decisiones de inversión en este sector.

RESUMEN EJECUTIVO


El segundo capítulo efectúa un análisis y diagnóstico de la situación utilizando como

marco de referencia los elementos que, según la experiencia de la industria1, se

requieren para el desarrollo de una competencia efectiva en las transacciones del

mercado mayorista. Esto es:

o Muchos compradores y vendedores, que neutralicen el poder de mercado de

cualesquiera de ellos;

o Capacidad de respuesta de la demanda y de la oferta a los precios;

o Mercados líquidos y eficientes

o Acceso igualitario a los servicios esenciales (de transmisión y de operación del

sistema)

o Tratamiento apropiado de los aspectos que pudieran interferir con el

funcionamiento del mercado.

Las conclusiones del análisis se expresan a través de un conjunto de recomendaciones

que se efectúan al final de cada sección y entre las cuales cabe destacar:

1. Es esencial la creación de un mercado de corto plazo (spot) donde participen

generadores, distribuidores, clientes libres y otros agentes interesados en un

mercado donde liquidar rápidamente sus desbalances entre lo contratado y lo

efectivamente consumido o generado. El mercado de corto plazo será un medio

transparente para determinar el precio al cual se deben liquidar los desbalances

de los participantes Este mercado de corto plazo puede constituirse a partir del

mecanismo actualmente utilizado por los generadores en el Comité de

Operación Económica del Sistema (COES) para efectuar sus transferencias de

energía a costo marginal de corto plazo.

2. La participación de la demanda en el mercado de corto plazo requiere un

operador independiente que le asegure un trato igualitario en las transacciones

de corto plazo originadas por su respuesta a las variaciones de los precios. En

este sentido, la selección del COES como el operador del mercado de corto

plazo debe ser acompañada por una modificación de la estructura de

gobernabilidad del operador actual, para introducir la independencia deseada.

1 S. Hunt, “Making Competition Work in Electricity”, John Wiley & Sons, New York, 2002, p. 69.

RESUMEN EJECUTIVO


3. Los compradores de energía en el mercado deberán poder suscribir, con sus

proveedores, contratos tanto de potencia como de energía, esta última de

manera explícita, ya sea en bloques o asociada a una máxima demanda

contratada con el generador. La contratación de energía por bloques permitirá a

la demanda aprovechar la compra y venta de energía en el mercado de corto

plazo en respuesta a las señales de precios spot.

4. El COES debe permitir el libre flujo de la información disponible sobre la

operación del sistema entre todos los interesados en participar en el mercado.

Debe, asimismo, operar el mercado de corto plazo. Para tal fin, la

gobernabilidad del COES actual debe modificarse para lograr una institución

independiente de los intereses de cualquier agente particular. Esta

independencia permitirá también reducir las barreras de ingreso a nuevos

participantes, lo cual redundará en beneficio de la competencia.

5. Para que el mercado funcione de manera eficiente es necesario eliminar las

barreras de un sistema de transmisión insuficientemente desarrollado, que

ocasionan la separación del mercado en islas por excesiva congestión en las

líneas. En tal sentido, debe adecuarse el marco regulatorio de la transmisión

con el objeto de reducir los costos de transacción para el ingreso de nuevos

participantes. El nuevo marco regulatorio debe ser más previsible y más estable

en lo que corresponde tanto a la remuneración de los inversionistas cuanto a los

cargos que deben pagar los usuarios de la transmisión. Esto ayudará a

maximizar el número de participantes y por consiguiente a la competitividad del

mercado.

6. Para posibilitar una contratación eficiente entre generación y demanda es

necesario que las reglas para el uso de la transmisión se encuentren

claramente establecidas. Esto requiere la revisión del marco regulatorio con el

objeto que las señales de precios incluyan no solamente los efectos de pérdidas

marginales sino también los efectos de la congestión.

7. Las funciones del operador del sistema relacionadas con las transacciones en el

mercado deben alcanzar a las transacciones que se realicen en toda la red de

transmisión. El COES deberá efectuar las liquidaciones considerando las

transacciones que se produzcan en cualquier parte de la red de transmisión y

no únicamente las que se producen sobre el Sistema Principal de Transmisión.

RESUMEN EJECUTIVO


8. Los servicios complementarios de regulación de tensión, reserva operativa,

control de frecuencia y otros, deben ser valorizados y suministrados por el

operador independiente, empleando, de preferencia, mecanismos de mercado

que se despejen en simultáneo con el despacho económico a fin de evitar la

separación de mercados;

9. Se deben emplear precios nodales para el manejo eficiente de la congestión en

los sistemas de transmisión. Los precios nodales constituyen la única señal de

precios totalmente coherente con el despacho económico de las unidades de

generación y con el uso eficiente de la red de transmisión.

10. Los precios de la tarifas de transmisión por el uso de las redes deben ser

estables y predecibles, procurando que estas sean establecidas, si fuera

posible, por una sola vez. Se debe revisar el concepto de Valor Nuevo de

Reemplazo en las redes de transmisión a fin de sustituirlo por un concepto de

inversión prudente, con período de recuperación definido.

11. Se debe institucionalizar la elaboración de un Plan de Transmisión de carácter

vinculante que abarque las redes de todo el SEIN. El Plan de Transmisión

debería ser analizado y propuesto por el operador independiente del sistema y

del mercado.

12. El mercado peruano es de tamaño reducido y su estructura de relativa

concentración en unos pocos agentes requiere la introducción de medios que

posibiliten la competencia por el mercado como alternativa de respaldo a la

competencia en el mercado (que podría tomar mucho tiempo desarrollar). La

forma de lograr esto es propiciar la realización de licitaciones para la suscripción

de contratos de abastecimiento de generadores a distribuidores a precios

firmes. Esto deberá realizarse abriendo las posibilidades de ingreso de nuevos

generadores.

13. La contratación de cantidades de energía deberá exigirse con suficiente

anticipación a fin de permitir conocer oportunamente los pronósticos bien

estudiados de la demanda. Esto posibilitará efectuar una verificación con tiempo

de la suficiencia de generación en el sistema, mediante la comparación entre la

generación firme disponible y las proyecciones de crecimiento de la demanda.

14. Se debe implementar un sistema de verificación de la existencia de contratos

para cubrir la demanda prevista con, por lo menos, tres años de anticipación; si

RESUMEN EJECUTIVO


se identifica una falta de contratos para cubrir la demanda se debe convocar a

un proceso del licitación pública para suscripción de contratos a precios firmes.

15. Para la contratación de su potencia y energía con el mercado regulado del

servicio público, los generadores deberán contar con certificados que acrediten

su capacidad física para honrar sus compromisos de abastecimiento.

16. Se debe fomentar la formación de mercados de contratos a plazo en donde se

puedan negociar los contratos que los distribuidores están obligados a suscribir

para atender sus consumos. Esto ayudará a administrar los riesgos de la sobre

o infra contratación por parte de los distribuidores.

El tercer capítulo presenta un conjunto de medidas que se recomienda adoptar a fin de

mejorar el marco regulatorio, mantener un sistema con garantías de energía adecuada,

suficiente y oportuna, así como promover una competencia efectiva en el ámbito del

mercado mayorista. Las medidas propuestas abarcan los temas siguientes:

Mecanismos de contratación de suministro de electricidad:

Se establecen requerimientos mínimos para los contratos de suministro de

electricidad entre generadores y distribuidores, a fin de poder evaluar objetiva y

permanentemente la disponibilidad de energía suficiente para el abastecimiento

normal del servicio público de electricidad a precios eficientes.

Los contratos pueden ser con y sin garantía física. Los contratos con garantía física,

que son obligatorios para el abastecimiento del mercado regulado, deberán contar

con certificados de capacidad y energía que los respalden. La energía podrá

contratarse ya sea expresada en bloques o asociada a la potencia contratada. Los

distribuidores están obligados a contratar el 100% de la demanda anual, con un

margen de tolerancia. Los contratos sin garantía física son aplicables sólo a la

demanda del mercado libre que así lo desee y no comprometen la disponibilidad de

capacidad ni la energía firme de los generadores.

Acceso de la demanda al Mercado de Corto Plazo

Se dispone la participación de la oferta y la demanda en un mercado de corto plazo

donde los generadores y distribuidores o usuarios libres puedan liquidar sus

desbalances entre la electricidad contratada y la efectivamente consumida o

generada. El acceso al mercado de corto plazo permitirá aprovechar las

RESUMEN EJECUTIVO


oportunidades para administrar la demanda, es decir, hacer que la demanda sea

sensible a los precios.

Reforma del Operador del Sistema y del Mercado de Corto Plazo

Se establece un operador independiente como institución indispensable para

garantizar el acceso en condiciones no discriminatorias al mercado y a la operación

del sistema, instalaciones y recursos que resultan esenciales para un mercado

plenamente competitivo. El operador independiente tendrá a su cargo la operación

del sistema, y del mercado de corto plazo, así como la conducción de los estudios

de planificación de la transmisión, según las directivas previamente aprobadas por

el Ministerio de Energía y Minas. El COES reestructurado será la base de dicha

institución.

Mejoras al Marco Legal de la Transmisión

Se distingue las instalaciones existentes de las instalaciones construidas a partir de

la vigencia de la Ley. Para las instalaciones existentes se reconoce el esquema de

tarifas y compensaciones vigente, manteniéndose las proporciones de los cargos a

los generadores y a los usuarios y respetándose, además, lo dispuesto en los

contratos de concesión vigentes hasta su expiración. Para las instalaciones nuevas

se incorpora una nueva clasificación que depende de su inclusión o no en el Plan

de Transmisión, estableciéndose las características de dichas instalaciones y el

mecanismo para su remuneración.

Licitaciones de suministro de electricidad

Se establece la incorporación de procesos de licitación a precios firmes, cuando se

determine que existe en el mediano plazo demanda no cubierta por contratos de

suministro. Los contratos de suministro de mediano o largo plazo, que se suscriban

al precio fijo resultante de la licitación, reducirán los niveles de riesgo tanto para los

consumidores como para la oferta y harán más factibles las nuevas inversiones,

facilitando a los nuevos inversionistas el financiamiento de sus proyectos de

inversión y ampliando con nuevos agentes la oferta de generación y por ende la

competencia en y por el mercado;

Se agrupará la demanda de todos los distribuidores, para que sea más atractiva a

los inversionistas, y para propiciar el abastecimiento con unidades más eficientes y

de menor costo de producción. Las bases de licitación serán aprobadas por

RESUMEN EJECUTIVO


OSINERG y el proceso de licitación podrá ser conducido por uno de los

distribuidores que esté solicitando mayor demanda a ser cubierta en la licitación; en

caso de no ejercer tal opción, el proceso podrá ser conducido por OSINERG.

Precios a los Usuarios Regulados

El distribuidor podrá trasladar al usuario final el precio promediado resultante de:

(i) los contratos negociados bilaterales con precio tope regulado, (ii) los contratos

resultantes de las licitaciones, y (iii) la liquidación de los desbalances en el mercado

de corto plazo que incorpora ciertas restricciones para proteger a los usuarios.

Se ha previsto un mecanismo de compensaciones que permita eliminar las

diferencias de precios (de suministro) a los usuarios regulados, que resulten de las

diferentes composiciones de contratos. Estas compensaciones no afectan a los

contratos resultantes de las licitaciones. Los generadores, distribuidores y usuarios

libres verán los precios nodales.

En el cuarto capítulo se presenta el Proyecto de Ley conjuntamente con su exposición de

motivos. Este proyecto comprende 10 Artículos, 16 Disposiciones Complementarias y

Finales, 7 Disposiciones Transitorias y un Anexo de Definiciones.

Finalmente, en la sección de Anexos se incluyen los documentos de la Comisión (Ley

N° 28447, Resolución Ministerial N° 007-2005-MEM/DM que nombra la Comisión, Actas

de Reunión y labores efectuadas por la Comisión), el Anteproyecto de Ley publicado, los

Comentarios recibidos y el Análisis de la Comisión a los Comentarios recibidos.

Capítulo 1 -ANTECEDENTES


1. ANTECEDENTES

Durante el año 2004 se presentó en el sistema eléctrico peruano una crisis de precios

originada por una sequía que dio lugar a la falta de contratos, entre generadores y

distribuidores, para abastecer el servicio público de electricidad. Si bien, esta crisis no

derivó en racionamiento del servicio, sus consecuencias pusieron en evidencia –algunas

debilidades del marco regulatorio que obligó al Poder Ejecutivo a intervenir con medidas

de emergencia para resolver el impasse suscitado.

Parte de estas medidas dieron lugar a un incremento importante de los precios regulados

para las ventas de electricidad de generador a distribuidor (Precios en Barra). El malestar

originado por el incremento de los precios tuvo como resultado la intervención del

Congreso de la República y la aprobación de la Ley 28447 que, entre otras medidas,

dispuso la creación de una Comisión integrada por el Ministerio de Energía y Minas y por

OSINERG con el encargo específico de elaborar un proyecto de ley que permitiera

asegurar el desarrollo eficiente de la generación en el mercado eléctrico. Este informe

presenta los resultados obtenidos por la Comisión en el cumplimiento de su encargo.

A fin de proceder a la formulación del referido proyecto de ley es importante efectuar una

revisión de los antecedentes y un diagnóstico de la situación, en este sentido en el resto

de este capítulo se presenta el contexto del marco regulatorio vigente, las características

de la crisis del año 2004 y un tema relevante relacionado con la nueva fuente energética

disponible de gas natural de Camisea: la Garantía de Red Principal.



1.1. Marco Regulatorio Vigente

El actual marco regulatorio del sector eléctrico peruano se inicia en 1992, con la

promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas2 (LCE) y su posterior

reglamentación3. El marco general definido por estas normas fue complementado,

entre otros4, con la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico5, que

impuso condiciones previas para la autorización de eventos de concentración en el

sector, y la Norma Técnica de Calidad6 que establece, entre otros aspectos, la

regulación de la calidad de los servicios eléctricos.

2 Decreto Ley 25844, publicado el 19 de Noviembre de 1992.

3 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado mediante DS N° 009-93-EM.

4 Normas complementarias:

- Ley N° 26734 publicada el 31 de Diciembre de 1996 que crea el organismo de Supervisión de la

Inversión en Energía – OSINERG, que inicialmente comprendía sólo la función de fiscalización en

el sector energía.

- Ley N° 27116, publicada el 17 de mayo de 1999, que crea la Comisión de Tarifas de Energía.

- Ley N° 27239, publicada el 22 de diciembre de 1999, que modifica diversos artículos de la Ley de

Concesiones Eléctricas.

- Ley N° 27332, publicada el 29 de julio de 2000, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la

inversión Privada en los Servicios Públicos, que determina la incorporación de la Comisión de

Tarifas de Energía en OSINERG.

- Ley N° 27435, publicada el 16 de marzo de 2001, Ley de Promoción de Concesiones de Centrales

Hidroeléctricas.

- Ley N° 28447, publicada el 30 de diciembre de 2004, que modifica diversos artículos de la Ley de

Concesiones Eléctricas, estableciendo principalmente, que la fijación de las Tarifas en Barra sea

de periodicidad anual y que el período de estudio considerado para el cálculo del Precio Básico de

Energía sea de 36 meses (12 anteriores y 24 posteriores al mes de la fijación).

5 Ley N° 26876 publicada en Noviembre de 1997. 6 Las Normas Técnicas de Calidad fueron aprobadas por Decreto Supremo N° 020-97-EM.



Secuencia del Marco Regulatorio

Nov 1992 Feb 1993 Oct 1997 Nov 1997Ley N° 25844 DS N° 099-93-EM DS N° 020-97-EM DS N° 017 -98- ITINCI

Ley Antimonopolio y Antioligopolio

Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)

Reglamento de la LCE

Normas Técnicas de Calidad

Niv

el J

erár

quic

o

Fuente: Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000.CTE

La LCE y su reglamento establecen el marco regulatorio del sector eléctrico, junto

con las normas de detalle que para tal efecto dispone el Regulador.

Las disposiciones contenidas en la LCE y su Reglamento constituyen un marco legal

bastante detallados y específicos en los procedimientos de cálculo que se deben

efectuar para la determinación de las tarifas.

Los cambios en la LCE requieren la aprobación del Congreso, mientras que para los

cambios en el Reglamento solamente participa el Ejecutivo.

El marco regulatorio vigente introdujo importantes cambios en el sector; entre los

fundamentales, se pueden citar:

• Eliminación del monopolio del Estado y la separación de la industria

(unbundling) en tres actividades: generación, transmisión y distribución7.

• Fomento de la participación del sector privado, instrumentado a través de

concesiones o autorizaciones otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas,

necesarios para operar en cualquiera de las tres actividades del sector.

• Regulación de las remuneraciones a las actividades de distribución y

transmisión sobre la base de costos medios eficientes. Las tarifas de generación

7 La actividad de comercialización minorista es considerada como potencialmente competitiva. Sin embargo, el marco

regulatorio no ha reglamentado esta actividad en forma directa, quedando implícitamente incluida dentro de la

actividad de distribución.



para el abastecimiento del Servicio Público son reguladas sobre la base de una

estimación de los costos marginales esperados en el sistema.

• Establecimiento del principio de “acceso abierto” para el uso de las instalaciones

de transmisión y distribución.

• Fijación administrativa de precios en el segmento de la generación para el

Servicio Público de Electricidad. El OSINERG establece los precios de energía y

potencia de manera separada, vía procedimientos que incluyen el

reconocimiento de costos eficientes. Los ingresos por el suministro de energía y

de potencia, son agregados para la determinación del ingreso de los

generadores. Los precios que los generadores cobran a los distribuidores para

el abastecimiento del mercado regulado, incluidos los costos de transmisión, se

denominan Precio en Barra.

• Establecimiento de un sistema de compensaciones o transferencias entre

generadores. Las transferencias sirven para liquidar las diferencias entre lo

contratado y lo efectivamente producido por los generadores. Las transferencias

de energía se calculan valorizando las mismas al costo marginal de corto plazo.

Este sistema de transferencias es administrado por un organismo sectorial que

representa a los generadores y transmisores principales, denominado Comité de

Operación Económica del Sistema (COES).

• Segmentación de dos tipos de clientes en función de su demanda por

capacidad, siendo clientes “regulados” todos aquellos con consumos menores a

1 MW de demanda de potencia (Servicio Público de Electricidad), y clientes

“libres” aquellos cuya demanda es mayor o igual a 1 MW (aproximadamente

47% del volumen de ventas).



Diseño del Mercado Eléctrico

Fuente: Larry E. Ruff 2003- Transmission Pricing in Peru.

El marco regulatorio del sistema eléctrico en el Perú prevé la participación de los

inversionistas privados en el desarrollo de las actividades de generación, transmisión

y distribución eléctrica.

Se reserva para el Estado los roles normativo, supervisor/fiscalizador y de fijación de

tarifas.

Organismos Normativos, Reguladores y de Competencia

Generación Transmisión Distribución

Normativa General y Concesiones DGE8 DGE DGE

Concentración Mercado INDECOPI INDECOPI

Regulación OSINERG OSINERG OSINERG

Supervisión y Fiscalización OSINERG OSINERG OSINERG

8 DGE: Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Distribuidoras

Servicios al Cliente

"Retailing" Regulado

"Retailing" Competencia

COES

Operaciones del Sistema

Instalaciones de Alta Tensión

Contrato entre generadores

Mercado "Disputable" (Clientes Libres)

Transferencias entre

generadores

Generadores existentes

Instalaciones de Baja Tensión

Mercado "No Disputable" (Clientes Regulados)

MWh

MWh

MWh Contrato US$

Contrato US$

Contrato US$

Contrato US$

Tarifa US$

Precio Spot US$Info

Info



Actualmente el Sector cuenta con una estructura de propiedad diversa, compuesta

por empresas estatales y varias empresas privadas de origen norteamericano,

europeo y de la región.

La labor de coordinación y despacho en tiempo real de las unidades de generación

(Operación del Sistema) está a cargo del COES. El COES está integrado por

representantes de las empresas de generación y del Sistema Principal de

Transmisión del sistema interconectado.

La programación del despacho económico de las unidades de generación se realiza

minimizando en todo momento el costo variable de producción del conjunto,

independientemente de los contratos que puedan existir entre los generadores y

distribuidores o entre generadores y clientes libres. Los contratos resultan por tanto

obligaciones estrictamente financieras.

Ello origina un sistema de liquidaciones (semejante a un mercado de corto plazo) en

donde las transferencias de potencia y energía entre generadores son determinadas

y valorizadas por el COES. En el gráfico adjunto se observan las relaciones entre los

agentes económicos (CL y CR se refiere a clientes libres y clientes regulados,

respectivamente; L y R se refieren a precios libres y precios regulados,

respectivamente).

Transferencias entre Agentes Económicos

Empresas deGeneración

Empresas deDistribución

Empresade

Transmisión

COESDespacho Económico

Transacciones SpotCLCL

CRCR

LL

LLLL

R

R

Coordinación

Coo

rdin

ació

n

Peajes de Transmisión (R)

Peajes d

e Tran

smisión (R

)

La LCE divide las actividades en 3 secciones: generación transmisión y distribución,

siendo reguladas las actividades monopólicas (redes).



La remuneración de la generación se efectúa por capacidad y por energía y los

pagos que recibe el generador por sus contratos comprenden parte de los pagos

(peajes) por la utilización de los Sistemas de Transmisión, los cuales luego debe

transferir a los respectivos titulares de transmisión.

El precio de la potencia se determina en general como el costo anual unitario (por

kW-año) de un turbogas nuevo de alrededor de 120 MW (aproximadamente igual al

4% de la máxima demanda), mientras que en el caso de la energía, el precio se

determina como la media de los costos marginales esperados para los próximos 2

años (hasta diciembre del 2004, era 4 años)9 y el año anterior.

Los generadores reciben una remuneración por potencia y una remuneración por sus

aportes de energía. La administración de estos pagos se hace dentro del COES con

las reglas establecidas en la Ley. En conjunto, el generador puede tener los

siguientes ingresos o cargos:

1. Ingresos según su contrato pactado con clientes. Si el cliente es una

distribuidora y el suministro es para el mercado regulado, se aplican los Precios

en Barra.

2. Transferencias de energía (diferencia entre las inyecciones menos los retiros).

Las inyecciones (producción de la central) son valorizadas al costo marginal de

corto plazo de la barra donde se inyecta, y de igual forma los retiros (energía

vendida al cliente) son valorizados al costo marginal de la barra donde se retira

la energía para entrega al cliente. Las transferencias totales de un generador

pueden ser positivas o negativas dependiendo de los costos marginales en las

barras y de la diferencia entre la energía inyectada y retirada.

9 El Precio Básico de la Energía sería determinado como:

∑

∑

−=

−=

+

+= 24

12

24

12

)1(

)1(

ii

i

iiii

aE

aECMg

PBE



3. Los ingresos o transferencias de potencia. Los generadores que venden

potencia a un cliente, transfieren este dinero10 a la bolsa de potencia para ser

repartido entre todos los generadores que tienen derecho a cobrar11.

La bolsa de potencia define dos mecanismos de pago: por disponibilidad y por

despacho.

El mecanismo de pago por disponibilidad significa que se paga a las centrales

presentes y que estén por debajo del límite de reserva definido por el MEM de

acuerdo con la potencia firme reconocida.

El mecanismo de pago por despacho reasigna el dinero recaudado a lo largo

del año de acuerdo a un precio12 por MWh de tal forma que el pago al

generador se hace multiplicando este precio por la energía producida en cada

hora.

4. Los egresos por la operación de la central. La operación de la central es

ordenada por el COES de acuerdo con los costos variables de operación. Se

permite que las centrales a gas natural puedan declarar por una sola vez al año

su costo variable de operación.

La aplicación de la metodología de la bolsa de potencia se ha hecho efectiva recién

en el 2004, donde el 30% de la bolsa se reparte a las centrales que despachan y el

restante 70% a las unidades que están disponibles.

Antes de esta metodología, toda la bolsa de potencia se repartía entre el 100% de

las unidades presentes en el sistema, sin tener en cuenta su real disponibilidad y su

costo de operación. La nueva metodología fue introducida en el año 1998 debido a la

crisis de contratos ocurrida en el año 1997.

En el caso de la energía, la LCE hace una distinción clara entre los precios fijados

por el Regulador (OSINERG) y los precios basados en costos marginales de corto

plazo para saldar las transferencias entre generadores (denominado mercado de

10 El cliente paga el producto de su máxima demanda mensual por el precio de potencia. El precio de potencia incluye el

costo de la turbina de gas más dos factores que reconocen la indisponibilidad de la máquina de punta y el margen de

reserva del sistema. 11 El Ministerio de Energía y Minas (MEM) define un margen de reserva (diferente del margen contenido en el precio de

la potencia) que determina hasta donde se ubicarán las máquinas, ordenadas de menor a mayor costo variable, con

derecho a cobrar la potencia. 12 Este precio se determina en forma proporcional a la probabilidad de falla del sistema.



corto plazo del COES). Los precios del Regulador (Precio Básico de la Energía)

constituyen valores estables, equivalentes a los costos marginales de corto plazo,

que aplicados a la energía vendida permiten obtener los mismos ingresos que se

lograrían por aplicación de los costos marginales de corto plazo esperados. La

equivalencia se efectúa para un periodo de tres años, 12 meses del pasado y 24

meses del futuro, se determinan como la media de los costos marginales de los

próximos 2 años (antes 4), proyectando la demanda y considerando el parque de

generación comprometido o factible de entrar en operación durante el periodo. El

Precio Básico de la Energía se acepta como tarifa si se verifica que los Precios en

Barra determinados de esta manera no difieren del precio promedio ponderado de

los precios del mercado libre (clientes mayores a 1 MW) en más o menos 10%13.

En el caso del abastecimiento del Servicio Público de Electricidad (SPE), la LCE

exige que el distribuidor tenga contratos que cubran sus requerimientos de potencia y

energía con una antelación de 2 años. La LCE no otorga flexibilidad a las

distribuidoras para poder comprar su déficit o vender su superávit de energía o

capacidad en un mercado de corto plazo14.

1.2. La crisis del año 2004

La sequía del año 2004, puso en evidencia un conjunto de problemas relacionados

con la seguridad del abastecimiento que revelan la insuficiencia de la capacidad o

potencia firme como medida de la seguridad del sistema. Los hechos que se

presentan a continuación deben ser tomados en cuenta para el análisis.

13 En el tema de la comparación existen algunas inconsistencias observadas por el Regulador. Por un lado, se comparan

precios de contratos de diferente naturaleza (libre contra regulado) donde muchas veces el precio ofrecido al cliente

libre tiene inherente una diferente estructura de consumo o mayores exigencias de calidad o fiabilidad que las exigidas

al mercado regulado. Por otro lado, el precio libre para fines de comparación se determina mirando los últimos 6

meses, mientras que el precio regulado mira el futuro. Debido a la falta de transparencia en los contratos libres, en el

año 1999 se hizo una modificación a la LCE para exigir que los contratos fueran de dominio público y puestos a

disposición del Regulador y además, que los precios en las facturas deberían ser desagregados en sus componentes

básicos (generación, transmisión y distribución). 14 Esto último dio lugar durante el año 2004 a una crisis que puso en riesgo la estabilidad del sector dado que existieron

distribuidores que se quedaron sin contratos (porque no existían generadores dispuestos a suscribir contratos con

ellos a Precios en Barra) y estuvieron efectuando retiros de energía del sistema sin que estuvieran legalmente

autorizados para ello. La solución obvia desde el punto de vista económico, cortarles el servicio aún habiendo

suficiente capacidad de generación, era social y políticamente inviable.



1.2.1. El mecanismo de remuneración de la capacidad

La remuneración de la capacidad de una unidad de punta debe asegurar la

recuperación de la inversión y sus costos fijos de operación y mantenimiento.

Los ingresos variables de esta planta están limitados a la recuperación de su

costo variable de operación. Este es el único caso en que los costos fijos de

planta son remunerados totalmente con el ingreso por potencia y los costos

variables con los ingresos por la energía generada.

En los demás casos, como en las plantas de base por ejemplo, la

recuperación de sus costos totales (fijos más variables) no guarda una

relación directa entre costos fijos y pago por capacidad, o entre costos

variables y pago por energía. En el caso de una planta de base la

remuneración por capacidad es insuficiente para el pago de todos sus costos

fijos, por ello una parte de sus ingresos para cubrir estos costos fijos proviene

de sus ingresos por la venta de su energía al costo marginal del sistema.

En un inicio, el mecanismo de remuneración de la capacidad establecido por

la Ley de Concesiones Eléctricas distribuía un monto total a pagar por

capacidad entre todas las unidades instaladas, sin importar cuanto

contribuían a la seguridad del abastecimiento de energía del sistema.

Todas las unidades recibían remuneración, tanto las unidades necesarias

para el despacho, incluida la reserva del sistema, cuanto aquellas que incluso

podían resultar excedentes.

El esquema inicial, no poseía incentivos para la instalación de unidades de

bajo costo variable y mas bien remuneraba la instalación de unidades de alto

costo variable con casi ninguna probabilidad de despachar que, debido a un

desacuerdo entre los márgenes de reserva aprobados por el Ministerio y por

el Regulador, recibirían una remuneración por capacidad en detrimento de la

remuneración de las unidades que sí contribuían a atender los requerimientos

del sistema.

El crecimiento de la demanda, con el tiempo, hizo a estas unidades

necesarias, y ocasionalmente fueron utilizadas ya que estaban disponibles,

aunque no fueran lo más conveniente para el sistema.

La primera tentativa de corregir esta deficiencia consistió en tratar de

discriminar las unidades que participaban en el despacho incluyendo la



respectiva reserva, ordenándolas de menor a mayor costo de producción, y

estableciendo el pago por capacidad considerando una parte por despachar y

otra parte menor por estar disponible en el sistema, con la intención de ir

reduciendo la segunda parte, a fin de dar la señal que las unidades

excedentes no serían remuneradas y buscando de promover la renovación de

sus equipos para desplazar a las unidades menos eficientes.

1.2.2. Diferencias entre los Precios en Barra y los costos marginales de corto plazo

Los Precios en Barra, constituyen un valor esperado de los costos marginales

en el sistema. En un periodo suficientemente amplio, se espera que el

promedio de las proyecciones realizadas anualmente sea equivalente al

promedio real de los costos marginales de producción.

En un año particular, existen pocas probabilidades de obtener valores de

Precios en Barra que coincidan con los costos marginales de corto plazo. En

tanto los Precios en Barra resulten superiores a los costos marginales de

corto plazo, no habrá dificultades en lograr contratos de abastecimiento a

precios regulados.

Sin embargo, la presencia de años secos hace difícil los compromisos con

contratos de largo plazo ya que requiere que las empresas administren con

sus excedentes en los años húmedos para compensar los años secos,

cuando sus ingresos a Precios en Barra son drásticamente diferentes. Es

probable que por este motivo, los contratos con los distribuidores

normalmente hayan sido con periodos de duración entre dos y tres años.

El análisis de los cálculos efectuados para fijar el Precio en Barra para el año

2004 y lo acontecido realmente muestra lo siguiente:

Estimaciones en Octubre 2003, para la fijación de Tarifas en Barra 2004, comparadas con resultados reales

Producción

GWh

Estimada

octubre 2003

Real a

diciembre 2004

Hidráulica 18446 16693

Térmica 2831 5210

21277 21903



Como se desprende del cuadro, la demanda real resultó 3% mayor que la

estimada. Por otro lado, con la sequía, la producción hidráulica real fue 9,5%

menor que la estimada. La diferencia de la mayor demanda aunada a la

menor producción hidroeléctrica fue atendida con mayor participación térmica.

Energía térmica generada por tipo de combustible

Producción

Térmica GWh

Estimada

octubre 2003

Real a

diciembre 2004

Gas 1722 2170

Carbón 734 994

Residual 366 1187

Diesel 5 859

Total 2831 5210

Como puede verse del cuadro, se generaron cerca de 2 400 GWh adicionales

a lo previsto, con alta participación de producción con petróleo residual y

diesel 2.

Estimación de la capacidad aportada por las plantas hidroeléctricas

Centrales Hidráulicas Capacidad Entregada

(MW)

Capacidad

Estimada

(MW)

Diferencia

(MW)

Diferencia

(%)

CH Cahua 41,93 43,11 -1,18 -2,75% CH Pariac 2,91 4,49 -1,58 -35,22%

CH Gallito Ciego 13,01 38,10 -25,09 -65,85%

CH Arcata 3,00 5,05 -2,05 -40,64%

CH Yaupi 102,08 104,93 -2,85 -2,72%

CH Malpaso 45,07 48,02 -2,95 -6,14%

CCHH Oroya – Pachachaca 9,53 17,76 -8,23 -46,35%

CH Mantaro 657,33 641,30 16,03 2,50%

CH Restitución 214,66 209,74 4,92 2,35%

CH Cañón de Pato 255,39 263,49 -8,10 -3,08%

CH Carhuaquero 95,13 95,01 0,12 0,13%

CH Yanango 41,24 42,61 -1,37 -3,21%

CH Chimay 150,84 150,90 -0,06 -0,04%

CH Huanchor 16,45 19,63 -3,18 -16,21%

CH Callahuanca 73,14 75,06 -1,92 -2,56%

CH Huinco 124,10 218,02 -93,92 -43,08%

CH Huampaní 30,66 30,17 0,49 1,61%



CH Matucana 126,93 128,58 -1,65 -1,28%

CH Moyopampa 63,61 64,71 -1,10 -1,69%

CCHH Charcani I,II,III 6,97 6,11 0,86 14,06%

CH Charcani IV 15,25 15,30 -0,05 -0,33%

CH Charcani V 127,11 139,89 -12,78 -9,13%

CH Charcani VI 8,86 8,95 -0,09 -0,96%

CH San Gabán 113,10 113,10 0,00 0,00%

CH Machupicchu 86,33 85,79 0,54 0,63%

CH Hercca 0,43 0,96 -0,53 -54,97%

CH Aricota 32,16 34,90 -2,74 -7,85%

Total 2457,22 2605,67 -148,45 -5,70%

Las plantas de generación hidroeléctrica aportaron 150 MW menos de

capacidad de lo esperado probabilísticamente.

Contribución de capacidad de plantas térmicas por tipo de combustible

Capacidad

MW

Estimada

octubre 2003

Real a

diciembre

2004

Hidráulica

Gas 585 585

Carbón 141 141

Residual 423 423

Diesel 583 892

Total 1732 2041

Participaron en el despacho 300 MW más de capacidad térmica, básicamente

de unidades que utilizan diesel 2, el combustible más caro.

Costos marginales promedio US $/MWh

Estimado Real

Enero 23,85 51,27

Febrero 23,87 36,79

Marzo 24,09 32,53

Abril 24,13 54,62

Mayo 24,26 108,54

Junio 24,01 99,41

Julio 23,75 97,59



Agosto 23,46 111,60

Setiembre 23,19 112,41

Octubre 23,29 64,12

Noviembre 23,39 23,93

Diciembre 23,47 31,63

Prácticamente en todos los meses del año 2004, los costos marginales fueron

mayores que los estimados para el cálculo de la tarifa en barra, y en algunos

casos fueron hasta casi 5 veces el valor estimado.

1.2.3. La recurrencia de los periodos de hidraulicidad en el Perú

Es importante tomar en cuenta el comportamiento de la capacidad de

generación hidroeléctrica en el sistema peruano, como se muestra en el

siguiente cuadro:

El cuadro muestra la relación de la producción hidroeléctrica con los periodos

de hidraulicidad que son del orden de 7 años. Como puede verse, el último

año, 2004, no ha sido de sequía tan severa como lo fue la del año 1992.

1.2.4. Los contratos de suministro y el respaldo de energía firme

La Ley de Concesiones Eléctricas establece en su artículo 34° que los

concesionarios de distribución están obligados a tener contratos vigentes con



empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y

energía por los siguientes 24 meses como mínimo15.

Por otra parte, el Artículo 101º del reglamento de la LCE establece que

“ningún integrante del COES podrá contratar con sus usuarios, más potencia

y energía firme que las propias y, las que tenga contratada con terceros,

pertenezcan o no al COES”, con el objetivo que los contratos de suministro

tengan una garantía de abastecimiento.

Por diferentes razones, en la práctica los contratos de suministro entre

generadores y distribuidores se han referido explícitamente a la capacidad

comprometida, sin especificar la energía comprometida, podría asumirse que

eso implica el compromiso de abastecer toda la energía asociada a la

demanda contratada. No obstante, esta forma de contratación no permite

efectuar la verificación de que los generadores no han contratado más

energía firme que la que le ordena la ley.

La presencia recurrente de años secos, es un riesgo adicional para los

generadores, que al firmar contratos de suministro deben afrontar los

mayores costos marginales respecto a las tarifas calculadas. Este fenómeno

conduce a que los contratos de suministro de energía de los distribuidores

puedan quedar descubiertos, o que generadores que no respeten la limitación

de contratar hasta su energía firme, queden excesivamente descubiertos y se

vean obligados a tener que comprar en transferencias a precios mucho

mayores que el que van a recibir por honrar sus contratos.

Como se detalla en el siguiente capítulo, los acontecimientos del año 2004

fueron consecuencia de una falta de energía, más que de una falta de

capacidad en el sistema. La elevación de los precios, para valorizar las

transferencias de energía entre los generadores, puso en evidencia que la

reserva de potencia del sistema no es una medida adecuada para determinar

la seguridad del abastecimiento y que debe ponerse atención especial a la

15 Lo dispuesto en este inciso ha quedado suspendido, de acuerdo a la Primera Disposición Transitoria de la Ley N°

28447, publicada con fecha 30.12.2004, que a la letra señala: “PRIMERA.- Suspensión de los efectos del inciso f) del

artículo 36° de la Ley de Concesiones Eléctricas.- Suspéndase los efectos de lo dispuesto por el inciso f) del artículo

36° de la Ley de Concesiones Eléctricas por un plazo que se extenderá desde la entrada en vigencia de la presente

Ley hasta el 31 de diciembre de 2007. Asimismo, suspéndase por el mismo plazo cualquier otra sanción administrativa

derivada del incumplimiento de lo dispuesto por el literal b) del artículo 34° de la Ley.



reserva de energía, mediante disposiciones que permitan verificar la

exigencia de que los generadores no pueden contratar más allá que su

energía firme.

1.3. La Garantía por Red Principal de Camisea

Camisea es un yacimiento de gas natural con reservas probadas de 12 TPC16

ubicado a 400 Km. al este de Lima, y requiere de 700 Km. de gasoductos para

transportar el gas seco a través de las cordilleras hasta la costa ya que el potencial

mercado de consumo se encuentra en Lima, y también cualquier posibilidad de

exportación. Se requería por ello construir un gasoducto para llevar el gas al

mercado potencial.

Las dimensiones mínimas para que el gasoducto empezara a ser económicamente

viable, exceden en mucho las necesidades del mercado peruano en el corto plazo,

ya sea para producción eléctrica o para uso industrial diverso.

Para hacer viable la construcción del gasoducto principal, y a su vez poner el gas

natural en el mercado, tanto para su utilización en generación eléctrica sustituyendo

el consumo de combustible importado, su uso industrial, transporte o doméstico y

eventualmente una industria petroquímica, se requería buscar una solución al

problema de poco consumo de gas durante los primeros años.

Este bajo consumo inicial no hubiera permitido que los pagos por el transporte del

gas requerido al inicio hubieran sido suficientes para lograr el financiamiento de las

inversiones y se requería un mecanismo de compensación o garantía para que el

proyecto fuera factible. Ante esta situación el Estado Peruano creó un mecanismo

para garantizar los ingresos iniciales del proyecto con un concepto que se denominó

Garantía por la Red Principal (GRP).

Dado que la utilización del gas natural en los proyectos de generación eléctrica,

implicaba un beneficio principalmente para los consumidores de electricidad. se

decidió constituir la GRP mediante un recargo en los costos que componen la tarifa

al consumidor final. Este costo se estimó que debería ser menor que el beneficio que

16 TPC = Tera Pies Cúbicos. Las reservas de Camisea equivalen a 2800 millones de barriles de líquidos lo cual

comparado con las reservas actuales de crudo (300 millones de barriles) significa 9 veces las reservas actuales. Por

otro lado, si Camisea se usara solamente para satisfacer el consumo interno (electricidad e industrias) la misma

alcanzaría para 50 años a una tasa de crecimiento del sector eléctrico del 5%.



representaba la presencia de gas en la matriz energética, con lo que el efecto neto

para el usuario eléctrico seguía siendo positivo.

Se prevé que la GRP irá disminuyendo a medida que el gasoducto transporte más

gas, hasta el límite comprometido (450 millones de pies cúbicos por día), por lo que

en el esquema de asegurar el abastecimiento de generación eléctrica, debe tomar en

consideración las unidades que utilicen gas natural.

Capítulo 2 – ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA


2. ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA

El objetivo central que se ha planteado la Comisión para el cumplimiento de su encargo

es la búsqueda de la eficiencia económica en la operación del sector eléctrico, en los

segmentos de generación y transmisión. El instrumento fundamental para el logro de la

eficiencia es una combinación apropiada de competencia y regulación. En donde sea

apropiado se preferirá la competencia, punto de vista desde el cual serán observadas y

evaluadas las medidas que se propongan para el logro del objetivo global.

Los Precios en Barra determinados mediante el proceso administrativo llevado a cabo

anualmente (antes era semestralmente) por OSINERG, en el que interviene el pronóstico

de la oferta y demanda esperadas para los próximos dos años constituyen señales

económicas cuya determinación ha sido motivo de permanente discusión y/o

discrepancia entre el OSINERG y los sectores interesados en los resultados de la

regulación (generadores, consumidores, Poder Ejecutivo, Poder Legislativo, etc.). Estas

discusiones, que en el fondo se reducen a desacuerdos con los precios que fija el

Regulador por considerarlos injustos o insuficientes, o excesivos, dependiendo del

observador, continuarán creciendo debido a la falta de una referencia objetiva sobre el

precio justo.

Los esfuerzos realizados por hacer más predecibles los precios mediante la mejora de la

especificación administrativa (mayor regulación) para la determinación de los precios sólo

han conducido al incremento de los elementos de discusión. Dada la necesidad de



efectuar pronósticos que afectan directamente la determinación de los precios no parece

que esta situación se pueda mejorar mediante la incorporación de más reglamentación

para efectuar las predicciones. Después de la debida reflexión sobre la problemática, se

ha concluido que la mejor manera de enfrentar el problema del precio justo es mediante

la introducción más decidida de la competencia en la formación de los precios de

generación.

El diagnóstico que se presenta a continuación se efectúa utilizando como marco de

referencia los elementos que, según la experiencia de la industria17, se requieren para el

desarrollo de una competencia efectiva en las transacciones del mercado mayorista. Esto

es:

a) Muchos compradores y vendedores, que neutralicen el poder de mercado de

cualesquiera de ellos;

b) Capacidad de respuesta de la demanda y de la oferta a los precios;

c) Mercados líquidos y eficientes

d) Acceso igualitario a los servicios esenciales (de transmisión y de operación del

sistema)

e) Tratamiento apropiado de los aspectos que pudieran interferir con el

funcionamiento del mercado

Los diversos estudios realizados tanto por el Ministerio de Energía y Minas, como por el

OSINERG, se pueden resumir en la necesidad de superar las barreras que existen para

el desarrollo de una competencia efectiva en generación.

Las debilidades del marco regulatorio, que se estuvieron analizando en los últimos años

se evidenciaron notoriamente durante el año 2004, al coincidir varios factores entre ellos

una severa sequía y precios de combustibles inusitadamente elevados.

A continuación se discuten los diversos aspectos de la problemática con referencia a los

elementos que se requieren para habilitar la competencia efectiva señalada

anteriormente.

17 S. Hunt, “Making Competition Work in Electricity”, John Wiley & Sons, New York, 2002, p. 69.



2.1. Estructura de la Oferta y Poder de Mercado

Todo mercado competitivo requiere un número grande de vendedores y en el caso

del mercado eléctrico un número grande de generadores. Idealmente cada

generador debería ser un tomador de precios, es decir, un generador sin capacidad

para afectar el precio del mercado, debido a su tamaño relativo respecto del conjunto

de generadores. Por el contrario, un monopolio tiene la posibilidad de elevar los

precios sin el temor que otro vendedor pueda cobrar precios más baratos y quitarle el

cliente. El monopolista puede producir menos que un mercado perfectamente

competitivo y elevar los precios obteniendo un beneficio con ello.

En la práctica ningún mercado es perfectamente competitivo y los mismos funcionan

más o menos en el intermedio de los extremos entre el monopolio y el mercado

perfecto. Si un mercado tiene sólo unos cuantos productores, los mismos actuarán

más como un monopolio y, en cierta medida, podrían fijar el precio. Si un productor

no es un tomador de precios, y reconoce que reduciendo su producción, o

postergando inversiones, puede elevar los precios, y hacerlo de tal manera que esto

le produzca un beneficio, se dice que tiene poder de mercado.

La medida más eficaz para limitar el poder de mercado es asegurar un número

grande de competidores, para lo cual es importante fomentar el ingreso de nuevos

generadores, expandir el área geográfica del mercado liberando las restricciones de

transmisión, y asegurar condiciones apropiadas de salida a las plantas que resulten

antieconómicas. Adicionalmente, es importante asegurarse que la demanda pueda

responder al incremento de los precios y asegurar suficiente cobertura contractual

(de largo plazo), de tal modo que la cantidad de energía transada en el mercado de

corto plazo sea relativamente menor.

2.1.1. La Estructura de la oferta en el Perú

La posibilidad de que el poder de mercado pueda ser ejercido en perjuicio de

los consumidores fue prevista en la LCE al establecer un mecanismo de

fijación de precios de generación mediante un sistema que solicitaba la

sustentación de los precios variables que cada generador presentaba para la

determinación del despacho económico de las unidades, lo cual sin embargo

no elimina del todo el problema porque los precios pueden elevarse también

por efectos de la retención de unidades que de otra manera se debían

considerar para el despacho.



Esto ha sido un problema desde el inicio de la reforma introducida por la LCE.

Últimamente por ejemplo para la determinación de las tarifas es necesario

considerar las plantas de generación a ingresar en los próximos dos años. Si

embargo los generadores existentes no tienen incentivo alguno para informar

los proyectos que tienen en consideración o en desarrollo y el Regulador se

enfrenta con el problema de tener que demostrar, a partir de información que

no posee, y que los interesados no tienen intención de proporcionarle, que

una determinada planta se encuentra en prevista en el horizonte de estudio.

La razón es totalmente clara: cualquier planta que se revele para ser

considerada en la determinación de los costos marginales para el cálculo de

la tarifa, además de implicar una exposición de información que podría

considerarse estratégica desde el punto de vista empresarial, lleva a una

reducción de las tarifas vigentes que no es atractiva para la economía de

ninguna planta actualmente en operación. Los generadores existentes tienen

incentivos para no revelar sus proyectos en nuevas plantas y el Regulador se

enfrenta a una asimetría de información, para resolver la cual debe efectuar

suposiciones razonables que conducen frecuentemente a la acusación de uso

indebido de la discrecionalidad.

Para reducir el poder de mercado, ejercido de esta manera singular mediante

la retención de unidades previstas para ingresar en el periodo de análisis

tarifario, es necesario, adoptar medidas que ayuden a revelar la información

sobre el ingreso de unidades de generación para el cálculo de la tarifa y, en la

medida de lo posible, promover el ingreso de un número cada vez mayor de

empresas de generación (competencia en el mercado) o por lo menos hacer

creíble que su ingreso es posible (competencia por el mercado).

Los cuadros que se presentan a continuación muestran la composición actual

de la oferta y la demanda en el sistema interconectado peruano



Empresas Generadoras

Potencia EfectivaProducción de Energía 2004

Ingresos Totales por venta de

Energía* Empresa

Generadora

MW % GWh % Miles de

US$ %

ESTADO (/1) 1 494,6 34,2% 9 465,6 43,2% 423 622 44,9%

ENDESA (/2) 1 452,7 33,3% 5 934,2 27,1% 178 128 18,9%

DUKE ENERGY (/3) 541,8 12,4% 2 179,8 10,0% 67 544 7,2%

OTROS (/4) 877,9 20,1% 4 323,1 19,7% 273 732 29,0%

Total SEIN 4 367,0 100,0% 21 902,7 100,0% 943 026 100,0%

(/1) Electroperú, Egasa, San Gabán, Egemsa y Egesur

(/2) Edegel, Eepsa y Etevensa

(/3) Egenor

(/4) Enersur, ElectroAndes, Termoselva, Shougesa y Cahua - CNP

* Con data histórica a diciembre 2004

Empresas Distribuidoras y Ventas al Mercado Libre y Regulado Datos de 2004

Empresa Mercado

Libre

(MWh)

Mercado

Regulado

(MWh)

Total

(MWh)

Particip.

%

Luz del Sur 428 790 3 570 579 3 999 370 20,3

Edelnor 908 600 3 146 512 4 055 112 20,6

Hidrandina 51 715 735 676 787 391 4,0

Seal 26 832 462 668 489 500 2,5

Electro Noroeste 27 483 461 198 488 681 2,5

Electro Centro 83 721 343 451 427 173 2,2

Electro Sur Medio 63 475 347 836 411 310 2,1

Electro Norte 4 236 309 392 313 627 1,6

Electro Sureste 20 484 217 025 237 509 1,2

Electro Sur 179 253 179 253 0,9

Electro Puno 16 211 113 774 129 985 0,7

Resto de empresas 7 751 470 097 477 848 2,4

DISTRIBUIDORAS 1 639 299 10 357 461 11 996 761 61,0

GENERADORAS 7 656 981 7 656 981 39,0

Total 9 296 281 10 357 461 19 653 742 100,0



La composición de la oferta está casi en un 80% en manos de tres grupos de

generación importantes: el Estado, Endesa y Duke Energy. El restante 20%

se encuentra diversificado en empresas de propiedad privada

En lo que respecta al consumo, aproximadamente el 41% es atendido por las

dos distribuidores de Lima (Edelnor y Luz del Sur). Otro 39% (mercado libre)

se encuentra atendido directamente por generadores. El 20% restante del

consumo está atendido por distribuidoras de provincias, en su mayoría

estatales.

Cabe destacar que la importante participación del Estado, en la capacidad de

generación ha sido considerada por algunos observadores como un obstáculo

para el desarrollo de la competencia. Algunos consideran que la participación

de las empresas del Estado no constituye un juego justo dado que estas

empresas, en particular Electroperú, podrían distorsionar la formación de

precios impulsándolos hacia la baja. Esta posibilidad, sin embargo es más

bien remota debido a que por la manera como se efectúa el despacho

centralizado del sistema, las plantas hidroeléctricas actúan como tomadoras

de precios. El valor del agua que constituye el “combustible” de estas plantas

es determinado como consecuencia de la optimización del despacho, es

decir, el valor del agua no es determinado por ellas mismas sino por el

mecanismo que optimiza el uso de las alternativas térmicas disponibles. La

otra forma en que las empresa del Estado podrían impactar en la reducción

de los precios es a través de nuevas inversiones en generación, pero esta

posibilidad es aún más remota dadas las posibilidades fiscales y la política del

Estado en materia de inversiones en actividades empresariales.

Como se puede apreciar de los cuadros, no existe una gran diversidad de

empresas que permita afirmar con seguridad la existencia de condiciones

para que los generadores sean únicamente tomadores de precio y ninguno de

ellos pueda ejercer poder de mercado. Dado el tamaño relativamente

reducido del sistema eléctrico las posibilidades de competencia en el mercado

no son muy grandes. Ante esta situación, una alternativa es recurrir a la

competencia por el mercado. Si se sabe que el mercado local es

relativamente pequeño para que haya una gran cantidad de generadores, la

alternativa es crear un mecanismo para que puedan competir no únicamente



los generadores existentes sino también nuevos generadores. La forma de

hacerlo es identificando, con suficiente anticipación, la existencia de cargas

que no logran conseguir suministrador a los precios regulados y convocar a

licitaciones en la cual se solicite generación para abastecer el servicio dentro

de, digamos, tres años (tiempo suficiente para construir una nueva planta).

Esto crea las condiciones para que sea posible el ingreso de nuevos

competidores y servirá como mecanismo de respaldo en caso que el sector

de generación considere que las tarifas fijadas por el Regulador son

insuficientes para asegurar un sector sustentable.

La sola amenaza de que podrá ingresar un nuevo generador debería ser un

fuerte incentivo para disciplinar a los generadores ya instalados contra el

ejercicio del poder de mercado. En caso que la falta de inversiones no se

deba al ejercicio de poder de mercado, sino que sea una señal de que los

precios no son suficientes para reflejar la escasez, estas licitaciones

permitirán descubrir los nuevos precios y asegurar la suficiencia de

generación en el sistema.

2.1.2. Administración de la información operativa

El operador en tiempo real del sistema en el Perú es el COES. Aunque la LCE

originalmente (1992) no previó la existencia de un operador en tiempo real del

sistema, la reglamentación de la ley incorporó en el año 1998 la

responsabilidad de la coordinación en tiempo real y encargó dicha función a

un representante de los titulares del Sistema Principal de Transmisión,

ETECEN en su momento. Entre 1992 y 1998 la coordinación del sistema en

tiempo real fue efectuada en forma rotativa por los centros de control de

ETECEN y EDEGEL, pero sin una asignación clara de su responsabilidad.

Luego de la entrega en concesión de ETECEN y ETESUR a REP, la

coordinación de la operación en tiempo real fue transferida al COES en el año

2001. No obstante la importancia de la función, ésta ha sido ejercida desde un

inicio de manera irregular. Inclusive en la actualidad los recursos tecnológicos

asignados para el ejercicio de la función son escasos y recientemente una

nueva modificación del Reglamento de la LCE en febrero de 2005 ha

establecido que:

“...OSINERG determinará los costos eficientes de inversión, de operación y de

mantenimiento que se reconocerán al Coordinador por la coordinación de la



operación en tiempo real del Sistema. Dichos costos serán cubiertos por los

integrantes del COES.”,

Lo cual muestra que aún hoy día la respectiva función adolece de los

recursos económicos necesarios para su ejecución en condiciones óptimas y

que es necesario establecer cuánto es el costo eficiente para la prestación del

servicio.

La información de detalle que el COES maneja respecto a la operación del

sistema, tanto la operación en tiempo real, como la correspondiente a la

operación del mercado de corto plazo es información reservada conocida

únicamente entre sus integrantes. Esta práctica de reserva de información no

es compatible con una política de incentivo al ingreso de nuevos generadores

al sistema y por tanto contraria al desarrollo de la competencia. Una

organización en donde la información de la operación es restringida

únicamente a los miembros del club constituye una barrera importante de

entrada a nuevos generadores.

El operador del sistema presta un servicio de carácter monopólico. Todos los

agentes del mercado tienen necesidad de utilizar sus servicios y la

información que le brinde a ellos o a los nuevos generadores interesados en

ingresar al sistema debe ser efectuada en condiciones equitativas. Ningún

generador (grande o pequeño), distribuidor, cliente libre o generador nuevo

debe recibir un trato discriminatorio en lo que se refiere al acceso a la

información operativa.

A fin que la información disponible de la operación se administre de manera

equitativa para todos los participantes es necesario, y perentorio, que la

responsabilidad de la operación del sistema sea encargada a un organismo

independiente y sin interés de grupo en los resultados de la operación.

2.1.3. Las limitaciones del sistema de transmisión

Un sistema de transmisión que no posea suficiente capacidad de transporte

entre las fuentes de generación y los lugares donde se consume la energía

crea condiciones para el ejercicio del poder de mercado por parte de los

generadores. Si no todos los generadores pueden llegar en igualdad de

condiciones a los centros de carga, debido a limitaciones en el sistema de

transmisión, se crean ventajas de unos generadores frente a otros



pudiéndose crear islas de precios en donde unos generadores pueden

resultar teniendo características monopólicas.

Por esta razón, es importante un desarrollo robusto del sistema de

transmisión. Este sistema debe tener capacidad suficiente para evitar la

formación de islas a lo largo de la red. Cuanto más desarrollado se encuentre

el sistema de transmisión, tanto más amplio será el campo de competencia

entre generadores.

Debido a las características del marco regulatorio existente, durante los

últimos años en el Perú el desarrollo de la transmisión ha sido muy limitado.

El sistema actualmente en existencia adolece de serias deficiencias y la

seguridad del sistema por este motivo es causa de preocupación. Un análisis

reciente de las condiciones de seguridad han puesto en evidencia que el

sistema es bastante inseguro, en el sentido que la falla de algunas de sus

líneas de transmisión podría causar apagones con una alta probabilidad.

Además del riesgo en la seguridad a que se ve expuesto el sistema por las

limitaciones en el sistema de transmisión se tiene también las restricciones

que interfieren con el desarrollo del sistema de generación. En este caso, sin

un desarrollo oportuno de las redes de transmisión para acomodar el ingreso

de las nuevas plantas de generación, todo el sistema se perjudica con la

insuficiencia de generación. Por este motivo, es indispensable efectuar una

revisión del marco regulatorio de la transmisión para resolver los problemas

que impiden su desarrollo o que limitan la incorporación de nueva generación.

Los estudios realizados por OSINERG sobre el problema de la transmisión

han concluido en la necesidad de modificar las reglas para hacer más

predecible y estable la remuneración de estos sistemas y de los cargos por su

utilización. Desde el punto de vista de la inversión, las reglas existentes de la

LCE no garantizan la recuperación de la inversión dado que el sistema

económicamente adaptado debe ser revisado cada cierto tiempo. En un

sistema en el que, periódicamente, es puesto en tela de juicio si una

determinada inversión debió haberse efectuado o no, es muy difícil que se

puedan atraer inversiones, el riesgo es demasiado alto.

Desde el punto de vista de los usuarios de la red también ha habido

problemas debido a la incertidumbre sobre los cargos que corresponde pagar

a cada uno por el uso de la transmisión, especialmente los cargos por el uso



de los sistemas secundarios de transmisión. La obligación contenida en la ley

de revisar cada año, o en forma periódica, los cargos de transmisión ha sido

materia de permanente controversia y discusión con quienes resultan

responsables de pagar dichos cargos.

2.1.4. El Crecimiento del Mercado Libre

El mercado libre en el sistema peruano representa alrededor del 48% del

consumo nacional. Este mercado está constituido por el conjunto de

consumidores con demanda máxima superior a 1000 kW.

Durante los últimos años ha existido una preocupación por las condiciones de

competencia existente en este mercado. Algunos clientes con demanda

máxima ligeramente superior a los 1000 kW. han sugerido que preferirían ser

parte del mercado. De otro lado, existe otra corriente de opinión que sugiere

la conveniencia de reducir el límite de 1000 kW. para calificar a un cliente

como cliente libre. El análisis realizado sobre la situación ha conducido a

plantear la posibilidad de reducir el límite de 1000 kW. para calificar a un

cliente como libre, pero dejar esto como una opción del cliente. De igual

modo, se ha previsto que entre 1000 y 2000 kW. sea un rango en el cual el

cliente podría elegir entre ser libre o ser regulado.

Dado que la elección del rango más convenientes para permitir la opción de

los clientes a elegir su clasificación como libre o regulado requiere la

ejecución de estudios que no se han efectuado dentro del alcance del

presente encargo, se ha considerado crear en la ley únicamente el concepto

de rango opcional para que el cliente puede elegir si desea ser parte del

mercado libre o del mercado regulado. Los límites del rango opcional deben

fijarse en el reglamento.

2.1.5. Sobre el equilibrio entre riesgo y rentabilidad

La amenaza de falta de inversiones para el mediano plazo que se percibió

durante el año 2004, indicaba que los precios fijados por el Regulador, o las

tasas de rentabilidad, o ambos, eran insuficientes.

Una de las principales quejas que efectuaron los generadores al Regulador

fue que la tarifa era insuficiente para generar recursos que garantizaran las

inversiones en nuevas unidades de generación. Se sostenía que los Precios

en Barra fijados por OSINERG eran demasiado bajos para poder atraer



recursos. Con este motivo, se solicitaron incrementos significativos de precios

en las tarifas. Si este reclamo era justo o no, es algo que no se puede

determinar de manera sencilla, dado que el precio justo es función de los

niveles de riesgo existente en el sistema, y este riesgo es difícil de evaluar de

manera objetiva.

Si las tarifas determinadas por el Regulador son insuficientes dado el nivel de

riesgo existente en el sistema, el equilibrio debe reestablecerse recurriendo a

un proceso que recoja las señales del mercado en condiciones de

competencia. Por este motivo, antes que insistir en demostrar que las

premisas del cálculo efectuado por el OSINERG son las más adecuadas,

resulta mejor y más eficaz recurrir a un proceso de competencia por el

mercado, creando las condiciones para que la demanda se convierta en una

demanda disputable. Esto último se puede lograr si se efectúan licitaciones

para su abastecimiento con suficiente anticipación, digamos con un adelanto

de tres años, de tal modo que se permita el ingreso de generadores con

unidades nuevas.

La licitación debería permitir compensar el riesgo que corren los inversionistas

de tal modo que:

(i) los ingresos provenientes del contrato cubran los costos eficientes de

inversión y operación de la central más una rentabilidad razonable;

(ii) los ingresos no peligren como consecuencia de factores que no

puedan ser controlados por el inversionista;

(iii) el riesgo regulatorio sea mínimo, es decir que los precios y la

normativa no cambiarán para los adjudicatarios de las licitaciones;

Lo anterior puede lograrse si se establece como regla que los precios

resultantes de la licitación son precios que se mantendrán fijos por un periodo

de tiempo relativamente largo.

2.1.6. El problema de la suficiencia de generación

El análisis de los hechos que ocurrieron en el año 2004 evidencian que el

problema del sistema no fue de falta de capacidad sino de falta de energía

económica y de reserva fiable que dio lugar a precios muy altos de corto

plazo y con un sistema operando en condiciones inseguras.



De continuar el crecimiento de la demanda al ritmo de los últimos años, la

reserva podría ser insuficiente para afrontar una situación de sequía similar

en dos o tres años; a menos que se den las inversiones necesarias para

cubrir el referido crecimiento de la demanda. En consecuencia, es necesario

tomar las medidas necesarias para asegurar que se den esas inversiones.

Durante los primeros meses del año 2005, y en contraste con la situación de

fines de 2004, se ha ido incrementando el interés para instalar plantas de

generación que utilicen el gas natural de Camisea, llegándose discutir la

posibilidad de instalar inclusive más de 1000 MW al sur de Lima en el

mediano plazo. Esto ha llevado a algunos agentes a sugerir que ya el

problema de seguridad del abastecimiento está resuelto y que por tanto no se

requiere efectuar modificación alguna a la LCE en este sentido.

Lo anterior sin embargo, no reconoce el hecho de que los periodos de crisis

son recurrentes y que puede volver a ocurrir una coincidencia de sequía y

precios de tarifas en barra que sean marcadamente inferiores a los costos

marginales de corto plazo. Especialmente si se efectúa una inversión

importante del tamaño señalado anteriormente, los precios podrían volver al

nivel que tenían previo al mes de noviembre de 2004 y que fue el que sirvió

de detonante para todo el problema. Es, por tanto, preciso que el sistema se

encuentre preparado y con medidas preventivas para evitar que esto ocurra

nuevamente en el futuro, y aun en el caso que ocurriera, que el marco

regulatorio se encuentre preparado para afrontar la situación con reglas claras

al respecto y con mecanismos que le permitan promover el ingreso de nueva

generación

Recomendaciones 2-1

a. El mercado peruano es de tamaño reducido y su estructura de

relativa concentración en unos pocos agentes requiere la

introducción de medios que posibiliten la competencia por el

mercado como alternativa de respaldo a la competencia en el

mercado (que podría tomar mucho tiempo desarrollar). La forma de

lograr esto es propiciar la realización de licitaciones para la

suscripción de contratos de abastecimiento de generadores a

distribuidores a precios firmes. Esto deberá realizarse abriendo las

posibilidades de ingreso de nuevos generadores.



b. El COES debe permitir el libre flujo de la información disponible

sobre la operación del sistema entre todos los interesados en

participar en el mercado. Debe, asimismo, operar el mercado de

corto plazo. Para tal fin, la gobernabilidad del COES actual debe

modificarse para lograr una institución independiente de los

intereses de cualquier agente particular. Esta independencia

permitirá también reducir las barreras de ingreso a nuevos

participantes, lo cual redundará en beneficio de la competencia.

c. Para que el mercado funcione de manera eficiente es necesario

eliminar las barreras de un sistema de transmisión

insuficientemente desarrollado, que ocasionan la separación del

mercado en islas por excesiva congestión en las líneas. En tal

sentido, debe adecuarse el marco regulatorio de la transmisión con

el objeto de reducir los costos de transacción para el ingreso de

nuevos participantes. El nuevo marco regulatorio debe ser más

previsible y más estable en lo que corresponde tanto a la

remuneración de los inversionistas cuanto a los cargos que deben

pagar los usuarios de la transmisión. Esto ayudará a maximizar el

número de participantes y por consiguiente a la competitividad del

mercado.

d. Debe modificarse las reglas para la definición del mercado libre.

Los clientes con una demanda anual comprendida dentro de un

determinado rango, a ser establecido por el regulador, deben tener

la opción de decidir si desean pertenecer al sector de clientes

libres o al sector de clientes regulados.

2.2. Respuesta de la Demanda a los Precios

Para que la competencia se desarrolle de manera eficaz es indispensable que se

cuente con mecanismos que permitan a la demanda responder a las señales de



precios del sistema, tanto en casos de escasez como en casos de abundancia del

recurso18.

La existencia de mecanismos que posibiliten la respuesta de la demanda a las

señales de precios es uno de los requisitos fundamentales para el funcionamiento de

cualquier mercado competitivo. No existe nada más importante para los mercados en

su situación actual que incorporarles la posibilidad de la respuesta de la demanda.

En el caso del mercado eléctrico peruano los consumidores (libres o regulados) no

tienen ni los incentivos ni los medios para responder debido a que nunca enfrentan

las señales de corto plazo del precio de mercado. Pagan un precio que representa un

valor promedio a lo largo del tiempo y cualquier señal de escasez o de abundancia

de los recursos es filtrada o bloqueada en el camino.

Con excepción de las tarifas separadas entre punta y fuera de punta, los precios de

la electricidad generalmente han sido empaquetados – se paga la cantidad

consumida, sin importar cuándo se utiliza. Adicionalmente existe el problema de que

a los consumidores les falta un medio para responder a los precios cambiantes de la

electricidad.

En el mercado eléctrico, los consumidores compran la electricidad cada vez que

encienden un interruptor de la luz. Nunca han tenido la necesidad de verificar el

precio o de negociar un precio por adelantado, de tal manera que en la actualidad no

existen métodos para hacerlo.

En el diseño del mercado eléctrico peruano, todo el énfasis ha sido puesto en el lado

de la oferta con la suposición implícita que los consumidores simplemente tomarán lo

que necesitan y pagarán por ello. Sin embargo, es vital prestar atención a la

respuesta de los consumidores, debido a que ello será lo que hará que el mercado

funcione. Hoy en día este hecho está empezando a ser ampliamente reconocido en

la industria, sin embargo la respuesta de la demanda ha sido prácticamente ignorada

en los planes de reestructuración a la fecha.

Como resulta claro de la experiencia de California en el año 2001, la decisión de

ignorar la respuesta de la demanda a los precios puede destruir un mercado cuando

18 “The lack of customer response is the reason for worries about reliability. Adequate attention to demand response would

remove the need for capacity market, installed capacity requirements, price caps and other holdovers from regulation” Sally

Hunt; Making Competition Work in Electricity, 2002, p.76



el balance de oferta/demanda llega a ser crítico. Si California hubiera instalado

medidores y precios horarios la crisis no se hubiera producido. Aun con escasez de

capacidad los precios no hubieran subido tanto como lo hicieron (hasta 10 veces el

valor normal). De hecho la simple elevación del precio a los consumidores en general

redujo la demanda en tal magnitud que la crisis que se había previsto para el verano

del 2001 simplemente desapareció, y los precios spot volvieron a su nivel. Esto

sucedió después que los precios minoristas fueron elevados en un promedio de 40

por ciento. En el caso de una implementación de respuesta de la demanda a los

precios esto no significa que toda la demanda debe estar expuesta a incrementos de

precios de esta magnitud, lo estaría únicamente aquella fracción de la demanda en

exceso de los valores contratados, que si este exceso hubiera sido de 5% hubiera

dado lugar a un incremento en la facturación total del orden de 5% x 0,4 = 2%.19

Los consumidores están acostumbrados a pagar por la electricidad sobre la base de

una forma específica de contrato – una tarifa de abastecimiento total (full

requirement). Toda la electricidad que se use se paga al mismo precio, o a lo más en

bloques de punta y fuera de punta. Sin embargo, estos contratos por su naturaleza

no pueden lograr la respuesta de la demanda cuando se le necesita, es decir cuando

los precios (i.e. tiempo real) de la electricidad son muy altos. La alternativa a estos

contratos son los contratos de precio y cantidad en los cuales se especifica los

requerimientos de energía por bloques horarios. Estos bloques pueden ser solo de

punta y fuera de punta, o inclusive bloques de 15 minutos cada uno.

Según señala Larry Ruff:

“Un problema con un contrato “full requirement” es que éste no le da al

comprador/consumidor incentivos para reducir su demanda cuando los

precios spot son elevados. Este problema se puede reducir con precios

de contratos que varían por hora del día y/o por estación para reflejar

los precios spot esperados en diferentes momentos y con penalidades

en los precios por demandar por encima de los niveles esperados, pero

tales medidas contractuales no suministran incentivos de conservación

extraordinarios durante condiciones de sequía extraordinarias. La

manera más eficiente de crear incentivos de conservación que reflejarán

las condiciones reales en todo momento es fijar las cantidades

19 El incremento del 40% es efectivo porque se concentra en aquellos momentos en que el sistema se encuentra

realmente apremiado por la escasez.



contractuales horarias de acuerdo a las demandas horarias esperadas

por el consumidor y luego permitir que el consumidor compre o venda

en el mercado spot cualquier diferencia entre su consumo real y las

cantidades contratadas en cada hora. Por supuesto, esto requiere que

el consumidor tenga la posibilidad de comprar o vender en el mercado

spot...”

En este sentido, la manera de permitir la respuesta de la demanda a los precios es

permitir el acceso de la demanda al mercado de corto plazo. Se debe permitir la

participación tanto de distribuidores como de clientes libres, a fin que los mismos

puedan efectuar la liquidación de sus desbalances que se originarían por sus

compromisos de compra de energía.

Para que puedan darse las transacciones de compra y venta en el mercado de corto

plazo es importante que los contratos puedan ser del tipo precio-cantidad horaria en

donde el demandante se compromete a tomar una determinada cantidad de energía

en un momento especificado y si llegado el momento no tomara exactamente la

energía contratada, los desbalances, es decir, las diferencias entre lo contratado y lo

efectivamente consumido, serían liquidados a precios spot.

En el escenario de la demanda participando en el mercado de corto plazo se amplía

el concepto de contratos que existe en la actualidad únicamente por precio

(asumiendo requerimiento total) y se habilita la posibilidad de contar con contratos de

precio-cantidad.

En este concepto el comprador (distribuidor o cliente libre) no sólo especifica una

máxima demanda, como hasta ahora, sino que especificará bloques de energía a

consumir por periodos de tiempo (cada 15 minutos en un caso extremo). Dichos

contratos se establecerían con la regla de que en el caso que el consumidor tome

menos que lo contratado la diferencia entre lo contratado y lo efectivamente

consumido le sería devuelto valorizado al precio spot del momento.

Lo anterior crea incentivos para que los distribuidores puedan poner en práctica

programas de administración de carga, de conservación de energía, o de contratos

interrumpibles; y los consumidores puedan a su vez ver la ventaja y tener la

oportunidad de modificar sus patrones de consumo para adaptarse mejor a las

señales de precios del mercado. Se resolverían así automáticamente las disputas por



los excesos cobrados sobre las cantidades contratadas por los consumidores o

distribuidores20. Sería obvia la solución a los consumos estacionales puesto que la

producción contratada para todo el año podría ser revendida en los meses en que el

consumidor no toma energía del sistema.

Otra ventaja que es posible aprovechar, de esta posibilidad de promover la respuesta

de la demanda, se da a nivel de todo el sistema. En la situación actual los efectos de

las transacciones en el mercado de corto plazo no inciden en el mercado regulado,

por ello, la demanda no es consciente de la necesidad de usar eficientemente la

energía. Esto a su vez repercute en la necesidad de equipamiento de generación

para abastecer una demanda ineficiente, redundando en un mayor costo.

Para que el distribuidor tenga interés en controlar su demanda debe contar con los

incentivos adecuados para participar en el mercado y los beneficios que obtenga

podrían ser compartidos entre la empresa y los usuarios. Esto implicaría la necesidad

de revisar conceptos tales como el actual Factor de Balance de Potencia21, por

ejemplo.

2.2.1. Mercado libre

En el marco vigente, los clientes libres obtienen su energía a través de

contratos bilaterales de abastecimiento pleno (full requirement) suscritos con

los generadores o distribuidores. Debido al diseño original del modelo

contenido en la LCE, estos clientes no tienen la posibilidad de establecer

contratos del tipo precio y cantidad. Esto último requeriría un mercado

secundario donde vender sus excedentes y eventualmente comprar sus

necesidades. Tal mercado podría ser el mercado de corto plazo administrado

por el COES.

La idea de que el mercado de corto plazo sea el mercado para resolver las

diferencias entre lo contratado y lo consumido permite habilitar las

transacciones de precio y cantidad señaladas más arriba como un medio para

obtener la respuesta de la demanda a los precios. Sin embargo es necesario

20 Cuando un distribuidor suscribe contratos con un generador para el abastecimiento de una máxima demanda y durante

la ejecución del contrato excede la potencia contratada, pueden presentarse desacuerdos relacionados con la valorización

de la energía asociada con dichos excesos. 21 El Factor de Balance de Potencia o FBP es un factor incorporado por el Regulador para controlar que un distribuidor no

pueda sobre vender capacidad jugando con la simultaneidad de las máximas demandas de sus clientes. Fue introducido

para que la empresa distribuidora limitara sus ingresos a los provenientes del Valor Agregado de Distribución.



tomar en cuenta que el actual COES integrado únicamente por

representantes de los generadores y, en menor proporción, por los

transmisores, no es una institución que posea los requisitos de independencia

necesarios para determinar el precio spot de manera transparente, tampoco

se tendría la seguridad que los consumidores libres sean tratados en igualdad

de condiciones que los generadores.

2.2.2. Mercado regulado

En el caso de los consumidores regulados, el Precio en Barra de la energía

fijado anualmente por el Regulador, se aplica al periodo anual de fijación

tarifaria, estableciéndose de esta manera un precio estabilizado, que filtra la

variación instantánea (spot) de precios que pudiera darse en el periodo.

De la misma manera, este valor estabilizado es trasladado al usuario final,

que a su vez no es afectado por la variación instantánea de los precios de

producción eléctrica.

Esta forma de tratamiento introduce varias limitaciones:

- No hay incentivos para la administración de carga o el ahorro de energía.- Dado que el precio pagado por el distribuidor es regulado e igual

a un valor promedio, denominado Precio en Barra, no existen medios para

que la demanda pueda responder a las señales de precios del mercado.

En el sistema actual al distribuidor le es indiferente adquirir más energía en

horas en que el precio spot está por debajo del Precio en Barra porque no

puede acceder al mercado de corto plazo.

Tampoco le es útil consumir menos energía, en un momento en que el

sistema tenga precios spot muy altos, porque no tiene la posibilidad de

vender al mercado de corto plazo lo que economice con relación a lo

contratado, y por tanto no obtiene ningún beneficio especial con ello.

Si el distribuidor pudiera suscribir contratos de precio-cantidad por bloques

horarios de energía, los cuales luego pudiera liquidar en el mercado de

corto plazo, tendría el incentivo para utilizar programas de administración

de carga o de conservación de energía que en estos momentos no existen.



- Falta de incentivos a los consumidores finales.-Tampoco hay

incentivos a los usuarios para racionalizar su consumo, ya que los precios

que pagan no están directamente relacionados a los precios spot,

generando las condiciones para un crecimiento ineficiente de la demanda.

Estos incentivos podrían dirigirse a los grandes consumidores que cuenten

con medición horaria completa de su consumo y que tuvieran flexibilidad

para modular su consumo en función de los precios.

- Opciones tarifarias incompletas.- Las opciones tarifarias, definidas por

el Regulador, y ofrecidas por el distribuidor a sus clientes, no contienen

señales de escasez de corto plazo que puedan incentivar a un manejo

más racional del consumo

Para resolver estas limitaciones es necesario, igual que en el caso de los

clientes libres, que los distribuidores que compran para el mercado regulado

puedan suscribir contratos de precios y cantidades y tener acceso a un

mercado de corto plazo, en donde liquidar sus diferencias entre lo consumido

y lo contratado..

Con un mercado de corto plazo disponible donde participar, los distribuidores

pueden acceder a los medios que faltan para enviar a los consumidores

señales de escasez o abundancia que hoy día se encuentran bloqueadas. La

incorporación de un mercado de corto plazo con la participación de

generadores, distribuidores y clientes libres es un cambio importante con

respecto al mecanismo existente de transferencias únicamente entre

generadores, efectuada por el COES. Este cambio no es equivalente a

solicitar la participación en el COES de representantes de los distribuidores y

clientes libres. La creación del mercado de corto plazo podría efectuarse sin

necesidad que intervenga representante alguno de generadores,

distribuidores o clientes libres, ya que lo que se busca en este caso no es

lograr un equilibrio de fuerzas para algún fin específico. Lo que se requiere,

como se ha señalado, es un sistema de mercado que determine un precio

spot de manera transparente y que sirva para liquidar diferencias o

desbalances.

Dada la naturaleza de la función que compete al operador del mercado, esto

es, la determinación del precio de mercado de corto plazo de manera

transparente tal que asegure la eficiencia del resultado, y que además debe



efectuar las liquidaciones entre los diferentes agentes participantes en el

mismo, es necesario que dicha función se encuentre a cargo de un operador

independiente. La entidad más adecuada para asumir las funciones de

operador de este mercado de corto plazo sería el COES con una estructura

de gobernabilidad revisada para asegurar su independencia.

2.2.3. Contratos para posibilitar la respuesta de la demanda

Como se ha señalado en la sección 1.1, con el objeto de asegurar el

abastecimiento, el modelo peruano contenido en la LCE exige al distribuidor

contar con contratos de potencia y energía por los siguientes dos años.

Además, los generadores no pueden contratar más energía ni potencia que

su energía y potencia firme.

Sin embargo, esta exigencia de la LCE no se ha aplicado de manera explícita

para la contratación de la energía por diversas razones. Los contratos entre

generadores y distribuidoras han sido únicamente por potencia, La

contratación de energía no ha sido establecida en forma explícita,

asumiéndose que la energía contratada era la energía asociada al contrato de

potencia22.

Los contratos para posibilitar la repuesta de la demanda requieren que los

compradores especifiquen las cantidades de potencia y energía que

consumirán, en el momento y lugar indicado. Los contratos deben especificar

los bloques de energía por periodos de tiempo, esto significa que no sólo se

especificará el precio sino también la cantidad a tomar, de tal forma que una

vez transcurrido el periodo de entrega pueda efectuarse una comparación y

22 Una primera explicación para esta forma de contratación puede encontrarse en el marco de la propia LCE. Cuando algún

comprador contrata una determinada cantidad de potencia, y otro tanto de energía, es de esperarse que si las cantidades

contratadas no se consumen éstas puedan ser vendidas en un mercado secundario, que en el caso del sistema peruano no

ha existido para los distribuidores ni para los clientes libres. En esta situación, es muy difícil que se puedan establecer

contratos por cantidades fijas del producto a utilizar. Esto ya ha ocurrido, por ejemplo, con la contratación de la capacidad.

Los distribuidores se han quejado de que las cantidades de potencia que se veían obligados a contratar, los ponían en

desventaja frente a los generadores, dado que se les obligaba a predecir con mucha exactitud cuál sería la demanda de

sus clientes. Si erraban por exceso, se veían obligados a comprar una capacidad que no utilizaban y que por tanto no

podían trasladar a sus clientes; por el contrario, si erraban por defecto se veían obligados a pagar una penalidad por el

exceso incurrido. Esto llevó últimamente a que los generadores entendieran el problema de los distribuidores y convinieran

en firmar contratos de potencia variable, en donde el contrato de potencia o capacidad pudieran tener un margen de error

de entre +/- 20%, los que resultan una solución limitada para el problema más general de la contratación.



determinar la diferencia entre lo contratado y lo efectivamente consumido. La

diferencia anterior será liquidada al precio del mercado de corto plazo.

Los contratos podrían empezar, por ejemplo, con una especificación simple

de consumos en horas punta y fuera de punta (dos bloques horarios) y

evolucionar de acuerdo con las necesidades o con la experiencia hacia

especificaciones más sofisticadas de bloques inclusive de 15 minutos cada

uno.

Una aplicación importante de esta exigencia de suscribir contratos por

cantidades de energía es que los pronósticos de demanda, que serán

utilizados para verificar la suficiencia de la generación disponible, dependerán

de los propios agentes de mercado. Los pronósticos de demanda que

efectúen los propios distribuidores o clientes libres serán comparados con la

capacidad de generación existente y prevista de ingresar en los próximos

años, de dicha comparación se determinará, con suficiente anticipación, las

necesidades de nuevos proyectos de generación.

De otro lado, también es necesario reconocer que sin una medida explícita de

los requerimientos de generación para abastecer la cantidad de energía y

potencia que el sistema necesita no hay manera de identificar el tipo y

magnitud de la generación que se debe instalar. Por este motivo se requiere

la certificación de la energía y potencia o capacidad disponible. Los

certificados de potencia y de energía serán instrumentos que permitirán medir

permanentemente la relación entre la oferta y la demanda.

Los contratos de suministro que, de parte del generador, no podrán exceder

la potencia y energía certificadas del suministrador, permitirán la vigilancia

permanente de la suficiencia de generación y/o de la validez de los precios

regulados de generación, según:

Si toda la carga esperada para el tercer año se encuentra contratada con

energía y potencia certificadas, el sistema se proyecta operando de

manera segura; sin embargo,

Si una parte de la carga se proyecta sin contratos, para el tercer año, esto

se puede deber a dos causas posibles: (i) que no haya suficientes

certificados, lo cual es equivalente a la necesidad de nueva generación, o

(ii) que los generadores no tienen disposición para suscribir contratos



porque el precio regulado de generación es insuficiente para compensar la

exposición al riesgo que conlleva la firma de un contrato. En ambos casos

se requiere de un proceso de licitación que permita despejar el precio. El

precio resultante de la licitación será firme por el periodo de vigencia del

contrato.

El proceso de licitación requerido para lograr la suscripción de los contratos,

convocado con tres años de anticipación, dará la oportunidad para la

participación de nuevos generadores y la competencia debe limitar la

posibilidad del ejercicio de poder de mercado de cualquier generador

existente.

Recomendaciones 2-2

a. Es esencial la creación de un mercado de corto plazo (spot) donde

participen generadores, distribuidores, clientes libres y otros

agentes interesados en un mercado donde liquidar rápidamente sus

desbalances entre lo contratado y lo efectivamente consumido o

generado. El mercado de corto plazo será un medio transparente

para determinar el precio al cual se deben liquidar los desbalances

de los participantes Este mercado de corto plazo puede constituirse

a partir del mecanismo actualmente utilizado por los generadores

en el COES para efectuar sus transferencias de energía a costo

marginal de corto plazo.

b. La participación de la demanda en el mercado de corto plazo

requiere un operador independiente que le asegure un trato

igualitario en las transacciones de corto plazo originadas por su

respuesta a las variaciones de los precios. En este sentido, la

selección del COES como el operador del mercado de corto plazo

debe ser acompañada por una modificación de la estructura de

gobernabilidad del operador actual, para introducir la

independencia deseada.

c. Los compradores de energía en el mercado deberán poder

suscribir, con sus proveedores, contratos tanto de potencia como

de energía, esta última de manera explícita ya sea en bloques o

asociada a una máxima demanda contratada con el generador. La

contratación de energía por bloques permitirá a la demanda



aprovechar la compra y venta de energía en el mercado de corto

plazo en respuesta a las señales de precios spot.

d. La contratación de cantidades de energía deberá exigirse con

suficiente anticipación a fin de permitir conocer oportunamente los

pronósticos bien estudiados de la demanda. Esto posibilitará

efectuar una verificación con tiempo de la suficiencia de generación

en el sistema, mediante la comparación entre la generación firme

disponible y las proyecciones de crecimiento de la demanda.

e. Se debe implementar un sistema de verificación de la existencia de

contratos para cubrir la demanda prevista con, por lo menos, tres

años de anticipación; si se identifica una falta de contratos para

cubrir la demanda se debe convocar a un proceso del licitación

pública para suscripción de contratos a precios firmes.

f. Para la contratación de su potencia y energía con el mercado

regulado del servicio público, los generadores deberán contar con

certificados que acrediten su capacidad física para honrar sus

compromisos de abastecimiento.

g. El OSINERG deberá llevar un registro con las proyecciones de

demanda efectuadas por las empresas distribuidoras y clientes

libres, de los certificados de energía y potencia otorgados a los

generadores, así como de los contratos suscritos para abastecer la

demanda prevista

2.3. Liquidez, Eficiencia e Integridad del Mercado

Este requerimiento para el funcionamiento de la competencia es uno de los más

difíciles de lograr en los mercados eléctricos debido a sus propias peculiaridades. El

mercado eléctrico de generación en Perú no ha sido la excepción, ni ajeno a estas

dificultades.

Sin embargo, dada la situación y los objetivos de la Comisión, es necesario prestar

atención a estos temas para determinar en qué medida las disposiciones contenidas

en la LCE han establecido barreras para el desarrollo de estas características y qué

se puede hacer para que las correcciones al marco regulatorio no impida, y mas bien

promueva, este desarrollo en el futuro.



2.3.1. Conceptos de liquidez, eficiencia e integridad en general

Se dice que un mercado es líquido cuando existen muchos compradores y

vendedores que pueden interactuar fácilmente entre ellos y que además

poseen información acerca de los precios del mercado. En un mercado

líquido el precio rápidamente se estabiliza en un precio de mercado. Si hay

buena información y la posibilidad de revender, un mercado competitivo llega

a un solo precio para un producto específico en un momento y lugar

específicos. Un mercado líquido permite a un comprador o vendedor adicional

entrar al mercado sin afectar el precio.

De otro lado, un mercado es eficiente cuando los participantes no pueden

predecir en que dirección se moverán los precios. En un mercado eficiente los

agentes dedicados al arbitraje desempeñan una función útil comprando y

vendiendo hasta que las pequeñas diferencias entre los precios para el

mismo producto en diferentes mercados desaparezcan. Un agente de este

tipo obtiene grandes ganancias en mercados ineficientes con poca

información.

Los mercados plenamente competitivos requieren plazas de mercados

integrales o completas, esto es, un conjunto completo de mercados (plazas

de mercado) spot y de contratos a plazos, así como herramienta para el

manejo del riesgo, para cada producto, momento y lugar, específicos. El

mercado completo de la electricidad le permitiría a cualquier agente comprar

o vender electricidad para entrega en cualquier momento o lugar, incluido

aquí y ahora.

Los mercados completos incluyen: mercados spot, mercados de contratos a

plazo, mercados de futuros; y herramientas para el manejo del riesgo.

Los mercados spot son mercados para entrega inmediata. Los mercados de

contratos a plazo son aquellos donde la entrega, toma lugar en algún

momento del futuro. Los mercados de futuros son un tipo de mercado de

contratos a plazo que toma lugar en un intercambio organizado. Las

herramientas para el manejo del riesgo incluyen: contratos, seguros,

coberturas (hedges) y opciones.



2.3.2. Plazas de mercado para la electricidad

Debido a las peculiares características de la electricidad (no almacenable) los

mercados eléctricos son por naturaleza menos líquidos que los mercados de

productos que se pueden almacenar. Además, la electricidad no se puede

mover fácilmente de un lugar a otro. El precio del petróleo varía de un lugar a

otro por el costo de transporte. Pero en el caso del petróleo el costo de

transporte es establecido competitivamente y puede ser acordado, y el

petróleo transportarse a cualquier lugar. En la electricidad, las diferencias de

precios entre los lugares pueden variar de día a día, y no se pueden acordar

además no existe transporte entre muchos lugares.

En la electricidad, para hacer un estimado de precios futuros en cada

momento y en cada lugar, se necesita un modelo de cómputo, y mucha

información acerca de la disponibilidad hidroeléctrica, de los planes de

mantenimiento de las plantas generadoras y de la transmisión, de los precios

de los combustibles, y de los niveles de demanda. Este es un ejercicio

costoso y consumidor de tiempo, característica que se benefician de las

economías de escala –cuanto mayor sea el comerciante las ganancias que

obtenga pueden ser mayores.

Los mercados de electricidad serán inherentemente menos eficientes y

líquidos que los mercados de productos que se pueden almacenar debido a

que:

− Cada mercado de contratos a plazo en cada momento y lugar está

efectivamente separado y por tanto inevitablemente habrá menos

compradores y vendedores (esto es, los mercados serán menos

líquidos).

− La predicción de los precios futuros de la electricidad serán mejores o

peores dependiendo de la información disponible a los participantes,

algunos pronosticarán mejor que otros, de tal manera que los

mercados de contratos a plazo serán inherentemente menos eficientes.

Dado que no hay mucho que se pueda hacer con respecto a la imposibilidad

de almacenar el producto, conviene hacer todos los esfuerzos necesarios en

expandir las plazas de mercado y expandir el transporte para incrementar los

mercados subyacentes, y por lo tanto incrementar la liquidez.



Las plazas de mercado de la electricidad serán no líquidas e ineficientes si la

información que le permite a los mercados llegar rápidamente un solo precio

se encuentra en las manos de algunos pocos participantes o si las prácticas

comerciales son tan complejas e irracionales que solamente unos pocos

agentes pueden comprenderlas. Los mercados de contratos a plazo serán no

líquidos a menos que los mercados de tiempo real suministren un precio

transparente para la liquidación de las transacciones. Desde este punto de

vista la necesidad de un mercado de tiempo real donde los precios sean

determinados de una manera transparente se vuelve esencial.

2.3.3. Liquidez eficiencia e integridad en el caso del mercado peruano

La liquidez no ha sido un tema considerado en el diseño original del marco

regulatorio peruano y, en consecuencia, ha resultado siendo uno de los

aspectos menos desarrollados. Los contratos a plazo exigidos por la LCE

para asegurar el abastecimiento del servicio público han sido de tipo “full

requirement” y han carecido de liquidez. Los contratos a plazo exigidos por la

ley para el mercado libre tampoco han poseído el dinamismo que

corresponde a un mercado de contratos a plazo líquido y que pudiera llevar a

la formación de una verdadera señal de precios de mercado. En este sentido,

la comparación exigida en la ley para que los Precios en Barra no difieran en

±10% de los precios del mercado libre no ha tenido una referencia eficiente

de comparación.

En el caso de las transferencia de corto plazo en el COES, esto no es un

mercado propiamente dicho ya que la única “liquidez” es la liquidez implícita

forzada por el mecanismo de las transferencias, en las cuales los

generadores compran y venden entre ellos sin que puedan hacer casi nada al

respecto en el corto plazo al no recibir la señal económica ya que sus

contratos con los distribuidores o clientes libres son de tipo “full requirement”.

Esta ultima característica de los contratos ha sido el resultado del diseño del

marco regulatorio vigente, dado que la inexistencia de un mercado en donde

los compradores pudieran liquidar sus diferencias entre lo contratado y lo

consumido no dejó otra opción a la demanda. La salida natural (hoy día) para

esta situación es que la demanda pueda liquidar sus diferencias en un

mercado de corto plazo, organizado alrededor del proceso de transferencias

del COES, pero el sistema no fue diseñado de esa manera.



Dada la importancia de la liquidez para el establecimiento de los precios del

mercado, es importante que se constituya un mercado de corto plazo operado

por el COES, en el cual pueda participar tanto los generadores como los

distribuidores y clientes libres. En este mercado, dentro de un rango limitado,

los consumidores y generadores interactuarán para la formación de los

precios del mercado. Esto tiene relación además con la necesidad de

incorporar la respuesta de la demanda a los precios por las razones que se

tratan en la Sección siguiente.

Con relación a la eficiencia del mercado, la posibilidad de que unos agentes

puedan disponer de mayor información que otros ha sido otro de los aspectos

no considerados apropiadamente en la LCE. La evidente ventaja de que goza

el sector de generación al ser un depositario privilegiado de información de

detalle sobre la evolución de los precios, es motivo para llamar la atención

con relación a la eficiencia del mercado. El manejo de información que no

está disponible abiertamente para todos los agentes por igual es una razón

que aboga por la necesidad de convertir al COES en un ente independiente

de los generadores o de cualquier otro participante que pudiera tener interés

en los resultados del mercado.

En relación con la integridad del mercado, cabe concluir, por lo que ya se ha

dicho anteriormente, que:

a. Debe crearse el mercado de corto plazo a partir del actual sistema de

transferencias operado por el COES, en el cual participen tanto

generadores como distribuidores o clientes libres en igualdad de

condiciones. Para esto último es importante que el trato igualitario sea

garantizado por un operador independiente de los intereses de

cualquiera de los participantes. Un operador independiente puede

ofrecer las garantías de equidad y transparencia necesarias para

asegurar la eficiencia y la liquidez del mercado. Los aspectos de

transparencia en la determinación del precio spot son esenciales

puesto que el precio spot es utilizado para liquidar los desbalances.

b. La obligación establecida en la LCE de suscribir contratos a plazo para

asegurar el abastecimiento del servicio público con una anticipación de

dos años crea las bases para la formación de un mercado de contratos

a plazo. Esto ha funcionado en la actualidad sin la necesidad de



organizar un mercado específico alrededor de estos contratos.

Conviene la creación de los mercados de contratos a plazo, o de

futuros, o de herramientas para el manejo del riesgo, aunque esto no

es necesario que sea ordenado por la ley, ya que estos mercados

podrían ser organizados en forma privada conforme aparezca la

necesidad de su creación. Cabe sin embargo rescatar la necesidad de

que estos contratos posean un conjunto de características comunes

que faciliten su negociación en un mercado secundario de contratos a

plazo.

Los mercados de contratos a plazo, o de venta futura, desempeñan un

papel fundamental en mejorar la eficiencia de cualquier estructura del

mercado. Permiten que los participantes hagan sus transacciones con

anticipación para fijar precios y otros términos importantes, permitiendo

que administren sus riesgos más eficazmente. La posibilidad de hacer

tales arreglos con anticipación fomenta una mayor participación en el

mercado, lo cual incrementa la liquidez y la eficiencia, añadiendo más

a los beneficios de la competencia. Las transacciones a plazo pueden

ser hechas para períodos que se extienden desde horas antes del

tiempo real, a meses, o incluso a años de anticipación. Las

transacciones de mayor plazo, que revelan las expectativas de los

precios futuros del mercado, proveen información que puede reducir

significativamente los riesgos involucrados en las decisiones de

inversión más importantes, pero a su vez requieren de contar con las

garantías para asegurar el cumplimiento de las obligaciones asumidas,

aun en condiciones severas de año seco.

c. Un mercado específico de contratos a plazo que merece especial

atención es el mercado de clientes libres al cual debe facilitarse lo

necesario para incrementar su liquidez con el objetivo de revelar los

precios de mercado de manera más eficiente.

d. Cabe señalar que al estar conformado el COES solamente por

generadores, no se han dado las condiciones correctas para el

desarrollo de un mercado de corto plazo con la participación del lado

de la demanda. Bajo esta perspectiva, en forma paralela a la reforma

del COES, se debería analizar la ventaja de implementar este cambio

conjuntamente con la creación de mercados de contratos a plazo y



mercados de futuros así como la incorporación de otras herramientas

de riesgo a fin de hacer el mercado de electricidad más competitivo.

2.3.4. El impacto de la transmisión

La suscripción de contratos a plazo requiere que el uso de las redes de

transmisión sea tomada en cuenta de manera específica en las transacciones

de compra venta de electricidad. Si un generador y una distribuidora se

encuentran alejados geográficamente, el impacto de la transmisión puede ser

significativo al establecer los acuerdos relacionados a los precios que se han

de pagar por la energía o potencia. Si existe mucha variabilidad en los cargos

de transmisión o si no existe la suficiente capacidad de transporte que pueda

posibilitar la transacción, el riesgo introducido puede ser intolerable para los

participantes. La posibilidad de que aparezca congestión entre los puntos de

envío y de recepción y que las señales tarifarlas de la transmisión incluyan

diferenciales de precios importantes requiere que se establezcan mecanismos

para administrar el riesgo, mecanismos que no existen en el actual marco

regulatorio de la transmisión.

Tales mecanismos pueden incluir la utilización de derechos financieros de

transmisión que permitan administrar la variabilidad de los precios nodales

por efecto de la congestión, congestión que cada día es más importante

debido al desarrollo insuficiente de las redes para manejar el crecimiento de

la oferta y la demanda.

El marco regulatorio de la transmisión vigente introduce riesgos importantes a

los usuarios de las redes y a los inversionistas en transmisión debido a la

continua revisión de los cargos por el uso de las redes. Esta revisión que

obedece al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) origina

permanente discusión y controversia entre el Regulador, los usuarios y los

titulares de los sistemas de transmisión. Es importante que se efectúe una

revisión que elimine los frecuentes temas de debate a fin de hacer más

predecibles y estables las tarifas de transmisión así como la remuneración

que esperan recibir los transportistas por su inversión.

Recomendaciones 2-3

a. Los contratos que los distribuidores están obligados a suscribir

para el abastecimiento de su consumo deben tender a una



estandarización con el objeto de que los mismos puedan ser

negociados en mercados secundarios propendiendo a la liquidez de

los mismos.

b. Para la formación de los precios de manera transparente, se

requiere el funcionamiento de un mercado de corto plazo (spot) en

el cual puedan efectuar transacciones tanto generadores como

distribuidores y clientes libres.

c. Se debe fomentar la formación de mercados de contratos a plazo en

donde se puedan negociar los contratos que los distribuidores

están obligados a suscribir para atender sus consumos. Esto

ayudará a administrar los riesgos de la sobre o sub contratación

por parte de los distribuidores.

d. Para posibilitar una contratación eficiente entre generación y

demanda es necesario que las reglas para el uso de la transmisión

se encuentren claramente establecidas. Esto requiere la revisión del

marco regulatorio con el objeto que las señales de precios incluyan

no solamente los efectos de pérdidas marginales sino también los

efectos de la congestión. Deberá habilitarse la posibilidad de

introducir derechos de congestión para el uso eficiente de la red.

e. Relacionado con lo anterior se encuentra la necesidad de hacer más

previsibles y estables los costos por el uso de las redes. De tal

manera que los generadores puedan conocer lo que les

corresponde pagar con anticipación.

2.4. Acceso a los Servicios Esenciales

Los dos servicios esenciales de interés en este caso son el servicio de operación del

sistema y el servicio de transporte. Ambos servicios deben prestarse de manera

eficiente y en igualdad de condiciones para cualquiera de los agentes que participa

en el mercado eléctrico; cualquier desequilibrio que aparezca como ventaja de unos

agentes frente a otros, perjudicará el desarrollo efectivo de la competencia.

Además del trato igualitario, es importante la eficiencia en la prestación de estos

servicios, para prevenir que se convierta en la prestación equitativa de servicios

inexistentes o de mala calidad. Esto es particularmente importante en la prestación



de los servicios de transmisión, en donde la regulación establecida en la LCE ha

adolecido de un tratamiento eficaz de estos servicios, lo cual ha retrasado el

desarrollo de las redes con relación al ritmo de las necesidades de la oferta y la

demanda.

Se expone a continuación el análisis de la situación del sistema en este ámbito.

2.4.1. Acceso a los servicios del operador

El operador del sistema y el mercado es el encargado del despacho

económico y de la seguridad del sistema así como de la administración de los

servicios complementarios que se requieren para la operación segura de la

red. Cualquier agente debe tener acceso igualitario a los servicios prestados

por el operador, en particular el acceso al despacho, al mercado de corto

plazo y a la información que administra. En la LCE se dispone que, en el

sector eléctrico, el COES se encargue de la función de coordinación de la

operación y del mecanismo de transferencias entre generadores. El COES,

sin embargo, presta servicio únicamente a sus integrantes.

La prestación de los servicios del COES está limitada únicamente a los

titulares de las plantas de generación con una capacidad superior a los

valores mínimos dispuestos en la ley (aprox. 30 MW) y a los titulares del

Sistema Principal de Transmisión. La participación de pequeños generadores

sólo se puede hacer de manera indirecta a través del patrocinio de un

generador mayor que presenta al pequeño generador como parte de su

generación propia, por cuyo servicio llega a un acuerdo privado (y paga un

derecho).

En el mercado administrado por el COES no participan ni los distribuidores ni

los clientes libres. Esta sola característica ha limitado el desarrollo de la

competencia al restringir la posibilidad de la respuesta de la demanda a los

precios. Al no existir un mercado de corto plazo donde saldar diferencias, en

la práctica se ha obligado a que los contratos entre generadores y

distribuidores o clientes libres sean del tipo “full requirement”, o una variedad

muy cercana.

Otra limitación en los servicios prestados por el operador del sistema, se

origina en su falta de acceso a las transacciones efectuadas sobre las redes

del Sistema Secundario de Transmisión (SST), las cuales no son tomadas en



cuenta por el COES para efectuar las liquidaciones del mercado de corto

plazo entre generadores. Es decir, si un generador genera y entrega su

producción a un distribuidor ubicado sobre las barras del SST, el COES no

tiene facultades para tomar en cuenta dicha transacción en las liquidaciones

que debe efectuar para la determinación de las transferencias entre

generadores. En el marco regulatorio de la LCE, las líneas de transmisión no

pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión (SPT), no intervienen en

los cálculos de liquidación (transferencias) que efectúa el COES entre

generadores23. Para efectuar estas liquidaciones el COES exige a sus

integrantes “reflejar” sobre el SPT las transacciones que se efectúan fuera del

mismo (en instalaciones pertenecientes al Sistema Secundario de

Transmisión, o SST). Esta separación resulta artificial y da lugar a

discrepancias que dificultan la operación. Este mecanismo de “reflejo” origina

ineficiencias y falta de transparencia en las liquidaciones que establece el

operador del sistema, razón por la cual debe disponerse que las

transacciones realizadas sobre el SST sean administradas directamente por

el COES de la misma manera en que lo hace para el SPT.

Otra de las funciones importantes del operador es la administración de los

servicios complementarios, esto es, aquellos servicios requeridos para una

operación segura de los sistemas eléctricos, tales como, el control de la

tensión, la provisión de la reserva, la regulación de la frecuencia, etc. Estos

servicios son referidos de manera muy restringida en la LCE, y el COES los

administra más por ser una necesidad inevitable del sistema que por tener un

mandato específico para prestarlos de manera eficiente.

La mayor parte de los servicios complementarios son generalmente

suministrados por las plantas de generación y esto da lugar a un problema

particular debido a que la producción de servicios complementarios es

dependiente de la producción de energía, la cual normalmente se produce y

vende cuando el precio de la energía es suficientemente alto. Esta

coincidencia complica la situación puesto que un solo generador puede ser

23 Los contratos entre generadores y distribuidores o clientes libres son de naturaleza financiera. Las unidades de

generación son operadas según el despacho económico. El COES es responsable de preparar el despacho económico, de

efectuar la operación del sistema de generación y transmisión y de elaborar las liquidaciones necesarias en el mercado

spot para resolver las diferencias entre lo contratado y lo efectivamente despachado. Los pagos resultantes de estas

liquidaciones se denominan transferencias.



requerido simultáneamente para producir productos múltiples o para producir

un servicio complementario en lugar de energía. La cuestiones son: ¿Cómo

adquiere el operador del sistema los servicios complementarios?, ¿Cuánto

paga?, ¿Qué le cobra a los usuarios?

El problema de los servicios complementarios se tornará cada vez mas serio

y en la medida que el sistema sea más complejo, y su manejo no sea el

adecuado, puede constituirse en un obstáculo para el desarrollo de la oferta

en condiciones competitivas. Por esta razón, se requiere reordenar el

tratamiento de los servicios complementarios y constituir una organización

independiente encargada de su administración.

2.4.2. Acceso al Sistema de Transmisión

Este es otro de los servicios esenciales para el cual se requiere el tratamiento

igualitario a los agentes. Sin un trato igualitario a todos los interesados en

utilizar la red de transporte, se pone en juego la credibilidad del sistema y

pueden crearse situaciones de abuso de posición dominante que se deben

evitar.

En el caso de los sistemas de transmisión la LCE estableció el principio del

acceso abierto al uso de las redes de transmisión. Este principio se encuentra

alineado con el de trato igualitario para los usuarios de las redes. No

obstante, su reglamentación no fue desarrollada lo suficiente y su aplicación

no ha sido todo lo efectiva que hubiera sido deseable.

2.4.2.1. Situación General

En el caso de la transmisión se han presentado un conjunto numeroso

de problemas cuya solución se hace cada vez más apremiante.

Las inversiones en transmisión se encuentran prácticamente detenidas

y el problema se agrava en la medida que se incrementa la demanda y

se requiera de nuevas plantas de generación. Los inversionistas

privados no están efectuando las inversiones requeridas en transmisión.

Las únicas instalaciones nuevas de transmisión, importantes, que han



sido construidas son las que fueron promovidas por el Gobierno y

otorgadas mediante concesiones BOOT24.

Sin un adecuado sistema de transmisión con reglas claras, tarifas

predecibles y un acceso igualitario a los servicios prestados no será

posible un desarrollo efectivo de la competencia.

En un futuro cercano es previsible que se presenten problemas

significativos de congestión, que influirán en la eficiencia del despacho e

incrementarán los costos a los usuarios finales. Más aún, las reglas

para el manejo de la congestión no se encuentran adecuadamente

definidas y en el mejor de los casos se utilizan reglas ineficientes para

su manejo;

No hay reglas claras para el tratamiento de la congestión en las líneas

de transmisión que incentiven las inversiones orientadas a la búsqueda

de su solución.

Cualquier mecanismo que pretenda conseguir el ingreso de nueva

generación por mecanismos de competencia, ofreciendo opciones para

reducir el riesgo mediante precios estables por la generación, podría

verse frustrado por la necesidad de enfrentarse a un sistema de

transmisión cuyos precios de transporte no son lo suficientemente

estables y/o predecibles.

El objetivo de ofrecer opciones de mitigación del riesgo del generador

para obtener mejores precios podría verse afectado por el riesgo

introducido por la incertidumbre y el riesgo de las compensaciones que

se deben pagar por la transmisión o por las deficiencias en la capacidad

de transporte necesarias para los aportes de generación en cualquier

punto del sistema sin riesgo de congestión.

Por estos motivos se considera indispensable resolver los temas que

desde hace algún tiempo se han identificado como necesarios para

permitir el crecimiento de las instalaciones de transmisión requeridas

por el mercado de generación-demanda.

24 Del Inglés,”Build, Own, Operate and Transfer”, o Construir, Poseer, Operar y Transferir.



Estos temas se pueden resumir en los siguientes tres puntos que

deberán ser abordados:

− Utilización de precios nodales para promover la operación diaria

eficiente del mercado mayorista.

− La necesidad de establecer un plan centralizado de transmisión que

debe ser vinculante, para asegurar la expansión del sistema.

− La mejora de la estabilidad y predictibilidad de los cargos por los

servicios de transmisión.

2.4.2.2. Utilización de precios nodales

La utilización eficiente de las instalaciones existentes debe ser el

objetivo principal de la fijación de precios de la electricidad de corto

plazo. Los precios basados sobre los costos marginales de corto plazo

(CMgCP) suministran la señal necesaria para la decisión de consumo.

Conforme suben los precios, los suministradores entregarán más si el

precio excede el costo de suministrar una unidad adicional en tanto que

los consumidores demandarán menos, conforme los precios se eleven

por encima del beneficio ganado por la última unidad consumida. Los

despachadores pueden usar este mecanismo para asegurar la igualdad

entre la oferta y la demanda de manera más eficiente. Los precios spot

basados sobre los CMgCP promueven la eficiencia señalando el

verdadero costo marginal de producir y transportar potencia a través de

la red. El precio nodal (spot) de una ubicación en particular debería ser

igual al costo en que se incurriría al suministrar una unidad adicional de

demanda en esa ubicación, tomando en cuenta los ajustes necesarios

en los patrones de generación para re-despachar a los generadores a

fin de evitar las restricciones entre nodos (congestión), cubrir las

pérdidas, y mantener la seguridad del sistema.

Este régimen suministra una señal precisa y explícita a los participantes

del mercado del comportamiento que se requiere para lograr un

despacho eficiente y toma en cuenta de manera explícita la capacidad

de transmisión disponible. Por tanto, si los flujos de transmisión entre

dos regiones alcanzan el límite de la capacidad de transmisión del

sistema, los precios locales en la región receptora se elevarán en



relación a los precios de la región de envío, lo cual estimulará a que los

generadores más caros de la región receptora suministren la demanda

local adicional. La capacidad restringida de transmisión recibirá una

renta o ingreso debido a que la potencia se vende en la región receptora

a un precio mayor que el precio de compra en la región de envío.

En un análisis de primer orden, la razón para usar los costos spot

locales basados sobre los CMgCP parece clara, ya que no existe otro

conjunto de precios que pueda ser consistente con un despacho óptimo,

y de esta manera logre la meta de la utilización eficiente de los recursos

existentes. Sin embargo, debe aceptarse que la tecnología disponible

en la actualidad no es suficiente para despachar de manera óptima

todos los aspectos de un sistema de potencia, o para medir su

comportamiento, en tiempo real. De esta manera se requieren ajustes

para ver como hacer para suministrar una respuesta dinámica entre los

intervalos del periodo de despacho del mercado. También se necesita

coordinar otros “servicios auxiliares”, tal como el suministro de potencia

reactiva..

2.4.2.3. Planificación Vinculante de la Transmisión.

Cualquier desarrollo de plantas de generación va asociado a disponer

de los medios adecuados de transporte de la energía producida. Al

respecto, la situación actual de las redes de transmisión en el Perú

adolece de un retraso en las inversiones requeridas debido a

deficiencias de la regulación de la transmisión, situación común en el

ámbito internacional debido a que no existe solución universalmente

aceptada para la regulación de la transmisión.

Se requieren efectuar la instalación de nuevas facilidades, pero la

incertidumbre de las reglas en cuanto al retorno de las inversiones han

creado obstáculos que deben ser resueltos de manera perentoria. La

solución de la expansión de la transmisión pasa por disponer de un plan

de transmisión que identifique las obras a realizar y permita que se

comprometan los recursos necesarios para retribuir la inversión de

manera razonable.

La necesidad de establecer un plan centralizado de transmisión que

debe ser vinculante para asegurar la expansión del sistema es cada vez



más apremiante. Este plan debe ser elaborado por un ente

independiente utilizando los criterios y políticas establecidos por el

Ministerio de Energía y Minas.

El Regulador sería encargado de aprobar las tarifas y compensaciones

que se deben realizar para remunerar las instalaciones contenidas en el

plan. Una vez aprobadas las obras del plan, éstas podrían ser

construidas con la seguridad de que las mismas serán remuneradas

apropiadamente.

Para ello, se requiere en paralelo con el desarrollo de la generación,

efectuar el planeamiento de las redes de transmisión, tanto para facilitar

el acceso de la energía que podría ser producida p.e. en proyectos

hidroeléctricos, distantes a los mercados, como para incrementar la

seguridad del abastecimiento y prevenir eventuales congestiones en la

transmisión que afecten la optimización del despacho.

Es de destacar que, el actual COES no tiene una organización

institucional suficientemente independiente para proveer los

ingredientes claves para un proceso de coordinación de la planificación

de la transmisión creíble e independiente. Sin embargo, esta función

podría desarrollarla el operador del sistema con una organización

institucional rediseñada.

Por otro lado, se debe contemplar el caso de la necesidad de

instalaciones particulares de transmisión no consideradas en la

planificación centralizada de transmisión, a fin de poder desarrollar el

marco regulatorio correspondiente.

2.4.2.4. Estabilización de los cargos por los servicios de transmisión

En la actualidad, el Sistema Principal de Transmisión (SPT) es el

conjunto de instalaciones de transmisión que se considera de uso

común y cuyo pago es distribuido entre todos los consumidores, pero

recaudado por los generadores a través del cargo del Peaje por

Conexión. Los sistemas secundarios (SST) son instalaciones que no

forman parte del SPT y que, en general deberían prestar servicio a la

generación o a la demanda de forma dedicada. Existen, sin embargo,



situaciones en las cuales los sistemas secundarios no son claramente

atribuibles ni a la demanda ni a la generación y esto da lugar a una

discusión permanente porque de acuerdo con la legislación, la

estructura (SPT/SST) y los cargos por transmisión deben ser revisados

periódicamente.

La continua revisión prevista en la legislación de la composición de los

sistemas Principal (SPT) y Secundarios de Transmisión (SST) y del

Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado (STEA) crea

incertidumbre sobre la responsabilidad por el pago de las redes y

contribuye a la inacción por parte de los agentes al desconocerse con

certeza si una determinada instalación será remunerada o no, y por

quien.

Los estudios realizados por consultores especializados recomiendan

estabilizar los cargos asignados por los peajes de los sistemas de

transmisión, a fin de eliminar los factores de incertidumbre, que no son

controlados por los generadores y que crean controversia por

considerarlas como medidas discrecionales del Regulador.

Desde una perspectiva económica la asignación real de costos

hundidos es en buena medida una decisión arbitraria, siempre que la

asignación sea hecha de tal manera que se evite cualquier impacto

sobre la toma de decisiones en el futuro. En particular, esto significa que

cualquier cargo aplicado para recuperar tales costos debería ser “fijo” en

el sentido que no debería depender de ninguna acción presente o futura

de las partes involucradas. Si estos cargos varían en alguna forma con

el “uso” actual o futuro, en ese caso los usuarios podrían cambiar su

utilización, o construir nuevas instalaciones para evitar el cargo, aun

cuando esto no hace variar los costos que deben ser recuperados.

Estos usuarios pueden incurrir en costos adicionales a fin de ganar una

ventaja neta para ellos mismos, pero dejan a otros la cobertura de los

costos de las instalaciones ya comprometidas, originando de esta

manera una pérdida global al sector como un todo.

Lo anterior ha sido motivo de controversia en algunos países, donde se

ha esgrimido una variedad de argumentos contrarios, incluida la

afirmación de que “simplemente no parece justo” que podrían tener



algunos interesados para no continuar pagando por instalaciones que

no utilizan completamente.

De continuarse con las prácticas actuales, es decir, permitiendo que el

cargo varíe con el uso, la flexibilidad otorgada a los generadores y

consumidores por un mercado mayorista más competitivo puede brindar

los medios para que algunos agentes evadan los cargos fijos de

transmisión, lo cual no se debe permitir si se desea asegurar la

recuperación total de los costos hundidos y al mismo tiempo evitar un

injusto desplazamiento de costos. Por ejemplo, si un consumidor puede

cambiar (reducir) su responsabilidad en los cargos de transmisión

cambiando (reduciendo) su uso aparente de la red mediante algunas

medidas, entonces dicho consumidor tiene un poderoso incentivo para

instalar un nuevo generador (o rehabilitar uno ya existente) detrás de su

punto de conexión a la red. El consumidor reclamaría entonces que su

nueva generación local ha disminuido o eliminado su uso de la red,

dándole derecho a evitar los cargos de recuperación de los costos

hundidos de transmisión. Aun cuando la generación local ubicada detrás

del punto de conexión a la red puede a veces ser económica, si se

justifica sobre la base de que puede suministrar energía más barata que

la que el mercado proveería de otra manera, o sobre la base de que

contribuye al alivio de la congestión, la justificación económica no

debería estar motivada por la capacidad de evitar los costos hundidos

de la transmisión. Tal "evasión antieconómica" no es un resultado

deseable, debido a que la misma no reduce los costos hundidos que

deben ser recuperados. La consecuencia sería más bien que estos

costos serían transferidos injustamente a otros usuarios de la red, y los

usuarios en conjunto pagarían un costo total mayor.

De acuerdo con un enfoque basado completamente en el mercado, el

medio ideal por el cual se pueden recuperar los costos hundidos al

mismo tiempo que se minimizan los incentivos de evasión ineficientes

(sin deteriorar los incentivos a la evasión eficiente) es asignar los costos

hundidos de la transmisión en forma tal que sean independientes del

uso futuro de la red de transmisión. Esto permite que el cargo de

transmisión sea conocido con certeza desde el inicio. Este cargo podrá

disminuir en el tiempo, a medida que las redes hundidas iniciales llegan



al final de su vida útil, aunque para esto se requiere que los costos de

las instalaciones que toman su lugar sean asignados por separado de

acuerdo con un nuevo régimen de inversión. No obstante, debe

reconocerse que un mantenimiento absoluto de esta regla puede llevar

a extremos no deseados y por tanto es necesario prever su revisión,

pero sólo por excepción.

En un régimen eficiente de mercado, los cargos para recuperar los

costos hundidos de la red serían asignados exclusivamente a los

usuarios existentes de la red de transmisión, sobre la base de una

medida fija de sus usos históricos o de alguna otra base fija. Tal

asignación significa que los futuros cambios en el uso con relación a la

base establecida considerando el uso en el pasado, ya sea que se trate

de usuarios nuevos o existentes, no deberían originar ningún cambio en

la responsabilidad por el pago de los costos hundidos de la red común.

Aunque esto eliminaría el incentivo para intentar efectuar la evasión

antieconómica se pueden presentar situaciones no deseadas, motivo

por el cual será necesario establecer soluciones de compromiso.

En ese sentido se recomienda eliminar la actualización periódica del

Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y del Sistema de Transmisión

Económicamente Adaptado (STEA), por valores permanentes por un

periodo predeterminado que eliminen la incertidumbre de la

recuperación de las inversiones.

La asignación de pago por las nuevas inversiones de transmisión se

efectuaría sobre la base del uso físico y el beneficio económico que las

instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores, calculado

para el periodo de años y según la metodología que especifique el

Reglamento. La asignación obtenida se mantendrá invariable y

permanente hasta la recuperación de la inversión.

De igual modo, para las instalaciones futuras, sería necesario eliminar la

distinción entre SPT y SST que origina incertidumbre por el lado de los

usuarios de los servicios de transporte al impedir que se pueda anticipar

con razonable certeza la responsabilidad individual por el pago de las

instalaciones.



La clasificación o reclasificación de las instalaciones de transmisión

como pertenecientes o no al Sistema Principal de Transmisión (SPT),

que el Regulador se ve obligado a efectuar por mandato de la ley, hace

que los pagos (peajes) que deben efectuar los generadores sean

trasladados a la demanda o absorbidos por el generador de manera

casi impredecibles y sujetos, de alguna manera, a la discrecionalidad

del ente regulador. En este contexto, las obras de transmisión se

encuentran prácticamente paralizadas.

El proyecto debe prever que las instalaciones actuales cuyos ingresos

están sujetos a los procedimientos del párrafo anterior, no sean

afectadas bajo el nuevo esquema propuesto.

Recomendaciones 2-4

a. Las funciones del operador del sistema relacionadas con las

transacciones en el mercado deben alcanzar a las transacciones

que se realicen en toda la red de transmisión. El Comité de

Operación Económica del Sistema deberá efectuar las liquidaciones

considerando las transacciones que se produzcan en cualquier

parte de la red de transmisión y no únicamente las que se producen

sobre el Sistema Principal de Transmisión;

b. Los servicios del operador del sistema deben prestarse a todos los

agentes del mercado sin discriminación, sean estos generadores,

distribuidores, clientes libres o comercializadores; el operador del

sistema debe ser independiente de los intereses de cualquier

agente en particular, e inclusive del propio Estado;

c. Los servicios complementarios de regulación de tensión, reserva

operativa, control de frecuencia y otros, deben ser valorizados y

suministrados por el operador independiente, empleando, de

preferencia, mecanismos de mercado que se despejen en

simultáneo con el despacho económico a fin de evitar la separación

de mercados;

d. Se deben emplear precios nodales para el manejo eficiente de la

congestión en los sistemas de transmisión. Los precios nodales

constituyen la única señal de precios totalmente coherente con el



despacho económico de las unidades de generación y con el uso

eficiente de la red de transmisión.

e. Los precios de la tarifas de transmisión por el uso de las redes

deben ser estables y predecibles, procurando que estas sean

establecidas, si fuera posible, por una sola vez. Se debe revisar el

concepto de Valor Nuevo de Reemplazo en las redes de transmisión

a fin de sustituirlo por un concepto de inversión prudente, con

período de recuperación definido.

f. En la determinación de los precios en cada una de las barras

(precios nodales) se debe tomar en consideración los costos de

congestión.

g. Se debe institucionalizar la elaboración de un Plan de Transmisión

de carácter vinculante que abarque las redes de todo el SEIN. El

Plan de Transmisión debería ser analizado y propuesto por el

operador independiente del sistema y del mercado.

h. En las nuevas instalaciones de la red se debe eliminar la separación

entre SPT y SST. La responsabilidad del pago por las redes debe

realizarse sobre la base del uso físico y los beneficios que reporte

la nueva instalación a los agentes del mercado.

i. No se debe negar la posibilidad de desarrollos privados de la

transmisión, ajenos al Plan de Transmisión, siempre que satisfagan

los criterios básicos que establezca la autoridad.

2.5. Aspectos que pueden interferir con el funcionamiento del mercado

Además de los elementos básicos señalados en las secciones 2.1 a 2.4 es necesario

prestar atención a dos aspectos que merecen atención por su posible influencia en el

desarrollo de la competencia en generación: (i) el mecanismo de remuneración de la

potencia y (ii) las condiciones de venta de gas natural para la generación.



2.5.1. La remuneración de la potencia o capacidad.

El análisis de la situación en el año 2004 ha mostrado que, debido a la forma

como se reparte la remuneración de la potencia, los ingresos por capacidad

de las unidades termoeléctricas necesarias para operar únicamente en punta,

podrían ser insuficientes para hacer viable su ingreso y/o sostenimiento.

2.5.1.1. Sobre la composición hidro-térmica del parque

El parque de generación existente a fines del 2004 estaba compuesto

por centrales hidroeléctricas que sobre la base de las reglas actuales

representan una potencia efectiva equivalente a 2 653 MW y 21 903

GWh de producción media, y centrales termoeléctricas con una potencia

efectiva de 1733 MW.

Teniendo en cuenta que la demanda máxima del Sistema

Interconectado en el año 2004 ascendió a 3 110 MW, se tenía una

reserva efectiva del orden del 45% que se consideraba suficiente para

dar una relativa tranquilidad a cualquier preocupación sobre la

seguridad del abastecimiento. Sin embargo éste no fue el caso como lo

demostró la experiencia del año 2004.

Como se señaló en los antecedentes, la sequía del año 2004 puso de

manifiesto que la seguridad del sistema expresado por una reserva de

potencia o capacidad del orden de 45% no era suficiente. En efecto,

existe una diferencia importante entre la reserva de capacidad de una

unidad termoeléctrica y la de una unidad hidroeléctrica. Mientras que en

el caso de una unidad termoeléctrica pura, la reserva de capacidad de

ésta se encuentra casi siempre disponible, excepto por las eventuales

indisponibilidades por falla de la máquina, no se da lo mismo en el caso

de las unidades hidroeléctricas.

En una unidad hidroeléctrica, aún cuando la unidad se encuentre

funcionando, su capacidad esta limitada por la cantidad de agua

disponible para generación, por tanto, aún cuando existiera suficiente

reserva de capacidad ello podría ser inútil si es que el sistema se

encuentra escaso de agua. Por este motivo el concepto de capacidad

que se aplica muy bien a sistemas puramente térmicos resulta

insuficiente para describir las limitaciones de un sistema hidroeléctrico.



A fin de resolver este inconveniente, para el caso de los sistemas

hidroeléctricos se incorporó el concepto de potencia o capacidad firme.

Este concepto intenta limitar la capacidad de las unidades en función

del agua disponible durante el periodo seco, la determinación de la

potencia firme de una unidad de generación hidroeléctrica se da a

través de un procedimiento puramente administrativo.

Dado que una unidad hidroeléctrica no tiene, en todo momento, toda la

capacidad que señala su capacidad efectiva, se espera que el

procedimiento de determinación de la capacidad firme adapte dicho

valor a una cantidad compatible con las situaciones a las cuales se

espera se enfrente la unidad. Sin embargo, puede darse el caso que,

debido un desconocimiento de las razones para la creación de la

capacidad firme, se caiga en el error de asignar a la planta

hidroeléctrica una capacidad firme muy cercana a su capacidad efectiva

para el abastecimiento instantáneo de energía, con lo cual se desvirtúa

el concepto mismo de capacidad firme. Esto es lo que ha ocurrido en el

caso peruano, en donde las plantas hidroeléctricas tienen una

capacidad firme asignada muy cercana al 98% de su capacidad

efectiva.

Todo esto fue puesto en evidencia durante la sequía del año 2004.

Dado que, la sequía conlleva una reducción de la energía disponible en

las plantas hidroeléctricas, la reducción de la disponibilidad del recurso

hídrico trajo aparejada una reducción de la capacidad que las plantas

hidroeléctricas podían ofrecer de manera sostenida. Se redujo así,

súbitamente, la capacidad disponible en las plantas hidroeléctricas y

tuvieron que llamarse al servicio a las unidades termoeléctricas más

antiguas y de elevado costo variable de producción, que sumado al

inusitado alto costo de los combustibles, ocasionaron un incremento

significativo del costo marginal de producción en el sistema.

Otra experiencia relevante que se desprende de los acontecimientos del

año 2004, es el reconocimiento de que lo más importante en un sistema

hidroeléctrico como el peruano, es la seguridad en el abastecimiento de

la energía, más que la seguridad en el abastecimiento de la potencia o

de la capacidad. Es por tanto, muy importante prestar atención a la

reserva de energía en el sistema. Para este fin se acomoda mejor el



concepto de energía firme, que también ha sido introducido en el

sistema como un concepto para medir la reserva de energía segura.

2.5.1.2. Problemática de la remuneración por capacidad

La permanencia en el sistema de unidades de generación de escasa

fiabilidad y de altos costos variables de producción se da porque el

sistema actual remunera la capacidad de prácticamente todas las

unidades existentes, aunque lo hace a expensas de no remunerar lo

justo a las unidades que sí lo merecen, como se explica más adelante.

De esta manera se mantiene en servicio unidades de altos costos

operativos y con pocas probabilidades de despachar.

El margen de reserva deseable de un parque generador está

directamente relacionado con la estructura hidroeléctrica y

termoeléctrica de las unidades que lo integran. Si la composición del

parque tiene mayor participación de unidades hidroeléctricas, requerirá

un mayor margen de reserva, en la eventualidad que un año seco

reduzca las posibilidades de producción hidroeléctrica. Si, por el

contrario, la mayor parte de las unidades que participan son unidades

termoeléctricas, el margen de reserva no requiere ser tan elevado como

en el caso anterior.

En el caso del sistema peruano la ley establece un Margen de Reserva

Firme Objetivo, MRFO (para el largo plazo) que debe ser determinado

por el Regulador y que en la actualidad se estima en alrededor del

19,4%. El MRFO se utiliza para determinar un factor de incremento en

el precio de la potencia con el objeto de pagar la reserva del sistema.

El sistema no es sustentable en el largo plazo debido a una diferencia

entre el MRFO y el margen de reserva sancionado por el Ministerio de

Energía y Minas para calcular la potencia firme remunerable de las

unidades generadoras: 39%. Al ser este margen mayor que el MRFO

reconocido por el Regulador para el cálculo del precio básico de la

potencia, al momento de distribuir el pago por la potencia entre las

unidades con derecho a cobrar, se diluye el monto asignado para el

pago total de capacidad resultando en un pago menor para las unidades

existentes.



La diferencia entre el valor reconocido por el Regulador como margen

de reserva y el aceptado por el Ministerio es un factor que distorsiona

las decisiones de inversión de plantas de punta o que se amplíe y

renueve la reserva, pues en el caso de instalarse nuevos generadores

de punta, estos no recuperarían sus costos fijos.

Del mismo modo, los generadores de base podrían exponerse a no

recuperar el total de sus costos fijos exigiendo, en consecuencia, un

mayor precio de energía como compensación.

La modificación de esta situación debe incluirse en el Reglamento.

2.5.2. Precios y condiciones de venta del gas natural

Existen algunos problemas relacionados con los precios y condiciones que se

requieren para la utilización del gas natural en la generación. La interpretación

restrictiva de algunos organismos que controlan el comportamiento de los

agentes del mercado, que consideran que no se puede ofrecer el gas natural

a precios diferentes a cada comprador (sin considerar que pueden existir

factores que lo justifiquen, tales como composición de unidades de diferente

tecnología y estrategia de negocios del generador, volúmenes comprometidos

o seguridad de abastecimiento continuo) hace que los proveedores de gas se

vean forzados a establecer las mismas condiciones a los diferentes

potenciales generadores, independientemente de si son plantas de punta o

plantas de base, constituyéndose en una restricción a las decisiones de

inversión en plantas de generación termoeléctricas que utilicen gas natural.

Recomendaciones 2-5

a. Se deben revisar en el Reglamento de la LCE los mecanismos de

asignación de los márgenes de reserva en el sistema, se debe

uniformizar el margen de reserva utilizado para el cálculo de la tarifa

con el margen de reserva utilizado para distribuir los ingresos por

potencia. Esto permitirá que una unidad diseñada para operar como

unidad de punta perciba una remuneración de potencia que cubra sus

costos fijos de operación y mantenimiento.

b. Para los contratos de compra-venta o suministro de electricidad o de

gas natural, quien ostenta una posición de dominio en el mercado

relevante no podrá aplicar condiciones comerciales desiguales para



prestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en

situación desventajosa frente a otros. Sin perjuicio de la existencia de

otras circunstancias que podrían justificar el establecimiento de

condiciones comerciales diferenciadas, se debe aclarar que no se

considera incurso dentro de dicha prohibición el establecimiento de

precios o condiciones de comercialización diferenciados que

respondan a divergencias existentes en los costos involucrados en

las operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el tiempo

de duración de los contratos, la forma de pago, las condiciones de

los suministros, u otras, que se otorguen de manera general en todos

los casos en que se presenten iguales condiciones.

Capítulo 3 – PROPUESTA DE REFORMA


3. PROPUESTA DE REFORMA

Sobre la base del diagnóstico la Comisión ha elaborado un conjunto de medidas que

deben adoptarse a fin de mejorar el marco regulatorio en el sentido de mantener un

sistema con garantías de energía adecuada, suficiente y oportuna, así como promover

una competencia efectiva en el ámbito del mercado mayorista. Las medidas que se

proponen se recogen en el siguiente capítulo en un proyecto de ley.

Para el cumplimiento de su objetivo, la Comisión considera fundamental:


Ley de Concesiones Eléctricas para la determinación de los precios de generación, y





• Reducir, en tanto sea posible, la intervención administrativa del Regulador para la










sistema requiera cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y oportuno de la

demanda.

De acuerdo con lo establecido por la Ley N° 28447 la guía será la búsqueda del

desarrollo eficiente de la generación eléctrica mediante:

(i) Incorporación de mecanismos de mercado

(ii) Mecanismos de mitigación de riesgos a través de precios firmes

(iii) Desarrollo de nuevas inversiones eficientes de generación (con la mejor

tecnología y a los mejores precios)

(iv) Competencia por el mercado

(v) Criterios para las interconexiones internacionales

Se buscará adecuar los aspectos específicos de la LCE estrictamente indispensables que

se ha considerado necesarios para asegurar el desarrollo eficiente de la generación

eléctrica sobre la base de los elementos señalados anteriormente.

Las medidas correctivas que se proponen buscan reducir las barreras que dificultan las

decisiones de inversión en nuevas plantas de generación, además de reducir

sustancialmente la intervención del Regulador en la fijación de tarifas y permitirá

evolucionar hacía un mercado en donde le será más importante prestar atención a la

vigilancia de la competencia que a la regulación de los precios por métodos

administrativos.

3.1. RESUMEN DE LAS MEDIDAS PROPUESTAS

Las medidas propuestas abarcan los temas principales siguientes:

1. Reglas de contratación para vigilar la suficiencia de generación;

2. Establecimiento de un mercado de corto plazo para la liquidación de

desbalances entre lo contratado y lo ejecutado por generadores, distribuidores y

clientes libres;



3. Nueva organización y funciones del COES para la operación del sistema y del

mercado de corto plazo;

4. Reforma del marco regulatorio de la transmisión para facilitar la competencia en

generación;

5. Medidas preventivas para asegurar la suficiencia de generación; y

6. Reglas para la formación de los precios a los consumidores finales regulados

(pass through).

Las secciones posteriores contienen la discusión que sustenta la inclusión de cada

uno de estos temas en el proyecto de ley, sin embargo se presenta a continuación un

resumen global de la propuesta que permita tener una visión de conjunto de las

medidas.

3.2. Descripción Global de la Propuesta

El esquema básico elegido para asegurar el desarrollo eficiente de la generación

eléctrica consiste en incorporar medidas para promover el desarrollo de la

competencia en el mercado mayorista del Perú.

En términos concretos se trata de las siguientes medidas específicas, cuyo desarrollo

se detalla más adelante:

a) Verificar que los contratos a plazo, celebrados entre generadores y sus clientes

del servicio público tengan el respaldo de potencia y energía firmes, ya sea

propias o adquiridas de terceros

b) Normalizar los contratos entre proveedores y clientes para considerar tanto la

potencia como la energía comprometidas, a fin de evaluar anteladamente la

disponibilidad de los recursos para cumplir con los compromisos contractuales

c) Permitir a la demanda de los distribuidores y clientes libres el acceso al mercado

de corto plazo a fin de habilitar la posibilidad de que la demanda pueda responder

a las señales de escasez de manera efectiva. Esto se lograría asegurando un

acceso igualitario a los servicios prestados por el operador del sistema/mercado

de corto plazo de tal modo que puedan participar en las transacciones del

mercado mayorista, además de los generadores y los titulares del SPT, también

los distribuidores, clientes libres y eventualmente los comercializadores;



d) Asegurar el acceso igualitario a los servicios prestados por el servicio de

transmisión y promover el fortalecimiento de las redes para reducir las barreras

de acceso al mercado por parte de cualquiera de los agentes. Consistente con lo

anterior, se busca otorgar mayor predictibilidad a las tarifas y compensaciones

por el uso de las redes.

e) Introducir la opción de mecanismos de concurso abierto para el abastecimiento

de una determinada cantidad de energía y/o diagrama de carga especificado a

precios firmes. Esta opción permitirá la suscripción de contratos de

abastecimiento con reducción del riesgo para el inversionista.

3.3. Medidas y contratos para vigilar la suficiencia de generación

Para garantizar la disponibilidad oportuna de electricidad, es necesario que el parque

generador cuente con capacidad y energía suficientes para atender la demanda de

los consumidores en la oportunidad en que ésta se presente25. Esta suficiencia sin

embargo no puede asegurarse, en general, con una probabilidad de 100%, dado que

para tal fin se requeriría un parque de capacidad y energía ilimitadas.

Desde el punto de vista práctico existen dos razones por las cuales se puede incurrir

en desabastecimiento: la primera, que el sistema no tenga suficiente capacidad

(potencia) para abastecer la máxima demanda; y la segunda, que no exista suficiente

energía para abastecer el consumo. En un sistema hidrotérmico la insuficiencia de

cualquiera de estos dos elementos se puede deber a una falla de las unidades de

generación, a un incremento inesperado de la demanda, a una sequía en el sistema

o a una combinación de cualesquiera de ellos.

En el caso de un sistema con una componente importante de generación

hidroeléctrica, como en el SEIN, la falla de las mismas unidades no constituye una

situación tan grave como la que corresponde a un evento de sequía prolongada, la

principal causa para una falta de energía es la ocurrencia de una sequía en el

sistema. Por este motivo, uno de los elementos más importantes en la formulación de

las reglas para vigilar la suficiencia de generación es el establecimiento de un criterio

de seguridad en términos de la condición de sequía más severa que el sistema debe

25 La energía eléctrica no se puede almacenar y debe producirse en el momento en que la demanda lo requiera.



ser capaz de soportar. Sobre la base de la experiencia de los últimos 13 años en la

operación del sistema, se considera que un nivel de seguridad de 95% es apropiado

como grado de exposición al riesgo hidrológico. Es decir, que el sistema debe

encontrarse preparado para soportar, sin racionamiento, sequías con un grado de

severidad menor o igual que aquellas que aparecen un 5% del tiempo, es decir, uno

de cada 20 años.

De igual modo, en lo que respecta a la posibilidad de falta de potencia o capacidad,

el criterio de seguridad para vigilar la suficiencia de generación para abastecer la

máxima demanda anual debería ser de 95%, es decir, el sistema debe contar con

capacidad suficiente para abastecer la máxima demanda anual, con una posibilidad

de falla de 1 en 20 años.

Una medida práctica para determinar si existe suficiencia de generación en el

sistema es verificar si toda la demanda cuenta con contratos de abastecimiento

suscritos con generadores que posean energía disponible con un alto grado de

seguridad. El grado de seguridad es especialmente relevante para el caso de la

contratación con generación de origen hidroeléctrico, ya que la generación de estas

plantas depende directamente de la hidrología disponible, y ésta no se encuentra

bajo el control de los generadores. Por este motivo, es necesario que los contratos

que efectúe un generador los haga con el respaldo de energía que posea un grado

de firmeza, o probabilidad mínima de encontrarse presente cuando se le requiera.

Para este fin es necesario estandarizar la energía y potencia de las plantas mediante

certificados que serán otorgados previa verificación de la existencia de energía firme,

o compromiso de construcción a firme, de la generación que va a ser comprometida.

Un aspecto adicional que se debe tener en cuenta para vigilar la suficiencia de

generación es que deben adoptarse medidas preventivas con suficiente anticipación,

de tal manera que si se identifica una demanda sin contratos, se tenga el tiempo

suficiente para convocar a una licitación en la que puedan intervenir no solamente los

generadores existentes sino también nuevos participantes. Esto creará las

condiciones para la competencia por el mercado, lo cual es una forma de limitar el

ejercicio del eventual poder de mercado que pudiera poseer cualquier generador.

Lo expresado en los párrafos precedentes, contiene el fundamento del esquema que

la Comisión ha considerado para asegurar la suficiencia de generación. La

implementación del esquema requiere de la incorporación de los siguientes

conceptos:



• Certificación de energía y potencia disponible por cada unidad de generación.- Cuyo objeto es servir como elemento de control para asegurar que

los contratos de generación que se suscriban respetando el mandato de la LCE,

de no contratar más energía ni potencia firme que las propias o adquiridas de

terceros, cuenten con un respaldo adecuado que permitan al sistema sobrellevar

la aparición de un fenómeno de sequía de severidad pre especificada.

La energía y capacidad certificada de las unidades será igual a la energía y

potencia firme, respectivamente, de las unidades de generación.

La energía y potencia firmes de las unidades de generación serán la energía y

potencia que pueden abastecer dichas unidades en condiciones seguras. Si en el

sistema existen energía y potencia firmes por un monto igual o mayor a la

magnitud de la demanda, es porque existe suficiente reserva para abastecer la

demanda por lo menos con un 95% de probabilidad, tanto en potencia como en

energía.

Para el caso de una central de generación hidroeléctrica la energía firme será

determinada para una excedencia de 95%, según la metodología vigente. En lo

que respecta a su potencia firme el valor resultante debe ser concordante con la

capacidad que la planta o unidad de generación es capaz de suministrar de

manera segura en condiciones de año seco con una excedencia de 95%, que es

el valor del factor inicial considerado en la Ley de Concesiones Eléctricas.

La energía y potencia firmes de una unidad termoeléctrica, serán determinadas

considerando sus indisponibilidades fortuitas y programadas, de acuerdo con una

probabilidad especificada.

• Contrataciones con energía y potencia garantizadas.- Contratos entre

generadores y distribuidores, o entre generadores y clientes libres, para

abastecer la demanda y reserva de capacidad, en los que se especifiquen los

compromisos de capacidad y energía firmes puestas a disposición del cliente por

el generador. Los compromisos del generador pueden ser por cantidades fijas o

por rangos o bandas como en el caso de los contratos por potencia variable y

energía asociada. En el caso de contratación por rangos se asumirá como

responsabilidad comprometida del generador el límite superior de la potencia y

energía a que se compromete con su cliente.



• Exigencia anticipada de la situación de contratos a plazo.- La situación de

cobertura de las demandas con contratos debe conocerse con un mínimo de tres

años de anticipación, debido a que éste es el plazo mínimo que se requeriría para

los trámites y la construcción de una central de generación adecuada a las

necesidades de la demanda. Esto significa que los distribuidores deberán

efectuar el pronóstico de sus demandas para el tercer año en adelante, para sus

Usuarios Regulados y tomar las medidas para que dicha demanda tenga

contratos de abastecimiento con generadores, primero mediante la utilización de

Precios en Barra. De no lograr la respectiva contratación, los distribuidores

deberán informar de tal hecho a la autoridad y OSINERG solicitar autorización

para convocar a una licitación para el abastecimiento de la demanda total

acumulada de los distribuidores, que se encuentren en situación similar, a precios

firmes resultantes de la licitación, de acuerdo con las bases y condiciones del

proceso aprobados por OSINERG. Las Licitaciones serán conducidas por el

Distribuidor con mayor demanda a ser licitada en cada ocasión. En el caso que

decida no ejercer tal opción, la Licitación será conducida por OSINERG.

Los clientes libres de mediano tamaño, alimentados desde las redes de un

distribuidor, tendrán la opción de solicitar a los distribuidores, ser considerados

como parte del paquete de demanda a ser licitada. Esta medida permitirá

simplificar los procesos de contratación resultantes de la licitación y que los

contratos individuales entre los generadores y los demandantes no resulten

excesivos en número, simplificando a su vez los aspectos de garantías entre los

suministradores y los demandantes. Los clientes libres mayores tienen siempre la

opción de poder licitar individualmente sus requerimientos.

Las reglas para la contratación deben incluir:

3.3.1. Contratos para el servicio público y garantía física de abastecimiento

Todo contrato de suministro destinado a abastecer la demanda del servicio

público de electricidad debe poseer garantía física de abastecimiento.

También podrán optar por este régimen los clientes libres que así lo deseen.

La contratación plena de la demanda esperada será un primer indicador de la

suficiencia de generación en el sistema, es decir, que existe la generación

adecuada para prestar el servicio en condiciones seguras y eficientes. La



seguridad será expresada a través de la garantía física de la energía

contratada.

La garantía será demostrada con los valores de capacidad (potencia) y de

energía reconocidos por el COES sobre la base de la metodología aprobada

por la autoridad a partir de las características físicas y operativas de la planta

existente. Dichos valores se podrán reconocer también para plantas a ser

construidas, en la medida que se posea la información y suficiente seguridad

de que el proyecto de la planta se va a ejecutar.

Se debe restablecer el criterio original de la Ley de Concesiones Eléctricas y

su Reglamento en lo que se refiere al factor de excedencia hidráulica (95%)

utilizado para la determinación de la energía firme que debe corresponder a

las plantas hidroeléctricas, y despejar de esta manera la capacidad que estas

plantas hidroeléctricas pueden aportar en el despacho óptimo centralizado en

las condiciones críticas de hidraulicidad.

La capacidad firme de las unidades termoeléctricas corresponde al aporte de

capacidad de dichas unidades de generación considerando sus

indisponibilidades fortuitas y programadas, de acuerdo con una probabilidad

especificada.

Para efectos de la energía firme de una central hidroeléctrica se utilizará la

oferta de energía de dicha central considerando el despacho de sus unidades

para caudales mensuales con una probabilidad de excedencia del 95%, y los

efectos de los periodos de indisponibilidad programada y fortuita de las

unidades.

Además de los contratos con garantía física acreditada con certificados de

Energía y Potencia Firme, se prevé la posibilidad de contratos que pueden

suscribir los clientes libres sin una garantía similar a la que se exige para el

servicio público de electricidad.

Estos contratos pueden ser suscritos por los generadores para el

abastecimiento de consumos, generalmente, con excedentes de energía de

corto plazo a fin de aprovechar energía disponible en condiciones hidrológicas

favorables. También pudieran ser de más largo plazo, sin comprometer la

energía y potencia certificadas, si se dan bajo la modalidad de interrumpibles;



es decir, que la obligación de suministrar se puede suspender en caso que el

generador no posea suficientes recursos para atender toda la demanda.

3.3.1.1. Margen de Reserva único

Un aspecto que debe ser eliminado en el Reglamento de la LCE es la

diferencia entre el margen de reserva utilizado para la determinación de

las tarifas (Margen de Reserva Firme Objetivo, MRFO) y el Margen de

Reserva aprobado por el Ministerio para determinar el número de

unidades de generación entre las cuales se distribuye los ingresos

provenientes del pago por la potencia o capacidad. Esta medida no

requiere incorporarse en el Proyecto de Ley bajo análisis ya que

corresponde a una disposición que se puede aprobar en las

modificaciones del Reglamento de la LCE.

3.3.1.2. Determinación de la demanda a ser licitada

Para determinar la demanda que se debe licitar, se requiere que los

distribuidores especifiquen sus necesidades de consumo no cubiertas

con contratos de suministro, y es su responsabilidad prever su cobertura

definiendo sus necesidades lo más específicamente posible.

Los contratos deben especificar las obligaciones de las partes en lo que

corresponde al abastecimiento de potencia y energía. Una primera

modalidad es la suscripción de contratos por capacidad y bloques de

energía en donde queda de manera explícita las limitaciones de

responsabilidad del generador en cuanto a la energía que puede

abastecer y contratar dadas los certificados de energía y potencia que

posea. Cuando corresponda verificar, ex – post, la cobertura de la

demanda con contratos, la responsabilidad del cumplimiento de la

obligación de poseer contratos por el consumo recae sobre el

distribuidor.

Una segunda modalidad corresponde a la suscripción de contratos de

abastecimiento pleno (full-requirement) hasta los límites establecidos

por la máxima demanda contratada. Estos contratos pueden ser incluso

de potencia variable, dentro del rango establecido en el contrato. En

esta segunda modalidad, corresponde al generador asumir la

responsabilidad, durante la verificación ex – post, de cualquier consumo



de energía efectuado por el distribuidor o cliente libre, dentro del rango

permitido en el contrato, pero que exceda sus certificados de capacidad

y de energía. Para efectos de chequeo ex – ante al establecer un

compromiso el generador deberá tener en consideración que su

compromiso adquirido en un contrato de abastecimiento pleno es hasta

por el consumo máximo que se deduzca de las condiciones

establecidas en su contrato.

En el caso de generadores con contratos que abastecen distribuidoras

que tienen clientes libres, la información debe separar lo que

corresponde al servicio público del servicio a los clientes libres, debido a

que los mecanismos para asegurar el abastecimiento están orientados

prioritariamente al servicio público de electricidad. Los clientes libres

podrán acordar las condiciones contractuales que consideren

necesarias para asegurar su abastecimiento, adherirse a las licitaciones

que se convoquen, o comprar en el mercado de corto plazo.

3.3.2. Certificaciones y límite de la contratación

Con el fin de mantener la seguridad del sistema, se establece que ningún

generador debe establecer contratos a plazo con garantía física, con un

distribuidor o cliente libre, en exceso a la capacidad y energía que las

indicadas en los certificados que posee, sean éstos propios o contratados con

terceros. Esta obligación ya existe en la Ley de Concesiones Eléctricas y su

Reglamento, pero sin una vinculación específica a un mecanismo orientado a

vigilar la suficiencia de capacidad como se propone en este caso.

Las unidades comprometidas por el proveedor deben poder suministrar la

capacidad y la energía cuando se les solicite y con una probabilidad de 95%.

Por ello se requiere que estas unidades estén calificadas como capaces de

atender sus compromisos, mediante la certificación de capacidad y de

energía como se ha señalado anteriormente. Por lo tanto, el proveedor no

debe comprometerse a suministrar más capacidad y energía firmes que lo

indicado en los certificados que posea, de otra manera se estaría afectando a

la seguridad del sistema. Una contratación por encima de los valores

certificados para una central de generación bloquearía la señal de necesidad

de nueva inversión que se daría si se respetara esta especificación.



En caso se incumpla esta restricción se tendrá una penalidad equivalente al

costo de la energía que se contrate en exceso, valorizada al valor de la

unidad termoeléctrica necesaria para abastecer dicha energía.

A manera ilustrativa de esta penalidad, asumimos hipotéticamente el caso de

un generador con 500 MW de capacidad firme y con 3000 GW-h de energía

firme, que se excede en sus contratos en 1%, es decir 30 GW-h.

La fórmula a aplicar sería:

Penalidad = 0,25 x TG x EX

Siendo TG la incidencia unitaria del costo de inversión de una turbina de gas

de ciclo simple.

EX es la energía contratada en exceso

Asumiendo que el costo de una turbina de gas de ciclo simple instalada

aproximadamente es de 300 US$/kW. OSINERG determinará anualmente el

costo de esta planta.

La incidencia por kW-h, considerando 1500 horas anuales sería de:

300 US$/ 1 500 kW-h = 0,20 $/KW-h

La penalidad por 30 GW-h (30’000 000 KW-h) sería entonces:

0,25 x 30’000 000 x 0,20 = 1’500 000 dólares

3.3.3. Obligación de contratar por el 100% de la demanda

El conocimiento de los contratos de suministro entre generador y distribuidor,

en conjunto con la demanda proyectada, permite establecer el requerimiento

total de demanda para los nuevos contratos. Esto a su vez da las señales de

alerta sobre potenciales requerimientos de inversión o de adecuación de los

precios para abastecer la demanda. Es importante conocer con suficiente

antelación la ocurrencia de un descalce contractual para abastecer la

demanda ya que esto permitirá tomar acción con medidas que utilicen la

competencia por el mercado (mercado disputable) como alternativa de la

competencia en el mercado para resolver el problema del abastecimiento

seguro.



Se exige que la demanda del servicio público deba estar 100% contratada

con energía y potencia certificadas con el objeto de evitar la tentación del

juego en el mercado de corto plazo que pudiera dar lugar al bloqueo de las

señales de inversión. Si un distribuidor observa que los precios del mercado

de corto plazo son consistentemente inferiores al Precio en Barra en una

buena parte del tiempo (como suele ocurrir en sistemas con una fuerte

componente hidroeléctrica, como en el caso del SEIN) puede tener la

tendencia a preferir adquirir energía del mercado de corto plazo y no se

darían las señales de inversión necesarias en generación.

El mercado spot o de corto plazo es un mercado orientado a liquidar los

desbalances originados por las diferencias entre lo contratado y lo ejecutado y

no debe utilizarse para correr riesgos intencionales por parte de los

demandantes. La exigencia de contratar el 100% de la demanda permitirá que

la construcción de las plantas de generación pueda efectuarse

ordenadamente para abastecer los requerimientos de la demanda y mantener

la suficiencia de generación bajo control.

Cuando se tiene suficiente anticipación se puede instalar plantas con costos

de producción mas convenientes para el usuario final y eventualmente una

composición de plantas que se adapte mejor al perfil de la demanda tanto del

incremento como de la demanda total del sistema.

Las reglas de mercado que se introducen en este Proyecto de Ley permitirán

la suscripción de contratos de precio y cantidad. Es decir, se podrá especificar

los bloques de energía que se espera comprar en los periodos de interés.

Esto constituye un avance con relación a los actuales contratos de

abastecimiento pleno (full requirement) en los que se especifica una máxima

demanda y la energía resultante es la energía asociada a la curva de carga

del cliente, cualquiera que esta fuere.

Cabe señalar que la obligación de contratar por el 100% de la demanda es

una obligación del distribuidor que será verificada y penalizada si se

determina su incumplimiento. En el caso de un contrato de abastecimiento

pleno, esta responsabilidad es trasladada del distribuidor hacia el generador

aceptante de dicho contrato, ya que si en la etapa de verificación de demanda

versus contratación, se determina que el generador no tuvo suficiente energía



o capacidad certificadas para honrar el abastecimiento, será el generador

quien recibirá la penalización.

3.3.4. Respuesta de la demanda a los precios y administración de la carga

La posibilidad de negociar compras y ventas en el mercado de corto plazo

abre una serie de posibilidades a los Distribuidores para administrar la

demanda y obtener beneficios para si y para sus clientes.

Si el Distribuidor o los clientes, con capacidad de discriminar sus consumos

en el tiempo, estiman que el precio de la electricidad en el mercado de corto

plazo será mayor que el que tienen contratado, pueden tomar las medidas

para reducir su consumo y vender los excedentes en el mercado de corto

plazo. O de lo contrario, si prevén que el precio del mercado de corto plazo

será menor, pueden decidir incrementar su consumo y beneficiarse del menor

precio.

En ambos casos, la transacción de compra-venta realizada por el Distribuidor

debido a la administración de la demanda genera un beneficio al Distribuidor,

al cliente y al sistema. Al Distribuidor por la comisión de venta en ambos

sentidos, al cliente por recuperar gran parte de lo que habría tenido que pagar

o ganar algo por vender sus excedentes y al sistema por la racionalidad que

genera al tener una demanda que responde a los precios.

Para que esto sea posible, es necesario que los contratos entre los

Distribuidores y sus clientes, contemplen cláusulas que permitan que los

consumos respondan a los precios del mercado de corto plazo, de tal manera

que a solicitud de sus clientes, permita a los Distribuidores participar en el

mercado de corto plazo comprando y vendiendo las diferencias.

La demanda responde a los precios, en algunos casos mas rápido que en

otros, como podría ser en el caso de las cargas industriales que mediante

reprogramación de su producción pueden hacer desplazamientos de carga

que optimicen el uso de los recursos energéticos, si tienen los incentivos

económicos para hacerlo. En el caso de los usuarios regulados también

existe una adecuación a los precios, aunque es cierto que la respuesta toma

algo más de tiempo. La experiencia con el marco regulatorio de la LCE

demuestra que la demanda del mercado regulado responde a los precios,



como se deduce del hecho de que el factor de carga del sistema era del

orden de 62% antes de la reforma y en la actualidad el factor de carga bordea

el 80%.

3.3.4.1. Flexibilización del mercado libre

Debe también tomarse en cuenta que la calificación de libre a un

determinado consumidor debe constituir una opción que debe ejercer el

cliente y no una obligación impuesta por consideraciones sobre su

demanda máxima.

De esta manera, por encima de un límite determinado, el cliente debería

poder elegir si desea pertenecer o no al conjunto de consumidores que

pagan tarifas reguladas. En este sentido, los clientes que se encuentran

en el rango entre 500 y 2000 kW podrían optar para ser calificados

como clientes libres o retornar a ser regulados. En el proyecto de Ley se

crea la posibilidad de que los clientes libres puedan elegir su

calificación, según los términos que establezca el Reglamento.

La decisión del consumidor de elegir una u otra opción debería

establecerse con un periodo de anticipación adecuado, a fin de evitar la

especulación con los costos marginales de corto plazo.

De la misma manera que se busca una mayor flexibilidad para permitir

incrementar la competencia en el mercado, también se debe

perfeccionar los mecanismos de garantía que los agentes deben

presentar para poder efectuar transacciones en el mercado de corto

plazo. Si se presentan diferencias por alguna razón, los mecanismos de

solución deben ser ágiles, oportunos y racionales, a fin de no afectar la

liquidez del mercado.

3.3.5. Prevención de insuficiencia de abastecimiento

Para que se pueda evitar cualquier insuficiencia futura de abastecimiento de

electricidad, y poder responder a tiempo con soluciones eficientes, es

necesario contar con información con razonable anticipación para poder

tomar acciones correctivas adecuadas.

El Proyecto de Ley dispone que los Distribuidores y Usuarios Libres deben

informar a OSINERG, sus previsiones de consumo y los compromisos de



cobertura para esa demanda, por lo menos para los próximos tres años, a fin

de identificar la demanda no cubierta y tomar medidas correctivas para

asegurar el abastecimiento de esa demanda no cubierta.

Se requiere una cierta anticipación para que la solución pueda ser atendida

con diversas opciones, incluyendo instalaciones nuevas de generación

eficiente, que requieren un periodo para cerrar su gestión de financiación y

para ejecutar la construcción respectiva, del orden de 2 a 3 años.

Esto no debe ser considerado como una exigencia ya que de la misma

manera, las diferentes actividades económicas de cierta magnitud deben

hacer normalmente sus estimaciones de demanda, asumiendo diferentes

escenarios.

No obstante que se exige a los Distribuidores información lo más precisa

posible sobre sus requerimientos de generación, es necesario evitar que la

incertidumbre de la demanda afecte negativamente a un Distribuidor cuyos

pronósticos hayan sido efectuados de manera responsable; se ha previsto

para tal fin que exista un margen de tolerancia razonable dentro del cual se

liquidarán las diferencias que se presenten entre lo contratado y lo consumido

a precios spot y que serían trasladados a los consumidores. Además, siempre

existe la posibilidad de suscribir contratos adicionales desde el momento en

que se presenta la información hasta el momento de control ex - post. Este

margen de tolerancia sería igual al crecimiento anual promedio del total de la

demanda en los tres últimos años. Se toma el promedio de los valores

absolutos26 para lograr un valor estabilizado con un mínimo del 5% de la

demanda total anual.

Las proyecciones de demanda deben efectuarse por separado para el

mercado regulado y para el mercado libre, ya que las primeras deben ser

responsabilidad del Distribuidor, mientras que las segundas pueden resolver

su déficit en el mercado de corto plazo o contractualmente con un generador.

26 Para promediar se consideran los valores absolutos, ya que no sería lógico que por ejemplo un año de crecimiento

positivo de la demanda y el siguiente año de crecimiento negativo, que darían un promedio cero, impidan a la distribuidora

disponer de un margen de tolerancia para transar en el mercado spot.



A pesar de estas precauciones, es posible todavía que puedan presentarse

situaciones que desvirtúen una proyección responsable y prudente de los

distribuidores, tal como podría darse ante la ocurrencia de cataclismos o un

Fenómeno del Niño de características extraordinarias, en la cual toda la

demanda nacional puede verse afectada. Estas situaciones atípicas deben

considerarse por separado de la proyección técnicamente recomendable, por

lo que se ha previsto que en casos de excepción que ameriten ampliar el

margen de tolerancia, el Ministerio podrá hacerlo, para lo cual se establecerán

los criterios que conduzcan a esa decisión en el Reglamento de la Ley.

3.4. El mercado de corto plazo

De acuerdo con lo establecido en el diagnóstico, las señales que alcancen a la

demanda para reflejar la situación del mercado de corto plazo constituyen uno de los

principales elementos que se debe utilizar para el fomento de la competencia.

El mercado de corto plazo, actualmente administrado por el COES, y restringido a los

generadores debe permitir la participación tanto de distribuidores como de clientes

libres, a fin que los mismos puedan efectuar transacciones de sus desbalances.

3.4.1. Mercado de corto plazo

En la actualidad existe un mercado de corto plazo sólo entre los generadores,

en el que se saldan las diferencias entre lo realmente producido por los

generadores y las obligaciones de éstos en el despacho económico del

sistema, debido a las obligaciones contractuales con terceros.

En este mercado, las transacciones se efectúan al Costo Marginal de Corto

Plazo, que es el costo marginal de producción local, controlado cada 15

minutos

3.4.1.1. Participación de la demanda en el Mercado de Corto Plazo

Como se ha señalado en el diagnóstico, la participación de la demanda

en las transacciones del mercado de corto plazo constituye un tema

crucial en el mejoramiento de las posibilidades para habilitar la

competencia.



El mercado de corto plazo será el mecanismo principal para eliminar las

preocupaciones de los Agentes de no ser capaces de precisar sus

requerimientos con tres años de anticipación, ya que en este mercado

se podrá transar las posibles diferencias entre la demanda proyectada

con lo que realmente puede ocurrir.

Además de brindar a la demanda la oportunidad de responder a las

señales de precios aprovechando las posibilidades de administración de

carga y/o conservación de energía como herramientas para reducir el

consumo en casos de escasez o para aumentar su consumo en casos

de abundancia de recursos con bajos costos marginales de producción,

principalmente para los Usuarios Libres que pueden programar su

producción con cierta flexibilidad.

Por el lado del cliente, la obligación de pagar por el compromiso

contraído al precio acordado y la firmeza de las obligaciones asumidas

por la demanda en contratos de largo plazo facilita determinar la

composición mas adecuada para abastecer esta demanda y financiar

adecuadamente las nuevas inversiones en generación ya que

disminuye los riesgos de la inversión y por lo tanto conduce a un menor

precio de la electricidad suministrada.

Es valido considerar del lado de los compradores, ya sean distribuidores

o clientes libres, que al asumir compromisos de compra de electricidad

a firme con cierta antelación, asumen algún riesgo de no acertar con

sus demandas reales presentándose diferencias entre lo contratado y lo

realmente requerido.

Estas diferencias se pueden presentar tanto debido a las variaciones

difíciles de prever en cualquier proyección que pueden deberse a

imponderables no sujetos al control de los compradores. Sin embargo,

estos posibles errores de estimación son normalmente muy reducidos

en el mercado regulado, ya que es bastante predecible establecer su

proyección en un periodo relativamente corto de planificación.

La actividad de planificación del incremento de la demanda es natural

en el negocio del Distribuidor, ya que está inmersa en su necesidad de

controlar la demanda en cada circuito de su red de distribución para



evitar las pérdidas y caídas de tensión, que son penalizadas cuando se

exceden de un cierto límite.

También está dentro de la capacidad de gestión del Distribuidor

acciones de concertación, principalmente con los clientes mayores, para

reducir o incrementar la demanda, si tiene incentivos para hacerlo.

Por ello, junto con la firmeza de los compromisos contractuales se

requiere que los compradores puedan negociar sus desbalances, ya

sea comprando sus déficit o vendiendo sus excedentes, en un mercado

de corto plazo. El mercado de corto plazo crea los medios para habilitar

estas transacciones de forma automática.

El proyecto de Ley contempla la participación de la demanda,

representada por los Distribuidores, Clientes Libres y eventualmente,

comercializadores, en el mercado de corto plazo de tal manera que

puedan saldar sus desbalances derivados de sus obligaciones

contractuales y el comportamiento real del mercado.

El Mercado de Corto Plazo es una pieza fundamental que complementa

la firmeza de los compromisos contractuales para definir las decisiones

de inversión mas adecuadas, con la flexibilidad de resolver las

variaciones de corto plazo, ya sea provocadas por la administración de

la demanda o por la influencia de factores exógenos en la proyección

prudente de la demanda, reduciendo a un mínimo la preocupación que

pudieran tener los distribuidores o clientes libres de no acertar

correctamente con su pronóstico.

Se ha explicado en el capítulo anterior que la inversión mas adecuada

conduce al mejor precio de la electricidad ofertada, ya que de tener

información imprecisa la inversión desadaptada conduce a mayores

costos al usuario o a afectar la seguridad del abastecimiento si se

presentan condiciones críticas.

Las operaciones en el Mercado de Corto Plazo, es decir las

transacciones que efectúen los Distribuidores o Clientes Libres ya sea

vendiendo sus excedentes o comprando sus necesidades adicionales,

en resumen, liquidando sus desbalances, se efectuarán con el Costo



Marginal Local27 o Nodal aplicable, y para su aplicación se calculará

promediando los valores registrados para los bloques comprometidos.

La legislación actual establece un costo marginal en cada nodo del

sistema interconectado, y las entregas de energía que efectúan los

generadores en un determinado punto de la red se ven afectados por

los costos y pérdidas de transmisión por lo que resulta un costo

marginal en cada punto (Costo Marginal Nodal) donde se retira energía.

3.4.1.2. Garantías y seguridad en la cadena de pagos

Dado que este mercado es sumamente dinámico, y se requiere que las

obligaciones derivadas de las transacciones tengan las seguridades de

que serán honradas oportunamente, es necesario exigir determinadas

condiciones y garantías a los Agentes participantes.

En el caso de incumplimiento de clientes libres, su servicio puede ser

suspendido sin afectar a terceros, lo que no sucede cuando el

incumplimiento es de los Distribuidores, a los que no se puede cortar el

suministro sin afectar a sus usuarios, a diferencia de los propios

Distribuidores que sí tienen las herramientas para el corte del servicio a

sus clientes.

Por este motivo, es necesario que los Distribuidores constituyan

garantías a favor de sus acreedores, de acuerdo a su riesgo crediticio.

Estas garantías pueden ser por ejemplo fideicomisos o fianzas

bancarias de realización inmediata o prepagos en respaldo de los retiros

de electricidad que efectúen.

Cualquier interrupción en la cadena de pagos afecta seriamente a la

confiabilidad del sistema y, por lo tanto, incrementa los riesgos de las

inversiones para abastecer el mercado, incrementando a su vez los

costos que suponen estos riesgos; por ello, la medida correctiva debe

ser tan disuasiva como llegar hasta la caducidad de la concesión, de

manera tal que sea prioritario evitar su aplicación. El Reglamento

deberá establecer la gradualidad de las sanciones.

27 Local Marginal Costs, en inglés



Este debe ser un mercado orientado a liquidar desbalances y no a

especulación y las reglas a establecerse deben contemplar las

providencias para otorgar las seguridades necesarias a los

participantes.

Los Costos Marginales Nodales, en que se basan las transacciones en

este mercado, pasan a ser una pieza muy importante y se debe

garantizar que estos valores sean los resultantes del despacho de

mínimo costo en cada momento, por ello, la operación del sistema debe

ser ajena a las transacciones comerciales que se deriven de los

desbalances.

3.5. El operador independiente del sistema y del mercado

De acuerdo con lo establecido en el diagnóstico, la Ley de Concesiones Eléctricas,

no contempló, en el diseño de la composición del COES, la participación de los

distribuidores ni de los usuarios libres en el mercado de corto plazo, lo cual ha

limitado el desarrollo de la competencia y ha impedido que la demanda responda a

las señales de precios.

Asimismo, el mercado de corto plazo, actualmente administrado por el COES y

restringido a los generadores, no permite la participación ni de distribuidores ni de

usuarios libres, e impide que los mismos puedan efectuar transacciones de sus

desbalances. Una efectiva competencia en el mercado requiere que todos los

competidores existentes y potenciales tengan indiscriminado acceso a la red física y

a los procesos e información del mercado. Bajo las normas actuales algunos de los

pequeños generadores y usuarios libres han tenido problemas para obtener acceso a

la red física; aún cuando se han hecho algunas mejoras en la normativa para tratar

de ayudar a resolver dichos problemas, se necesita realizar cambios sustantivos.

La mayoría de los países que han desregulado sus sectores eléctricos han creado

operadores independientes del sistema. El Perú se encuentra en una pequeña

minoría que aún no lo ha hecho. Todo mercado eléctrico en el cual ha existido una

competencia razonablemente eficiente y efectiva entre vendedores y compradores

múltiples, ha contado con una entidad que coordina las operaciones en tiempo real y

administra un mercado de corto plazo. Esta entidad puede tomar diferentes formas y

métodos para cumplir su función, pero es necesario que sea independiente de



cualquier generador, transmisor, cliente, gobierno o, en general, de cualquier agente

del mercado.

Es importante hacer notar que la independencia total de los Agentes hace más

transparente la Operación del Sistema, y es mucho más conveniente frente a la

alternativa de tener que lograr un delicado equilibrio por la participación directa de los

Agentes en la gestión, que se traduciría en fuente de conflicto permanente. Sólo

basándose en la total independencia del Operador del Sistema, se le podrá otorgar

funciones trascendentes como las que se están proponiendo en el proyecto de ley,

tales como la emisión de los Certificados de Capacidad y Energía, la Planificación de

la Transmisión o la Administración del Mercado que en su primera etapa contempla

las transacciones en el spot, pero que en el futuro podría incluir otras transacciones

de corto plazo, como por ejemplo las correspondientes al mercado del día previo.

3.5.1. Reforma Institucional del COES

La experiencia internacional, recomienda que la operación del SEIN y del

mercado de corto plazo sea encargada a una entidad independiente de los

agentes ya que las decisiones que deba tomar, en un mercado competitivo,

deben ser en interés del sistema y ajenas a los intereses particulares de uno

u otro agente.

El operador debe ser un ente imparcial ajeno a los intereses de los actores

participantes, deberá velar por la operación económica del sistema y la

administración del mercado de corto plazo, vigilando el desempeño de los

agentes, en particular el ejercicio del poder del mercado, el desempeño del

mercado y alertando a las autoridades de cualquier problema que se presente

originado por las posiciones dominantes de los participantes

3.5.1.1. Análisis de las Alternativas

Tal como se mencionó previamente, a fin de que el Operador del SEIN

mantenga un tratamiento igualitario para todos los participantes en el

mercado de corto plazo se debe exigir independencia de parte de

quienes toman las decisiones operacionales sobre el sistema y sobre el

mercado de corto plazo. Este requerimiento teóricamente podría ser

satisfecho de dos maneras:

1. La primera consiste en establecer un esquema de organización en el

cual intervengan todos los agentes involucrados (generadores,



distribuidores y usuarios libres) además del Estado, en calidad de

supervisor del mercado. Este esquema no sería realmente un ente

independiente y necesitaría conformarse de tal manera que las

fuerzas del mercado estuvieran adecuadamente equilibradas. Su

organización sería similar a la de CAMMESA28 de Argentina.

2. La segunda opción corresponde a la creación de una nueva

estructura organizativa29 del Operador Independiente del Sistema en

la cual no estén representados los intereses de ningún agente en

particular en la conducción del organismo, que sustituirá a las

funciones actuales del COES30.

La Comisión considera que la segunda opción es más apropiada porque

evitaría que el operador se constituya en un organismo de debate donde

las decisiones fueran tomadas en función del equilibrio de fuerzas de los

interesados, pudiéndose perder de vista en el debate el objeto

fundamental del organismo, cual es el operar el sistema en condiciones

de eficiencia y seguridad. El elegir esta opción hace necesario también

establecer un sistema de medidas de desempeño que permitan evaluar

el trabajo del operador para poder hacerlo responsable de las

consecuencias perjudiciales que pudiera ocasionar en el ejercicio de

sus funciones.

Para cumplir con estas recomendaciones, y evitar tener que crear una

nueva entidad, se ha considerado conveniente aprovechar el acervo de

la experiencia, información y herramientas tecnológicas con que cuenta

el COES y adecuar dicho organismo, manteniendo su denominación,

pero incorporando importantes cambios en su composición, funciones y

gobernabilidad. De tal manera que le permitan cumplir con las

exigencias de independencia e imparcialidad que se requieren, dado

que en el futuro dicho operador deberá efectuar transacciones que

comprenderán, no únicamente transacciones entre generadores, sino

28 CAMMESA – Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico de Argentina. 29 Un ente independiente no tendría una agenda particular, además de mantener su reputación, cumpliendo con las reglas

de operación y administración del sistema y con sus requisitos legales y regulatorios. Un contratista o consultor

independiente estaría en una posición similar pero no es recomendable dado que se concentraría en su contrato de

designación y se posicionaría para lograr la renovación de ese contrato. 30 El presupuesto del COES asciende aproximadamente a US$ 4.5 millones según la memoria de 2003.



también las que correspondan a las relaciones entre generadores,

distribuidores y usuarios libres.

Asimismo, como resultado del diagnóstico, se requiere que una entidad

independiente, de la autoridad política y de los agentes, efectúe la

planificación de la transmisión. Al evaluarse la conveniencia de disponer

de un Planificador y un Operador Independiente del Sistema, se verifica

que ambas actividades (la operación y la planificación) forman parte del

proceso de optimización del sistema y que, aunque los objetivos de

ambas son diferenciados, los requerimientos técnicos en modelos y en

capacitación del personal son similares y su integración produce

beneficios de escala, siempre que se logre separar su organización por

procesos. Por esta razón, resulta conveniente que la función de

Planificación de la Transmisión sea incorporada dentro de las funciones

del COES y se cree una unidad dentro de esta nueva organización que

se encargue de identificar de forma centralizada los requerimientos de

inversión en equipamiento de transmisión a fin de producir un Plan de

Transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de

la generación y de crecimiento de demanda futura.

3.5.1.2. Organización Propuesta

Para que los agentes actuales y futuros puedan intervenir

adecuadamente en el mercado, aprovechando las oportunidades y

fomentando la competencia, se debe perfeccionar los lineamientos de la

organización del COES y las reglas de participación eliminando los

factores que puedan representar una barrera de acceso a los nuevos

agentes que deseen participar en el mismo.

En este sentido, se reafirma en el Proyecto de Ley la naturaleza de

entidad privada del COES, como un organismo sin fines de lucro y que

tiene como actividades principales las de encargarse de la seguridad y

economía de la operación del sistema, la administración del mercado de

corto plazo y la preparación del Plan de Transmisión.

Con este esquema se busca independizar tanto la operación del

sistema, la administración del mercado y la expansión del sistema de

transmisión de los eventuales intereses particulares de los agentes y

dar mayores garantías a posibles nuevos inversionistas.



3.5.1.3. El Directorio

El cambio más importante respecto a la estructura de gobernabilidad

actual, se hace en la composición del Directorio, que es la máxima

autoridad del organismo. Estará integrado por cinco miembros, sin

vinculación alguna, directa o indirecta con los agentes participantes en

el SEIN, no podrán ser funcionarios públicos, deberán ser profesionales

con experiencia de por lo menos 10 años en el ejercicio profesional

seleccionados mediante concurso de meritos, privilegiando su

experiencia profesional, convocado por una Comisión Ad-hoc de cinco

miembros, uno por los Generadores, uno por los Distribuidores, uno por

los Transmisores, uno por el Ministerio de Energía y Minas y uno por

OSINERG. El proceso de selección debe ser público, privilegiando la

experiencia profesional en el sector eléctrico. La Comisión Ad-hoc sólo

tiene la misión de conducir un proceso de selección técnico e imparcial

y en esa función no representa los intereses de las entidades que los

designan.

Los requisitos y restricciones que se establecen en la Ley para ser

designados miembros tratan de garantizar que se designen

profesionales totalmente independientes de los intereses de los Agentes

y del Estado, y con idoneidad comprobada. Mientras ejerzan el cargo de

Directores no podrán desempeñar actividades para la Administración

Pública bajo cualquier modalidad ni poseer vínculos societarios,

DIRECTORIO

DIRECCIÓN EJECUTIVA

DIRECCIÓN DEOPERACIONES DEL

SISTEMA Y DEL MERCADO

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN

DE TRANSMISIÓN

COMITÉ CONSULTIVO

ORGANIGRAMA DEL NUEVO COES



laborales comerciales o financieros con los titulares de concesiones o

autorizaciones, sus empresas vinculadas o con los accionistas

mayoritarios de las mismas. Con esta restricción se pretende garantizar

personas totalmente independientes de los intereses particulares de los

Agentes y del Estado.

Dado que sus funciones no le permitirán ejercer sus actividades

profesionales que podrían estar en conflicto con la exigencia de no tener

vinculación directa o indirecta con los Agentes, se establece en el

proyecto de Ley que recibirán una retribución mensual acorde con el

nivel de calificación exigido, la naturaleza de su función y su dedicación

a tiempo completo y hasta un año después de haber ejercido el cargo.

En este caso se obligan a desempeñar una función académica en una

universidad pública o privada.

La designación de los miembros del Directorio será por un periodo de

cinco años, pudiendo renovarse por una sola vez. El periodo de cinco

años y su eventual renovación es importante para dar las señales de

estabilidad a los agentes. Otro elemento para la mayor estabilidad de

los miembros del Directorio es la limitación a su remoción sólo por

causas de falta grave debidamente comprobada y fundamentada.

Para asegurar un Directorio que aproveche de la experiencia que se

vaya acumulando en la conducción del organismo, se propone que el

primer nombramiento tenga una duración escalonada de 1, 2, 3, 4, y 5

años para cada uno de los Directores. De esta manera la renovación

anual futura de un miembro permitirá garantizar la transferencia de la

experiencia del conjunto directivo ya que la mayor parte de los

miembros continuará en cada proceso de renovación.

Se define como responsabilidad del Directorio del COES el garantizar a

los interesados el acceso a la información sobre la operación del

sistema y del mercado, garantizar la operación óptima del sistema y

cuidar la existencia de condiciones de competencia en el mercado

eléctrico, impidiendo barreras de entrada a nuevos competidores. Para

garantizar el acceso a la información podrá disponer de las

herramientas tecnológicas necesarias de manera tal que los Agentes y

Usuarios puedan conocer no solo del comportamiento del mercado sino



también de la actuación del Directorio en el ejercicio de sus funciones.

El garantizar la operación óptima del sistema implica no solo velar por el

despacho óptimo al mínimo costo, sino también el prever las medidas

correctivas que sean necesarias para mantener las facilidades para que

se de la competencia de ofertas en el futuro. Cuidar la existencia de

condiciones de competencia en el mercado

La responsabilidad del Directorio (accountability) referidas a que sus

acciones y decisiones sean justificadas requiere establecer mecanismos

de supervisión, sin que ello conduzca a una injerencia de la gestión.

Para ello se establece la obligación del Directorio de informar al

Ministerio, a los Agentes y a OSINERG y de publicar en el Portal de

Internet del COES, de todos los hechos relevantes de su gestión.

3.5.1.4. El Comité Consultivo

El COES deberá tener un Comité Consultivo, como organismo de apoyo

al Directorio, integrado por los representantes de los titulares de

generación, transmisión, distribución y usuarios libres.

Las funciones de dicho Comité estarán orientadas a proponer mejoras a

las normas y procedimientos para la operación del sistema y del

mercado, así como absolver las consultas que le formule el Directorio.

El objeto de este Comité es la creación de consenso. Deben servir al

Directorio como referencia para tomar sus decisiones. Si el cuadro

ejecutivo y el Comité logran consenso en los temas sometidos a su

consideración, las decisiones serán más ágiles; de lo contrario, el

Directorio estará advertido de la existencia de problemas de naturaleza

delicada o controversial.

3.5.1.5. La Dirección Ejecutiva

El órgano ejecutivo de este nuevo COES será la Dirección Ejecutiva

que, además de las funciones actuales referidas a la operación del

sistema, será responsable de la administración del mercado de corto

plazo y de elaborar los estudios del Plan de Transmisión.

El Director Ejecutivo será seleccionado mediante concurso público de

méritos convocado por el Directorio no podrá ser removido salvo falta



grave debidamente comprobada y fundamentada, requiriéndose para

ello la decisión mayoritaria reforzada del 80% del Directorio. Esta

medida tiene la finalidad de reforzar el carácter técnico e independiente

de la Dirección Ejecutiva.

La operación del sistema debe ser efectuada basada estrictamente en

decisiones técnicas para lograr el despacho óptimo en condiciones de

seguridad del sistema, independientemente de los intereses de los

agentes integrantes del SEIN, de allí la importancia de la independencia

de las decisiones de la Dirección Ejecutiva.

La Dirección Ejecutiva estará conformada por dos áreas: la Dirección de

Planificación de Transmisión, que se encargará principalmente de la

aplicación de los criterios y metodología de planificación que apruebe el

Ministerio de Energía y Minas para la elaboración del plan de expansión

de la transmisión de corto y largo plazo; y la Dirección de Operaciones,

que estará a cargo de la operación del sistema y la administración del

mercado que eran funciones que ya venía realizando de cierta manera

el COES actual, pero que deben ser totalmente reformuladas para

garantizar la independencia de la decisiones las transacciones que se

darán con la inclusión de nuevos agentes por el lado de la demanda.

Es recomendable que el cuerpo técnico de la Dirección de Operaciones

del COES actual se integre a la nueva organización, dada la experiencia

y conocimientos adquiridos en la operación del sistema, con la finalidad

de que la transición sea prácticamente imperceptible a los agentes del

mercado.

3.5.1.6. Régimen Presupuestal del Operador del Sistema

El COES no sólo debe ser independiente técnica y económicamente,

sino también de la injerencia del Estado en su gestión, por ello se debe

evitar que exista cualquier justificación para esta injerencia, para lo cual

queda explícito que su presupuesto será cubierto por las entidades

integrantes del SEIN, en su calidad de empresas que ejercen una

actividad económica.

El presupuesto operativo del COES será cubierto por las entidades

integrantes del SEIN con aportes proporcionales a sus ingresos



obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y

energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión para el

caso de los Transmisores, y del Valor Agregado de Distribución para el

caso de los Distribuidores. En caso de nuevos Agentes, se estimará sus

ingresos para determinar su aporte preliminar en el primer periodo en

que no se cuente con información histórica y se liquidará con la

información real a posteriori, Estas contribuciones necesariamente

tendrán efecto en los costos de los Agentes, algunos que ya lo vienen

haciendo desde la implementación de la Ley de Concesiones Eléctricas

y los nuevos participantes que no lo hacían anteriormente, por ello se ha

previsto que al entrar en vigencia el organismo reformado, el Regulador

deberá tomar en consideración esas contribuciones para efectos de los

costos regulados a reconocer a los Agentes. Lo mismo sucederá en

caso se requieran aportes especiales para fines de equipamientos

específicos no regulares, previa aprobación del Ministerio de Energía y

Minas.

La independencia del COES crea un problema referido a cómo limitar su

presupuesto sin interferir en los requerimientos que pueden ser

razonables para el ejercicio normal y las eventuales inversiones ya sea

en herramientas tecnológicas o en estudios derivados de sus

responsabilidades, por ello se establece en el proyecto de Ley un tope

equivalente al 0,5 % de los ingresos mencionados en el párrafo anterior,

para los ejercicios regulares. El tope establecido ha tenido como

referencia el monto asignado al COES vigente en el año 2004, y

considerando la nueva estructura y funciones adicionales previstas para

esta entidad.

3.5.2. Nuevas Funciones del COES

La reforma institucional del COES traerá consigo nuevas y mayores

responsabilidades, en un marco en que se hace énfasis en la competencia

comercial y en la seguridad del sistema, por lo que en la Ley se deben

especificar estas responsabilidades adicionales.

La responsabilidad del COES como operador del sistema está en garantizar

que se den las condiciones adecuadas de despacho en beneficio de lograr el



mínimo costo para cubrir la demanda en condiciones de seguridad, y que los

Agentes cumplan sus compromisos programados, preocupándose además de

que los sistemas de transmisión estén aptos para facilitar las transferencias

de energía entre las fuentes de generación y los diversos puntos donde se

presenta la demanda, en las mejores condiciones de seguridad y sin

restricciones. Cualquier variación injustificada de la programación debe tener

un responsable identificado, ya que se estará afectando al Mercado de Corto

Plazo.

Para facilitar la competencia y la participación de la oferta y la demanda sin

restricciones se requiere prever las instalaciones de transmisión necesarias,

por ello, es importante que se institucionalice la planificación de la

transmisión, y se ha considerado que el nuevo COES, independiente de los

Agentes, debe tener la responsabilidad de ejecutar los estudios del Plan de

Transmisión, que serán elaborados de acuerdo con la política de desarrollo

de la transmisión dispuesta por el Ministerio. OSINERG desarrollará los

estudios para establecer los criterios y metodología de planificación a ser

utilizados en la elaboración del Plan de Transmisión, los cuales incluirán,

entre otros, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de

planificación y los modelos a emplear. Los criterios y metodología de

planificación que resulten de los referidos estudios serán sometidos al

Ministerio para su aprobación.

La asignación de la responsabilidad de la ejecución los estudios del Plan de

Transmisión se hace tomando en consideración que el COES tendrá la

capacidad técnica especializada, el conocimiento profundo de los problemas

que se presentan en el accionar diario y los mejores elementos de juicio para

identificar las soluciones más convenientes.

El Plan de Transmisión será aprobado por el Ministerio y tendrá carácter

vinculante identificando los proyectos de transmisión que deben ejecutarse,

buscando el mayor beneficio respecto a la inversión; se deberá identificar

también los beneficios que cada proyecto de transmisión aporta al sistema y

los beneficiarios que deben cubrir los cargos por transmisión para garantizar

la recuperación de la inversión a realizar. Luego de su aprobación el

Ministerio será responsable de conducir los procesos de licitación para su

implementación.



Cumpliendo con su responsabilidad de buscar la optimización de la operación

del SEIN, incluyendo la valorización de los servicios complementarios que se

requieran en el sistema, se establece la facultad del COES de proponer los

procedimientos de operación, los cuales deberán ser aprobados por el

OSINERG.

Además de operar el sistema, el COES deberá administrar también las

operaciones del mercado de corto plazo, donde se transan los desbalances

de entre lo contratado y lo efectivamente transado entre los agentes. Esto

sería una ampliación de los conceptos actuales de transferencias,

únicamente, entre generadores e involucraría a múltiples agentes.

Se le asigna también la responsabilidad de garantizar el acceso oportuno a la

información que sea de interés para facilitar la competencia en el mercado y

para monitorear su comportamiento.

Como administrador del mercado eléctrico tendrá además la responsabilidad

de asignar las certificaciones de capacidad y energía firme a los agentes. El

COES deberá, asimismo, supervisar que los compromisos que se deriven de

los contratos se realicen de conformidad con las reglas de contratación que

se establezcan en el artículo 4° del Anteproyecto de Ley que se propone en el

capítulo 4.

Se mantiene la facultad que anteriormente tenía el COES de presentar la

propuesta anual de Tarifas en Barra a OSINERG, ahora independientemente

de los intereses de uno u otro agente en particular, y se permite

adicionalmente que cualquier Agente pueda presentar su propuesta.

La operación y administración del sistema es compleja, existen muchos

intereses que se encuentran en delicado equilibrio, e inevitablemente se

presentarán problemas derivados de la participación de los integrantes del

SEIN en las transacciones operativas y de mercado. Es responsabilidad del

COES solucionar las controversias entre los integrantes del SEIN el seno de

la organización. Como procedimiento normal, las resoluciones de la Dirección

Ejecutiva pueden ser apeladas y la segunda instancia será el Directorio. En

caso de impugnación, la controversia podrá ser resuelta, en última instancia

administrativa, mediante Arbitraje.



Bajo la nueva organización del COES, éste deberá determinar y valorizar la

manera más económica de proveer los servicios complementarios que se

requiera suministrar para la operación segura y económica del sistema,

asignando las responsabilidades que correspondan para la remuneración de

dichos servicios. Entre estos servicios se deberá tomar en consideración la

reserva rotante, la regulación de frecuencia y la regulación de tensión o

compensación reactiva.

El COES reformado tendrá la delicada misión de operar y administrar el

sistema, con reglas de contratación definidas y con garantías de suministro

basadas en el respaldo de certificaciones de lo ofertado. Para completar los

aspectos de las relaciones comerciales se deben establecer los criterios para

garantizar los compromisos económicos.

A pesar de no implementarse en esta etapa, se debe analizar para el futuro la

creación de otros mercados de corto plazo diferentes del mercado en tiempo

real, los cuales juegan un papel importante en mejorar la eficiencia de

cualquier estructura de mercado, dado que estos permiten a los participantes

efectuar transacciones sobre la base de la expectativa de los precios futuros,

permitiéndoles a su vez administrar sus riesgos de manera más efectiva. La

capacidad para hacer tales acuerdos incentiva una mayor participación en el

mercado que incrementa la liquidez y eficiencia, añadiendo mayores

beneficios a la competencia

3.6. Adecuación del marco regulatorio de la transmisión

3.6.1. Plan de Transmisión

El Proyecto de Ley institucionaliza la planificación de la transmisión al definir a

los responsables de establecer los criterios, su ejecución, el mecanismo de

aprobación y su implementación.

El COES, reformulado como un organismo independiente, será el encargado

de efectuar la planificación de la transmisión. El Plan de Transmisión deberá

satisfacer los criterios técnicos y económicos que tienen por finalidad

garantizar que el Plan de Transmisión no se concentre exclusivamente en

problemas de corto plazo y resulte en un plan que beneficie al sistema en

conjunto desde una perspectiva de largo plazo que busque el equilibrio

apropiado entre seguridad y economía. El Plan de Transmisión se revisará



periódicamente y tendrá por objeto satisfacer los requerimientos de seguridad

y calidad de servicio establecidos, promover la competencia en áreas donde

sea necesario, e integrar regiones eléctricamente aisladas, en donde resulte

técnica y económicamente conveniente.

El marco regulatorio contenido en el Proyecto de Ley separa las instalaciones

existentes de las instalaciones nuevas. Para las instalaciones existentes se

mantendrá la legislación vigente.

Los Sistemas de Transmisión se clasificarán en cuatro categorías divididas

en dos grupos principales:

Para las futuras instalaciones, las instalaciones podrán pertenecer a:

a) Sistema Planificado de Transmisión,

b) Sistema Complementario de Transmisión,

Para las instalaciones existentes, las instalaciones pertenecen a:

c) Sistema Principal de Transmisión y

d) Sistema Secundario de Transmisión.

Las clasificaciones c) y d) se mantienen con el único propósito de no alterar

el tratamiento regulatorio que se aplica a dichas instalaciones. En este

sentido, se prevé que las categorías de Sistema Principal de Transmisión o

Sistema Secundarios de Transmisión no podrán ser aplicados a ninguna

instalación que se construya a partir de la promulgación de la ley, ni

tampoco podrán ser reclasificados para que un sistema que hoy es parte del

Sistema Principal de Transmisión pase a ser parte del Sistema Secundario

de Transmisión, o viceversa.

El desarrollo del sistema de transmisión se realizará conforme al Plan de

Transmisión, el cual se actualizará y publicará cada dos años. El Ministerio

aprobará el Plan de Transmisión conforme lo defina el Reglamento. El Plan

de Transmisión tendrá carácter vinculante para las decisiones de inversión

que se deban adoptar durante su vigencia. El sistema que resulte de la

implementación de las instalaciones comprendidas en el Plan de Transmisión

será denominado Sistema Planificado de Transmisión.



El Plan de Transmisión determina las instalaciones que serán reconocidas por

el Regulador para propósitos de su remuneración. Incluirá las instalaciones

de muy alta tensión y las instalaciones que permiten a los generadores

entregar su energía producida al Sistema.

No obstante, los interesados podrán construir instalaciones por iniciativa

propia en sistemas de transmisión, siempre que éstas no interfieran con el

normal desarrollo del resto de la red, bajo su propio riesgo y asumiendo el

costo, es decir, que no será necesario que el Regulador establezca

compensación alguna, excepto cuando con posterioridad algún interesado

considera hacer uso de la instalación, siempre que la misma cuente con

capacidad para prestar el servicio adicional. Estas instalaciones constituirán el

Sistema Complementario de Transmisión

Las instalaciones que forman parte del Sistema Planificado de Transmisión se

dividirán en dos categorías de acuerdo al nivel de complejidad de la

instalación, así se tendrán instalaciones plenas e instalaciones de refuerzo.

Para la entrega en concesión de las primeras será obligatorio efectuar un

concurso público y la concesión se extenderá por un plazo de 20 años, dicho

concurso tendrá un valor máximo de referencia a ser aprobado por OSINERG

considerando los precios y tecnología vigentes. En el caso de las

instalaciones de refuerzo, los concesionarios de transmisión tendrán la opción

de elegir ejecutarlas directamente; en estos casos, OSINERG deberá

establecer la inversión a reconocer como eficiente. De no ejercerse esta

opción, los refuerzos serán licitados igual que las demás instalaciones. Las

compensaciones por estas instalaciones se efectuarán sobre la base de una

medida del beneficio que otorgan a los agentes.

Puesto que el retorno de la inversión, además de los costos de operación y

mantenimiento de las instalaciones que formen parte del Sistema Planificado

de Transmisión, será garantizado al concesionario durante el plazo que dure

la concesión (20 años), las instalaciones serán transferidas al Estado al

finalizar dicho periodo. Si en el Plan de Transmisión, aprobado dos años

antes del vencimiento del periodo de concesión, se determina que la

correspondiente instalación de transmisión, debe continuar prestando

servicio, ésta volverá a ser concesionada, mediante concurso público, en el

que se otorgará la concesión al postor que solicite el menor costo para la



prestación del servicio de operación, mantenimiento y reposición de los

componentes y eventuales refuerzos que se requieran.

Las instalaciones que formen parte del Sistema Complementario de

Transmisión, previamente a la aprobación de su concesión por parte del

Ministerio de Energía y Minas, deberán ser sometidas a un proceso de

evaluación que garantice que su incorporación no perjudica la operación ni la

seguridad del SEIN. Estas instalaciones no generarán compensación alguna

por parte de terceros y su costo será asumido por el titular de la misma, ya

sea porque se trata de instalaciones que utiliza para conectar una demanda

particular al sistema de transmisión, o porque éstas no han sido consideradas

como necesarias por el planificador. Sólo se regula, en caso que las nuevas

instalaciones sean utilizadas por terceros por conexiones que se realizan con

posterioridad a su fecha de entrada en operación comercial.

3.6.2. Estabilización de la Remuneración de la Inversión

Tal como se mencionara previamente, para facilitar la competencia en el

segmento de generación es necesario contar con suficiente capacidad de

transmisión, ello será posible en la medida que los cargos por transmisión

reduzcan la incertidumbre para la recuperación de las inversiones

económicamente eficientes. Se prevé reducir en lo posible los factores de

incertidumbre relacionados con la regulación de la transmisión.

En este sentido, se prevé incorporar el concepto de Base Tarifaria que

sustituye la aplicación del concepto de Valor Nuevo de Reemplazo. La Base

Tarifaria que será cubierta por la tarifa será igual a la suma de:

i. La anualidad de la inversión de las instalaciones,

ii. El costo de operación y mantenimiento anual aprobado por OSINERG, y

iii. Una liquidación igual a la diferencia, debidamente actualizada, entre lo

efectivamente recaudado por la tarifa durante el año anterior y la Base

Tarifaria aprobada para el año anterior.

Este valor asegurará la remuneración de instalaciones económicamente

eficientes y la estabilidad en el ingreso de los inversionistas. A diferencia del



Valor Nuevo de Reemplazo, la componente de inversión de la Base Tarifaria

no requiere ser revisada periódicamente.

La Base Tarifaria de las nuevas instalaciones que incluya el Plan de

Transmisión será establecida sobre la base de un valor de inversión

determinado ya sea a partir del resultado de procesos de licitación pública,

cuando de trate de instalaciones nuevas completas, o a través de la

determinación de los costos eficientes del mercado considerando la

tecnología vigente y los requerimientos del sistema eléctrico, cuando se trate

de instalaciones de refuerzo que hayan sido licitadas.

Considerando que la Base Tarifaria será en lo principal producto de una

licitación, se reducirán las complejidades y la incertidumbre para determinar

las tarifas que deben pagar los usuarios y las compensaciones que deben

recibir los titulares de los sistemas de transmisión.

Una vez recuperada y pagada la inversión en el periodo de 20 años, la

componente de inversión de la Base Tarifaria será igual a cero.

Las tarifas y compensaciones de las instalaciones existentes en la actualidad,

que no sean sujeto de un contrato ley suscrito por el Estado Peruano, se

determinarán de acuerdo con el esquema actual reconocido.

3.6.3. Estabilización de Cargos por Transmisión

Para completar las correcciones del marco regulatorio orientadas a

perfeccionar las condiciones que faciliten las decisiones de inversión en

generación para abastecer los requerimientos de la demanda, se deben

eliminar en lo posible los factores de incertidumbre relacionados con la

regulación de las compensaciones por transmisión. En este sentido se

propone establecer una metodología estable en el tiempo, a fin de que los

generadores que deseen instalarse o la demanda que desee conectarse,

puedan conocer los cargos que deberán afrontar de manera predecible.

La metodología propuesta supone separar la red de transmisión entre

aquellas instalaciones existentes hoy en día, y aquellas que en el futuro se

construyan (o nuevas), de modo tal que las ampliaciones del sistema de

transmisión sean fundamentalmente asumidas por la nueva oferta que se

instale y por la creciente demanda en general.



Así, una vez establecida la Base Tarifaria de las instalaciones existentes se

prevé estabilizar los cargos que los agentes usuarios de la transmisión deben

pagar por dichas instalaciones, esto se logrará fijando por única vez la

proporción en que debe repartirse entre Generadores y Usuarios el pago de

cada una de las instalaciones existentes. El valor de dicha proporción será

igual al vigente en la actualidad y la compensación correspondiente se

pagará, en el caso de la generación, mediante la aplicación del método de los

factores topológicos de generación, en tanto, en el caso de la demanda, las

compensaciones a pagar por cada línea se asignarán a cada barra tal como

hoy en día se asignan para el Sistema Principal de Transmisión y los

Sistemas Secundarios de Transmisión.

En el caso de las inversiones que formen parte del Sistema Planificado de

Transmisión la Base Tarifaria será asignada en proporción del beneficio

económico que las instalaciones brinden a los nuevos Generadores y a los

Usuarios en un lapso de tiempo que deberá establecer la autoridad. Dichos

beneficios se determinarán por única vez y no podrán ser modificados salvo

que el sistema eléctrico haya sufrido un cambio significativo y se requiera una

revisión de los cargos asignados.

3.6.4. Servicios Complementarios

Se asigna al COES la responsabilidad de velar por el adecuado y oportuno

abastecimiento de los servicios complementarios, determinando la mejor

forma de abastecerlos y los responsables por su remuneración. Deberá

realizarse el perfeccionamiento de los cargos por servicios complementarios,

de tal manera que su remuneración sea explícita y permita dar las señales al

mercado de los requerimientos de inversiones para optimizar los despachos y

de quienes son los beneficiarios y, por lo tanto, los interesados en realizar las

inversiones correspondientes.

3.7. Licitaciones y/o medidas para asegurar el abastecimiento oportuno

Con las correcciones al marco regulatorio indicadas en los párrafos precedentes se

establecen los principios que regirán las actividades de generación y las actividades

de comercialización de electricidad en el mercado de corto plazo, con lo cual se

considera que se han reducido a un mínimo, los factores que han podido afectar a



las decisiones oportunas por parte de los inversionistas. Con esto se espera que los

Agentes tomen las decisiones de inversión en forma oportuna, ya que cualquier

retraso afecta seriamente a los usuarios y a la seguridad del sistema, tanto por

incrementos tarifarios que no deberían presentarse como por la eventualidad de

coincidencias de fenómenos climatológicos que pueden poner en peligro el normal

abastecimiento de energía, afectando a su vez a los usuarios con mayores costos del

servicio.

Por este motivo, es responsabilidad del Regulador evaluar permanentemente, la

situación de cobertura de la demanda futura, en base a la información proporcionada

por los distribuidores, que permanentemente deber hacer sus mejores esfuerzos

para tener cubiertos contractual y oportunamente sus requerimientos de electricidad;

y en caso se detecte que no hay suficientes contratos que cubran el total de

requerimientos, OSINERG analizará si se requiere nuevas unidades de generación,

verificando que los costos marginales esperados sin las nuevas unidades permiten

que dichas nuevas unidades puedan recuperar sus costos, en caso afirmativo, se

podrá convocar a licitaciones internacionales para suministro de energía a entregar a

futuro a precios firmes resultantes de la licitación, con un contrato de largo plazo.

La demanda acumulada del conjunto de los distribuidores y clientes libres es muy

importante para lograr economías de escala, ya que de lo contrario, las empresas

distribuidoras pequeñas estarían condenadas a no poder obtener suministros de

unidades eficientes. Es necesario tener en cuenta que la demanda total del sistema

interconectado en el año 2005 es del orden de 3300 MW, y un incremento anual del

5-6% sería de 200 MW, (incluyendo un margen de reserva), es decir en el rango

inferior de unidades eficientes de ciclo combinado31.

El mecanismo para asegurar la suficiencia de generación consistirá en la realización

de licitaciones internacionales de suministro de energía con unos tres años de

anticipación, para cubrir la demanda acumulada de los distribuidores y,

eventualmente, clientes libres que se encuentren sin contratos y que deseen

acogerse a participar en la licitación. Se considera que el plazo de tres años sería el

31 Si se permitiera licitaciones individuales para los procesos regulares de abastecimiento de los incrementos anuales de

demanda, ni las distribuidoras mas grandes justifican adecuadamente una unidad de ciclo combinado eficiente. Peor sería

el caso de empresas distribuidoras regionales, que en algún momento pueden ser concesionadas a empresas privadas

diferentes, ya que no tendrían opción de lograr suministros de plantas de ciclo combinado que para ser económicas

deberían ser del rango de 200 Mw mínimo. (300 MW mejor).



plazo necesario para construir nuevas plantas de generación eficientes y plantas

hidroeléctricas en proceso de construcción que puedan entrar en operación en ese

término.

La anticipación del proceso de licitación, respecto de la oportunidad del suministro

permitirá dar oportunidad a la construcción de nuevas instalaciones, que, por

ejemplo, requieren alrededor de 18 meses para su construcción, a los cuales hay que

añadir el periodo para cerrar el financiamiento y el margen que pueda requerirse por

la disponibilidad de los fabricantes de unidades de generación similares a las que

sean solicitadas y los eventuales permisos y estudios ambientales.

Para evitar que pudiera provocarse la acumulación de demanda sin contratos,

cualquiera que sea la motivación, se ha previsto que, antes de autorizarse un

proceso de licitación, se verifique que los agentes involucrados hayan efectuado los

esfuerzos para lograr contratos de suministro de electricidad. Adicionalmente, se

deberá buscar que las demandas solicitadas sean distribuidas en el tiempo para que

a su vez la renovación de los contratos sea escalonada en el tiempo.

En caso que la demanda no contratada sea insuficiente como para justificar una

licitación, o que la licitación quede desierta por causas no atribuibles a los

distribuidores, OSINERG podrá autorizar temporalmente la ampliación de los

márgenes de tolerancia para efectuar el traslado de precios del mercado de corto

plazo hacia los consumidores. Esta medida tiene por finalidad evitar, como último

recurso, que se repita la situación de retiros sin contrato y ruptura de la cadena de

pagos que se produjo en el año 2004.

Será responsabilidad de OSINERG formular los documentos de licitación que

incluirán, entre otros, los requisitos para la calificación de los postores, las garantías

de fiel cumplimiento, y la obligación de suscribir los contratos de abastecimiento

resultantes del proceso de licitación, los mismos que deberán contemplar cuanto

menos lo siguiente:

a) Las fórmulas de reajuste para los factores en los costos que no sean del control

del adjudicatario;

b) límites y mecanismos para la cesión de la energía eléctrica contratada;

c) penalidades a que quedarán sometidas las partes en caso de incumplimiento de

sus obligaciones;



d) mecanismos y reglas de liquidación y pago;

e) causales de resolución del contrato;

f) tratamiento aplicable al incumplimiento no imputable a las partes; y,

g) mecanismos de solución de controversias aplicables.

Se hará especial énfasis en las garantías que deben ofrecer ambas partes, y en

especial las empresas distribuidoras que eventualmente atraviesen por dificultades

financieras.

Las ofertas deberán abastecer el perfil de demanda presentado a la subasta, con

capacidad y energía firmes certificadas, de tal manera que la oferta se adecue en

forma óptima a la demanda. La reserva de energía por lo tanto, está contenida en la

exigencia de energía firme, y de la misma manera, la capacidad firme implica una

reserva. En caso necesario, la reserva adicional del sistema deberá establecerse en

forma explícita. La medida de la reserva adicional del sistema dependerá de la

composición del parque de generación, ya que a medida que haya mayor

participación de plantas termoeléctricas menor será el riesgo de escasez de

capacidad por razones climáticas.

Los resultados de las licitaciones serían convertidos en contratos bilaterales

(financieros) de largo plazo, entre los generadores ganadores de los concursos y los

distribuidores y clientes libres que solicitaron participar. Los contratos de los

generadores se asignarán proporcionalmente entre los distribuidores y clientes

Es responsabilidad del Regulador asegurar que se agrupen las demandas del

conjunto de Distribuidores y Usuarios Libres que deseen participar y autorizar la

convocatoria a la Licitación, con reglas claras y transparentes. Esta acumulación

tiene la ventaja de presentar una mayor cantidad a suministrar, que es mas atractivo

a los potenciales suministradores y que permite a los pequeños distribuidores

compartir los suministros con unidades mas eficientes que las que podrían obtener

de darse concursos aislados y no afecta a los distribuidores mayores porque los

contratos derivados son individuales.

Las Licitaciones serán conducidas por el Distribuidor con mayor demanda a ser

licitada en cada ocasión. En caso decida no ejercer tal opción, la Licitación será

conducida por OSINERG.



Dada la naturaleza de la materia a licitar, el diseño de la subasta para el proceso de

licitación será preferentemente encargado a una firma especializada.

En el caso que un Distribuidor desee licitar contratos de abastecimiento de su

demanda con una anticipación mayor al mínimo establecido por la presente Ley y su

Reglamento, podrá hacerlo siempre que ofrezca la oportunidad de participar

conjuntamente a los demás distribuidores, y que la licitación sea previamente

autorizada por OSINERG.

3.8. Precios para los usuarios regulados y las licitaciones

En caso se realice una licitación, los distribuidores firmarán contratos con los

generadores que resulten adjudicatarios a los precios definidos en la licitación.

Cuando se inicie la entrega de energía resultado de este proceso, cada distribuidor

podrá tener energía de contratos resultado de negociación bilateral bajo las reglas

actuales y contratos resultado de la licitación.

Derivado de los procesos de licitaciones, se prevé el cambio de la referencia de

comparación para la tarifa en barra que actualmente es el promedio de los precios de

los contratos de clientes libres, por el resultado de las licitaciones, cuando los

suministros provenientes de licitaciones alcancen el 20% del total de la demanda, ya

que sería una señal clara del valor del mercado. En tanto no se alcance ese nivel, se

considerará el promedio ponderado de los contratos existentes y los precios de las

licitaciones que se hayan efectuado.

Teniendo en cuenta que el Proyecto de Ley no limita la posibilidad de seguir

contratando mediante negociación bilateral, puede darse el caso que un distribuidor

tenga contratos vigentes con generadores, cubriendo parte de sus requerimientos y

complete sus necesidades con contratos logrados mediante las licitaciones, por lo

que se debe establecer el mecanismo de composición de los precios a los usuarios

regulados, añadiendo además el efecto de posibles transacciones en el mercado de

corto plazo.

El precio de los contratos bilaterales tiene como límite superior el Precio en Barra

fijado por OSINERG anualmente. Los Distribuidores pueden negociar contratos a

precios menores que los Precios en Barra. En este caso, se dispone que la diferencia

sea compartida con sus Usuarios Regulados, estableciendo un promedio ponderado

de los precios de los contratos bilaterales y el precio en barra.



Los precios resultados de las licitaciones serán transferidos en su totalidad a los

Usuarios Regulados.

El promedio ponderado de los precios resultantes de los contratos bilaterales y de las

licitaciones será denominado Precio Regulado.

Debido a que se busca que las proyecciones de demanda sean lo más precisas

posible a fin de determinar los requerimientos de inversión adecuados para

abastecerla, y evitar en el futuro déficit o excesos que afecten al mercado, se

establecerá un rango máximo de posible desbalance que podrá ser comprado en el

mercado de corto plazo sin penalidad.

A este Precio Regulado se le añadirá el efecto de las compras en el Mercado De

Corto Plazo, (pass through) de acuerdo a lo siguiente:

(i) Las transacciones de compra o venta que se efectúen dentro del margen de

tolerancia que establezca el Reglamento, originarán transferencias que serán

valorizadas al Precio del Sistema menos una fracción α de la diferencia entre el

Precio del Sistema y el Precio Regulado. El valor de α será elegido anualmente

por el Distribuidor de acuerdo a lo establecido en el Reglamento, y por defecto

será igual a cero.

Si α es cero se transfiere todo el riesgo ( o el beneficio) de la transacción en el

mercado de corto plazo a los usuarios. Si α es 1 todo el riesgo (o el beneficio)

se queda con el Distribuidor.

(ii) Las transacciones de compra o venta que se efectúen en exceso al margen de

tolerancia establecido, originarán transferencias que se valorizarán al Precio del

Sistema o al Precio Regulado, aplicándose el que resulte más favorable para los

usuarios.

El distribuidor que acude al Mercado de Corto Plazo se espera que lo haga de

preferencia para resolver las pequeñas diferencias que pudieran existir entre su

demanda y sus contratos o eventualmente como resultado de aplicar programas

de administración de carga (incrementos o decrementos) o de conservación de

energía. No es deseable que el sistema se vea expuesto a un interés excesivo,

de parte de los distribuidores o de los clientes libres, por adquirir energía del

mercado de corto plazo para aprovechar la alta volatilidad que pudiera

presentarse en los precios; mientras se perjudica la contratación de la demanda



que en verdad se prevé consumir. Esto último pondría en riesgo el mecanismo

previsto para asegurar la suficiencia de generación y no se daría la señal

oportuna para la instalación de nuevas unidades de generación.

Esta razón obliga a establecer un límite de tolerancia para permitir las

transacciones al spot por parte de la demanda. Si un distribuidor acude al

Mercado de Corto Plazo para comprar su déficit en momentos en que el precio

spot es muy bajo estaría aprovechando la situación en una operación que es

beneficiosa para él y para el sistema en conjunto porque ayudaría a mejorar el

factor de carga de todo el sistema y esta forma de respuesta debería ser

incentivada. Por el contrario, si dicha operación de compra se produce por déficit

en horas en que el precio spot es muy caro, la señal económica de desincentivo

es automática, y el traspaso de la señal económica hacia los consumidores

debe estar permitida, pero sólo hasta el límite de tolerancia preestablecido, más

allá del cual sería el distribuidor quien asumiría el costo de los errores de

predicción y de no haber tomado medidas oportunas para corregir el problema

de desbalance, ya sea coordinando con sus clientes o revisando sus niveles de

contratación con los generadores.

(iii) Las liquidaciones mensuales de las diferencias se efectuarán en el mes

subsiguiente, debido a que los resultados de las transacciones en el mercado de

corto plazo se conocen días después de finalizar el periodo mensual, por lo que

las cobranzas o devoluciones resultantes para los usuarios sólo se podrán

aplicar al inicio del subsiguiente periodo mensual.

El objetivo de las señales es que el distribuidor haga sus mejores esfuerzos para que

sus estimaciones anticipadas se aproximen lo mejor posible a la demanda real, por

ello se limita el margen máximo de tolerancia anual para las transferencias sin

penalidad, que será del 5% para el mercado regulado.

Como elemento de referencia para efectuar las transferencias el distribuidor utilizará

el costo marginal promedio ponderado de corto plazo correspondiente a un mes en

particular, denominado Costo Marginal del Sistema (CMg). De otro lado se requiere

el Precio Regulado (PRi) que resulta de ponderar los consumos con contratos

bilaterales con los consumos abastecidos con contratos resultantes de proceso de

licitación.

Dentro del Margen de tolerancia la transferencia de precios obedece a la siguiente

ecuación:



)( iPRCMgCMgPT −⋅−= α

Para compras que exceden el margen de tolerancia, la transferencia de precios (PT)

obedece a:

),( iPRCMgMinPT =

Para ventas que exceden el margen de tolerancia, la transferencia de precios (PT)

obedece a:

),( iPRCMgMaxPT =

El Cuadro siguiente muestra un ejemplo del cálculo de la transferencia para la hora

de punta. Se asume un consumo de 90 MWh, frente a un contrato de 100 MWh. El

factor Alpha para compartir beneficios (perjuicios) entre distribuidor y consumidor es

de 50%. La tolerancia asumida es de 5%.

El gráfico siguiente muestra la relación de beneficio (perjuicio) del consumidor y

distribuidor para un rango de variación de la demanda del cuadro anterior entre 90 y

110 MW



Ganancia del Distribuidor y del Consumidor por el mecanismo del pass through en horas de punta

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

85 90 95 100 105 110 115

Consumo Real, MWh (Contratado =100 MWh)

Gan

anci

a (U

SD)

ConsumidorDistribuidor

El cuadro y figura siguientes muestran el ejemplo anterior para condiciones de

operación en horas fuera de punta.

Ganancia del Distribuidor y del Consumidor por el mecanismo del pass through en horas fuera de punta

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

85 90 95 100 105 110 115


Gan

anci

a (U

SD)


Para fines ilustrativos se presenta a continuación el ejemplo anterior pero para un

Alpha igual a cero, en decir, que el efecto del traslado de precios al consumidor (pass

through) es total dentro del límite de tolerancia establecido.



Ganancia del Distribuidor y del Consumidor por el mecanismo del pass through en horas de punta

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

85 90 95 100 105 110 115


Gan

anci

a (U

SD)


Ganancia del Distribuidor y del Consumidor por el mecanismo del pass through en horas fuera de punta

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

85 90 95 100 105 110 115


Gan

anci

a (U

SD)


Las liquidaciones de estas transacciones se efectuarán al mes subsiguiente de

realizadas las operaciones de compra-venta.

Se pretende con estas medidas que el Distribuidor utilice el mercado de corto plazo

sólo para los ajustes indispensables y evite tomar riesgos innecesarios de compras

importantes en el mercado de corto plazo.



3.8.1. Control de los máximos adquiridos en el mercado de corto plazo

El límite establecido de la posibilidad de participar en el Mercado de Corto

Plazo hasta el 5% de la demanda total de cada distribuidor, tiene el objetivo

de tratar de definir lo mas precisamente los requerimientos de equipamiento

futuros para abastecer a la demanda. Por otra parte, la posibilidad de

participar en el Mercado de Corto Plazo por parte de los distribuidores y de

trasladar los efectos de las compras en este mercado a los usuarios finales,

abre la posibilidad de incentivar la administración de la demanda.

Se requiere como contrapartida, establecer los mecanismos para propiciar el

cumplimiento de este límite y eventualmente disuadir de su incumplimiento,

ya que las compras en exceso del margen de tolerancia significa una

previsión escasa que tiene efecto negativo en la señal de equipamiento

necesario y que a la larga afecta a la seguridad del abastecimiento.

Los controles por parte del Regulador se efectuarán al final de cada periodo

anual de control. Para efectos de la sanción, los excesos de energía medidos

en kWh, adquiridos en el mercado de corto plazo se valorizarán al equivalente

de la incidencia del costo de una unidad de generación de punta con 1000

horas de producción. El valor de la capacidad es el que el Regulador

establece para el Precio Básico de Potencia. Sólo se penalizan los excesos,

debido a que estos afectan a la seguridad del sistema.

El monto de la penalidad pagada por el distribuidor será destinado a financiar

proyectos de electrificación rural según lo establezca la norma

correspondiente. El incumplimiento del pago de esta penalidad podrá conducir

hasta la caducidad de la concesión. El Reglamento establecerá la gradualidad

de las sanciones.

Ejemplo hipotético de penalidad resultante

Penalidad = (0,05 + 0,95 F) x TG x EX

Siendo TG la incidencia unitaria del costo de inversión de una turbina de gas

de ciclo simple.



EX es la energía comprada en exceso

F es la fracción empleada en el numeral 9.1, inciso c), acápite ii), que

representa el riesgo que el Distribuidor traslada al Usuario.

Asumiendo que la demanda anual de un distribuidor sea de 500 GWh. El

margen de tolerancia dentro del mecanismo de transferencia (pass through)

sería de 25 GWh. Las compras en exceso a estos 25 GWh tendrían una

penalización. Asumiendo, para fines del ejemplo que se compra 5 GWh (1 %)

encima del margen de tolerancia, se tendría:

Asumiendo que el costo de una turbina de gas de ciclo simple instalada

aproximadamente es de 300 US$/kW. OSINERG determinará anualmente el

costo de esta planta.

La incidencia por KW-h, considerando 1500 horas anuales sería de:

300 $/ 1500 KW-h = 0,20 $/KW-h

La penalidad por 5 GW-h (5’000 000 kW-h) sería entonces:

(0,05 + 0,95 x 1) x 0,20 x 5’000 000 = 1’000 000 dólares

3.8.2. Compensación entre Distribuidoras para uniformizar los precios a los usuarios regulados

La diferente composición de contratos de los distribuidores a lo largo del

tiempo, podría resultar en precios diferentes. Para evitar esta situación la Ley

prevé un mecanismo de transferencias o compensaciones que permita

eliminar las diferencias de precios, entre usuarios regulados, originadas por

las licitaciones. Estas compensaciones no afectan a los contratos resultantes

de las licitaciones. Los Generadores, distribuidores y clientes libres verán los

precios nodales.

A fin de ilustrar de manera aproximada la forma de operación de un

mecanismo de compensación, se presenta a continuación un ejemplo

ilustrativo



Para atender los requerimientos de electricidad de sus clientes regulados los

Distribuidores pueden tener contratos de suministro negociados

bilateralmente (como máximo a los Precios en Barra fijados anualmente por

OSINERG) y podrían tener además contratos de suministro resultantes de

procesos de licitación.

Para este ejemplo se asume que el valor de la Tarifa en Barra es el mismo en

todos los nodos del SEIN.

Si un distribuidor logra un contrato de suministro a un precio menor que la

tarifa en barra, el Proyecto de Ley establece que el precio que se traslada al

cliente regulado será el promedio del precio del contrato y el Precio en Barra,

de tal manera que el distribuidor y sus clientes compartirán la diferencia.

El precio resultante de las licitaciones será transferido totalmente a los

usuarios.

A los precios compensados se le añadirán los efectos de las pérdidas por

transmisión, y el VAD correspondiente a cada localidad.

El Cuadro que se presenta a continuación ilustra el funcionamiento del

mecanismo de compensación en forma simplificada

DESCRIPCIÓN DE MECANISMO DE COMPENSACIÓN DE PRECIOS REGULADOS

Distribuidoras D1 D2 D3 Total

Contratos bilaterales

Q = Cantidades contratadas 100 200 50 350

Precio en barra fijado por OSINERG 100 100 100

Precio en barra negociado en contrato 100 90 100

P = Precio en barra transferible al usuario (prom.) 100 95 100

P x Q a recaudar por contratos bilaterales 10 000 19 000 5 000 34 000

Subastas

Q = Cantidades contratadas 100 80 20 200

P = Precio de la subasta (transferible al usuario) 90 90 90

P x Q a recaudar por electricidad de la subasta 9 000 7 200 1 800 18 000



Suma de recaudaciones por contratos y subasta

P x Q 19 000 26 200 6 800 52 000

Q = Suma de cantidades suministradas 200 280 70 550

Precio promedio del conjunto de distribuidoras 94,55

Precio Regulado resultante para cada distribuidora 95,00 93,57 97,14 ↓

Precio compensado a aplicar 94,55 94,55 94,55 ←

Excedente resultante por aplicar precio compensado 0,97

Excedente resultante por total de energía 272,73 272,73

Déficit resultante por aplicar precio compensado 0,45 2,60

Déficit resultante por aplicar precio compensado igual

a transferencia de empresas excedentarias 90,91 181,82 272,73

A los usuarios de las distribuidoras D1, D2 y D3 se les transferiría una tarifa

de 94,55.

Las Distribuidoras D1, D2, y D3 deberán recibir 0,45, 0,97 y 2,60 por cada

unidad de electricidad vendida, respectivamente.

Esta explicación es simplificada, ya que la aplicación real debe tomar en

cuenta los mecanismos de transferencia, liquidación y control.

3.9. Medidas Diversas

3.9.1. Interconexiones regionales

La ley 28447 que dispuso la creación de la Comisión encargada de elaborar

el presente proyecto de Ley, estableció la inclusión del tratamiento de las

Interconexiones Regionales.

Cualquier decisión referente a transacciones internacionales depende de

acuerdos internacionales y no pueden ser definidos unilateralmente por un

país.

Por este motivo, se especifica en el proyecto de Ley que la comercialización

de electricidad entre países vecinos y el Perú estará sujeta a los principios

establecidos en los acuerdos multilaterales o bilaterales que corresponda y/o

al Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad dentro del marco

de la decisión 536 de la Comunidad Andina.



3.9.2. Temas Complementarios

3.9.2.1. Contratos de gas para el sector eléctrico

La necesidad de crear condiciones de competencia debe prever

posibles inversiones en plantas de generación que utilizan gas natural.

Puede tratarse, por ejemplo, de plantas similares, una perteneciente a

una empresa que combina plantas de diferentes tecnologías, u otra

empresa que desea instalar inicialmente una planta de ciclo simple que

desea convertir a ciclo combinado, una tercera que desea tomar riesgos

e instalar desde el inicio plantas de ciclo combinado aunque tenga una

producción inicial reducida, pero por razones de menores costos en la

construcción decide hacerlo, o una cuarta de tecnología combinada

como puede ser una turbina de gas aeroderivativa32.

Todas estas unidades requerirían contratos de suministro de gas

diferentes, según las estrategias de negocio de sus titulares, sin

embargo, una interpretación restrictiva de lo establecido en el artículo 5°

del Decreto Legislativo 701 podría impedir hacerlo33.

Por ello, es indispensable permitir condiciones comerciales

diferenciadas y la disposición complementaria tercera del proyecto de

Ley tiene el propósito de explicitar esta posibilidad, evitando la

necesidad de interpretaciones individuales en cada oportunidad.

32 Una turbina aeroderivativa es una variante (STIG) de las turbinas de gas de ciclo simple, en la cual el aire caliente de

salida es utilizado para producir vapor que es reinyectado en la etapa de combustión, incrementando la eficiencia de la

turbina de gas, en el orden de 20%. STIG son las siglas en ingles de Steam Injected Gas Turbine

33 El Decreto Legislativo N° 701 tiene como objetivo “eliminar las prácticas monopólicas, controlistas y restrictivas de la

libre competencia”.

En su artículo 4° define cuando una empresa goza de una posición de dominio. En su artículo 5° especifica los casos

considerados de abuso de posición de dominio, entre los cuales, en su inciso b) establece la aplicación de condiciones

desiguales para prestaciones equivalentes, que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros.

Indica que no constituye abuso de posición de dominio el otorgamiento de descuentos y bonificaciones que correspondan a

prácticas comerciales generalmente aceptadas que se conceden por determinadas circunstancias compensatorias.

Dado que este inciso está sujeto a interpretación de la autoridad, limitando la posibilidad de establecer contratos

diferenciados, en el proyecto de ley se especifica que se puede establecer precios o condiciones de comercialización

diferenciados para las ventas de gas natural, que respondan a divergencias existentes en los costos involucrados, en las

operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el tiempo de duración de los contratos, etc.



3.9.2.2. El Ministerio y la evaluación proyectos.

En la cuarta disposición complementaria se establece la función que el

Ministerio de Energía y Minas debe cumplir identificando posibles

proyectos de generación hidroeléctrica y de fuentes no convencionales,

para formar carteras de proyecto a presentar a posibles inversionistas.

Se limita a estudios hasta el nivel de perfil, sin embargo, de identificarse

proyectos atractivos, debe ser facultativo poder llegar selectivamente a

estudios a nivel de prefactibilidad para poder tomar acciones directas de

promoción de inversiones para desarrollo de proyectos hidroeléctricos.

De la misma manera, el Ministerio de Energía y Minas debe promover la

implementación de las inversiones que resulten del Plan de

Transmisión, ya que estas instalaciones son las que facilitarán la

competencia y la participación de nuevos proyectos de generación ya

sea hidroeléctricos o termoeléctricos y autorizará al COES a licitar las

instalaciones que se deriven del plan de Transmisión.

3.9.2.3. Empresas del Estado y el mercado libre.

Para que las empresas de generación de propiedad del Estado puedan

participar en las mismas condiciones de competencia que las empresas

privadas de electricidad, el Proyecto de Ley les autorizará a negociar y

pactar precios y condiciones comerciales que les permitan competir en

el mercado.

Capítulo 4 – PROYECTO DE LEY


4. PROYECTO DE LEY

LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA



EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

FUNDAMENTOS:

El proyecto de Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, que se

presenta a consideración del Congreso de la República, responde a la preocupación del

Estado peruano, plasmada en la Primera Disposición Final de la Ley N° 28447, que

dispuso la creación de una Comisión que elabore un proyecto de Ley para Asegurar el

Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica mediante la incorporación de i)

mecanismos de mercado; ii) mecanismos de mitigación de riesgos a través de precios

firmes; iii) incentivos para el desarrollo de nuevas inversiones de generación; iv)

competencia por el mercado y v) criterios para el tratamiento de las conexiones

internacionales.

En cumplimiento del encargo conferido, la referida Comisión ha elaborado el

anteproyecto de Ley indicado, el cual se fundamenta en los conceptos, problemática y

propuestas de solución que se resumen a continuación.

De la experiencia recogida en los últimos 13 años de aplicación de la legislación eléctrica

en el Perú, el diagnóstico evidencia que existen problemas en la operación del mercado

que deben corregirse a efectos de lograr un desarrollo eficiente de la generación eléctrica

y el consecuente bienestar social, habiéndose identificado los siguientes problemas y

debilidades que deben corregirse:

• Un equipamiento de generación con costos marginales excesivamente sensibles a las

variaciones hidrológicas y al incremento de la demanda, lo que ocasionalmente da

lugar a grandes discrepancias entre los precios regulados y el precio del mercado

spot en tiempo real;

• La falta de un parámetro o elemento de medición eficaz que permita reconocer o

establecer oportunamente el nivel de reserva o de seguridad del abastecimiento con

que cuenta el sistema;



• La necesidad de incorporar medidas orientadas a moderar la discrecionalidad, tanto

del ente regulador en la determinación de los precios de generación, como del

Ministerio en la fijación de variables que inciden en dichos precios;

• La asimetría de la Ley de Concesiones Eléctricas que obliga a los distribuidores a

tener contratos para cubrir la demanda de su concesión como mínimo para los dos

años siguientes, pero sin una obligación equivalente de los generadores;

• La falta de oportunidad de la demanda para modificar su consumo en respuesta a las

señales de escasez o abundancia contenida en los precios, carencia que requiere la

adopción de medidas que incluyen el acceso de los distribuidores y clientes libres al

mercado spot de tiempo real a fin de poder liquidar sus compromisos de compra de

potencia y energía; y,

• La falta, en la Ley de Concesiones Eléctricas, de disposiciones que protejan al

sistema contra la insuficiencia de generación para abastecer la demanda con

seguridad. Específicamente, la ausencia de mecanismos que permitan actuar

oportunamente, reduciendo la probabilidad del racionamiento mediante nuevas

inversiones, sin limitar las señales de escasez que orienten a la demanda a un

comportamiento más eficiente en relación con los recursos disponibles.

La propuesta de solución a los problemas identificados se refleja en el presente proyecto

de Ley, que incorpora al marco legal medidas complementarias y estructuradas de modo

tal que constituyen medidas esenciales para asegurar la suficiencia de una oferta de

generación eficiente y competitiva. Dichas medidas son las siguientes:

• Corregir las deficiencias detectadas en el marco legal para asegurar el desarrollo de

la oferta y el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía eléctrica mediante

mecanismos de libre competencia que aseguren, a costos eficientes, la suficiencia de

generación, perfeccionando las reglas del mercado de corto plazo, previendo los

requerimientos de transmisión y perfeccionando la asignación de sus costos con

criterios de estabilidad. Para este fin se contemplan medidas que a futuro protejan

contra el desabastecimiento de energía, activando mecanismos correctivos con

antelación;

• Eliminar barreras de entrada al mercado, a fin de alcanzar un mercado competitivo;

• Propiciar señales de precios que incentiven el uso racional y económico de la energía

y que proporcionen a la oferta y demanda la oportunidad para responder a ellas



racionalmente, participando en la formación de precios que incentiven las decisiones

correctas de inversión. Ni la oferta ni la demanda deben tener restricciones de acceso

a los recursos e instalaciones esenciales que permitan incrementar la competencia en

todo el territorio nacional;

• Se debe reducir, en la medida de lo posible, la intervención del ente regulador en la

fijación de precios, enfatizando más su función como supervisor del funcionamiento

eficiente y seguro del mercado, y propiciando que los precios sean fijados por las

señales del mercado. En caso que se requiera su intervención para establecer

determinados requisitos o lineamientos, éstos deben ser previsibles y sustentados

objetivamente;

• Certificar la capacidad de generación de las plantas con energía y potencia

(capacidad) firme. Los certificados de capacidad y energía firmes de las plantas

servirán para medir el grado en que la demanda prevista cuenta con garantía de

abastecimiento. Se requiere que todo contrato de suministro para el servicio público

de electricidad cuente con respaldo de energía y potencia certificadas. De esta

manera se tendrá la seguridad de que los Distribuidores a cargo de esta demanda

han contratado con energía y capacidad suficientemente confiables;

• Ordenar y estandarizar los contratos de suministro de electricidad entre generadores

y distribuidores, a fin de poder evaluar objetiva y permanentemente la disponibilidad

de energía suficiente para el abastecimiento normal del Servicio Público de

Electricidad a precios eficientes;

• Facilitar la instalación de las nuevas plantas de generación que el sistema requiera

cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y oportuno de la demanda;

• Incorporar procesos de licitación a precios firmes, cuando se determine que existe en

el mediano plazo demanda no cubierta por contratos de suministro. Los contratos de

suministro de mediano o largo plazo, que se suscriban al precio fijo resultante de la

licitación, reducirán los niveles de riesgo tanto para los consumidores como para la

oferta y harán más factibles las nuevas inversiones, facilitando a los nuevos

inversionistas el financiamiento de sus proyectos de inversión y ampliando con

nuevos agentes la oferta de generación y por ende la competencia en y por el

mercado;

• Establecer un Operador Independiente como institución indispensable para garantizar

el acceso en condiciones no discriminatorias al mercado y a la operación del sistema,



instalaciones y recursos que resultan esenciales para un mercado plenamente

competitivo. El Operador Independiente tendrá a su cargo la operación del sistema, y

del mercado de corto plazo, así como la conducción de los estudios de Planificación

de la Transmisión, según las directivas previamente aprobadas por el Ministerio de

Energía y Minas. El COES reestructurado será la base de dicha institución;

Con las medidas propuestas, la presente ley espera alcanzar los siguientes objetivos:


Ley de Concesiones Eléctricas para la determinación de los precios de generación, y





• Reducir, en tanto sea posible, la intervención administrativa del Regulador para la








sistema requiera cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y oportuno de la

demanda.

EFECTOS DE LA VIGENCIA DE LA LEY SOBRE LA LEGISLACIÓN NACIONAL

El proyecto de Ley, materia de la presente Exposición de Motivos complementa el

Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, perfeccionando sus reglas e

instituciones.



ANÁLISIS COSTO – BENEFICIO

La presente Ley no irrogará gastos al Estado y permitirá el desarrollo eficiente de la

generación eléctrica, coadyuvando al bienestar social de la población, asegurando el

abastecimiento oportuno de la generación eléctrica y propiciando la competencia

mediante mecanismos de incentivos para atraer a nuevos inversionistas y nuevas

inversiones, y el acceso a instalaciones y recursos esenciales. Lo anterior traerá como

consecuencia lograr tarifas más convenientes para la sociedad. El proyecto de ley

permitirá el desarrollo de la transmisión eléctrica para facilitar la participación de

proyectos de generación hidroeléctrica en el abastecimiento de la demanda,

incrementándose así la seguridad en el sistema eléctrico. Asimismo el proyecto reducirá

los problemas de asimetría de información, garantizando la transparencia y el libre flujo

de la misma, facilitando de esta manera, la respuesta de la demanda a los precios y

logrando un abastecimiento racional que derive en precios eficientes de la electricidad.




Artículo 1.- Definiciones

1.1 Todas las expresiones de la presente Ley que contengan palabras en cursiva, ya

sea en plural o singular, y que empiezan con mayúscula, tienen los significados

que se indican en el glosario de definiciones en el Anexo de esta Ley.

Artículo 2.- De interés público

2.1 Es de interés público y responsabilidad del Estado garantizar el abastecimiento

oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de

Electricidad.

Artículo 3.- Objeto de la Ley

3.1 La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de

Concesiones Eléctricas con la finalidad de:

a) Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del

sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de

racionamiento prolongado por falta de energía;

b) Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios

de generación mediante soluciones de mercado; y,

c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el

mercado de generación.

3.2 Con este propósito se establecen los principios a los que debe sujetarse el

desarrollo de los diversos temas que por estar íntimamente relacionados forman

un conjunto interdependiente que comprende los siguientes aspectos:

a) Reglas de contratación entre Generadores y Distribuidores y/o Usuarios

Libres;

b) Participación de los Agentes en el Mercado de Corto Plazo;



c) La institucionalidad y nuevas funciones del Comité de Operación Económica

del Sistema (COES);

d) El marco legal de la transmisión;

e) Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno y

eficiente de energía eléctrica;

f) La formación de los precios para el Usuario Regulado.

Artículo 4.- De los Contratos

4.1 Los contratos de los Generadores con Distribuidores, Usuarios Libres u otros

Agentes pueden ser con garantía física y sin garantía física.

4.2 Los contratos con garantía física de los Generadores con Distribuidores, Usuarios

Libres u otros Agentes se sujetarán a los siguientes requerimientos básicos:

a) Todo contrato deberá contar con garantía acreditada con Certificados de

Capacidad y Energía;

b) Ningún generador podrá contratar más Capacidad y Energía que las

certificadas, sean éstas propias o contratadas con terceros;

Los Certificados de Capacidad y Energía se otorgan sobre la base de la

metodología aprobada por el Ministerio;

c) Los contratos de suministro de electricidad, destinada a los Usuarios Libres y

a los Usuarios Regulados, deberán especificar en forma separada para cada

uno de los mercados, los compromisos de capacidad y de energía, así como

los plazos comprometidos. La energía podrá contratarse a opción de los

compradores, en bloques o asociada a la potencia contratada. En cualquier

caso, deberán señalarse los límites de tolerancia para la asignación de la

responsabilidad del Generador en la garantía del suministro;

d) Los Distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de la demanda

anual de sus Usuarios Regulados. Se aceptará un margen de tolerancia

anual para la potencia y energía no contratada o contratada en exceso. El

margen máximo de tolerancia anual, será de 5% del total de la demanda de

sus Usuarios Regulados. El margen de tolerancia mensual podrá variar

dentro de un rango con límite inferior y superior igual a 1 y 3 veces el margen

de tolerancia anual, respectivamente. El Reglamento establecerá los

respectivos procedimientos, así como los criterios para su revisión;



e) OSINERG definirá las condiciones mínimas de los contratos de suministro de

electricidad para atender la demanda de los Usuarios Regulados.

4.3 Los contratos sin garantía física, son aquellos en los cuales los generadores

pueden suspender la obligación de suministrar, en función de su disponibilidad de

energía.

Estos contratos pueden ser celebrados entre Generadores y Usuarios Libres o

entre Generadores y Distribuidores, para su demanda de Usuarios Libres, y no

comprometen la disponibilidad de capacidad firme ni la energía firme de dichos

Generadores.

Artículo 5.- El Mercado de Corto Plazo

5.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores, Distribuidores,

Usuarios Libres y todos aquellos Agentes que cumplan con las condiciones

establecidas en el Reglamento.

5.2 Las operaciones en el Mercado de Corto Plazo se efectúan a los Costos

Marginales de Corto Plazo nodales.

5.3 Los retiros de energía que se efectúen en el Mercado de Corto Plazo, que

coincidan con la máxima demanda del periodo mensual, estarán sujetas al pago

por Capacidad, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento.

5.4 Los Agentes, en caso que fuera necesario, deberán constituir fideicomisos u otras

garantías de realización inmediata como respaldo de los retiros de capacidad y

energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo.

5.5 El Reglamento establecerá los lineamientos para:

a) El funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo;

b) Las reglas para la liquidación de las operaciones de transferencia realizadas

en el Mercado de Corto Plazo;

c) Las condiciones y requisitos a que se encuentra sujeta la participación de los

Agentes en las operaciones del Mercado de Corto Plazo;

d) Los términos y condiciones para la constitución de garantías y las

penalidades por su incumplimiento.



Artículo 6.- La operación del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo

6.1 El COES es una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho

Público. Está sujeta al régimen de la actividad privada. Está conformado por un

Directorio, un Comité Consultivo y la Dirección Ejecutiva.

6.2 Las decisiones del COES obligan a todos los Agentes.

6.3 El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco

miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso

público de méritos privilegiando su experiencia profesional, por una Comisión de

cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los

Distribuidores, uno de los Transmisores, uno de OSINERG y uno del Ministerio.

6.4 Los miembros del Directorio serán personas con un mínimo de 10 años de

experiencia profesional en el sector eléctrico.

Con excepción de la actividad docente, mientras ejerzan el cargo no podrán

desempeñar actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad,

ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los

titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los

accionistas mayoritarios de las mismas. Una vez que cesen en el ejercicio del

cargo, por el lapso de un año, estarán sujetos a las mismas restricciones.

6.5 Los miembros del Directorio recibirán una retribución ordinaria mensual,

equivalente a ocho (08) Unidades Impositivas Tributarias (UIT), concordante con

la naturaleza de su función y dedicación. Dicha remuneración se mantendrá

durante el año posterior a su cese. Sin perjuicio de lo anterior podrá realizar

actividades académicas en universidades públicas o privadas del país.

6.6 La designación de los miembros del Directorio será por un periodo de cinco años,

pudiendo renovarse su mandato únicamente por un periodo adicional. El

Directorio elige a su Presidente entre sus integrantes.

6.7 Los miembros del Directorio, sólo pueden ser removidos en caso de falta grave

debidamente comprobada y fundamentada. En caso de ser removidos por falta

grave, no tienen derecho a la remuneración durante el año posterior a su cese.

6.8 En el ejercicio de sus funciones el Directorio deberá:

a) Garantizar a los interesados el acceso a la información sobre la operación

del sistema y del mercado;

b) Garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo; y;



c) Adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia

en el mercado eléctrico.

6.9 El Directorio del COES deberá informar con la periodicidad que se establezca en

el Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos,

acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del

Sistema, del Mercado, y/o de la Planificación de la Transmisión. Dicha

información, con la documentación sustentatoria, deberá ser publicada,

asimismo, en el Portal de Internet del COES.

6.10 El Comité Consultivo estará conformado por dos representantes de cada grupo

de los siguientes Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y

Usuarios Libres. Sus funciones serán las de absolver las consultas que le

formule el Directorio, así como proponer al Directorio mejoras a las normas y

procedimientos en materia de transmisión, operación del sistema y del mercado.

6.11 La Dirección Ejecutiva, que es el órgano ejecutivo del COES, estará constituida

por la Dirección de Operaciones del Sistema / Mercado y la Dirección de

Planificación de Transmisión, cuyas funciones son las establecidas en el

Reglamento.

6.12 El Director Ejecutivo será seleccionado mediante concurso público de méritos

convocado por el Directorio. Sólo podrá ser removido, en caso de falta grave

debidamente comprobada y fundamentada, por acuerdo con mayoría de al

menos el 80% del total de miembros del Directorio.

6.13 El Presupuesto del COES será cubierto por los Agentes con aportes

proporcionales a sus ingresos, obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto

de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por

transmisión para el caso de los Transmisores, y del Valor Agregado de

Distribución para el caso de los Distribuidores. Los Usuarios Libres y otros

Agentes deberán aportar en función de las transacciones que realicen en el

Mercado de Corto Plazo. El Presupuesto no podrá ser superior al medio por

ciento (0,5%) de los ingresos mencionados. El Reglamento establecerá el monto

anual, los procedimientos y sistemas de control que garanticen el equilibrio

presupuestal y la eficiencia del gasto. En caso se requiera un presupuesto

adicional por inversiones especiales, dicho incremento requerirá aprobación del

Ministerio y seguirá el mismo tratamiento de los aportes referidos anteriormente.

6.14 Complementariamente a las funciones previstas en la Ley de Concesiones

Eléctricas, el COES:



a) Elabora la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el

Ministerio, de conformidad con lo establecido en el Reglamento;

b) Propone al OSINERG, para su aprobación, los procedimientos en materia de

operación y administración del Mercado de Corto Plazo;

c) Promueve el desarrollo de mejoras tecnológicas que incrementen la

transparencia en la operación del SEIN y garantiza el acceso oportuno y

adecuado de los interesados a la información sobre la operación y la

planificación del sistema;

d) Otorga los Certificados de Capacidad y Energía;

e) Determina y valoriza la forma más económica para la provisión de los

servicios complementarios que se requieran para la operación segura y

económica del SEIN y asigna responsabilidades para la remuneración de

dichos servicios. Entre los servicios complementarios a suministrar se debe

considerar como mínimo: la reserva rotante, la regulación de frecuencia y la

regulación de tensión o compensación reactiva.

Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión

7.1 El Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por las siguientes

instalaciones:

a) Instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión

b) Instalaciones Complementarias de Transmisión

c) Instalaciones del Sistema Principal de Transmisión

d) Instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión

Las instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión y las Complementarias

de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en

fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en

los artículos siguientes.

Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario

de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se ha

producido antes de la promulgación de la presente Ley.

7.2 El desarrollo del Sistema Planificado de Transmisión se realiza conforme al Plan

de Transmisión, el cual se actualiza y publica cada dos años. El Ministerio

aprueba el Plan de Transmisión conforme lo defina el Reglamento. El Plan de



Transmisión tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión que se

adopten durante su vigencia.

Instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión

7.3 El Sistema Planificado de Transmisión está conformado por las instalaciones de

muy alta tensión y por aquellas que permiten a los generadores entregar su

energía producida al Sistema.

7.4 Para las instalaciones comprendidas en el Sistema Planificado de Transmisión

se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) El plazo máximo de concesión tendrá una duración de 20 años de operación

comercial, más el tiempo necesario para su construcción;

b) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios para

implementar el Plan de Transmisión. En caso de instalaciones de Refuerzo,

el titular de la concesión de transmisión tendrá la preferencia para

ejecutarlas directamente. De no ejercerla, se incluirán en los procesos de

licitación;

c) Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de

transmisión serán transferidos sin costo alguno al Estado;

d) Dos años previos al vencimiento de la concesión, el COES evaluará, dentro

del Plan de Transmisión, la necesidad de mantener en uso la instalación de

transmisión. En caso resulte conveniente continuar con su utilización, el

Ministerio procederá a licitar nuevamente la concesión, empleando como

factor de competencia la remuneración garantizada que cubra los costos de

explotación durante el siguiente plazo de concesión.

7.5 La determinación de los cargos del Sistema Planificado de Transmisión tiene

como objetivos:

a) Remunerar las instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión;

b) Lograr estabilidad y predictibilidad tanto respecto al pago que deban hacer la

generación y la demanda, como de los ingresos de los concesionarios de

transmisión;

c) Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios

del Sistema Planificado de Transmisión.



7.6 OSINERG establece la Base Tarifaria, que incluye los siguientes componentes:

a) La remuneración de las inversiones, calculadas con la anualidad para un

periodo de recuperación de hasta 20 años, con la tasa de actualización

definida en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas;

b) Los costos eficientes de operación y mantenimiento, de acuerdo con lo que

se establezca en el Reglamento; y

c) La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como

Base Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.

7.7 El componente de inversión de la Base Tarifaria, dentro del periodo de

recuperación, es igual a:

a) El valor que resulte del proceso de licitación pública, para el caso de las

instalaciones que se liciten;

b) El costo eficiente establecido por OSINERG previamente a su ejecución,

para el caso que el titular del sistema de transmisión ejerza el derecho de

preferencia establecido en el numeral 7.4, inciso b) para la ejecución de

Refuerzos de transmisión.

7.8 Para el caso de las instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión

señaladas en el numeral 7.4, inciso d), que se vuelvan a entregar en concesión:

a) El componente de inversión de la Base Tarifaria es igual a cero; y,

b) El componente de los costos eficientes de operación y mantenimiento es

igual al valor que resulte del proceso de licitación pública.

7.9 La asignación de compensaciones para remunerar la Base Tarifaria de las

instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión, es realizada por

OSINERG en proporción al beneficio económico que las instalaciones

proporcionan a los Usuarios y Generadores. El beneficio económico se

determina según el procedimiento que establezca el Reglamento. La asignación

de beneficiarios sólo puede ser revisada de acuerdo con lo que establezca el

Reglamento.

La compensación asignada a los Generadores se prorratea entre ellos sobre la

base del uso de las instalaciones.

A la compensación asignada a los Usuarios se le descuenta el correspondiente

Ingreso Tarifario y el resultado se denomina Peaje de Transmisión. El valor

unitario del Peaje de Transmisión será igual al cociente del Peaje de



Transmisión entre la demanda de los Usuarios y será agregado a los Precios en

Barra que correspondan, según lo que establezca el Reglamento

La compensación asignada a los Usuarios y el Peaje de Transmisión se

sumarán a los conceptos del Costo Total de Transmisión y Peaje por Conexión a

que se refieren los artículos 59° y 60° de la Ley de Concesiones Eléctricas,

respectivamente.

Instalaciones Complementarias de Transmisión

7.10 Se consideran como Instalaciones Complementarias de Transmisión aquellas

que permiten transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final, no

incluidos en el Sistema Planificado de Transmisión.

7.11 Para las Instalaciones Complementarias de Transmisión se tendrá en cuenta lo

siguiente:

a) Para el otorgamiento de la Concesión será requisito contar con estudio

favorable del COES, que demuestre que la nueva instalación no perjudica la

seguridad y confiabilidad del Sistema de Transmisión.

b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de

inversión, operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se

regulan según el criterio establecido en el literal b) del Artículo 62° de la Ley

de Concesiones Eléctricas.

c) En el caso de instalaciones de uso exclusivo los Usuarios Libres podrán

suscribir contratos para la prestación del servicio de transporte en, los cuales

la compensación correspondiente será de libre negociación. En caso del uso

de las instalaciones por terceros, o a la terminación de dichos contratos, las

compensaciones y tarifas se regulan según el criterio establecido del literal

b) anterior.

Instalaciones pertenecientes al Sistema Principal y al Sistema Secundario de Transmisión

7.12 Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema

Principal y al Sistema Secundario de Transmisión se regirán de acuerdo a lo

dispuesto en el Decreto Ley N° 25844 y sus modificatorias.



Artículo 8°.- Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica

8.1 Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen la obligación de informar a OSINERG

y al Ministerio, su demanda de electricidad proyectada que no se encuentre

contratada, al menos para los tres años siguientes, según lo especificado en el

Reglamento.

8.2 A solicitud de los Distribuidores y Usuarios Libres interesados, OSINERG

autorizará el inicio de un proceso de Licitación, previa verificación de la

insuficiencia de generación, de acuerdo con lo que establece el Reglamento. En

caso que no se presente solicitud alguna, OSINERG podrá iniciar un proceso de

Licitación cuando determine que se requiere nueva oferta para garantizar el

abastecimiento eficiente de generación para atender el servicio público de

electricidad.

8.3 El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para

cumplir con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en

generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por

el mercado. Para este fin, se debe agrupar todas las demandas no cubiertas por

contratos de los Distribuidores y Usuarios Libres que deseen participar en la

Licitación conforme a lo establecido en el Reglamento.

8.4 Los contratos que se celebren como consecuencia de un proceso de Licitación

podrán fijar plazos de suministro de hasta 15 años a los precios resultantes del

concurso. Dichos precios se actualizarán de acuerdo con las fórmulas que

establezcan en las bases de la Licitación.

8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato,

términos y condiciones del proceso de Licitación y supervisar su ejecución,

promoviendo la desconcentración de la oferta de generación y su

escalonamiento en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos

resultantes.

8.6 La Licitación será conducida por el Distribuidor con mayor demanda a ser

licitada en cada ocasión. En caso decida no ejercer tal opción, la Licitación será

conducida por OSINERG.

8.7 El Reglamento establece las obligaciones de quienes participen en los procesos

de Licitación, incluyendo los requisitos, fideicomisos u otras garantías que



deberán otorgar las partes, así como su obligación de suscribir los contratos de

abastecimiento resultantes de los procesos de Licitación.

8.8 Para efectos de cada Licitación OSINERG establecerá un precio tope, para la

adjudicación de los Contratos respectivos. Dicho precio se mantendrá en

reserva durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en

caso ésta sea declarada desierta porque todas las ofertas superaron el

mencionado precio tope.

8.9 En los casos en que, como resultado de la Licitación no se obtuvieran ofertas de

abastecimiento suficientes para cubrir toda la demanda, se priorizará la

asignación de estas ofertas a la atención de la demanda de los Usuarios

Regulados.

8.10 En el caso que un Distribuidor desee licitar contratos de abastecimiento de su

demanda con una anticipación mayor al mínimo establecido por la presente Ley y

su Reglamento, podrá hacerlo siempre que ofrezca la oportunidad de participar

conjuntamente a los demás distribuidores, y que la licitación sea previamente

autorizada por OSINERG.

Artículo 9°.- La formación de los precios a nivel generación para el Usuario

Regulado

9.1 El Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados se formará a partir

de:

a) Precios contratados bilateralmente. El precio a transferir será igual al

promedio ponderado del Precio en Barra y el precio del contrato bilateral que

no exceda los Precios en Barra a que se refiere el Artículo 47° de la Ley de

Concesiones Eléctricas.

b) Precios obtenidos en procesos de Licitación: Serán transferidos en su

totalidad en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento.

c) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo. Serán transferidos de

acuerdo a las siguientes reglas:

(i) Se utilizará como Precio Regulado el promedio ponderado de a) y b) sin

incluir los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios, y

como Precio del Sistema el promedio ponderado de los Costos



Marginales de Corto Plazo, aplicables a las transacciones realizadas por

un Distribuidor en un mes determinado;

(ii) Las transacciones de compra o venta que se destinen a los Usuarios

Regulados y que se efectúen dentro del margen de tolerancia mensual,

originarán transferencias de precios que serán equivalentes al Precio del

Sistema menos una fracción de la diferencia entre el Precio del Sistema y

el Precio Regulado. El valor de la fracción será elegido anualmente por el

Distribuidor de acuerdo a lo establecido en el Reglamento y, por defecto,

será igual a cero;

(iii) Las transacciones de compra o venta que se destinen a los Usuarios

Regulados y que se efectúen en exceso al margen de tolerancia

mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al

precio más favorable para los Usuarios que resulte de comparar el Precio

del Sistema con el Precio Regulado;

(iv) Las liquidaciones mensuales de las transacciones se efectuarán en el

mes subsiguiente. Anualmente se hará la liquidación correspondiente en

función del margen de tolerancia anual, conforme a lo que establezca el

Reglamento, aplicándose dicho ajuste al periodo tarifario siguiente.

9.2 Para efectos de la determinación de los Precios a Nivel Generación, los precios

usados en los incisos a) y b) del numeral anterior, no incluirán los cargos de

transmisión que son asumidos por los Usuarios.

9.3 El Reglamento establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios

Regulados, a fin de que el Precio Regulado sea único en el SEIN excepto por

las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión.

Artículo 10°.- Las Interconexiones Regionales

10.1 La comercialización de electricidad entre Agentes de países vecinos y del Perú

se rige por los principios establecidos en los acuerdos multilaterales o bilaterales

correspondientes; así como por el Reglamento de Importación y Exportación de

Electricidad.



Disposiciones Complementarias y Finales

PRIMERA.- Nueva opción para Usuarios Libres

Los Usuarios con una máxima demanda anual comprendida dentro del rango que se

establezca en el Reglamento podrán acogerse, a su elección, a la condición de Usuario

Libre o Usuario Regulado. El cambio de condición requerirá un preaviso, según los

términos que establezca el Reglamento.

SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio de Barra

Los Precios en Barra que fija OSINERG, no podrán diferir, en más de 10%, de los

precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el artículo 8°.

TERCERA.- Margen de tolerancia - excepciones

Por excepción, y con anticipación no menor a un año, OSINERG podrá autorizar un

incremento temporal de los márgenes de tolerancia anual y mensual, a que se refiere el

artículo 4.2, inciso d), en caso que los Distribuidores no puedan contratar el total de la

demanda de sus Usuarios Regulados como consecuencia de que las Licitaciones sean

diferidas por OSINERG o declaradas desiertas por razones no imputables a ellos

mismos. Lo dispuesto en esta disposición será aplicable a partir del 1° de enero de 2008.

CUARTA.- Precisiones para los Suministros de Gas Natural

Para los contratos de compra-venta o suministro de gas natural, es aplicable lo dispuesto

por el inciso b) del Artículo 5 del Decreto Legislativo 701, o el que lo sustituya, de modo

que, quien ostente una posición de dominio en el mercado relevante no podrá aplicar

condiciones comerciales desiguales para prestaciones equivalentes que coloquen a unos

competidores en situación desventajosa frente a otros.

Sin perjuicio de la existencia de otras circunstancias que podrían justificar el

establecimiento de condiciones comerciales diferenciadas, no se considera incurso

dentro de la prohibición indicada en el párrafo anterior, el establecimiento de precios o

condiciones de comercialización diferenciados que respondan a diferencias existentes en

los costos involucrados en las operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el

tiempo de duración de los contratos, la forma de pago, las condiciones de los suministros,



u otras, que se otorguen de manera general en todos los casos en que se presenten

iguales o similares condiciones.

QUINTA - Promoción de Proyectos hidroeléctricos

El Ministerio, dentro de su función promotora de nuevas inversiones, deberá

implementar la evaluación del potencial nacional de proyectos hidroeléctricos y de

fuentes no convencionales de energía, y eventualmente poner a disposición de los

futuros inversionistas una cartera de proyectos de inversión con perfiles desarrollados

hasta el nivel de prefactibilidad.

El Ministerio establecerá los procedimientos estandarizados para la aprobación de

estudios de impacto ambientales, en plazos predeterminados, para facilitar las

inversiones.

SEXTA.- Política, Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión

La política para el desarrollo eficiente de la transmisión es definida por el Ministerio.

OSINERG desarrollará los estudios para establecer los criterios y metodología de

planificación a ser utilizados en la elaboración del Plan de Transmisión, los que

incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de

planificación y los modelos a emplear. Los criterios y metodología de planificación que

resulten de los referidos estudios serán sometidos al Ministerio para su aprobación.

De acuerdo al nivel de tensión de operación, las instalaciones de transmisión se

clasifican en instalaciones de Muy Alta, Alta, Media y Baja Tensión. El Reglamento

establecerá los límites máximos para cada nivel de tensión y los criterios de asignación

de las instalaciones.

SÉTIMA.- Armonización del marco legal de transmisión

La calificación de las instalaciones señalada en el Artículo 58° de la Ley de

Concesiones Eléctricas, vigente a la promulgación de la presente Ley, no es materia de

revisión, ni es aplicable a las instalaciones cuya puesta en operación comercial se

produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley.

Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al

amparo del Decreto Supremo N° 059-96- PCM, (Texto Único Ordenado de las normas

con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras



públicas de infraestructura y de servicios públicos) y de la Ley 27133, otorgadas antes

de la entrada en vigencia de la presente Ley, en aquello que se oponga a lo estipulado

en los respectivos contratos de concesión. A la expiración de dichos contratos, las

instalaciones correspondientes pasarán a formar parte del Sistema Planificado de

Transmisión considerando lo dispuesto en el numeral 7.4, inciso d), de la presente Ley

Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la

presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se

viene pagando a dicha fecha y que se mantendrá invariable y permanente mientras

dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. En el caso de

la generación, será asignada sobre la base del uso que se haga de ellas, y en el caso de

la demanda, se mantendrá el criterio de asignación vigente previo a la fecha de

publicación de la presente Ley. El Reglamento establece el procedimiento a seguir.

OCTAVA.- Penalidades por incumplimiento de obligaciones

A partir del 1° de enero de 2008, constituirá infracción sancionable con multa el

incumplimiento de la obligación establecida en el numeral 4.1, incisos b) y d). La

multa aplicable será establecida en el Reglamento.

a) Para el caso del numeral 4.2, inciso b):

0,25 x TG x EX

b) Para el caso del numeral 4.2, inciso d):

(0,05 + 0,95 F) x TG x EX

Siendo:

TG : Costo unitario por kW-h correspondiente a una turbina de gas nueva

de ciclo abierto, determinado de acuerdo con lo que establezca el

Reglamento, considerando 1500 horas anuales de operación. El costo

unitario será fijado anualmente por OSINERG.

EX : Energía contratada en exceso de los certificados de energía firme

para el caso de los generadores, expresada en kWh; o,

Energía adquirida en el Mercado de Corto Plazo, por la demanda en

exceso del margen de tolerancia anual para el caso de los

Distribuidores, expresada en kWh

F : fracción empleada en el numeral 9.1, inciso c), acápite ii).



La penalidad mencionada en el inciso b) precedente no será de aplicación en caso que la

falta de contratación de la demanda de los Usuarios Regulados se origine por causas

que no sean imputables al Distribuidor.

NOVENA.- Adecuación de Potencia y Energías Firmes

El Ministerio revisará los procedimientos para determinar la Capacidad y Energía firmes

definidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y los adecuará a los

procedimientos de Certificados de Capacidad y Energía.

DÉCIMA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico

Las empresas con participación accionaria del Estado, titulares de concesiones o

autorizaciones de generación o de distribución, en sus operaciones de compra-venta de

electricidad se adecuarán a las condiciones establecidas en la presente Ley y su

Reglamento. En los casos que resulten aplicables, dichas empresas quedan autorizadas

a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las

condiciones del mercado.

UNDÉCIMA.- Medidas para la promoción de la Generación Distribuida y Cogeneración eficiente

Las unidades de Generación Distribuida y Cogeneración, interconectadas al SEIN y

calificadas como sujetas a promoción conforme al Reglamento, tendrán como garantías:

a) La venta de sus excedentes no contratados de energía al Mercado de Corto

Plazo, asignados preferentemente al Generador de mayor Desbalance (de

compra) en dicho mercado;

b) El uso de las redes de distribución pagando únicamente el costo incremental

incurrido;

c) El despacho forzoso en caso de disponibilidad declarada por el titular, hasta

el límite de potencia señalada en el Reglamento, con el valor de su energía

fijada por el sistema.

DUODÉCIMA.- Régimen Jurídico del COES

Las disposiciones de la presente Ley referidas a la modificación de la composición y

estructura del COES no implican una alteración al régimen jurídico aplicable en materia



laboral, tributaria, financiera y de contrataciones por las que actualmente se rige.

DÉCIMA TERCERA.- Propuesta de Tarifas en Barra

La propuesta de Tarifas en Barra, según lo dispuesto en el Artículo 47° de la Ley de

Concesiones Eléctricas, será presentada por el COES y por los Agentes integrantes del

SEIN que deseen hacerlo según lo establece el Reglamento.

DÉCIMA CUARTA.- Expedición de Reglamentos

El Poder Ejecutivo expedirá el Reglamento de la presente Ley, dentro de los ciento

ochenta (180) días calendarios siguientes a la fecha de su publicación.

DÉCIMA QUINTA.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844

Modifíquense los artículos 39, 41, literales d) y g), 42, 43, literal a), 45, 47, literales g),

h) e i), 48, 49, 51, 52, 55, 61, 62, 63, 69, 101, literal c) y las Definiciones 6 y 12 del

Anexo, de la Ley de Concesiones Eléctricas; y añádase el literal h) al artículo 41 de la

referida ley, debiendo los artículos citados quedar redactados de la siguiente manera:

“Artículo 39.- El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene como

finalidad coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

(SEIN) al mínimo costo, garantizar la seguridad del abastecimiento de energía

eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos y operación del

mercado de corto plazo, además de otras que le asigne la ley.

Para tal efecto, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de

transmisión, de las instalaciones de conexión de los distribuidores y las de los

usuarios sujetos al régimen de libertad de precios se sujetarán a las disposiciones

de este Comité.”

“Artículo 41.- Las funciones básicas del Comité de Operación Económica del

Sistema (COES) son:

a) Planificar la operación del sistema interconectado, e impartir las instrucciones a

los integrantes del SEIN para la operación de sus instalaciones de acuerdo a los

programas resultantes;

(…)

d) Calcular la potencia y la energía firmes de cada una de las unidades generadoras

y emitir los Certificados de Capacidad y Energía correspondientes, de acuerdo

con el procedimiento que establece el Reglamento;



(…)

g) Administrar el Mercado de Corto Plazo;

h) Elaborar y proponer a OSINERG, para su aprobación, los procedimientos en

materia de la operación del sistema y del mercado;

i) Otras que señale expresamente el Reglamento.”

“Artículo 42.- Los Precios en Barra reflejarán los costos marginales de suministro

en cada barra y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.”

“Artículo 43.- Estarán sujetos a regulación de precios:

a) La liquidación de los Desbalances que se registren en la ejecución de los

contratos de suministro mediante operaciones de compra y venta de electricidad y,

las transacciones destinadas a los usuarios sujetos al régimen de libertad de

precios, que se realicen en el Mercado de Corto Plazo, de acuerdo con el

mecanismo establecido en la Ley.

Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que

supere la potencia y energía firme del comprador;

(….)”

“Artículo 45.- Las ventas de electricidad a un Distribuidor, destinadas al Servicio

Público de Electricidad, se efectúan como máximo a las Tarifas en Barra a que se

refiere el artículo 47 o, de ser el caso, a los precios resultantes de los procesos de

Licitación supervisados u organizados por OSINERG”

“Artículo. 47º.- Para determinar las Tarifas en Barra, el COES y los entes

autorizados en el Reglamento efectuarán los cálculos correspondientes en la

siguiente forma:

(….)

g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de

potencia y energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48°. Estos factores serán

iguales a 1,00 en las barras en que se fijen los precios básicos nodales.

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las

barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el

respectivo factor nodal de potencia, agregando a este producto los valores unitarios

del Peaje de Transmisión, y, el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60°

de la presente Ley; y,



i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del

sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada

Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.”

“Artículo. 48º.- Los factores nodales de potencia y de energía se calcularán

considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión.”

“Artículo. 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio

incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.”

“Artículo. 51º.- Antes del 15 de enero de cada año, el COES deberá presentar a

OSINERG los estudios técnico-económicos de propuestas de tarifas que expliciten y

justifiquen:

(.…)

Los demás entes autorizados podrán presentar sus estudios en la misma fecha,

considerando los mismos requisitos.”

“Artículo. 52º.- OSINERG comunicará al COES y a los entes, a que se refiere el

artículo anterior, sus observaciones debidamente fundamentadas.

El ente responsable deberá absolver las observaciones y/o presentar un nuevo

estudio, de ser necesario.

(….)”

“Artículo. 55º.- El COES deberá entregar obligatoriamente a OSINERG y a los

entes que hacen la propuesta de tarifas, la información técnica del sistema que se

requiera; asimismo, OSINERG deberá hacer públicos los modelos matemáticos,

programas fuente y otros elementos requeridos para el proceso de fijación de

precios”.

“Artículo 61º.- OSINERG fijará anualmente el Peaje por Conexión, el Peaje de

Transmisión, sus valores unitarios y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual,

los cuales serán publicados en el Diario Oficial "El Peruano", entrando en vigencia el

1° de mayo de cada año.”

“Artículo. 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario

de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.

Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del

sistema secundario de transmisión como del sistema de distribución serán resueltas

por OSINERG.



Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la

siguiente manera:

a) Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central de

generación hasta el Sistema Principal de Transmisión existente son

remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores

b) Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra del

Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor final son

remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente.

Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario de

Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por el

OSINERG conforme se señala en el Reglamento.

“Artículo 63.- Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden:

a) Los Precios a Nivel Generación;

b) Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes; y

c) El Valor Agregado de Distribución.”

“Artículo 69.- Con los Valores Agregados de Distribución, obtenidos según los

artículos precedentes, y los componentes a) y b) señalados en el artículo 63°,

OSINERG estructurará un conjunto de precios para cada concesión.”

“Artículo 101°.- Es materia de fiscalización por parte del OSINERG:

(….)

c) El cumplimiento de las funciones asignadas por Ley al COES

(….)”

“6 ENERGIA FIRME: Es la máxima producción esperada de energía eléctrica,

determinada para una excedencia de 95% en condiciones de hidrología seca para

las unidades de generación hidroeléctrica y de indisponibilidad, programada y

fortuita, para las unidades de generación térmica. La energía firme del sistema

deberá ser suficiente para abastecer la máxima demanda anual con una probabilidad

de falla de 1 en 20 años.”

“12 POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar cada unidad

generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento. En el caso

de las centrales hidroeléctricas, la potencia firme resultante debe ser concordante

con la capacidad que la planta o unidad de generación es capaz de suministrar en



condiciones de año seco con una excedencia de 95%. En el caso de las centrales

termoeléctricas, la potencia firme debe considerar los factores de indisponibilidad

programada y fortuita”

DÉCIMA SEXTA.- Derogatorias

A partir de la vigencia de la presente Ley, quedarán sin efecto aquellas disposiciones

del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento, el

Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, así como

aquellas normas modificatorias y complementarias que se opongan a lo dispuesto en la

presente Ley.



Disposiciones Transitorias

PRIMERA. – Adecuación de Contratos

Los contratos de los Generadores con Distribuidores o con Usuarios Libres firmados

con anterioridad a la presente Ley continuarán vigentes hasta su culminación, salvo

acuerdo de partes. Para efectos de verificar la suficiencia de oferta certificada y la que

esté implícitamente comprometida en los contratos existentes, el Generador informará

a OSINERG sus compromisos, de acuerdo a lo que señale el Reglamento.

Los Generadores que a la entrada en vigencia de la presente Ley tengan contratada

más energía que la energía certificada que les corresponde, deberán adecuarse en un

plazo no mayor a dos años, sin aplicación de la penalidad señalada en la Octava

Disposición Complementaria y Final.

La opción señalada en la Primera Disposición Complementaria no se aplicará a los

Usuarios Libres, existentes a la entrada en vigencia de la presente Ley, hasta el

vencimiento de sus contratos, salvo acuerdo de partes.

SEGUNDA – Adecuación del COES

El COES deberá adecuar su estructura a lo establecido en la Ley dentro de los ciento

veinte días (120) siguientes a la fecha de publicación de la presente Ley.

La designación de los miembros del primer Directorio del COES será por un periodo de

1 año para uno de los Directores, de 2 años para el segundo Director, de 3 años para el

tercer Director, de 4 años para el cuarto Director y de 5 años para el quinto Director.

Las designaciones posteriores tendrán periodos de 5 años.

TERCERA. – Adecuación de la Referencia del Precio en Barra

Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Artículo 8° sea

inferior al 20% de la demanda de energía de los Usuarios Regulados del SEIN, la

comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el Artículo 53° de la Ley

de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos

de las Licitaciones indicadas en el Artículo 8° y los precios de los contratos con los

Usuarios Libres.

El OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado

según el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente



producto de las Licitaciones a que se refiere el Artículo 8°.

CUARTA. – Remuneración de Servicios Complementarios

Los mecanismos vigentes de remuneración de los servicios complementarios seguirán

aplicándose sin alteración, hasta la aprobación del Reglamento de la presente Ley.

QUINTA.- Cargo de Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea

OSINERG incorporará anualmente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente al

peaje del Sistema Principal de Transmisión a que se refiere el Artículo 59° de la Ley de

Concesiones Eléctricas el mecanismo de Garantía por Red Principal, que se define en el

Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la industria del gas natural

aprobado por Decreto Supremo N° 040-99-EM y en los Contratos BOOT de Concesión.

SEXTA.- Licitaciones por situaciones de excepción

Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente Ley, OSINERG podrá

convocar Licitaciones para cubrir la suma de la demanda no contratada de los

Distribuidores, destinada al suministro de los Usuarios Regulados. En este caso, la

vigencia de los contratos a ser adjudicados no será mayor a cuatro (4) años, sin opción

de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en los numerales 8.5 y 8.8 de la

presente Ley

SÉTIMA.- Adecuación de las Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos

El Ministerio adecuará las Normas Técnicas de Calidad de Servicios Eléctricos en los

aspectos referentes al tratamiento de la transmisión, en un plazo no mayor de ciento

ochenta (180) días.



ANEXO

Definiciones

1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores,

Transmisores, Distribuidores, Usuarios Libres y Comercializadores.

2. Base Tarifaria.- Monto anual a reconocer por las instalaciones del Sistema

Planificado de Transmisión que se utilizará para el cálculo de las tarifas y

compensaciones de transmisión.

3. Capacidad.- Para efectos de la presente Ley, se considerará como sinónimo de

potencia.

4. Certificados.- Se refiere indistintamente a los certificados de capacidad o de

energía, iguales a la Potencia Firme y Energía Firme respectivamente, según el

procedimiento que establece el Reglamento..

El certificado poseerá una validez de 10 años desde su fecha de emisión hasta

su eventual renovación, y podrá ser revisado a solicitud del interesado o cuando

se produzcan circunstancias que en opinión del COES ameriten su revisión. Un

certificado perderá validez si la unidad es retirada del servicio por un periodo

superior a 90 días.

5. COES.- Comité de Operación Económica del Sistema, creado por la Ley de

Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, responsable de la operación del

sistema y del mercado cuyo objetivo y funciones se establecen en el Art. 6° de la

Ley.

6. Cogeneración.- Proceso de producción combinada de energía eléctrica y

energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, en el

cual la energía eléctrica está destinada al consumo propio o de terceros. Para

efectos de la adquisición de gas natural y del uso de la Red Principal, la

cogeneración será considerada como generación de conformidad con la

definición de generador eléctrico que para tal efecto define la Ley N° 27133, Ley

de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural y su Reglamento.

7. Comercializador.- Persona Jurídica autorizada por el Ministerio para comprar y

vender electricidad a otros Agentes en cualquier lugar del territorio nacional, de

acuerdo a las condiciones y requisitos establecidos en el Reglamento. En caso

de desempeñar otra actividad como Agente en el sector, deberá mantener

contabilidad separada para cada actividad.



8. Costo Marginal de Corto Plazo.- Costo de abastecer una unidad adicional del

producto en cualquier barra del sistema de generación-transporte. Éste varía por

barra o nodo.

9. Demanda.- Demanda de capacidad y/o energía eléctrica.

10. Desbalance.- Diferencia entre la cantidad contratada y la cantidad producida o

entre la cantidad contratada y la cantidad consumida. El Desbalance puede ser

de potencia y/o de energía.

11. Distribuidores.- Titulares de una concesión de distribución.

12. Generadores.- Titulares de una concesión o autorización de generación. En la

generación se incluye la cogeneración y la generación distribuida.

13. Generación Distribuida.- Instalación de Generación con capacidad no mayor a

la señalada en el Reglamento, conectada directamente a las redes de un

concesionario de distribución eléctrica.

14. Instalaciones Complementarias de Transmisión.- Conjunto de instalaciones

que se construyen fuera del Plan de Transmisión.

15. Interconexión Regional.- Sistema de transmisión eléctrica destinada a

intercambios de electricidad entre Agentes de países vecinos.

16. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).- Decreto Ley N° 25844, promulgado el

06 de noviembre de 1992, y sus modificatorias.

17. Licitación.- Proceso de concurso público internacional, para el suministro de

electricidad en condiciones de competencia, supervisado u organizado por

OSINERG y que posibilitará la suscripción de contratos con las características

que se señalan en el numeral 8.4 de la presente Ley

18. Mercado de Corto Plazo.- Debe entenderse como tal al mercado donde se

transan los Desbalances de los contratos de potencia, energía y otros

necesarios para la operación del SEIN.

19. Ministerio.- Ministerio de Energía y Minas.

20. Peaje de Transmisión.- Es la diferencia entre la compensación que remunera la

parte de la Base Tarifaria asignada a los Usuarios y el Ingreso Tarifario. Se

calcula para cada instalación.

21. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, aprobado por el Ministerio, que

identifica, mediante un análisis centralizado, los requerimientos de inversión en

equipamiento de transmisión para un horizonte no mayor de 10 años. Este



estudio deberá producir un plan estratégico de transmisión que considere los

diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la

demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las

compensaciones.

22. Precios a Nivel Generación.- Tienen el significado que se señala en el acápite

9.1

23. Refuerzos.- Son las instalaciones realizadas por un concesionario sobre redes y

subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la

calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad

establecidos en las leyes aplicables, así como aquellas necesarias para permitir

el libre acceso a las redes y las interconexiones. No constituyen Refuerzos

aquellas instalaciones que se cargue contablemente como gasto de acuerdo a

las leyes aplicables o que superen el monto definido en el Reglamento.

24. Reglamento.- Reglamentos de la presente Ley, de la Ley de Concesiones

Eléctricas, de Licitaciones, y/o de Transmisión

25. SEIN.- Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

26. Sistema Planificado de Transmisión.- Conjunto de instalaciones que se

construyen como resultado del Plan de Transmisión.

27. Transmisor.- Titular de una concesión de transmisión eléctrica.

28. Usuarios.- Consumidores finales de electricidad localizados en el Perú.

29. Usuarios Libres.- Usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o

capacidad que consumen.

30. Usuarios Regulados.- Usuarios sujetos a regulación de precios por la energía o

capacidad que consumen.

ANEXOS

Anexo A: Documentos de la Comisión

Anexo B: Anteproyecto de Ley Publicado

Anexo C: Comentarios Recibidos a la Publicación del Anteproyecto de Ley

Anexo D: Análisis de los Comentarios Recibidos a la Publicación del Anteproyecto de Ley

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA

Informe Comisión Ley N° 28447

ANEXO A PROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL

DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA

Documentos de la Comisión


ANEXO A

Documentos de la Comisión Pág. A2 de A20

CONTENIDO

A1. DOCUMENTOS DE LA COMISIÓN................................................................................................ 3 A1.1. LEY N° 28447 ........................................................................................................................ 4 A1.2. RESOLUCIÓN MINISTERIAL N° 007-2005-MEM/DM ............................................................. 6 A1.3. ACTAS DE REUNIÓN................................................................................................................ 8 A1.4. LABORES EFECTUADAS POR LA COMISIÓN ........................................................................... 18

A1.4.1.- Relación de Actividades .................................................................................... 18 A1.4.2.- Reuniones de Difusión....................................................................................... 19

ANEXO A


A1. Documentos de la Comisión

En el presente Anexo se incorporan los Documentos de la Comisión relacionados con las normas legales que aprueban su creación y el nombramiento de sus integrantes, así como una relación de las labores efectuadas por la Comisión desde su creación hasta la elaboración de las versiones finales del Libro Blanco y del Proyecto de Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica.

ANEXO A


A1.1. Ley N° 28447

ANEXO A


ANEXO A


A1.2. Resolución Ministerial N° 007-2005-MEM/DM

ANEXO A


ANEXO A


A1.3. Actas de Reunión

ANEXO A


ANEXO A


A1.4. Labores Efectuadas por la Comisión

A1.4.1.- Relación de Actividades

La Comisión, integrada por representantes del Ministerio de Energía y Minas y del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, OSINERG, se constituyó el 14 de enero de 2005 y quedó presidida por el señor Viceministro de Energía.

El enfoque adoptado por la Comisión para el desempeño de su encargo fue la elaboración de un documento que se denominaría Libro Blanco y que contendría el diagnóstico de la situación, una propuesta de los cambios a realizar, y el correspondiente anteproyecto de ley. El objeto fue permitir que los interesados contaran con un informe de sustento de las medidas propuestas.

A fines de febrero del presente año se preparó una versión preliminar del Libro Blanco, en el cual se expusieron los conceptos iniciales de la Comisión con respecto a los cambios que se requerían efectuar en el marco normativo. No se incluyó en esta etapa la fórmula legal de las medidas propuestas. El objeto de este documento fue motivar la discusión, comentarios, críticas y recomendaciones, tanto de los interesados, como de los asesores contratados como apoyo a la Comisión.

Antes de la elaboración del anteproyecto de ley se efectuaron reuniones de coordinación con representantes de diversos sectores, entre ellos, Especialistas del área, la Defensoría del Pueblo, el Sector Electricidad de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, Medios de comunicación, Congreso de la República, Sociedad Nacional de Industrias, así como con las empresas concesionarias de Generación, Transmisión y Distribución.

Después de recibir los aportes, a través de las reuniones de intercambio de puntos de vista, se procedió a la elaboración de la fórmula legal del anteproyecto de ley. El 13 de junio se sostuvo una reunión informativa de los alcances del anteproyecto, con las Comisiones de Proinversión y de Energía y Minas del Congreso de la República, con asistencia, además, de los agentes del sector.

Con fecha 14 de junio, la Comisión aprobó el texto del anteproyecto de ley para su publicación en el Portal de Internet del Ministerio de Energía y Minas y de OSINERG, con el fin de recibir los comentarios y sugerencias del público en general, tal como fue dispuesto por la Ley N° 28447. El anteproyecto de ley fue publicado el 15 de junio de 2005 y simultáneamente se habilitó una cuenta de correo electrónico para recibir los comentarios u observaciones de los interesados. La publicación fue, además, anunciada mediante avisos publicados el 18 de junio en el diario oficial El Peruano y en otros diarios a nivel nacional.

Los comentarios recibidos al anteproyecto fueron analizados y discutidos por la Comisión. Dicho análisis se presenta en el Anexo D del presente documento. Como resultado de este proceso se dio oportunidad a todos los interesados a contribuir con su opinión y se incorporaron las sugerencias recibidas que permitieron perfeccionar la versión final del Proyecto de Ley, que la Comisión entrega al Congreso de la República, como parte del Libro Blanco.

ANEXO A


A1.4.2.- Reuniones de Difusión

De acuerdo con lo señalado en la Primera Disposición Final de la Ley N° 28447, la Comisión convocó a representantes de todos los sectores involucrados al Sector Público y Privado a fin de conocer sus opiniones y sugerencias. A continuación se presenta una relación de las reuniones efectuadas por la Comisión desde su creación hasta la aprobación del texto del anteproyecto de ley.

Fecha Evento Lugar Tema

Lunes 31/01/05

Reunión con especialistas nacionales Swissotel

Martes 01/02/05

Reunión con asesores del Congreso de la República

Auditorio OSINERG

Martes 01/02/05

Reunión con representantes de medios comunicación Swissotel

Jueves 03/02/05

Reunión con Defensoría del Pueblo y Asociaciones de Usuarios

Auditorio OSINERG

Jueves 03/02/05

Reunión con Congresistas de la República Swissotel

Lunes 07/02/05

Reunión con representantes de empresas eléctricas Hotel Meliá

Viernes 04/03/05

Reunión con representantes de la Sociedad Nacional de Industrias (SNI)

Swissotel

Avances en la elaboración de una propuesta de solución.

Exposición de objetivos, planteamiento y marco conceptual de la propuesta de solución

Viernes 11/03/05

Reunión con representantes de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE)

Ministerio de Energía y Minas

Modificaciones a la LCE: contratos, pass through, transmisión, reforma del COES, etc.

Miércoles 13/04/05

Reunión con Miembros de las Comisiones de Energía y Minas, Defensa del Consumidor y Proinversión del Congreso de la República

Swissotel Reforma del Sector Eléctrico de Brasil

Viernes 15/04/05

Reunión con representantes de las Empresas Eléctricas Estatales


Modificaciones a la LCE: contratos, licitaciones, acceso demanda al mercado spot, transmisión, reforma del COES, etc.

ANEXO A


Viernes 06/05/05

Reunión con representantes de las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica


Presentación del Proyecto de Ley

Lunes 16/05/05

Reunión con representantes de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE)


Presentación del Proyecto de Ley, incorporando sugerencias

Miércoles 18/05/05

Reunión con representantes de las empresas de generación eléctrica


Mecanismo de Licitación y garantías

Miércoles 18/05/05

Reunión con representantes de las empresas de transmisión eléctrica


Marco regulatorio referente a la transmisión

Miércoles 25/05/05

Reunión con representantes de las empresas de distribución eléctrica


Viernes 27/05/05

Reunión con representantes de las empresas de distribución eléctrica


Flexibilidad en los contratos, modalidad de las licitaciones, margen para el mercado spot

Martes 31/05/05

Reunión con representantes de las empresas de generación eléctrica

OSINERG-GART

Flexibilidad en los contratos y modalidad de las licitaciones

Miércoles 01/06/05

Reunión con asesores del Congreso de la República

OSINERG-GART

Explicación del Proyecto de Ley y resumen del planteamiento de los agentes

Lunes 13/06/05

Reunión con Miembros de las Comisiones de Energía y Proinversión del Congreso de la República

Congreso de la República

Alcances del Proyecto de Ley

En estas reuniones se trataron principalmente, de acuerdo con los avances de la Comisión, los objetivos, el planteamiento y el marco conceptual de la propuesta de solución sobre la base de un diagnóstico de la problemática existente, así como los planteamientos incorporados en el Anteproyecto de Ley.

Después de las exposiciones de los representantes de la Comisión, se tuvo siempre una participación activa de los asistentes. Los comentarios, sugerencias, observaciones, críticas y aportes a la propuesta de solución de la Comisión han sido tomados en cuenta en la elaboración del Proyecto de Ley que se presenta al Congreso de la República.




ANEXO B PROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL


Anteproyecto de Ley Publicado


ANEXO B

Anteproyecto de Ley Publicado Pág. B2 de B24

COMISIÓN MEM – OSINERG CREADA POR LEY N° 28447

Anteproyecto de Ley


Lima, 15 de junio de 2005

ANEXO B


ANTEPROYECTO DE LEY


EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

FUNDAMENTOS:

El proyecto de Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, que se presenta a consideración del Congreso de la República, responde a la preocupación del Estado peruano plasmada en la Primera Disposición Final de la Ley N° 28447, que dispuso la creación de una Comisión que elabore un proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica mediante la i) incorporación de mecanismos de mercado; ii) mecanismos de mitigación de riesgos a través de precios firmes; iii) desarrollo de nuevas inversiones de generación; iv) competencia por el mercado y v) criterios para el tratamiento de las conexiones internacionales.

En cumplimiento del encargo conferido, la referida Comisión ha elaborado el proyecto de Ley indicado, el cual se fundamenta en los conceptos, problemática y propuestas de solución que se resumen a continuación.

De la experiencia recogida en los últimos 13 años de aplicación de la legislación eléctrica en el Perú, el diagnóstico evidencia que existen problemas en la operación del mercado que deben corregirse a efectos de lograr un desarrollo eficiente de la generación eléctrica y el consecuente bienestar social, habiéndose identificado los siguientes problemas y debilidades que deben corregirse:

ANEXO B


• Un sistema con costos marginales excesivamente sensibles al comportamiento hidrológico y al incremento de la demanda, lo que ocasionalmente da lugar a grandes discrepancias entre los precios regulados y el precio del mercado spot;

• La falta de un parámetro o elemento de medición eficaz que permita reconocer o establecer oportunamente el nivel de reserva o de seguridad del abastecimiento con que cuenta el sistema;

• La posibilidad de un alto grado de discrecionalidad del ente regulador en la determinación de los precios de generación;

• La asimetría de la Ley de Concesiones Eléctricas que obliga a los distribuidores a tener contratos para cubrir la demanda de su concesión por los dos años siguientes como mínimo, pero sin una obligación equivalente para los generadores;

• La falta de oportunidad de la demanda para modificar su consumo en respuesta a las señales de escasez o abundancia contenida en los precios. Para lo cual se requiere además el acceso de los distribuidores y clientes libres al mercado spot para poder liquidar sus compromisos de compra de potencia y energía; y,

• La falta, en la Ley de Concesiones Eléctricas, de disposiciones que protejan al sistema de la insuficiencia de generación para abastecer la demanda con seguridad. Y sobre todo, la forma de identificar cuando se está ante una posibilidad real de insuficiencia de generación y no únicamente ante una respuesta natural del sistema, enviando señales de escasez, para orientar a la demanda a un comportamiento más eficiente en función de los recursos disponibles.

La propuesta de solución a los problemas identificados se refleja en el presente proyecto de Ley, incorporándose en él medidas concretas complementarias entre sí y debidamente estructuradas, de modo tal que resultan esenciales para asegurar la suficiencia de generación de manera eficiente, siendo dichas medidas las siguientes:

• Corregir las deficiencias detectadas en el Marco regulatorio que permitan el desarrollo de la oferta y el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía eléctrica mediante mecanismos de libre competencia que aseguren la suficiencia de generación en el sistema, perfeccionando las reglas del mercado spot, previendo los requerimientos de transmisión y perfeccionando la asignación de sus costos con criterios de estabilidad. Para este fin se prevé medidas que limiten el desabastecimiento futuro de energía, activando mecanismos correctivos con oportunidad;

• Eliminar barreras de entrada y salida del mercado, a fin de alcanzar un mercado competitivo;

• Proveer a la demanda la oportunidad para responder a las señales de precios que incentiven el uso racional y económico de la energía y que la oferta responda a precios que incentiven las decisiones correctas de inversión. Ni la oferta ni la demanda deben tener restricciones de acceso a las facilidades que permitan mejorar la competencia en todo el territorio nacional;

• Se debe reducir, en cuanto sea necesario, la intervención del ente regulador en la fijación de precios, enfatizando más su función como supervisor del funcionamiento eficiente y seguro del mercado, y propiciando que los precios sean fijados por las señales del mercado, y en caso que se requiera la intervención del ente regulador

ANEXO B


para establecer determinados requisitos o lineamientos, éstos deben ser previsibles y sustentados objetivamente;

• Certificar la capacidad de generación de las plantas con energía y potencia (capacidad) firme. Los certificados de capacidad y energía firmes de las plantas servirán para medir si la demanda a cubrir tiene suficiente garantía de abastecimiento. Se exigirá que todo contrato de abastecimiento al mercado sea efectuado con energía y potencia certificadas. De esta manera se tendrá la seguridad de que la demanda ha contratado con energía y capacidad suficientemente confiables;

• Poner en orden la situación de los contratos de abastecimiento de energía entre generadores y distribuidores, a fin de poder evaluar objetiva y permanentemente la disponibilidad de energía suficiente para el abastecimiento normal del sistema a precios razonables;

• Facilitar la instalación de las nuevas plantas de generación que el sistema requiera cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y oportuno de la demanda;

• Incorporar procesos de licitación a precios firmes, cuando se determine que existe en el mediano plazo demanda no cubierta por contratos de suministro. Los contratos de suministro de mediano o largo plazo, que se suscriban al precio fijo resultante de la licitación, disminuirán los niveles de riesgo y harán más factibles las nuevas inversiones, facilitando a los nuevos inversionistas el financiamiento de sus proyectos de inversión y por ende, ampliando el mercado de oferta y la competencia;

• Establecer un Operador Independiente (OI) como institución indispensable para implementar las medidas de mejora de la competencia en, y por el, mercado. El OI se encargará de la operación del sistema, y del mercado de corto plazo, así como de conducir los estudios de Planificación de la Transmisión, según las directivas previamente aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas. El COES reestructurado será la base de dicha institución;

Con las medidas propuestas, la presente ley espera alcanzar los siguientes objetivos:

• Mantener los principios económicos que sirven de base al Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas para la determinación de los precios en generación, por cuanto se estima que ellos representan la forma más eficiente de desarrollar la generación eléctrica y favorecer el bienestar social;

• Corregir, en la Ley de Concesiones Eléctricas, las deficiencias que se identificaron como barreras para el desarrollo de la competencia en el sector de generación, e incorporar las medidas necesarias para fomentar dicha competencia;

• Reducir, en tanto sea posible, la intervención administrativa del Regulador para la determinación de los precios de generación, prefiriendo soluciones de mercado cuando éstas puedan darse;

• Asegurar la suficiencia de generación que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía, con un mínimo de intervención.

ANEXO B


EFECTOS DE LA VIGENCIA DE LA LEY SOBRE LA LEGISLACIÓN NACIONAL

El proyecto de Ley, materia de la presente Exposición de Motivos complementa el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, perfeccionando sus reglas y modificando o dejando sin efecto aquellas que se le oponen, así como las demás disposiciones complementarias, reglamentarias y conexas a la referida ley.


La presente Ley no irrogará gastos al Estado y permitirá el desarrollo eficiente de la generación eléctrica con el consiguiente bienestar social, asegurando el abastecimiento oportuno de la generación eléctrica y propiciando la competencia mediante mecanismos de incentivos para atraer a nuevos inversionistas y nuevas inversiones, lo cual traerá como consecuencia lograr tarifas más convenientes para la sociedad. Asimismo, el proyecto de ley permitirá el desarrollo de la transmisión eléctrica para facilitar la participación de proyectos de generación hidroeléctrica en el abastecimiento de la demanda, incrementándose así la seguridad en sistema eléctrico. Asimismo el proyecto reduce los problemas de asimetría de información regulando la transparencia de la misma para facilitar la respuesta de la demanda a los precios y lograr un abastecimiento racional que deriva en precios justos de la electricidad.

ANEXO B



Artículo 1.- Definiciones

1.1 Todas las expresiones de la presente ley que contengan palabras en cursiva, ya sea en plural o singular, y que empiezan con mayúscula, tienen los significados que se indican en el glosario de definiciones en el Anexo de esta Ley.


2.1 Es de interés público y responsabilidad del Estado garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad.


3.1 La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de:

a) asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía;

b) reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado;

c) adoptar las medidas necesarias para asegurar la efectiva competencia.

3.2 Con este propósito se establecen los principios a los que debe sujetarse el desarrollo de los diversos aspectos que por estar íntimamente relacionados forman un conjunto interdependiente que comprende los siguientes temas:

a) Reglas de contratación entre Generadores y Distribuidores o Usuarios Libres;


c) La institucionalidad y nuevas funciones del Comité de Operación Económica del Sistema (COES);

d) El marco regulatorio de la transmisión;

e) Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica;


ANEXO B


Artículo 4.- De los Contratos

4.1 Los contratos de los Generadores con Distribuidores y Usuarios Libres se sujetarán a los siguientes requerimientos básicos:

a) Todo contrato deberá contar con garantía física de abastecimiento, acreditada con Certificados de Capacidad y Energía;

b) Ningún generador podrá contratar más Capacidad y energía que las certificadas, sean éstas propias o contratadas con terceros;

Los Certificados de Capacidad y Energía se otorgan sobre la base de la metodología aprobada por el Ministerio;

c) Los contratos de suministro de electricidad, destinada tanto a los Usuarios Libres como a los Usuarios Regulados, deberán especificar en forma separada para cada uno de los mercados, los compromisos de capacidad y de energía, así como los plazos comprometidos. En dichos contratos la energía podrá contratarse en bloques o asociada a la potencia contratada. En cualquier caso, deberán señalarse los límites de variación para la asignación de la responsabilidad del Generador en la garantía del suministro;

d) Los Distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de su demanda anual y para fines de control ex – post, se aceptará un margen de tolerancia anual para la potencia y energía no contratadas. El margen máximo de tolerancia anual, respecto del total de la demanda, de los Usuarios Regulados será de 5%. El Reglamento establecerá el procedimiento para determinar los márgenes de tolerancia anual y mensual, así como los criterios para su revisión;

e) OSINERG definirá las condiciones mínimas de los contratos de suministro de electricidad para atender la demanda de los Usuarios Regulados.

4.2 Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen la obligación de informar a OSINERG su demanda de electricidad proyectada que no se encuentre contratada, al menos de los tres años siguientes, según lo especificado en el Reglamento.

4.3 OSINERG sobre la base de la información proporcionada por los Distribuidores y Usuarios Libres, podrá iniciar el proceso de Licitación para garantizar el abastecimiento de dicha demanda, de acuerdo con lo establecido en el artículo 8° de la presente ley.


5.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores, Distribuidores, Usuarios Libres y todos aquellos Agentes que cumplan con las condiciones establecidas en el Reglamento.

5.2 Las operaciones en el Mercado de Corto Plazo se efectúan a los Costos Marginales de Corto Plazo.

5.3 Los Agentes deberán constituir fideicomisos u otras garantías de realización inmediata como respaldo de los retiros de capacidad y energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo.

ANEXO B


5.4 El Reglamento establecerá las directivas para:

a) el funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo;

b) las reglas para la liquidación de las operaciones de transferencia realizadas en el Mercado de Corto Plazo;

c) las condiciones y requisitos a que se encontrará sujeta la participación de los Agentes en las operaciones del Mercado de Corto Plazo;

d) los términos y condiciones para la constitución de garantías y las penalidades por su incumplimiento.

Artículo 6.- La operación del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo

6.1 El COES es una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho Público. Está sujeta al régimen de la actividad privada. Está conformado por un Directorio, un Comité Consultivo y la Dirección Ejecutiva.


6.3 El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso público de méritos por una Comisión de cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los Transmisores, uno de los Distribuidores, uno de los Usuarios Libres y uno de OSINERG.

6.4 Los miembros del Directorio serán personas con un mínimo de 10 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico.

Con excepción de la actividad docente, mientras ejerzan el cargo no podrán desempeñar actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad, ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas. Una vez que cesen en el ejercicio del cargo, por el lapso de un año, estarán sujetos a las mismas restricciones, con excepción de las actividades en la Administración Pública.

Los miembros del Directorio recibirán una retribución ordinaria mensual concordante con la naturaleza de su función y dedicación. Dicha remuneración se mantendrá durante el año posterior a su cese, salvo remoción por falta grave, periodo durante el cual estará obligado a realizar actividades académicas en universidades públicas del país.

6.5 La designación de los miembros del Directorio será por un periodo de cinco años, pudiendo renovarse su mandato únicamente por un periodo adicional. El Directorio elige a su Presidente entre sus integrantes.

6.6 Los miembros del Directorio, sólo podrán ser removidos en caso de falta grave debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG.

6.7 En el ejercicio de sus funciones el Directorio deberá:

ANEXO B


a) garantizar a los interesados el acceso a la información sobre la operación del sistema y del mercado;

b) garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo;

c) adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia en el mercado eléctrico;

d) publicitar sus acuerdos y decisiones que sean de interés público conforme a lo señalado en el Reglamento.

6.8 El Directorio del COES deberá informar con la periodicidad que se establezca el Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado. Dicha información deberá ser publicada, asimismo, en la página Web del COES.

6.9 El Comité Consultivo estará conformado por dos representantes de cada grupo de los siguientes Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y Usuarios Libres. Sus funciones serán las de absolver las consultas que le formule el Directorio, así como proponer al Directorio mejoras a las normas y procedimientos en materia de transmisión, operación del sistema y del mercado.

6.10 La Dirección Ejecutiva es el órgano ejecutivo del COES, estará constituida por la Dirección de Operaciones del Sistema / Mercado y la Dirección de Planificación de Transmisión, cuyas funciones serán desarrolladas en el Reglamento.

6.11 El Director Ejecutivo será seleccionado mediante Concurso de Méritos convocado por el Directorio. Sólo podrá ser removido por acuerdo con mayoría reforzada del 80% del total de miembros del Directorio, en caso de falta grave debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG.

6.12 El Presupuesto del COES será cubierto por los Agentes con aportes proporcionales a sus ingresos, obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión para el caso de los Transmisores, y del Valor Agregado de Distribución para el caso de los Distribuidores. Los Usuarios Libres y otros Agentes deberán aportar en función de las transacciones que realicen en el Mercado de Corto Plazo. El Presupuesto no podrá ser superior al 0.5% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio. El Reglamento establecerá los procedimientos y sistemas de control que garanticen el equilibrio presupuestal y la eficiencia del gasto.

6.13 Complementariamente a las funciones previstas en la Ley de Concesiones Eléctricas, el COES:

a) elabora la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio, de conformidad con lo establecido en el Reglamento, previa verificación de parte de OSINERG del cumplimiento de los criterios y metodología aprobados;

b) propone al OSINERG, para su aprobación, las normas y procedimientos en materia de operación y administración del Mercado de Corto Plazo;

ANEXO B


c) promueve el desarrollo de mejoras tecnológicas que incrementen la transparencia en la operación del SEIN y garantiza el acceso oportuno y adecuado de los interesados a la información sobre la operación y la planificación del sistema;

d) otorga los Certificados de Capacidad y Energía;

e) determinará y valorizará la forma más económica para la provisión de los servicios complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN y asignará responsabilidades para la remuneración de dichos servicios. Entre los servicios complementarios a suministrar se deberá considerar como mínimo: la reserva rotante, la regulación de frecuencia y la regulación de tensión o compensación reactiva.

Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión

7.1 El desarrollo del sistema de transmisión se realizará conforme al Plan de Transmisión, el cual se actualizará cada dos años. El Ministerio aprobará el Plan de Transmisión y los procedimientos para su determinación, conforme lo defina el Reglamento. El Plan de Transmisión tendrá carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia.

7.2 Las instalaciones nuevas que no formen parte del Plan de Transmisión estarán sujetas a lo dispuesto por el Artículo 62° de la LCE y a lo que establezca el Reglamento.

7.3 Para las instalaciones incorporadas en el Plan de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) El plazo máximo de concesión tendrá una duración de 20 años más el periodo pre-operativo;

b) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios. En caso de instalaciones de Refuerzo y ampliaciones, el Ministerio podrá autorizar su ejecución directamente a las empresas concesionarias correspondientes;

c) Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos sin costo alguno al Estado. Dos años previos al vencimiento de la concesión, el COES evaluará, dentro del Plan de Transmisión, la utilidad de la instalación de transmisión;

d) En caso resulte conveniente continuar con su utilización, según lo señalado en el inciso precedente, el Ministerio procederá a licitar nuevamente la concesión sobre la base de una remuneración garantizada que cubra los costos de explotación. En este caso no se considerará un pago inicial al Estado por parte del nuevo concesionario.

7.4 La determinación de los cargos por transmisión tendrá como objetivo:

a) La remuneración de inversiones y Refuerzos económicamente eficientes;

b) Lograr estabilidad tanto en el pago de los Generadores así como en los ingresos de los inversionistas en transmisión;

ANEXO B


c) Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios de los sistemas de transmisión.

7.5 La Base Tarifaria a ser establecida por OSINERG incluirá pagos constantes para:

a) La remuneración de la inversión, calculada para un periodo de recuperación de hasta 20 años y una tasa de actualización que será como máximo la definida en el Artículo 79° de la LCE;

b) Los costos eficientes de operación y mantenimiento; y

c) La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado vía la tarifa.

7.6 El componente de inversión de la Base Tarifaria, para el periodo de recuperación, será igual a:

a) Para el caso de nuevas instalaciones, el valor que resulte del proceso de licitación pública;

b) Para el caso de las instalaciones señaladas en 7.3 que formando parte del Plan de Transmisión se vuelvan a entregar en concesión, el valor que resulte del proceso de licitación pública;

c) Para el caso de Refuerzos de transmisión que formen parte del Plan de Transmisión, el costo eficiente establecido por OSINERG.

7.7 La asignación de compensaciones por las nuevas inversiones de transmisión, consideradas dentro del Plan de Transmisión se realizará en proporción al beneficio económico que las instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores. El beneficio económico será determinado según el procedimiento establecido en el Reglamento. La asignación de beneficiarios sólo podrá ser revisada a solicitud del COES, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento.

A la compensación asignada a los Usuarios se le descontará el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado será prorrateado entre ellos según el procedimiento que apruebe OSINERG. Esté último costo, será transformado en Peaje dividiendo dicho costo entre la demanda de los Usuarios y será agregado a los Precios en Barra que correspondan.

La compensación asignada a los Generadores será prorrateada entre ellos sobre la base del uso de las instalaciones.


8.1 El proceso de Licitación, a que se refiere el artículo 4°, será llevado a cabo con la anticipación necesaria con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado. Para este fin, se agruparán las demandas no cubiertas por contratos de los Distribuidores que deseen participar en la Licitación y que demuestren que no les ha sido posible obtener ofertas de algún generador.

8.2 Los Usuarios Libres tienen la opción de solicitar su inclusión en el proceso de Licitación conforme a lo establecido en el Reglamento.

ANEXO B


8.3 Cada año, los Distribuidores y Usuarios Libres, con demanda no cubierta con contratos, conformarán un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité decida no ejercer tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG.

8.4 El Reglamento establecerá las obligaciones de quienes participen en los procesos de Licitación, incluyendo los requisitos, fideicomisos u otras garantías que deberán otorgar las partes, así como su obligación de suscribir los contratos de abastecimiento resultantes de los procesos de Licitación.

8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación y supervisar la ejecución del mismo cuidando de evitar la concentración en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes.

Para efectos de cada Licitación OSINERG establecerá un precio máximo para la adjudicación de los Contratos respectivos. Dicho precio se mantendrá en reserva durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en caso ésta sea declarada desierta.

8.6 Los contratos que se celebren como consecuencia de un proceso de Licitación podrán fijar plazos de suministro de hasta 15 años. Asimismo deberán contener las correspondientes fórmulas de reajuste para los factores en los costos que no sean del control del adjudicatario.

Artículo 9°.- La formación de los precios a nivel generación para el Usuario Regulado

9.1 El Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados se formará a partir de:

a) Precios contratados bilateralmente, teniendo como límite superior los Precios en Barra a que se refiere el Artículo 47° de la LCE: El precio a transferir será igual al promedio ponderado del precio del contrato bilateral y el Precio en Barra.

b) Precios de procesos de Licitación: Serán transferidos en su totalidad en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento.

c) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a las siguientes reglas:

(i) Se utilizará como Precio Regulado el promedio ponderado de a) y b), y como Precio del Sistema el promedio ponderado de los costos marginales del sistema;

(ii) Las transacciones de compra o venta que se destinen al mercado regulado y que se efectúen dentro del margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al Precio del Sistema menos una fracción de la diferencia entre el Precio del Sistema y el Precio Regulado. El valor de la fracción será elegido anualmente por el Distribuidor de acuerdo a lo establecido en el Reglamento, y por defecto será igual a cero;

(iii) Las transacciones de compra o venta que se destinen al mercado regulado y que se efectúen en exceso al margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al precio más favorable

ANEXO B


para los usuarios que resulte de comparar el Precio del Sistema con el Precio Regulado;

(iv) Las liquidaciones mensuales de las diferencias se efectuarán en el mes subsiguiente.

9.2 Para efectos de la determinación de los Precios a Nivel de Generación, los precios usados en los incisos a) y b), del numeral anterior, no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.

9.3 El margen de tolerancia mensual podrá variar dentro de un rango con límite inferior y superior igual a 1 y 3 veces el margen de tolerancia anual, respectivamente.

9.4 El Reglamento establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios Regulados, a fin de que el Precio Regulado sea único en el SEIN excepto por el efecto de los sistemas de transmisión.


10.1 La comercialización de electricidad entre países vecinos y el Perú se regirá por los principios establecidos en los acuerdos multilaterales o bilaterales correspondientes; así como en el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.

ANEXO B



PRIMERA.- Nueva opción para Usuarios Libres

Los Usuarios con una máxima demanda anual comprendida dentro del rango que se establezca en el Reglamento podrán acogerse, a su elección, a la condición de Usuario Libre o Usuario Regulado. El cambio de condición requerirá de un preaviso de 3 años, salvo aceptación de un plazo menor por parte del Distribuidor.

SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio de Barra

Los Precios en Barra que fija OSINERG, no podrán diferir, en más de 10%, de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el artículo 8°.

TERCERA.- Precisiones para los Suministros de Electricidad y de Gas Natural

Para los contratos de compra-venta o suministro de electricidad o de gas natural, es aplicable lo dispuesto por el inciso b) del Artículo 5 del Decreto Legislativo 701, o el que lo sustituya, de modo que quien ostenta una posición de dominio en el mercado relevante no podrá aplicar condiciones comerciales desiguales para prestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros.

Sin perjuicio de la existencia de otras circunstancias que podrían justificar el establecimiento de condiciones comerciales diferenciadas, no se considera incurso dentro de dicha prohibición el establecimiento de precios o condiciones de comercialización diferenciados que respondan a divergencias existentes en los costos involucrados en las operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el tiempo de duración de los contratos, la forma de pago, las condiciones de los suministros, u otras, que se otorguen de manera general en todos los casos en que se presenten iguales condiciones.

CUARTA.- Promoción de Proyectos hidroeléctricos

El Ministerio, dentro de su rol promotor de nuevas inversiones, deberá implementar la evaluación del potencial nacional de proyectos hidroeléctricos y de fuentes no convencionales de energía, y eventualmente poner a disposición de los futuros inversionistas una cartera de proyectos de inversión con perfiles desarrollados.

QUINTA.- Política y Criterios para la elaboración del Plan de Transmisión

La política para el desarrollo eficiente de la transmisión es definida por el Ministerio. OSINERG aprobará los criterios y metodología de planificación para la elaboración del Plan de Transmisión que incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear.

SEXTA.- Armonización del marco legal de transmisión

La calificación de las instalaciones señalada en el Artículo 58° de la LCE, vigente a la

ANEXO B


promulgación de la presente Ley, no será materia de revisión, ni aplicada para las nuevas instalaciones.

La compensación asignada a los Usuarios y el Peaje, establecidos en el Numeral 7.7, de la presente Ley se sumarán a los conceptos del Costo de Transmisión y Peaje por Conexión a que se refieren los Artículos 59° y 60° de la LCE.

Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Decreto Supremo N° 059-96- PCM, (Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos) y de la Ley 27133, otorgadas antes de la entrada en vigencia de la presente ley, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión.

SÉTIMA.- Penalidades por incumplimiento de obligaciones

Constituye infracción sancionable con multa el incumplimiento de la obligación establecida en el numeral 4.1, incisos b) y d). La multa aplicable será:

a) Para el caso del numeral 4.1, inciso b):

0.5 x TG x EX


(0.05 + 0.95 F) x TG x EX

Siendo:

TG : Costo unitario de una turbina de gas nueva de ciclo abierto, operando en Lima con gas natural, expresado en nuevos soles por kW-h. Se asume la recuperación del costo fijo en 6000 horas de operación. El costo unitario será fijado anualmente por OSINERG.

EX : Energía contratada en exceso de los certificados de energía firme para el caso de los generadores, expresada en kWh; o,

Energía tomada por la demanda en exceso del margen de tolerancia anual en el Mercado de Corto Plazo, expresada en kWh.

F : fracción empleada en el numeral 9.1, inciso c), acápite ii).

OCTAVA.- Adecuación de Potencia y Energías Firmes

El Ministerio revisará los procedimientos para determinar la Capacidad (potencia) y energía firmes definidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y los adecuará a los procedimientos de Certificados de Capacidad y Energía.

NOVENA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico

Las empresas con participación accionaria del Estado, titulares de concesiones o autorizaciones de generación o de distribución, en sus operaciones de compra-venta de

ANEXO B


electricidad se adecuarán a las condiciones establecidas en la presente Ley y su Reglamento. En los casos que resulten aplicables, dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado.

DECIMA.- Medidas para la promoción de la Generación Distribuida y Cogeneración eficiente

Las unidades de Generación Distribuida y Cogeneración, interconectadas al SEIN y calificadas como sujetas a promoción conforme al Reglamento, tendrán como garantías:

a) la venta de sus excedentes no contratados de energía al Mercado de Corto Plazo, asignados preferentemente al Generador de mayor Desbalance (de compra) en dicho mercado;

b) el uso de las redes de distribución pagando únicamente el costo incremental incurrido;

c) despacho forzoso en caso de disponibilidad declarada por el titular, hasta el límite de potencia señalada en el Reglamento, con el valor de su energía fijada por el sistema.

UNDÉCIMA.- Adecuación del COES

Las disposiciones de la presente Ley referidas a la modificación de la composición y estructura del COES no implican una alteración al régimen jurídico aplicable en materia laboral, tributaria, financiera y de contrataciones por las que actualmente se rige.

DUODÉCIMA.- Propuesta de Tarifas en Barra

La propuesta de Tarifas en Barra, según lo dispuesto en el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, será presentada por el COES y por otros Agentes según lo establezca el Reglamento.

DÉCIMA TERCERA.- Expedición de Reglamentos

El Poder Ejecutivo expedirá el Reglamento de la presente Ley, dentro de los ciento ochenta (180) días calendarios siguientes a la fecha de su promulgación.

DÉCIMA CUARTA.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844

Modifíquense los artículos 39, 41, literales d) y g), 42, 43, literal a), 45, 47, literales g), h) e i), 48, 49, 51, 52, 55, 61, 62, 63, 69 y 101, literal c), de la Ley de Concesiones Eléctricas, y añádase el literal h) al artículo 41 de la referida ley, debiendo los artículos citados quedar redactados de la siguiente manera:

“Artículo 39.- El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene como funciones coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo, garantizar la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, además de otras que le asigne la ley.

ANEXO B


Para tal efecto, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión se sujetarán a las disposiciones de este Comité.”

“Artículo 41.- Las funciones básicas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) son:

(…)

d) Calcular la capacidad y la energía firmes de cada una de las unidades generadoras y emitir los Certificados de Capacidad y Energía correspondientes, de acuerdo con la metodología que apruebe OSINERG;

(…)

g) Administrar el Mercado de Corto Plazo.

h) Otras que señale expresamente el Reglamento.”

“Artículo 42.- Los Precios en Barra reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.”

“Artículo 43.- Estarán sujetos a regulación de precios:

a) La liquidación de los Desbalances que se registren en la ejecución de los contratos de suministro mediante operaciones de compra y venta de electricidad en el Mercado de Corto Plazo, de acuerdo con el mecanismo establecido en la Ley.

Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador;

(….)”

“Artículo 45.- Las ventas de electricidad de un Generador a un Distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan como máximo a Tarifas en Barra a que se refiere el artículo 47 o, de ser el caso, a precios resultantes de los procesos de Licitación supervisados u organizados por el OSINERG.

El Distribuidor tiene la opción de liquidar sus Desbalances en el Mercado de Corto Plazo o mediante acuerdo de partes con un Generador. En este último caso, el Generador asume el resultado económico de dichos Desbalances.”

“Artículo. 47º.- Para determinar las Tarifas en Barra, los entes autorizados en el Reglamento efectuarán los cálculos correspondientes en la siguiente forma:

(….)

g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de potencia y energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48°. Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos.

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor nodal de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de la presente Ley; y,.

ANEXO B


i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.”

“Artículo. 48º.- Los factores nodales de potencia y de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión.”

“Artículo. 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Peaje de dicho sistema.”

“Artículo. 51º.- Antes del 15 de enero de cada año, OSINERG recibirá, de los entes autorizados en el Reglamento, los estudios técnico-económicos de propuestas de tarifas que expliciten y justifiquen:

(.…)”

“Artículo. 52º.- OSINERG comunicará a los entes, a que se refiere el artículo anterior, sus observaciones debidamente fundamentadas.

El ente responsable deberá absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.

(….)”

“Artículo. 55º.- El COES deberá entregar obligatoriamente a OSINERG y a los entes que hacen la propuesta de tarifas, la información técnica del sistema que se requiera; asimismo, OSINERG deberá hacer públicos los modelos matemáticos, programas fuente y otros elementos requeridos para el proceso de fijación de precios”.

“Artículo 61º.- OSINERG fijará anualmente los peajes y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual, las cuales serán publicados en el Diario Oficial "El Peruano", entrando en vigencia el 1° de mayo de cada año.”

“Artículo. 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del sistema de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por OSINERG.

Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del sistema de transmisión y/o del sistema de distribución serán resueltas por OSINERG.

Las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores.

Las instalaciones necesarias para transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas integralmente por la demanda correspondiente.

Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por el OSINERG conforme se señala en el Reglamento”.

“Artículo 63.- Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden:


b) Los Peajes del sistema de transmisión; y

ANEXO B



“Artículo 69.- Con los Valores Agregados de Distribución, obtenidos según los artículos precedentes, y los componentes a) y b) señalados en el artículo 63°, OSINERG estructurará un conjunto de precios para cada concesión.”

“Artículo 101°.- Es materia de fiscalización por parte del OSINERG:

(….)

c) El cumplimiento de las funciones asignadas por Ley al COES

(….)”

DÉCIMA QUINTA.- Derogatorias

A partir de la vigencia de la presente Ley, quedarán sin efecto aquellas disposiciones del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, así como normas modificatorias y complementarias que se opongan a lo dispuesto en la presente Ley.

ANEXO B


Disposiciones Transitorias

PRIMERA. – Adecuación de Contratos

Los contratos de los Generadores con Distribuidores o con Usuarios Libres firmados con anterioridad a la presente Ley continuarán vigentes hasta su culminación. Para efectos de verificar la suficiencia de oferta certificada y la que esté implícitamente comprometida en los contratos existentes, el Generador informará a OSINERG sus compromisos, de acuerdo a lo que señale el Reglamento.

Los Generadores que a la entrada en vigencia de la presente Ley tengan contratada más energía que la energía certificada que les corresponde, deberán adecuarse en un plazo no mayor a dos años, sin aplicación de la penalidad señalada en la Sétima Disposición Complementaria y Final.

La opción señalada en la Primera Disposición Complementaria no se aplicará a los Usuarios Libres, existentes a la entrada en vigencia de la presente Ley, hasta el vencimiento de sus contratos, salvo acuerdo de partes.

SEGUNDA. – Adecuación del COES

El COES deberá adecuar su estructura a lo establecido en la Ley dentro de los ciento veinte días (120) siguientes a la fecha de publicación de la presente Ley.

La designación de los miembros del primer Directorio del COES será por un periodo de 1 año para uno de los Directores, de 2 años para el segundo Director, de 3 años para el tercer Director, de 4 años para el cuarto Director y de 5 años para el quinto Director. Las designaciones posteriores tendrán periodos de 5 años.

Mientras se adecua el COES a lo señalado en la presente Ley, el Plan de Transmisión podrá ser efectuado por OSINERG.

TERCERA. – Adecuación de la Referencia del Precio de Barra

Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Artículo 8° sea inferior al 20% de la demanda de energía del mercado regulado del SEIN, la comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el Artículo 53° de la Ley de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el Artículo 8° y los precios de los contratos con los Usuarios Libres.

El OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones a que se refiere el Artículo 8°.

CUARTA. – Remuneración de Servicios Complementarios

Los mecanismos vigentes de remuneración de los servicios complementarios seguirán aplicándose sin alteración, hasta la aprobación del Reglamento de la presente Ley.

ANEXO B


QUINTA. – Pago a la Transmisión Existente

Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha. Esta proporción se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado.. En el caso de la generación, será asignada sobre la base de una medida del uso que se haga de ellas y, en el caso de la demanda, se mantendrá el criterio de asignación vigente previa a la fecha de aprobación de la presente ley. El Reglamento establecerá el procedimiento a seguir.

SEXTA. – Licitaciones durante el periodo de transición

Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente ley, el OSINERG podrá autorizar Licitaciones para cubrir la demanda no contratada de la electricidad destinada al suministro de los Usuarios Regulados en dicho periodo. En este caso, la vigencia de los contratos no será mayor a cuatro (4) años, sin opción de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en el numeral 8.5 de la presente Ley.

Estas Licitaciones podrán ser efectuadas por los Distribuidores en forma independiente, teniendo presente que el precio de la electricidad, producto de las mejores ofertas, no podrá ser superior al Precio de Barra al momento de la Licitación.

ANEXO B


ANEXO Definiciones

1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores, Distribuidores, Usuarios Libres, importadores y exportadores de electricidad y Comercializadores.

2. Base Tarifaria.- Monto anual a reconocer por las nuevas instalaciones de transmisión que se utilizará para el cálculo de las tarifas y compensaciones de transmisión.

3. Capacidad.- Para efectos de la presente Ley, se considerará como sinónimo de Potencia.

4. Certificados.- Se refiere indistintamente a los certificados de capacidad o de energía, determinados a partir de la Potencia Firme y Energía Firme respectivamente, según el procedimiento que establezca el Reglamento. En el caso de la energía firme, la hidrología seca será determinada con una probabilidad de excedencia no menor al 95%.

El certificado poseerá una validez de 10 años desde su fecha de emisión hasta su eventual renovación, y podrá ser revisado a solicitud del interesado o cuando se produzcan circunstancias que en opinión del COES ameriten su revisión. Un certificado perderá validez si la unidad es retirada del servicio por un periodo superior a 90 días.

5. COES.- Comité de Operación Económica del Sistema, creado por la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, responsable de la operación del sistema y del mercado cuyo objetivo y funciones se establecen en el Art. 4° de la Ley.

6. Cogeneración.- Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales. Para efectos de la adquisición del gas natural, la cogeneración será considerada como generación.

7. Comercializador.- Persona Jurídica autorizada por el Ministerio para comprar y vender electricidad a otros Agentes en cualquier lugar del territorio nacional, de acuerdo a las condiciones y requisitos establecidos en el Reglamento. En caso de desempeñar otra actividad en el sector como Agente, deberá mantener contabilidad separada para cada actividad.

8. Costo Marginal de Corto Plazo.- Costo de abastecer una unidad adicional del producto en cualquier barra del sistema de generación-transporte. Este costo marginal varía por barra.


10. Desbalance.- Diferencia entre la cantidad contratada y la cantidad producida o entre la cantidad contratada y la cantidad consumida. El Desbalance puede ser de potencia y/o de energía.


12. Generadores.- Titulares de una concesión o autorización de generación. En la generación se incluye la cogeneración y la generación distribuida.

ANEXO B


13. Generación Distribuida.- Instalaciones de Generación con capacidad no mayor a 10 MW, conectadas directamente a las redes de un concesionario de distribución eléctrica, cuya inyección de electricidad se consume por los usuarios conectados a las instalaciones de dicho distribuidor.

14. Interconexión Regional.- Sistema de transmisión eléctrica destinada a intercambios de electricidad entre países vecinos.

15. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).- Decreto Ley N° 25844, promulgado el 06 de noviembre de 1992, y sus modificatorias.

16. Licitación.- Proceso de concurso público internacional para el suministro de electricidad en condiciones de competencia supervisados u organizados por el OSINERG.

17. Mercado de Corto Plazo.- Debe entenderse como tal al mercado en tiempo real donde se transan los Desbalances de los contratos de potencia, energía y otros necesarios para la operación del SEIN.


19. Peaje.- Parte de la compensación de los sistemas de transmisión que será asignada a los Usuarios.

20. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, que identifica, bajo un análisis centralizado, los requerimientos de inversión en equipamiento de transmisión para un horizonte no mayor de 10 años. Dicho estudio deberá producir un plan estratégico de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones. El Plan de Transmisión contendrá instalaciones nuevas e instalaciones de refuerzo que no incluyan aquellas señaladas en el Artículo 62° de la LCE.

21. Refuerzos.- Son las inversiones realizadas por un concesionario sobre redes y subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad establecidos en las leyes aplicables. No constituyen Refuerzos aquellos egresos que sean considerados como gasto de acuerdo a las leyes aplicables o aquellas inversiones que superen el monto definido en el Reglamento.

22. Reglamento.- Reglamentos de la presente Ley, de la Ley de Concesiones Eléctricas, de Licitaciones, y/o de Transmisión



25. Usuarios.- Consumidores finales de electricidad localizados en el Perú.

26. Usuarios Libres.- Usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o capacidad que consumen.

27. Usuarios Regulados.- Usuarios sujetos a regulación de precios por la energía o capacidad que consumen.




ANEXO C

PROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA

GENERACIÓN ELÉCTRICA

Comentarios Recibidos a la Publicación del Anteproyecto de Ley


ANEXO C

Comentarios Recibidos a la Publicación del Anteproyecto de Ley Pág. C2 de C160

CONTENIDO

C1. COMENTARIOS RECIBIDOS .......................................................................................................... 3 C1.1. EDELNOR S.A.A. ................................................................................................................. 4 C1.2. SECTOR DE ELECTRICIDAD DE LA SNMPE (SE-SNMPE)..................................................... 31 C1.3. EDEGEL S.A.A. .................................................................................................................. 39 C1.4. LUZ DEL SUR S.A.A.......................................................................................................... 58 C1.5. ING. ROLFI ALARCÓN (CONSULTOR) .................................................................................... 82 C1.6. SEÑOR CONGRESISTA JHONY PERALTA ................................................................................ 88 C1.7. ING. WILLIAM SOTO ........................................................................................................... 124 C1.8. RED DE ENERGÍA DEL PERÚ (REP) ..................................................................................... 126 C1.9. DEFENSORÍA DEL PUEBLO .................................................................................................. 128 C1.10. EGASA.............................................................................................................................. 133 C1.11. EGEMSA........................................................................................................................... 134 C1.12. TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERÚ (TGP) ..................................................................... 136 C1.13. SEÑOR JUAN SOLIDORO – S&Z CONSULTORES................................................................... 138 C1.14. INGS. RODOLFO ZAMALLOA – JOSÉ RAMOS ....................................................................... 143 C1.15. SEÑOR ARTURO GARCÍA BELGRANO.................................................................................. 150 C1.16. CALIDDA ......................................................................................................................... 155 C1.17. ING. ANTONIO TELLA - PLUSPETROL .................................................................................. 156 C1.18. ING. ALFREDO SAUSA CORNEJO ......................................................................................... 157 C1.19. ING. MARIO LÓPEZ ............................................................................................................. 159

ANEXO C


C1. Comentarios Recibidos

La Comisión creada por la Ley N° 28447 informó a las Comisiones de Energía y Minas y Proinversión del Congreso que se acordó la publicación en el Portal de Internet del Ministerio de Energía y Minas del Anteproyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica a partir del 15 de junio de 2005. En esta sección se presentan los comentarios recibidos de 19 personas naturales y/o entidades siguientes: EDELNOR S.A.A., Sector de Electricidad de la SNMPE, EDEGEL S.A.A., Luz del Sur S.A.A., Ing. Rolfi Alarcón, Congresista Jhony Peralta, Ing. William Soto, Red de Energía del Perú, Defensoría del Pueblo, EGASA, EGEMSA, Transportadora de Gas del Perú, Eco. Juan Solidoro (S&Z Consultores), Ings. Rodolfo Zamalloa y José Ramos, Señor Eco. Arturo García, CALIDDA, Ing. Antonio Tella, Ing. Alfredo Sausa Cornejo e Ing. Mario López.

ANEXO C


C1.1. EDELNOR S.A.A.

EDELNOR S.A.A.

Observaciones e Indicaciones a Anteproyecto de Ley


Junio de 2005

ANEXO C


OBSERVACIONES A ANTEPROYECTO DE LEY

El presente documento contiene un conjunto de observaciones, así como una propuesta de modificaciones, al anteproyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, recientemente sometido al trámite de prepublicación por la autoridad sectorial respectiva. Las observaciones y proposición de modificaciones se han efectuado al final de cada artículo observado, para lo cual se ha transcrito la totalidad del texto del anteproyecto, el que aparece en letra cursiva. Sin perjuicio de las observaciones específicas efectuadas al texto, se resume a continuación las observaciones y consideraciones generales que el anteproyecto motiva.

RESUMEN DE OBSERVACIONES La Comisión para la Reforma de la Ley de Concesiones Eléctricas en conjunto con OSINERG, ha prepublicado un proyecto de ley para modificar las regulaciones aplicables al sector eléctrico del Perú, en particular aquéllas que regulan el mercado mayorista de electricidad, la forma de contratación de los distribuidores, la estructura del COES, la expansión y tarificación de la transmisión y finalmente el traspaso de precios de generación a clientes finales de distribución. En forma previa a esta prepublicación, la Comisión puso a disposición de los agentes del mercado versiones preliminares del proyecto - junto con un documento conceptual justificativo – documentos respecto de los cuales los agentes del mercado han podido efectuar observaciones. Se constata que la versión prepublicada mantiene muchos de los conceptos objetados por los participantes de la industria eléctrica, por lo cual estas observaciones se reiteran en la presente instancia. Se enfatiza que existe concordancia en términos generales respecto de la necesidad de introducir algunas reformas en el mercado eléctrico peruano, y de hecho parte de las medidas contenidas en la norma propuesta resultan razonables y adecuadas. No obstante, persisten en el anteproyecto diversos aspectos que afectan sustancialmente los principios de descentralización bajo el cual debe funcionar un mercado eléctrico mayorista competitivo, introduciendo riesgos innecesarios a los generadores y distribuidores, y generando incertidumbre en la industria. En resumen, se estima que el proyecto, en su estado actual, resulta, en muchos de sus aspectos sustantivos, contrario al objetivo original de promover la eficiencia en el desarrollo de la industria y el interés de los agentes por invertir en un ambiente de eficiencia económica y de descentralización. Se presenta a continuación las objeciones más relevantes respecto del anteproyecto. a) Licitaciones Centralizadas El proyecto plantea que el equilibrio oferta-demanda a nivel generación será garantizado a través de que OSINERG verifique que cada distribuidor y eventualmente cada gran usuario final de precio libre dispone de contratos de abastecimiento con generadores para cubrir la totalidad de su demanda futura. En caso de detectarse demandas de distribuidores no cubiertas, un Comité conformado por Distribuidores y Usuarios, y en su defecto OSINERG, agregará estas demandas y organizará una licitación para abastecer la energía faltante, aplicándose a esta energía el precio que resulte de la licitación. Este sistema de licitaciones coexistirá con el régimen actual de contratos a precios regulados.

ANEXO C


Se observa que el proyecto establece un doble sistema de contratación por parte de los distribuidores: contratos con generadores, a precios en barra como precio máximo, establecidos de común acuerdo entre ellos, y un esquema de licitación centralizada para todos los distribuidores, por aquella parte de su energía que no haya sido cubierta por este tipo de contratos. Este doble esquema resulta inconveniente, si se busca aplicarlo paralelamente a contratos de largo plazo, pero puede ser adecuado, como se verá, si el sistema de contratación bilateral a precios en barra se aplica a suministros en contratos de muy corto plazo. En este sentido se hace notar que el proyecto de ley no refleja un diagnóstico correcto de los problemas que ha presentado la aplicación de precios en barra para la venta de energía de generación a distribución, en contratos de mediano y largo plazo. La verdadera razón por la cual los precios en barra no han sido atractivos para que los generadores establezcan contratos es que a) existe un potencial de actuación discrecional en la fijación de precios en barra, vistos los procedimientos utilizados para su determinación; b) aun si se asegurara de alguna forma que tal potencial de actuación discrecional se elimina, su volatilidad no resulta atractiva en el marco actual en que se desarrolla en el mundo la financiación de proyectos, volatilidad que fuerza a los inversionistas a no tomar compromisos de mediano/largo plazo a esos precios. Es precisamente por estas razones que la gran mayoría de los países que han implementado reformas de mercado al sector han sustituido la regulación de precios de venta de generación a distribución por contratos a largo plazo resultantes de licitaciones competitivas, vigiladas por la Autoridad. Si bien el proyecto hace referencia a un proceso de licitación en caso de no existir contratos, nos parece extremadamente negativo que sea una entidad centralizada la que llame a tales licitaciones. Esto constituye una verdadera intervención del mercado, siendo particularmente grave que se exima a la distribuidora de la responsabilidad que le cabe en la gestión individual de los procesos de licitación, los que conducen a la consecución de los precios más eficientes, y en definitiva a la obtención de beneficios para ella y sus clientes. En resumen, concordando en la necesidad de implementar un sistema de contratos basados en licitaciones reguladas con precios trasladables al usuario final, se estima que debe existir un solo mecanismo básico de contratación a largo plazo, descentralizado, a través de licitaciones convocadas en forma independiente por cada distribuidor que requiera contratos, permitiéndose la agregación de demandas en caso de demandas pequeñas o de empresas distribuidoras del Estado con baja capacidad de pago. Asimismo, y sólo en el caso de que una distribuidora no pudiera cumplir, en el corto plazo, con la obligación de mantener la totalidad de su demanda contratada conforme el procedimiento básico de contratación a largo plazo, debería permitirse la suscripción de contratos de corto plazo, suscritos bilateralmente, y con precios trasladables al usuario final que tendrían como máximo el valor del precio de barra. b) Establecimiento de un precio único A través del esquema de licitación centralizada, resulta un precio único que, en conjunto con los contratos establecidos a precios en barra, sería trasladado a las tarifas finales de los distribuidores. Resulta inconveniente que se busque anular toda diferencia entre precio de suministro mayorista de una distribuidora a otra, pues el establecimiento de un precio único, en la forma en que ha sido propuesto, rompe el principio de bilateralidad contractual, principio que, en lo básico, permite que el precio que se despeja de las licitaciones internalice exactamente los costos y beneficios que el contrato irroga exclusivamente a las partes y que, en presencia de condiciones de mercado eficientes, constituye un precio sin distorsiones. En particular, tanto la ejecución de licitaciones centralizadas como el establecimiento de un precio único provocan que se diluya el costo de quien debe perseguir la consecución del menor precio posible, esto es, la distribuidora.

ANEXO C


En efecto, la distribuidora, quien en un mercado no distorsionado debería constituirse en el agente activo de la decisión de contratación, no asumirá todo el costo de un proceso de licitación que, eventualmente mal gestionado, conducirá a la contratación de un precio excesivo. El costo de este precio excesivo será asumido por todo el mercado consumidor y, probablemente, en forma poco perceptible. El mismo argumento, presentado en forma simétrica, señala que la distribuidora no disputará precios más bajos, pues el beneficio de esta acción no recaerá completamente sobre ella. Sobre esta misma materia hacemos finalmente notar que no tiene sentido buscar un precio único de generación si se considera que son más relevantes para las tarifas la diversidad de costos de transmisión por conexión y por diferencia de Valor Agregado de Distribución. Respecto a esta materia, se efectúa en el presente documento una propuesta alternativa, tendiente a proteger a los usuarios abastecidos por distribuidoras que, por su pequeño tamaño y/o bajo poder de negociación, no han podido sino despejar precios superiores al resto en los procesos de licitación. c) Obligación de contratar volúmenes fijos de energía El proyecto indica que los distribuidores deberán contratar volúmenes fijos de potencia y energía, y los apartamientos entre su consumo real y lo contratado serán liquidados por el distribuidor en el mercado spot, vendiendo los excedentes o bien comprando los faltantes, y traspasando a los clientes finales una fracción de la diferencia de precio que se produzca. En caso que, por error entre la previsión de la demanda contratada por el distribuidor, la diferencia entre demanda real y contrato exceda un determinado margen, se le penalizará por el exceso respecto del margen. Respecto a este aspecto del proyecto, hacemos notar que no se requiere en absoluto que los contratos deban establecerse por montos fijos de energía y potencia, forzando a los distribuidores a vender o comprar saldos en el mercado spot o bien penalizándolos por error en la previsión de los bloques contratados, cuestión esta última que, además, no tendría precedentes. Nuevamente el proyecto presenta un problema de diagnóstico, pues la falta de inversiones en el sector no se origina en defectos de previsión y por tanto la solución no pasa por obligar a todos los consumidores - distribuidores y grandes usuarios - a establecer montos precisos de energía comprometida. Sin perjuicio de lo señalado, el presente documento efectúa una propuesta de tratamiento alternativo, en la línea de lo dispuesto por la autoridad, pero manteniendo las obligaciones y riesgos propios de las respectivas actividades de generación y distribución propias de su operación en marcos regulatorios basados en modelos de mercados competitivos. d) Organización del COES Respecto de la institucionalidad del COES, el proyecto recomienda que la Operación y Administración del Sistema sea encargada a una entidad independiente de los agentes, para asegurar que sus decisiones sean tomadas en interés del sistema y no de algún agente en particular. De esta forma se propone para él un Directorio integrado por cinco miembros, sin vinculación alguna, directa o indirecta con los agentes participantes en el SEIN, seleccionados mediante concurso público de méritos por una Comisión integrada por representantes de los agentes del mercado. Al respecto, y coincidiendo en la conveniencia de una gestión más independiente del COES, se estima que dado su rol en la proposición de precios, y visto el impacto económico de las decisiones operativas que este organismo adopta, independizarlo totalmente de los agentes tendría un efecto muy negativo, particularmente en la percepción de los generadores, justo en los momentos en que se requiere dar confianza a estos agentes para que desarrollen inversiones. En este sentido, el nombramiento de un Directorio sin representación directa de los agentes, será percibido, con razón, por las empresas privadas como muy peligroso en términos de riesgo de interferencia política.

ANEXO C


Consecuentemente, para mantener la confianza de los agentes en un funcionamiento independiente del COES, se propone un Directorio con representación mayoritaria directa de los agentes, incluidos generadores, transmisores, distribuidores y grandes usuarios, conforme se especifica en el texto. e) Regulación de la Transmisión En relación al marco regulatorio para la transmisión, el proyecto establece un esquema de planificación de la expansión, que parece en general adecuado. Sin embargo resulta confuso y/o impreciso en términos de establecer el régimen de remuneración de las instalaciones, efectuando discriminaciones que aparecen como arbitrarias entre instalaciones nuevas y existentes, o si las mismas resultan del plan de expansión o correspondieron al libre emprendimiento de los agentes. En el caso de instalaciones nuevas, el proyecto resulta claro en términos de establecer un régimen de remuneración para los proyectos resultantes del plan de expansión, en el cual, al término de su vida útil económica, establecida como un período de 20 años en que éste opera como concesionario, la instalación debe ser transferida al Estado, a costo cero, quien verificará la procedencia, conforme su utilidad, de relicitar la concesión correspondiente. También no queda claro como se emprendería el desarrollo de los sistemas de transmisión para atender a la demanda que corresponden a las empresas de distribución. A nuestro entender esta parte debería continuar siendo de responsabilidad de las empresas distribuidoras de tal forma que les permita atender oportunamente la demanda de su área de concesión y con las condiciones de garantía y seguridad que exige la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. La remuneración de esta instalaciones debería ser conforme el régimen vigente. En relación con las instalaciones existentes, el proyecto de ley no es del todo claro. Aparentemente, ellas se remunerarían conforme el régimen vigente, esto es, de acuerdo a lo que dispone la LCE, excepto en aquellos casos en que las obras han sido licitadas mediante un régimen especial, en cuyo caso regiría el respectivo contrato; todo esto debería quedar claro en el proyecto de ley. Por otra parte, el proyecto busca la estabilización de los cargos a través de fijar por única vez la proporción en que debe repartirse entre Generadores y Usuarios el pago de las instalaciones existentes. Esta proporción será igual a la vigente en la actualidad, para las instalaciones existentes, y se mantendrá hasta la recuperación de las inversiones correspondientes. No resulta conveniente mantener esta proporción pues a lo largo de los años ésta va cambiando, verificándose que la asignación inicial termina siendo arbitraria años después. Debería alternativamente revisarse la asignación inicial periódicamente. En resumen, se estima que el proyecto, en su estado actual, tiene aspectos positivos pero debe modificarse en aspectos sustantivos, si lo que se desea es promover la contratación de largo plazo y el interés de los agentes por invertir en un ambiente de eficiencia económica y de descentralización. f) Agentes Importadores y exportadores de electricidad y comercializadores En la definición de agentes aparecen los importadores y exportadores de electricidad y comercializadores, sin haberse desarrollo en el texto del Anteproyecto sus roles, obligaciones y derechos; asi como las garantías necesarias para su funcionamiento. Consideramos que dada la importancia del tema y los efectos que podrían tener en el funcionamiento del sistema, su implementación debería dejarse para una posterior reforma en la que se discuta con mayor profundidad los roles, obligaciones y garantías que deberían tener estos agentes.

ANEXO C



Artículo 1.- Definiciones 1.1 Todas las expresiones de la presente ley que contengan palabras en cursiva, ya sea en plural

o singular, y que empiezan con mayúscula, tienen los significados que se indican en el glosario de definiciones en el Anexo de esta Ley.

Artículo 2.- De interés público 2.1 Es de interés público y responsabilidad del Estado garantizar el abastecimiento oportuno y

eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad. Artículo 3.- Objeto de la Ley 3.1 La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de

Concesiones Eléctricas con la finalidad de:

a) asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía;

b) reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado;

c) adoptar las medidas necesarias para asegurar la efectiva competencia. 3.2 Con este propósito se establecen los principios a los que debe sujetarse el desarrollo de los

diversos aspectos que por estar íntimamente relacionados forman un conjunto interdependiente que comprende los siguientes temas:

a) Reglas de contratación entre Generadores y Distribuidores o Usuarios Libres; b) Participación de los Agentes en el Mercado de Corto Plazo; c) La institucionalidad y nuevas funciones del Comité de Operación Económica del Sistema

(COES); d) El marco regulatorio de la transmisión; e) Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de energía

eléctrica; f) La formación de los precios para el Usuario Regulado.

Artículo 4.- De los Contratos 4.1 Los contratos de los Generadores con Distribuidores y Usuarios Libres se sujetarán a los

siguientes requerimientos básicos:


b) Ningún generador podrá contratar más Capacidad y energía que las certificadas, sean

éstas propias o contratadas con terceros;

Los Certificados de Capacidad y Energía se otorgan sobre la base de la metodología aprobada por el Ministerio;

ANEXO C


c) Los contratos de suministro de electricidad, destinada tanto a los Usuarios Libres como a los Usuarios Regulados, deberán especificar en forma separada para cada uno de los mercados, los compromisos de capacidad y de energía, así como los plazos comprometidos. En dichos contratos la energía podrá contratarse en bloques o asociada a la potencia contratada. En cualquier caso, deberán señalarse los límites de variación para la asignación de la responsabilidad del Generador en la garantía del suministro;

d) Los Distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de su demanda anual y para

fines de control ex – post, se aceptará un margen de tolerancia anual para la potencia y energía no contratadas. El margen máximo de tolerancia anual, respecto del total de la demanda, de los Usuario Regulados será de 5%. El Reglamento establecerá el procedimiento para determinar los márgenes de tolerancia anual y mensual, así como los criterios para su revisión;

e) OSINERG definirá las condiciones mínimas de los contratos de suministro de electricidad

para atender la demanda de los Usuarios Regulados. 4.2 Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen la obligación de informar a OSINERG su

demanda de electricidad proyectada que no se encuentre contratada, al menos de los tres años siguientes, según lo especificado en el Reglamento.

4.3 OSINERG sobre la base de la información proporcionada por los Distribuidores y Usuarios

Libres, podrá iniciar el proceso de Licitación para garantizar el abastecimiento de dicha demanda, de acuerdo con lo establecido en el artículo 8° de la presente ley.

Observaciones a Artículo 4º:

Respecto a lo establecido en las letras c) y d) de 4.1., y en relación a las distribuidoras, se señala que comprometer la compra a futuro de bloques fijos de energía asignando costos o penalizaciones por errores de pronóstico - conforme el proyecto lo establece en artículos posteriores - resulta inconveniente debido a las dificultades inherentes que presenta la proyección de esta variable, como a la falta de homogeneidad en costos de comercialización que presenta esta modalidad de contratación para ofertas por bloques diferentes. En este sentido resulta preferible, sobre todo en un contexto de licitación de contratos de suministro asignados por precio, que los contratos se establezcan comprometiendo una capacidad con su energía asociada, esta última, modulada en el tiempo conforme factores proporcionales, iguales para cada contrato, que den cuenta de la forma de consumo anual de la distribuidora.

Si bien debería establecerse esta última modalidad como única forma de contratación

para las distribuidoras, parece razonable permitir ambas modalidades a elección de los contratantes, pero especificando en forma más precisa la segunda conforme lo señalado. Asimismo, debería establecerse una tolerancia no demasiado estrecha dentro de la cual las desviaciones del consumo efectivo respecto de lo contratado, sean absorbidas por el generador-comercializador. Fuera de esta banda de tolerancia las desviaciones deberían ser absorbidas por la distribuidora a través de operaciones de compra-venta en el mercado spot con passthrough perfecto de los costos o beneficios a los consumidores, de modo de no establecer penalizaciones por desviaciones de pronóstico sin dejar de otorgar señales al consumidor final. Por último, y considerando lo señalado en la Exposición de Motivos que acompaña al anteproyecto, no es lógico que el proyecto establezca la obligación de contratar cuando esta condición requiere la concurrencia libre de oferentes, situación no controlable por la distribuidora. El proyecto debe entonces establecer la obligación de licitar de modo de lograr el 100% de contratación con las tolerancias indicadas.

ANEXO C


Respecto a lo establecido en 4.3, no es conveniente, por resultar una opción ineficiente y

contraria a los principios de desconcentración y descentralización de las decisiones en el mercado, el que los procesos de licitación de la demanda sean efectuados centralizadamente, ya sea por un Comité de licitación como lo establece el Artículo 8º del anteproyecto y menos por un organismo estatal como lo señala esta norma.

Propuesta de Modificación al Artículo 4º: - Reemplácese la letra d) del numeral 4.1 del Artículo 4º por la siguiente: d) Los Distribuidores tienen la obligación licitar regularmente sus suministros de modo de

cubrir el 100% de sus demandas proyectadas para un horizonte que será establecido reglamentariamente. Cuando los contratos se especifiquen conforme un compromiso de capacidad con su energía asociada, ésta se establecerá como la energía horaria resultante de multiplicar la demanda horaria del distribuidor por el cuociente entre la capacidad del contrato y la demanda máxima anual del distribuidor. Para efectos de determinar el monto de las transacciones de compraventa a que se refiere el Artículo 9º de la presente ley, la capacidad del contrato deberá especificar un margen de tolerancia de 5%.

- Elimínese el numeral 4.3 del Artículo 4º. Artículo 5.- El Mercado de Corto Plazo 5.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores, Distribuidores, Usuarios

Libres y todos aquellos Agentes que cumplan con las condiciones establecidas en el Reglamento.

5.2 Las operaciones en el Mercado de Corto Plazo se efectúan a los Costos Marginales de Corto

Plazo. 5.3 Los Agentes deberán constituir fideicomisos u otras garantías de realización inmediata como

respaldo de los retiros de capacidad y energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo. 5.4 El Reglamento establecerá las directivas para:

a) el funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo; b) las reglas para la liquidación de las operaciones de transferencia realizadas en el

Mercado de Corto Plazo; c) las condiciones y requisitos a que se encontrará sujeta la participación de los Agentes en

las operaciones del Mercado de Corto Plazo; d) los términos y condiciones para la constitución de garantías y las penalidades por su

incumplimiento. Artículo 6.- La operación del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo 6.1 El COES es una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho Público.

Está sujeta al régimen de la actividad privada. Está conformado por un Directorio, un Comité Consultivo y la Dirección Ejecutiva.


ANEXO C


6.3 El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso público de méritos por una Comisión de cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los Transmisores, uno de los Distribuidores, uno de los Usuarios Libres y uno de OSINERG.

6.4 Los miembros del Directorio serán personas con un mínimo de 10 años de ejercicio

profesional en el sector eléctrico. Con excepción de la actividad docente, mientras ejerzan el cargo no podrán desempeñar

actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad, ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas. Una vez que cesen en el ejercicio del cargo, por el lapso de un año, estarán sujetos a las mismas restricciones, con excepción de las actividades en la Administración Pública.

Los miembros del Directorio recibirán una retribución ordinaria mensual concordante con la

naturaleza de su función y dedicación. Dicha remuneración se mantendrá durante el año posterior a su cese, salvo remoción por falta grave, periodo durante el cual estará obligado a realizar actividades académicas en universidades públicas del país.

6.5 La designación de los miembros del Directorio será por un periodo de cinco años, pudiendo

renovarse su mandato únicamente por un periodo adicional. El Directorio elige a su Presidente entre sus integrantes.

6.6 Los miembros del Directorio, sólo podrán ser removidos en caso de falta grave debidamente

comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG. 6.7 En el ejercicio de sus funciones el Directorio deberá:


b) garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo; c) adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia en el mercado

eléctrico; d) publicitar sus acuerdos y decisiones que sean de interés público conforme a lo señalado en

el Reglamento. 6.8 El Directorio del COES deberá informar con la periodicidad que se establezca el

Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado. Dicha información deberá ser publicada, asimismo, en la página Web del COES.

6.9 El Comité Consultivo estará conformado por dos representantes de cada grupo de los

siguientes Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y Usuarios Libres. Sus funciones serán las de absolver las consultas que le formule el Directorio, así como proponer al Directorio mejoras a las normas y procedimientos en materia de transmisión, operación del sistema y del mercado.

6.10 La Dirección Ejecutiva es el órgano ejecutivo del COES, estará constituida por la Dirección

de Operaciones del Sistema / Mercado y la Dirección de Planificación de Transmisión, cuyas funciones serán desarrolladas en el Reglamento.

6.11 El Director Ejecutivo será seleccionado mediante Concurso de Méritos convocado por el

Directorio. Sólo podrá ser removido por acuerdo con mayoría reforzada del 80% del total de miembros del Directorio, en caso de falta grave debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG.

ANEXO C


6.12 El Presupuesto del COES será cubierto por los Agentes con aportes proporcionales a sus

ingresos, obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión para el caso de los Transmisores, y del Valor Agregado de Distribución para el caso de los Distribuidores. Los Usuarios Libres y otros Agentes deberán aportar en función de las transacciones que realicen en el Mercado de Corto Plazo. El Presupuesto no podrá ser superior al 0.5% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio. El Reglamento establecerá los procedimientos y sistemas de control que garanticen el equilibrio presupuestal y la eficiencia del gasto.

6.13 Complementariamente a las funciones previstas en la Ley de Concesiones Eléctricas, el

COES:




d) otorga los Certificados de Capacidad y Energía; e) determinará y valorizará la forma más económica para la provisión de los servicios

complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN y asignará responsabilidades para la remuneración de dichos servicios. Entre los servicios complementarios a suministrar se deberá considerar como mínimo: la reserva rotante, la regulación de frecuencia y la regulación de tensión o compensación reactiva.

Observaciones al Artículo 6º: Respecto a la conformación del Directorio del COES, y coincidiendo en la conveniencia de

una gestión más independiente de ese organismo, se estima que dado su rol en la proposición de precios, así como el impacto económico de las decisiones operativas que este organismo adopta, la constitución de un Directorio sin representación directa de los agentes representa un grado de independencia que tendría un efecto muy negativo, particularmente en la percepción de los generadores, justo en los momentos en que se requiere dar confianza a estos agentes para que desarrollen inversiones. Consecuentemente, para mantener la confianza de los agentes se propone un Directorio con representación directa de generadores, transmisores, distribuidores y grandes usuarios.

Asimismo, con un Directorio constituido directamente por los agentes, y existiendo un

mecanismo de resolución de conflictos por arbitraje que se estima adecuado, pierde funcionalidad la existencia de un Comité Consultivo.

Propuesta de Modificación al Artículo 6º: - Reemplácese el numeral 6.1 por el siguiente: 6.1. El COES es una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho

Público. Está sujeta al régimen de la actividad privada. Está conformado por un Directorio, y la Dirección Ejecutiva.

- Reemplácese el numeral 6.3 por el siguiente:

ANEXO C


6.3 El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros

representantes de los generadores, de los distribuidores, de los transmisores y de los usuarios libres. Cada grupo de Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y Usuarios Libres nombrarán sus representantes de acuerdo a la composición y al procedimiento de nominación que disponga el Reglamento.

- Elimínese los numerales 6.4, 6.5, 6.6 y 6.9. Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión 7.1 El desarrollo del sistema de transmisión se realizará conforme al Plan de Transmisión, el

cual se actualizará cada dos años. El Ministerio aprobará el Plan de Transmisión y los procedimientos para su determinación, conforme lo defina el Reglamento. El Plan de Transmisión tendrá carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia.

7.2 Las instalaciones nuevas que no formen parte del Plan de Transmisión estarán sujetas a lo

dispuesto por el Artículo 62° de la LCE y a lo que establezca el Reglamento. 7.3 Para las instalaciones incorporadas en el Plan de Transmisión se tendrá en cuenta lo

siguiente:

a) El plazo máximo de concesión tendrá una duración de 20 años más el periodo pre-operativo;

b) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios. En caso de instalaciones de Refuerzo y ampliaciones, el Ministerio podrá autorizar su ejecución directamente a las empresas concesionarias correspondientes;

c) Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos sin costo alguno al Estado. Dos años previos al vencimiento de la concesión, el COES evaluará, dentro del Plan de Transmisión, la utilidad de la instalación de transmisión;

d) En caso resulte conveniente continuar con su utilización, según lo señalado en el inciso precedente, el Ministerio procederá a licitar nuevamente la concesión sobre la base de una remuneración garantizada que cubra los costos de explotación. En este caso no se considerará un pago inicial al Estado por parte del nuevo concesionario.

7.4 La determinación de los cargos por transmisión tendrá como objetivo:

a) La remuneración de inversiones y Refuerzos económicamente eficientes; b) Lograr estabilidad tanto en el pago de los Generadores así como en los ingresos de los

inversionistas en transmisión; c) Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios de los sistemas

de transmisión. 7.5 La Base Tarifaria a ser establecida por OSINERG incluirá pagos constantes para:

a) La remuneración de la inversión, calculada para un periodo de recuperación de hasta 20 años y una tasa de actualización que será como máximo la definida en el Artículo 79° de la LCE;

b) Los costos eficientes de operación y mantenimiento; y c) La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base Tarifaria

del año anterior y lo efectivamente recaudado vía la tarifa.

ANEXO C


7.6 El componente de inversión de la Base Tarifaria, para el periodo de recuperación, será igual

a:


b) Para el caso de las instalaciones señaladas en 7.3 que formando parte del Plan de Transmisión se vuelvan a entregar en concesión, el valor que resulte del proceso de licitación pública;

c) Para el caso de Refuerzos de transmisión que formen parte del Plan de Transmisión, el costo eficiente establecido por OSINERG.

7.7 La asignación de compensaciones por las nuevas inversiones de transmisión, consideradas

dentro del Plan de Transmisión se realizará en proporción al beneficio económico que las instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores. El beneficio económico será determinado según el procedimiento establecido en el Reglamento. La asignación de beneficiarios sólo podrá ser revisada a solicitud del COES, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento.

A la compensación asignada a los Usuarios se le descontará el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado será prorrateado entre ellos según el procedimiento que apruebe OSINERG. Esté último costo, será transformado en Peaje dividiendo dicho costo entre la demanda de los Usuarios y será agregado a los Precios en Barra que correspondan. La compensación asignada a los Generadores será prorrateada entre ellos sobre la base del uso de las instalaciones.

Observaciones al Artículo 7º: La primera observación que surge de la lectura de este artículo es que el mismo no es lo suficientemente preciso y/o explícito para dar cuenta de los alcances de la nueva normativa propuesta, lo que dificulta el efectuar observaciones y propuestas. En particular no queda suficientemente claro si se mantiene o no la distinción entre Sistema Principal o Secundario. Debe entenderse que esta separación o distinción se elimina - visto lo establecido en la Décimo Cuarta disposición complementaria que elimina la referencia expresa al Sistema Secundario – y por tanto, el Plan de Transmisión abarca formalmente la totalidad del sistema de transmisión. Tampoco queda claro si el Plan de Transmisión abarcara también los sistemas de transmisión que atienden la demanda y que corresponden a las empresas de distribución y cual sería el tratamiento del sistema de remuneraciones en estos casos. Consideramos que el desarrollo de estos sistemas deberían seguir siendo de responsabilidad de las empresas distribuidoras, obviamente en forma coordinada con el Plan de Transmisión y su sistema de remuneración debería mantenerse conforme al régimen actual. Como el proyecto establece que las instalaciones incorporadas en el plan se adscribirían a un sistema de remuneración que al término de su vida útil revierte a costo cero su propiedad al Estado – numeral 7.3 c) y cuya tarifa se calcula según lo dispuesto por los numerales 7.5 y 7.6, debería entenderse que las instalaciones existentes así como las instalaciones nuevas que no formen parte del plan, mantienen su remuneración conforme al régimen actual. Dada su relevancia, es conveniente que lo anterior quede más explícito en el proyecto de ley.

ANEXO C


Propuesta de Modificación al Artículo 7º: - Agregase los siguientes numeral 7.8 y 7.9 nuevos: 7.8 Las instalaciones nuevas o refuerzos que se requieran para atender la demanda de áreas de concesión de distribución serán desarrolladas por los titulares de dichas áreas de concesión y su remuneración se efectuará según lo dispuesto en la LCE o en sus respectivos contratos de concesión, según corresponda. 7.9 La remuneración de las instalaciones existentes se efectuará según lo dispuesto en la LCE o en sus respectivos contratos de concesión, según corresponda. Artículo 8°.- Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica 8.1 El proceso de Licitación, a que se refiere el artículo 4°, será llevado a cabo con la

anticipación necesaria con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado. Para este fin, se agruparán las demandas no cubiertas por contratos de los Distribuidores que deseen participar en la Licitación y que demuestren que no les ha sido posible obtener ofertas de algún generador.

8.2 Los Usuarios Libres tienen la opción de solicitar su inclusión en el proceso de Licitación

conforme a lo establecido en el Reglamento. 8.3 Cada año, los Distribuidores y Usuarios Libres, con demanda no cubierta con contratos,

conformarán un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité decida no ejercer tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG.

8.4 El Reglamento establecerá las obligaciones de quienes participen en los procesos de

Licitación, incluyendo los requisitos, fideicomisos u otras garantías que deberán otorgar las partes, así como su obligación de suscribir los contratos de abastecimiento resultantes de los procesos de Licitación.

8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y

condiciones del proceso de Licitación y supervisar la ejecución del mismo cuidando de evitar la concentración en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes.


8.6 Los contratos que se celebren como consecuencia de un proceso de Licitación podrán fijar

plazos de suministro de hasta 15 años. Asimismo deberán contener las correspondientes fórmulas de reajuste para los factores en los costos que no sean del control del adjudicatario.

Observaciones al Artículo 8º: El proyecto plantea la ejecución de procesos de licitación centralizados, efectuados por un Comité ad-hoc conformado por Distribuidores y Usuarios, o por el Estado, a través del OSINERG en caso de que el referido Comité no ejerza esta opción. Al respecto, y conforme se observó, la ejecución de procesos de licitación centralizados, a lo que se agrega el establecimiento de un precio único de suministro para todas las distribuidoras resultante de

ANEXO C


promediar los precios de todos los contratos conforme el anteproyecto lo establece en el Artículo 9°, numeral 9.4, lesiona gravemente los principios de desconcentración de las decisiones de mercado que han gobernado el sector eléctrico. En particular, se diluye la responsabilidad de quien debe gestionar los procesos comerciales en orden a obtener las mejores condiciones de precio, esto es, cada distribuidora actuando individualmente. Si lo que se busca con la licitaciones centralizadas es proteger y/o asegurar la contratación a precios razonables del suministro de distribuidoras de pequeña envergadura, esto puede lograrse estableciendo mecanismos que actúen en forma focalizada sin sacrificar la eficiencia global que otorga la desconcentración. Se propone para ello otorgar a las distribuidoras pequeñas el derecho a incorporarse a los procesos de licitación desarrollados por distribuidoras mayores, con la obligación correlativa para las empresas grandes. Asimismo, se propone permitir que las distribuidoras se agrupen para licitar en conjunto, pero como una opción y no como una obligación. Considerando que el proyecto de ley ya considera el establecimiento de garantías contractuales que serán establecidas reglamentariamente, sólo restaría señalar que el reglamento establecerá las características de las empresas que se entenderán distribuidoras pequeñas a efecto de adscribirse al beneficio señalado. Propuesta de Modificación al Artículo 8º: - Reemplácese en el numeral 8.1 por el siguiente: 8.1 Los procesos de Licitación, a que se refiere el artículo 4°, numeral 4.1, letra d) serán

llevados a cabo por cada distribuidora, debiendo ser efectuados con la anticipación necesaria con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado.

Aquellas empresas distribuidoras que el reglamento califique como pequeñas, tendrán el derecho a que sus demandas se incorporen al proceso de licitación de otras distribuidoras, estando estas últimas obligadas a aceptar su inclusión. En el caso de haber varias distribuidoras pequeñas en situación de incorporarse a licitaciones de otras distribuidoras, esta incorporación se hará de manera de no gravar con esta obligación sólo a algunas de las distribuidoras que estén efectuando licitaciones; en caso de conflicto resolverá el OSINERG.

Las distribuidoras podrán agruparse a los efectos de realizar de manera conjunta las licitaciones a que se refiere este artículo.

- Elimínese el numeral 8.3 - Reemplácese el numeral 8.5 por el siguiente: 8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y

condiciones de cada proceso de Licitación y supervisar la ejecución del mismo.

Las empresas distribuidoras deberán gestionar su cartera de contratos y consecuentemente programar sus licitaciones cuidando de evitar la concentración en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes.


ANEXO C


Artículo 9°.- La formación de los precios a nivel generación para el Usuario Regulado 9.1 El Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados se formará a partir de:

a) Precios contratados bilateralmente, teniendo como límite superior los Precios en Barra a que se refiere el Artículo 47° de la LCE: El precio a transferir será igual al promedio ponderado del precio del contrato bilateral y el Precio en Barra.

b) Precios de procesos de Licitación: Serán transferidos en su totalidad en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento.

c) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a las siguientes reglas:

i) Se utilizará como Precio Regulado el promedio ponderado de a) y b), y como Precio del Sistema el promedio ponderado de los costos marginales del sistema;

ii) Las transacciones de compra o venta que se destinen al mercado regulado y que se

efectúen dentro del margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al Precio del Sistema menos una fracción de la diferencia entre el Precio del Sistema y el Precio Regulado. El valor de la fracción será elegido anualmente por el Distribuidor de acuerdo a lo establecido en el Reglamento, y por defecto será igual a cero;

iii) Las transacciones de compra o venta que se destinen al mercado regulado y que se

efectúen en exceso al margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al precio más favorable para los usuarios que resulte de comparar el Precio del Sistema con el Precio Regulado;

iv) Las liquidaciones mensuales de las diferencias se efectuarán en el mes subsiguiente.

9.2 Para efectos de la determinación de los Precios a Nivel de Generación, los precios usados en

los incisos a) y b), del numeral anterior, no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.

9.3 El margen de tolerancia mensual podrá variar dentro de un rango con límite inferior y

superior igual a 1 y 3 veces el margen de tolerancia anual, respectivamente. 9.4 El Reglamento establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios Regulados, a

fin de que el Precio Regulado sea único en el SEIN excepto por el efecto de los sistemas de transmisión.

Observaciones al Artículo 9º: El anteproyecto establece un doble sistema de contratación a largo plazo por parte de los

distribuidores, a saber, contratos con generadores, a precios en barra como precio máximo, establecidos de común acuerdo entre ellos, y un esquema de licitación centralizada para todos los distribuidores, por aquella parte de su energía que no haya sido cubierta por este tipo de contratos. Se observa que este doble esquema de contratación de largo plazo carece de justificación pues en un mercado competitivo los precios tienden a un precio de equilibrio a iguales condiciones del suministro. Este precio de equilibrio en condiciones de competencia es el que resulta del esquema de licitaciones. Nótese que la propia Exposición de Motivos del anteproyecto reconoce el potencial de actuación discrecional de regulador al

ANEXO C


momento de establecer los precios de barra, de manera que estos no son garantía de precios competitivos al actuar como techo de contratos obtenidos en negociaciones bilaterales. Por otra parte, como se señaló en la introducción al presente documento, los precios en barra carecen de la estabilidad requerida por agentes económicos que toman compromisos de inversión a largo plazo. Se propone entonces que, como mecanismo básico de contratación a largo plazo, todo contrato de suministro a distribuidor debe ser licitado, con el tope que eventualmente se establezca, y sólo con objeto de corregir deficiencias de abastecimiento de corto plazo, que impidan coyunturalmente a la distribuidora cumplir con el objetivo de tener el 100% de su demanda contratada, permitir la suscripción de contratos bilaterales de corto plazo, con precio máximo el precio de barra y traspasable al cliente final. El mercado spot sólo sería aplicable a los desbalances no cubiertos por estos dos tipos de contratos.

El numeral iii) de 9.1 c), establece una suerte de penalidad para el distribuidor en caso de

verificarse consumos fuera del marco de tolerancia de los volúmenes comprometidos contractualmente, al tener que absorber los excesos y traspasar los beneficios de precios spot por sobre o bajo el precio de contrato, respectivamente, asociados a las operaciones de compraventa en el mercado de corto plazo debido consumos fuera del margen de tolerancia de los contratos. Lo anterior no parece adecuado tratándose, como se señaló, de variables de inherente dificultad de pronóstico. Asimismo, el proyecto parece contradictorio al establecer, en el Artículo 4º, que dentro del margen de tolerancia el suministro se halla bajo la responsabilidad comercial del generador, y en el Artículo 9º, que la operación dentro del margen genera transacciones en el mercado spot. Al respecto, se señala que es correcto que dentro del margen el suministro quede garantizado - al precio pactado - por el generador, por lo que los volúmenes consumidos en exceso o defecto del volumen central contratado no deben generar transferencias en el mercado de oportunidad por parte de la distribuidora. A su vez, y fuera de la tolerancia los costos o beneficios producidos por las transferencias de oportunidad deberían ser traspasadas íntegramente al consumidor final, eliminando esta especie de penalidad eventual por error de pronóstico de la distribuidora, y otorgando en el corto plazo señales directas al consumo final.

Respecto a la existencia de un precio único, conforme lo establece el numeral 9.4. se reitera

que resulta inconveniente que se busque anular toda diferencia en precio de suministro mayorista de una distribuidora a otra, pues el establecimiento de un precio único, en la forma en que ha sido propuesto, rompe el principio de bilateralidad contractual, principio que, en lo básico, permite que el precio que se despeja de las licitaciones internalice exactamente los costos y beneficios que el contrato irroga exclusivamente a las partes y que, en presencia de condiciones de mercado eficientes, constituye un precio sin distorsiones. En particular, tanto la ejecución de licitaciones centralizadas como el establecimiento de un precio único provocan que se diluya el costo de quien debe perseguir la consecución del menor precio posible, esto es, la distribuidora. Asimismo, se hace notar que no tiene sentido buscar un precio único de generación si se considera que son más relevantes para las tarifas la diversidad de costos de transmisión por conexión y por diferencia de Valor Agregado de Distribución. En todo caso, y si existiera el riesgo de que una distribuidora - debido a su tamaño pequeño y/o bajo poder de negociación - obtuviera precios excesivos en sus respectivas licitaciones, y/o resultara expuesta en algún período determinado a un alto precio spot, se puede plantear un mecanismo de ajuste de modo de acercar sus precios finales a una banda de tolerancia. Este ajuste daría lugar a reliquidaciones que deberían efectuarse entre distribuidoras de modo de no alterar los pagos contractuales o los pagos por retiros del spot.

Propuesta de Modificación al Artículo 9º: - Elimínese la letra a) del numeral 9.1.

ANEXO C


- Reemplácese la letra b) del numeral 9.1 por la siguiente letra a) nueva:

a) Precios de procesos de Licitación: Cada distribuidora deberá transferir la totalidad de los precios obtenidos de sus contratos licitados, los que serán transferidos como un promedio ponderado de los precios vigentes en los respectivos contratos en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento. El valor resultante para cada distribuidora se denominará Precio Regulado.

- Reemplácese la letra c) del numeral 9.1 por la siguiente letra b) nueva:

b) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a las siguientes reglas:

i) Se utilizará, cuando corresponda, el promedio ponderado de los costos marginales del sistema, el que se denominará Precio del Sistema.

ii) Los consumos efectivos de la distribuidora que se efectúen dentro del margen de

tolerancia mensual, no originarán transferencias de precios del mercado de corto plazo, debiendo ser absorbidas por el generador titular del respectivo contrato de suministro.

iii) Los consumos efectivos de la distribuidora que se efectúen en exceso al margen de

tolerancia mensual, originarán transferencias en el mercado de corto plazo, a precios que serán traspasados en su totalidad a los usuarios finales de la distribuidora a través del Precio del Sistema.

iv) Las liquidaciones mensuales de las diferencias se efectuarán en el mes subsiguiente.

- Agréguese la siguiente letra c) nueva al final del numeral 9.1

c) En el caso que una distribuidora no pueda abastecer la totalidad de su demanda proyectada con el suministro que mantiene contratado, y conforme las normas que rijan los procesos de licitación de contratos de suministro, los plazos no fueren suficientes para reemplazar oportunamente el faltante con nuevos contratos licitados, podrá suscribir contratos bilaterales, de hasta un año de duración en orden a mantener su demanda futura cubierta en el corto plazo. Sin perjuicio de ello, deberá iniciar paralelamente el proceso de licitación correspondiente de modo de restablecer, en cuanto sea posible, su régimen comercial de suministro conforme contratos licitados.

En caso que una distribuidora mantenga contratos bilaterales del tipo de los indicados en el inciso precedente, el Precio Regulado deberá incluir, en la proporción que corresponda, los precios de dichos contratos, los que tendrán como límite superior los Precios de Barra a que se refiere el Artículo 47° de la LCE. El precio a transferir será igual al promedio del precio del contrato bilateral y el Precio de Barra. Serán aplicables a estos contratos las mismas disposiciones que a los contratos obtenidos de procesos de licitación en términos de las tolerancias y de las eventuales transferencias que la operación fuera de ellas origine en el Mercado de Corto Plazo.


9.2 El Precio a Nivel de Generación se establecerá, en el período que corresponda, como el promedio ponderado del Precio Regulado y el Precio del Sistema y no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.

ANEXO C



9.4 En el caso que el Precio a Nivel de Generación a transferir de una distribuidora, excluidos cargos de transmisión, exceda en más de un 5% del precio promedio de todas las distribuidoras, el exceso será absorbido en el precio a transferir por todas las distribuidoras de manera de limitar las diferencias de precios entre usuarios. El reglamento establecerá la oportunidad y los procedimientos para monitorear estas diferencias así como la forma de aplicar el ajuste. En todo caso, para efectos de efectuar las comparaciones de precios, éstos serán referidos a una misma barra del sistema eléctrico.

El ajuste a que se refiere el inciso anterior será efectuado entre las empresas distribuidoras, de modo que los generadores facturen permanentemente el suministro a los precios pactados en los contratos respectivos, y las compras o ventas que cada distribuidora efectúe en el COES, se valorice al precio de mercado de corto plazo.

Artículo 10°.- Las Interconexiones Regionales 10.1 La comercialización de electricidad entre países vecinos y el Perú se regirá por los principios

establecidos en los acuerdos multilaterales o bilaterales correspondientes; así como en el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.

ANEXO C


Disposiciones Complementarias y Finales PRIMERA.- Nueva opción para Usuarios Libres Los Usuarios con una máxima demanda anual comprendida dentro del rango que se establezca en el Reglamento podrán acogerse, a su elección, a la condición de Usuario Libre o Usuario Regulado. El cambio de condición requerirá de un preaviso de 3 años, salvo aceptación de un plazo menor por parte del Distribuidor. SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio de Barra Los Precios en Barra que fija OSINERG, no podrán diferir, en más de 10%, de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el artículo 8°. TERCERA.- Precisiones para los Suministros de Electricidad y de Gas Natural Para los contratos de compra-venta o suministro de electricidad o de gas natural, es aplicable lo dispuesto por el inciso b) del Artículo 5 del Decreto Legislativo 701, o el que lo sustituya, de modo que quien ostenta una posición de dominio en el mercado relevante no podrá aplicar condiciones comerciales desiguales para prestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros. Sin perjuicio de la existencia de otras circunstancias que podrían justificar el establecimiento de condiciones comerciales diferenciadas, no se considera incurso dentro de dicha prohibición el establecimiento de precios o condiciones de comercialización diferenciados que respondan a divergencias existentes en los costos involucrados en las operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el tiempo de duración de los contratos, la forma de pago, las condiciones de los suministros, u otras, que se otorguen de manera general en todos los casos en que se presenten iguales condiciones. CUARTA.- Promoción de Proyectos hidroeléctricos El Ministerio, dentro de su rol promotor de nuevas inversiones, deberá implementar la evaluación del potencial nacional de proyectos hidroeléctricos y de fuentes no convencionales de energía, y eventualmente poner a disposición de los futuros inversionistas una cartera de proyectos de inversión con perfiles desarrollados. QUINTA.- Política y Criterios para la elaboración del Plan de Transmisión La política para el desarrollo eficiente de la transmisión es definida por el Ministerio. OSINERG aprobará los criterios y metodología de planificación para la elaboración del Plan de Transmisión que incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear. SEXTA.- Armonización del marco legal de transmisión La calificación de las instalaciones señalada en el Artículo 58° de la LCE, vigente a la promulgación de la presente Ley, no será materia de revisión, ni aplicada para las nuevas instalaciones.

ANEXO C


La compensación asignada a los Usuarios y el Peaje, establecidos en el Numeral 7.7, de la presente Ley se sumarán a los conceptos del Costo de Transmisión y Peaje por Conexión a que se refieren los Artículos 59° y 60° de la LCE. Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Decreto Supremo N° 059-96- PCM, (Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos) y de la Ley 27133, otorgadas antes de la entrada en vigencia de la presente ley, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión. SÉTIMA.- Penalidades por incumplimiento de obligaciones Constituye infracción sancionable con multa el incumplimiento de la obligación establecida en el numeral 4.1, incisos b) y d). La multa aplicable será:

a) Para el caso del numeral 4.1, inciso b): 0.5 x TG x EX


(0.05 + 0.95 F) x TG x EX

Siendo: TG : Costo unitario de una turbina de gas nueva de ciclo abierto, operando en Lima con

gas natural, expresado en nuevos soles por kW-h. Se asume la recuperación del costo fijo en 6000 horas de operación. El costo unitario será fijado anualmente por OSINERG.

EX : Energía contratada en exceso de los certificados de energía firme para el caso de los generadores, expresada en kWh; o, Energía tomada por la demanda en exceso del margen de tolerancia anual en el Mercado de Corto Plazo, expresada en kWh.

F : fracción empleada en el numeral 9.1, inciso c), acápite ii). Observaciones a Disposición Séptima: Conforme lo señalado en las observaciones al Artículo 9°, no es procedente entender que un error de proyección en el pronóstico de la demanda sea una causal de penalidad. Se propone eliminar la referencia a la faltas por incumplimiento de lo dispuesto en la letra d) del numeral 4.1. Propuesta de Modificación a Disposición Séptima: - Elimínese las referencias a la letra d) así como la definición de la variable F. OCTAVA.- Adecuación de Potencia y Energías Firmes El Ministerio revisará los procedimientos para determinar la Capacidad (potencia) y energía firmes definidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y los adecuará a los procedimientos de Certificados de Capacidad y Energía. NOVENA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico

ANEXO C


Las empresas con participación accionaria del Estado, titulares de concesiones o autorizaciones de generación o de distribución, en sus operaciones de compra-venta de electricidad se adecuarán a las condiciones establecidas en la presente Ley y su Reglamento. En los casos que resulten aplicables, dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado. Observaciones a Disposición Novena: No parece razonable establecer una discriminación de las empresas estatales, permitiendo lo que pereciera una vía alternativa de negociación de contratos. Esta disposición sólo tendría sentido si estuviera haciéndose cargo armonizar el anteproyecto con otras disposiciones legales que condicionan las decisiones de las empresas estatales en general. DECIMA.- Medidas para la promoción de la Generación Distribuida y Cogeneración eficiente Las unidades de Generación Distribuida y Cogeneración, interconectadas al SEIN y calificadas como sujetas a promoción conforme al Reglamento, tendrán como garantías:

a) la venta de sus excedentes no contratados de energía al Mercado de Corto Plazo, asignados preferentemente al Generador de mayor Desbalance (de compra) en dicho mercado;


c) despacho forzoso en caso de disponibilidad declarada por el titular, hasta el límite de potencia señalada en el Reglamento, con el valor de su energía fijada por el sistema.

UNDÉCIMA.- Adecuación del COES Las disposiciones de la presente Ley referidas a la modificación de la composición y estructura del COES no implican una alteración al régimen jurídico aplicable en materia laboral, tributaria, financiera y de contrataciones por las que actualmente se rige. DUODÉCIMA.- Propuesta de Tarifas en Barra La propuesta de Tarifas en Barra, según lo dispuesto en el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, será presentada por el COES y por otros Agentes según lo establezca el Reglamento. DÉCIMA TERCERA.- Expedición de Reglamentos El Poder Ejecutivo expedirá el Reglamento de la presente Ley, dentro de los ciento ochenta (180) días calendarios siguientes a la fecha de su promulgación. DÉCIMA CUARTA.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844 Modifíquense los artículos 39, 41, literales d) y g), 42, 43, literal a), 45, 47, literales g), h) e i), 48, 49, 51, 52, 55, 61, 62, 63, 69 y 101, literal c), de la Ley de Concesiones Eléctricas, y añádase el literal h) al artículo 41 de la referida ley, debiendo los artículos citados quedar redactados de la siguiente manera:

“Artículo 39.- El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene como funciones coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo, garantizar la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, además de otras que le asigne la ley.

ANEXO C


Para tal efecto, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión se sujetarán a las disposiciones de este Comité.” “Artículo 41.- Las funciones básicas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) son: (…) d) Calcular la capacidad y la energía firmes de cada una de las unidades generadoras y emitir los Certificados de Capacidad y Energía correspondientes, de acuerdo con la metodología que apruebe OSINERG; (…) g) Administrar el Mercado de Corto Plazo. h) Otras que señale expresamente el Reglamento.” “Artículo 42.- Los Precios en Barra reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.” “Artículo 43.- Estarán sujetos a regulación de precios: a) La liquidación de los Desbalances que se registren en la ejecución de los contratos de suministro mediante operaciones de compra y venta de electricidad en el Mercado de Corto Plazo, de acuerdo con el mecanismo establecido en la Ley. Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador; (….)” “Artículo 45.- Las ventas de electricidad de un Generador a un Distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan como máximo a Tarifas en Barra a que se refiere el artículo 47 o, de ser el caso, a precios resultantes de los procesos de Licitación supervisados u organizados por el OSINERG. El Distribuidor tiene la opción de liquidar sus Desbalances en el Mercado de Corto Plazo o mediante acuerdo de partes con un Generador. En este último caso, el Generador asume el resultado económico de dichos Desbalances.” “Artículo. 47º.- Para determinar las Tarifas en Barra, los entes autorizados en el Reglamento efectuarán los cálculos correspondientes en la siguiente forma: (….) g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de potencia y energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48°. Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos. h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor nodal de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de la presente Ley; y,. i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.” “Artículo. 48º.- Los factores nodales de potencia y de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión.”

ANEXO C


“Artículo. 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Peaje de dicho sistema.” “Artículo. 51º.- Antes del 15 de enero de cada año, OSINERG recibirá, de los entes autorizados en el Reglamento, los estudios técnico-económicos de propuestas de tarifas que expliciten y justifiquen: (.…)” “Artículo. 52º.- OSINERG comunicará a los entes, a que se refiere el artículo anterior, sus observaciones debidamente fundamentadas. El ente responsable deberá absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario. (….)” “Artículo. 55º.- El COES deberá entregar obligatoriamente a OSINERG y a los entes que hacen la propuesta de tarifas, la información técnica del sistema que se requiera; asimismo, OSINERG deberá hacer públicos los modelos matemáticos, programas fuente y otros elementos requeridos para el proceso de fijación de precios”. “Artículo 61º.- OSINERG fijará anualmente los peajes y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual, las cuales serán publicados en el Diario Oficial "El Peruano", entrando en vigencia el 1° de mayo de cada año.” “Artículo. 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del sistema de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por OSINERG. Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del sistema de transmisión y/o del sistema de distribución serán resueltas por OSINERG. Las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores. Las instalaciones necesarias para transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas integralmente por la demanda correspondiente. Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por el OSINERG conforme se señala en el Reglamento”. “Artículo 63.- Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden: a) Los Precios a Nivel Generación; b) Los Peajes del sistema de transmisión; y c) El Valor Agregado de Distribución.” “Artículo 69.- Con los Valores Agregados de Distribución, obtenidos según los artículos precedentes, y los componentes a) y b) señalados en el artículo 63°, OSINERG estructurará un conjunto de precios para cada concesión.” “Artículo 101°.- Es materia de fiscalización por parte del OSINERG: (….) c) El cumplimiento de las funciones asignadas por Ley al COES (….)”

ANEXO C


DÉCIMA QUINTA.- Derogatorias

A partir de la vigencia de la presente Ley, quedarán sin efecto aquellas disposiciones del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, así como normas modificatorias y complementarias que se opongan a lo dispuesto en la presente Ley.

Disposiciones Transitorias PRIMERA. – Adecuación de Contratos Los contratos de los Generadores con Distribuidores o con Usuarios Libres firmados con anterioridad a la presente Ley continuarán vigentes hasta su culminación. Para efectos de verificar la suficiencia de oferta certificada y la que esté implícitamente comprometida en los contratos existentes, el Generador informará a OSINERG sus compromisos, de acuerdo a lo que señale el Reglamento. Los Generadores que a la entrada en vigencia de la presente Ley tengan contratada más energía que la energía certificada que les corresponde, deberán adecuarse en un plazo no mayor a dos años, sin aplicación de la penalidad señalada en la Sétima Disposición Complementaria y Final. La opción señalada en la Primera Disposición Complementaria no se aplicará a los Usuarios Libres, existentes a la entrada en vigencia de la presente Ley, hasta el vencimiento de sus contratos, salvo acuerdo de partes. SEGUNDA. – Adecuación del COES El COES deberá adecuar su estructura a lo establecido en la Ley dentro de los ciento veinte días (120) siguientes a la fecha de publicación de la presente Ley. La designación de los miembros del primer Directorio del COES será por un periodo de 1 año para uno de los Directores, de 2 años para el segundo Director, de 3 años para el tercer Director, de 4 años para el cuarto Director y de 5 años para el quinto Director. Las designaciones posteriores tendrán periodos de 5 años. Mientras se adecua el COES a lo señalado en la presente Ley, el Plan de Transmisión podrá ser efectuado por OSINERG. TERCERA. – Adecuación de la Referencia del Precio de Barra Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Artículo 8° sea inferior al 20% de la demanda de energía del mercado regulado del SEIN, la comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el Artículo 53° de la Ley de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el Artículo 8° y los precios de los contratos con los Usuarios Libres. El OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones a que se refiere el Artículo 8°.

ANEXO C


CUARTA. – Remuneración de Servicios Complementarios Los mecanismos vigentes de remuneración de los servicios complementarios seguirán aplicándose sin alteración, hasta la aprobación del Reglamento de la presente Ley.

QUINTA.– Pago a la Transmisión Existente Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha. Esta proporción se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. En el caso de la generación, será asignada sobre la base de una medida del uso que se haga de ellas y, en el caso de la demanda, se mantendrá el criterio de asignación vigente previa a la fecha de aprobación de la presente ley. El Reglamento establecerá el procedimiento a seguir. SEXTA.– Licitaciones durante el periodo de transición Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente ley, el OSINERG podrá autorizar Licitaciones para cubrir la demanda no contratada de la electricidad destinada al suministro de los Usuarios Regulados en dicho periodo. En este caso, la vigencia de los contratos no será mayor a cuatro (4) años, sin opción de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en el numeral 8.5 de la presente Ley. Estas Licitaciones podrán ser efectuadas por los Distribuidores en forma independiente, teniendo presente que el precio de la electricidad, producto de las mejores ofertas, no podrá ser superior al Precio de Barra al momento de la Licitación.

ANEXO

Definiciones 1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores,

Distribuidores, Usuarios Libres, importadores y exportadores de electricidad y Comercializadores.

Observaciones a Definición de agentes: En la definición de agentes aparecen los importadores y exportadores de electricidad y comercializadores, sin haberse desarrollo en el texto del Anteproyecto sus roles, obligaciones y derechos; así como las garantías necesarias para su funcionamiento. Consideramos que dada la importancia del tema y los efectos que podrían tener en el funcionamiento del sistema, esta debería dejarse para una posterior reforma en la que se discuta con mayor profundidad los roles, obligaciones y garantías que deberían tener estos agentes.

ANEXO C


Propuesta de Modificación a Disposición Séptima: - Elimínese las referencias a importadores y exportadores de electricidad y comercializadores en la definición de agentes. 2. Base Tarifaria.- Monto anual a reconocer por las nuevas instalaciones de transmisión que se

utilizará para el cálculo de las tarifas y compensaciones de transmisión. 3. Capacidad.- Para efectos de la presente Ley, se considerará como sinónimo de Potencia. 4. Certificados.- Se refiere indistintamente a los certificados de capacidad o de energía,

determinados a partir de la Potencia Firme y Energía Firme respectivamente, según el procedimiento que establezca el Reglamento. En el caso de la energía firme, la hidrología seca será determinada con una probabilidad de excedencia no menor al 95%.

El certificado poseerá una validez de 10 años desde su fecha de emisión hasta su eventual renovación, y podrá ser revisado a solicitud del interesado o cuando se produzcan circunstancias que en opinión del COES ameriten su revisión. Un certificado perderá validez si la unidad es retirada del servicio por un periodo superior a 90 días.

5. COES.- Comité de Operación Económica del Sistema, creado por la Ley de Concesiones

Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, responsable de la operación del sistema y del mercado cuyo objetivo y funciones se establecen en el Art. 4° de la Ley.

6. Cogeneración.- Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que

hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales. Para efectos de la adquisición del gas natural, la cogeneración será considerada como generación.

7. Comercializador.- Persona Jurídica autorizada por el Ministerio para comprar y vender

electricidad a otros Agentes en cualquier lugar del territorio nacional, de acuerdo a las condiciones y requisitos establecidos en el Reglamento. En caso de desempeñar otra actividad en el sector como Agente, deberá mantener contabilidad separada para cada actividad.

8. Costo Marginal de Corto Plazo.- Costo de abastecer una unidad adicional del producto en

cualquier barra del sistema de generación-transporte. Este costo marginal varía por barra. 9. Demanda.- Demanda de capacidad y/o energía eléctrica. 10. Desbalance.- Diferencia entre la cantidad contratada y la cantidad producida o entre la

cantidad contratada y la cantidad consumida. El Desbalance puede ser de potencia y/o de energía.

11. Distribuidores.- Titulares de una concesión de distribución. 12. Generadores.- Titulares de una concesión o autorización de generación. En la generación se

incluye la cogeneración y la generación distribuida. 13. Generación Distribuida.- Instalaciones de Generación con capacidad no mayor a 10 MW,

conectadas directamente a las redes de un concesionario de distribución eléctrica, cuya inyección de electricidad se consume por los usuarios conectados a las instalaciones de dicho distribuidor.

ANEXO C


14. Interconexión Regional.- Sistema de transmisión eléctrica destinada a intercambios de electricidad entre países vecinos.

15. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).- Decreto Ley N° 25844, promulgado el 06 de

noviembre de 1992, y sus modificatorias. 16. Licitación.- Proceso de concurso público internacional para el suministro de electricidad en

condiciones de competencia supervisados u organizados por el OSINERG. 17. Mercado de Corto Plazo.- Debe entenderse como tal al mercado en tiempo real donde se

transan los Desbalances de los contratos de potencia, energía y otros necesarios para la operación del SEIN.

18. Ministerio.- Ministerio de Energía y Minas. 19. Peaje.- Parte de la compensación de los sistemas de transmisión que será asignada a los

Usuarios. 20. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, que identifica, bajo un análisis centralizado, los

requerimientos de inversión en equipamiento de transmisión para un horizonte no mayor de 10 años. Dicho estudio deberá producir un plan estratégico de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones. El Plan de Transmisión contendrá instalaciones nuevas e instalaciones de refuerzo que no incluyan aquellas señaladas en el Artículo 62° de la LCE.

21. Refuerzos.- Son las inversiones realizadas por un concesionario sobre redes y subestaciones

en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad establecidos en las leyes aplicables. No constituyen Refuerzos aquellos egresos que sean considerados como gasto de acuerdo a las leyes aplicables o aquellas inversiones que superen el monto definido en el Reglamento.

22. Reglamento.- Reglamentos de la presente Ley, de la Ley de Concesiones Eléctricas, de

Licitaciones, y/o de Transmisión 23. SEIN.- Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 24. Transmisor.- Titular de una concesión de transmisión eléctrica. 25. Usuarios.- Consumidores

finales de electricidad localizados en el Perú. 25. Usuarios Libres.- Usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o capacidad que

consumen. 26. Usuarios Regulados.- Usuarios sujetos a regulación de precios por la energía o capacidad

que consumen.

ANEXO C


C1.2. Sector de Electricidad de la SNMPE (SE-SNMPE)

Lima, 30 de junio del 2005 Señor Ingeniero Glodomiro Sánchez Mejía Ministro Ministerio de Energía y Minas Presente.- De nuestra mayor consideración: Lo saludamos cordialmente y le agradecemos la oportunidad que nos brinda de continuar opinando en relación al Anteproyecto de Ley: "Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica" (“el Anteproyecto”) elaborado por la Comisión creada por la Ley N° 28447 promulgada a fines de diciembre del año 2004. Si bien reiteramos nuestro reconocimiento a la labor que ha venido desempeñando la Comisión antes señalada para tratar de mejorar la situación del sector eléctrico, seguimos siendo de la opinión que aún faltan algunos temas por corregir y redefinir en el Anteproyecto por lo que a continuación le hacemos llegar nuestras observaciones y recomendaciones, las mismas que esperamos sean tomadas en consideración, para seguir atrayendo nuevas inversiones para un desarrollo eficiente del sector eléctrico. I. EN RELACIÓN A LA CONTRATACIÓN ENERGÍA:

• El Proyecto enfatiza que la contratación del 100% de la demanda con garantía física, será la medida para que exista suficiente inversión. La verdadera garantía de inversión y abastecimiento seguro de la demanda la proporcionan los precios de generación que reflejen el mercado y permitan que los inversores financien y costeen sus proyectos.

• Si bien el Proyecto considera un proceso de licitación a precio firme en caso de no

existir contratos, aspecto que consideramos muy positivo, opinamos extremadamente negativo que se llame centralizadamente a tales licitaciones. Esto resulta una opción ineficiente y contraria a los principios de desconcentración de las decisiones en el mercado. Adicionalmente, la obligación de formar un comité en el cual participen distribuidoras y clientes libres, quienes deberán ponerse de acuerdo, entre otros, en las bases de licitación y el modelo de contrato, dificultaría el proceso, siendo probable que finalmente sea Osinerg el que licite.

• Las posibilidades del distribuidor para conseguir contratos establecidos

bilateralmente queda limitada, al igual que hoy, por cuanto, según el Proyecto, solo podrá contratar con precio techo igual al Precio en Barra. El Precio en Barra, esencialmente fluctuante, no es una garantía suficiente para conseguir contratos, pues no facilita el financiamiento ni el desarrollo de proyectos de generación eficientes en el largo plazo, los cuales requieren de precios estables en un horizonte relativamente largo (10-15 años).

ANEXO C


• Estamos de acuerdo con las opciones de contratación establecidas en el Artículo 4.1 c) del Anteproyecto, pero para que estas tengan efecto en toda su amplitud; consideramos necesario precisar que en los procesos de licitación serán las distribuidoras o clientes libres quienes establezcan la opción de contratar y los límites de variación respectivos, los mismos que no estarán sujetos a la aprobación del OSINERG.

• En lo que respecta a la búsqueda de equilibrio entre capacidad firme de generación y contratos, nos parece excesivo que se penalice a las distribuidoras por error en la previsión de los bloques contratados, aún más si se mantiene en la Ley la obligación de tener contratos vigentes por los siguientes 24 meses, bajo sanción de caducidad de la concesión en caso contrario. Igualmente nos parece excesivo proponer penalidades tan elevadas para los generadores por desvíos menores entre su energía certificada y sus compromisos, más aún considerando que no se señala cómo se determina el certificado de energía.

• En la actividad de generación, resulta excesivo “certificar” la energía y potencia firme, así como pretender una igualdad absoluta entre energía disponible (variable de por sí incierta) y bloques de energía demandada (variable también incierta), cuando ya existen mecanismos que verifican que los generadores no contraten más allá de su energía firme.

• Adicionalmente, en la actividad de generación tampoco hay razón para no permitir algún grado de desequilibrio entre la demanda comprometida y la capacidad de generación, que puede ser saldado en el mercado spot. El afán de verificar externamente el cuadre “exacto” entre capacidad propia y contrato implica así una intromisión del Estado excesiva en la libertad de decidir de los agentes del mercado.

• Aunque la Ley Nº 28447 prevé que el Proyecto incorporará mecanismos de mercado y propiciará la competencia, encontramos que el Anteproyecto prepublicado tiene un carácter controlista e incrementa innecesariamente la participación de OSINERG en el negocio eléctrico. En cuanto a las posibles licitaciones, metodología para la emisión de certificados de capacidad y de energía, aplicación de penalidades, y operación del mercado de corto plazo, la intervención de OSINERG se evidencia, entre otros, en los numerales del Anteproyecto: 8.3., 8.5., 7ma. Disposición Complementaria, 14ta. Disposición Complementaria (nuevos artículos 41, 45 y 101, de la Ley de Concesiones Eléctricas).

PROPUESTA DE LA SNMPE EN RELACIÓN AL PUNTO I:

• Las licitaciones deben ser convocadas en forma independiente por cada distribuidor que requiera contratos, o bien agrupándose voluntariamente en caso de tratarse de demandas pequeñas. Las bases de la licitación serían aprobadas por el OSINERG quien fiscalizaría además todo el proceso de licitación para asegurar su transparencia.

• Como precio referencial de las licitaciones se podrá considerar inicialmente

el Precio en Barra, al que podrían agregarse sucesivos márgenes en caso de no recibir ofertas. El precio resultante de la licitación se mantendrá durante la vida del contrato posiblemente con mecanismos de indexación. Si tras dos licitaciones no se consiguen ofertas, Osinerg deberá intervenir y licitar sin precio techo. El precio resultante de la licitación exitosa será transferible íntegramente al usuario regulado final.

ANEXO C


• Los distribuidores y usuarios libres deben tener la opción de elegir entre contratos de potencia por montos determinados (con un margen definido) y la energía asociada, o bien contratos por bloques fijos. De esta manera, de acuerdo al riesgo que deseen asumir, elegirán su opción de contrato.

• Las penalidades establecidas deben ser aplicadas solamente cuando se demuestre

que el incumplimiento de las obligaciones se debe a negligencia o hechos reiterativos de los agentes.

• El precio en barra debe compararse con un promedio ponderado del precio libre y

del resultante de las licitaciones.

• La búsqueda de equilibrio entre capacidad firme de generación y contratos ya existe en el marco regulatorio vigente, y por lo tanto no se requeriría innovar mediante la expedición de certificados. La Ley de Concesiones Eléctricas ya contempla que los generadores no pueden comprometer en contratos más que su energía firme.

• No se debe obligar a los distribuidores a licitar independientemente su energía para el mercado libre y regulado, esto necesariamente debe quedar a opción del distribuidor y de los generadores.

• Finalmente, una vez emitida la nueva Ley y el Reglamento de la misma, la

participación de OSINERG en el negocio eléctrico debe limitarse a un mínimo de intervención, y específicamente en cuanto a su función de fiscalización sólo deberá ejercerla en los casos en que la normatividad vigente haya sido incumplida por alguno de los agentes.

II. EN RELACIÓN A LA ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DEL COES:

• El Proyecto de Ley plantea un Directorio “independiente” de 5 miembros designados por los agentes y el MEM. Se requiere dar confianza, sin embargo la propuesta tiene un efecto negativo en la percepción de los inversionistas en general y no se entiende cuál es la necesidad de una reforma tan sustancial del COES.

• Se incrementaría la intervención administrativa en la formación de precios de generación, lo cual se contradice con los objetivos del Proyecto. El proceso de fijación tarifaria no sería equilibrado.

• En cuanto a la propuesta tarifaria, el Anteproyecto de Ley plantea que sea el COES y otros agentes los que lo elaboren, de acuerdo a lo que establezca el reglamento. Al respecto la propuesta no es clara y si bien el COES es una organización especializada en el tema, su carácter de independiente, deja fuera la participación de los generadores como agentes directamente involucrados, en un hecho tan importante como es la fijación de sus tarifas. Por otro lado, pretender que todos los agentes, incluidos los usuarios, propongan la tarifa de generación es un contrasentido. Los que proponen la tarifa deben ser los generadores, al igual que los distribuidores proponen el VAD y los transmisores el VNR, actuando el Osinerg como árbitro entre los agentes interesados y los usuarios. Los usuarios y demás agentes pueden participar en el proceso de fijación tarifaria en las audiencias públicas y en la etapa de reconsideraciones.

• Por otro lado, el Anteproyecto de Ley plantea que un Comité Consultivo conformado por los agentes proponga al Directorio del COES mejoras a las normas

ANEXO C


y procedimientos en materia de operación del sistema y del mercado. Sin embargo, este Comité no tendría ningún poder de decisión, quedando sus propuestas finalmente en manos del Directorio “independiente”.

• Las empresas integrantes del SEIN cubrirían el presupuesto del COES que apruebe el Directorio “independiente”, sin participación directa alguna de los agentes en su elaboración y aprobación.

• El Anteproyecto enuncia en 6.1. que “el COES es una entidad autónoma”. Sin embargo, tal como lo mencionamos en el punto I, nuevamente encontramos que se asigna a OSINERG facultades que en la práctica posibilitan la subordinación del COES a dicho organismo supervisor, inclusive bajo la forma de intimidación al estipular en 6.6. que OSINERG puede iniciar procesos de investigación a los miembros del Directorio; y en 6.11. similarmente que puede abrir procesos de investigación al Director Ejecutivo.

PROPUESTA DE LA SNMPE EN RELACIÓN AL PUNTO II: • Proponemos una modificación simple que permita la participación de todos los

agentes del sector eléctrico incluidos los clientes libres dentro de la estructura y funcionamiento del COES:

• Un Directorio, que sería la máxima autoridad del COES que esté integrado por 9

miembros, designados de la siguiente manera: dos (2) por los generadores; dos (2) por los transmisores; dos (2) por los distribuidores; uno (1) por los clientes libres; y dos (2) independientes.

• Los directores serían designados por un período de 1 año. • Los dos directores independientes serán designados por el Ministerio a través de un

concurso público de méritos, entre profesionales con 6 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico, y deben ser independientes de las empresas del sector eléctrico y del Estado en el periodo de un (1) año anterior a su designación.

Directorio

Gerente General

Comité de Planificación de

la Red

Operación del

Mercado

Operación del Sistema

Planificación de la Red

5 G 2 D 1 T 1 CL

2 G 2 T 2 D 2 CL

2 G 2 T 2 D 1 CL 2 INDEP.

COES

Comité de Operación del

Mercado

Comité de Operación del Sistema

4 T 2 G 1 D 1 CL

ANEXO C


• Las principales funciones del Directorio del COES son:

• Aprueba el presupuesto (el cual debe ser comprendido en el 1% de contribución que aportan los agentes).

• Los acuerdos adoptados por los tres Comités son vinculantes para el Directorio.

• En el caso de que existan conflictos al interior de cada uno de los Comités que no pudieron ser resueltos por sus integrantes, el Directorio procederá a resolverlos.

• Aprueba los estatutos y estados financieros.

• Los Comités de Operación del Mercado, Operación del Sistema y de Planificación de Red estarán conformados según lo indicado en el gráfico precedente, y resuelve sobre los temas de operación del mercado, operación del sistema y planificación de red, respectivamente. En caso de existir conflictos al interior de cada Comité estos son elevados al Directorio.

• El Comité de Operación de Mercado tomará las decisiones relativas a la propuesta de

la tarifa en barra.

• El Presupuesto del COES será cubierto por los integrantes del Sistema con aportes proporcionales a sus ingresos netos del ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión en el caso de los Transmisores, del Valor Agregado de Distribución en el caso de los Distribuidores, y de las transacciones de electricidad en el caso de los Clientes Libres.

• El Presupuesto del COES así como los aportes al OSINERG y al MEM no podrán ser

en conjunto mayor al 1% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio.

• Las facultades de abrir procesos de investigación a los Directores del COES y al

Director Ejecutivo del mismo por parte de OSINERG, deben ser eliminadas. III. EN RELACIÓN A LA TRANSMISIÓN:

1 Comentarios Específicos al Anteproyecto de Ley en relación a la transmisión

1.1 Observaciones generales:

• El Anteproyecto establece que toda inversión en transmisión sea remunerada solamente durante un período de 20 años hasta ser amortizada, limitando la vigencia de las concesiones a dicho plazo. Este planteamiento –propio del trato con un proveedor de equipos con financiamiento antes que de prestación de un servicio- da un trato discriminatorio a la transmisión respecto de la distribución o generación cuyas concesiones son indefinidas y cuya capacidad es remunera mientras presta servicios al sistema. El tratamiento planteado por el Anteproyecto niega un elemento esencial de la inversión en transmisión que supone la conservación permanente de las instalaciones como nuevas en la perspectiva de un servicio de disponibilidad de capacidad de transmisión.

• Con relación a la asignación del pago entre los usuarios de sistemas de transmisión el Anteproyecto plantea tratos diferenciados según se trate de instalaciones preexistentes, planificadas o no planificadas, lo cual resulta en

ANEXO C


trato discriminatorio (que es ala vez un germen para conflictos entre usuarios y transmisores) para los usuarios quienes tendrán obligaciones distintas de pago por prestaciones iguales o equivalentes.

1.2 Respecto de las inversiones en instalaciones de transmisión no planificadas realizadas por iniciativa de los agentes (artículo 7.2), el Anteproyecto refiere al artículo 62º de la LCE, el cual es modificado por la Décimo Cuarta Disposición Complementaria y Final del mismo Anteproyecto, sin contemplar la necesaria obligatoriedad entre las partes de los acuerdos o contratos privados relacionados con la inversión, utilización y remuneración de las instalaciones de transmisión no planificadas. La validez y exigibilidad de dichos acuerdos o contratos es un elemento esencial para viabilizar la respuesta espontánea del mercado a los requerimientos particulares de los agentes (generación o demanda) que no sean incluidos en el plan de transmisión.

1.3 El Anteproyecto ignora una necesidad esencial de la inversión en transmisión que implica se consagre, con rango de ley, el principio por el cual exista adecuado equilibrio entre los riesgos de operación de la transmisión y su retribución, para evitar que la reglamentación sobre calidad introduzca las distorsiones y desproporciones que hoy tiene NTCSE. La transmisión no puede ser penalizada en función a interrupciones u otros efectos en el suministro de electricidad, en cuya comercialización no participan los transmisores y que dependen de factores externos como fallas de terceros, la capacidad de generación disponible, la configuración de la red (existencia o no de respaldos o redundancias), el despacho de generación o los requerimientos de la demanda.

1.4 El Anteproyecto desacopla y/o desalinea las obligaciones de los usuarios de los sistemas de transmisión frente a sus titulares, respecto de las obligaciones asumidas por el Estado peruano frente a los concesionarios de contratos BOOT o RAG, con lo cual se altera el marco legal para la ejecución del contrato de concesión y los riesgos comerciales que fueron evaluados por los concesionarios al formular sus ofertas y suscribir dichos contratos, lo cual generaría responsabilidad del Estado (por cambio en la Ley) que se haría efectiva cada vez que se materialicen contingencias con usuarios.

1.5 La propuesta del Anteproyecto tendrá como efecto el incremento de los costos y tarifas de transmisión, toda vez que el considerar un valor remanente cero a 20 años para la inversión en transmisión licitadas bajo un esquema BOOT, elevaría el monto de la remuneración esperada por los inversionistas (postores en las licitaciones) en comparación con una licitación bajo esquema BOO (sin transferencia final al Estado) donde se estabilice la remuneración durante un período inicial luego del cual haya un valor remanente, especialmente si luego del período BOOT de la instalación planificada (una vez amortizada la inversión) se le asigna una remuneración para su nueva licitación (bajo esquema RAG) donde se debe reconocer un componente de inversión adicional al O&M que permita mantener la instalación como nueva durante la vigencia de la nueva concesión. Adicionalmente, las concesiones de transmisión a ser licitadas (para su construcción u operación luego del período inicial de 20 años) planteada por el Anteproyecto no tiene la protección frente al riesgo regulatorio que actualmente tienen los Contratos Ley (BOOT o RAG), con lo cual habrá un incremento sustantivo en el costo por riesgo de la inversión que resulta en un mayor incremento de las tarifas de transmisión que resulten de los procesos de licitación.

2 Conclusiones y Propuestas en relación a la Transmisión

2.1 Resulta claro que en materia de transmisión el Anteproyecto no aborda adecuadamente los objetivos buscados e implica un retroceso en lugar de un

ANEXO C


progreso del marco normativo para inversión en transmisión. La propuesta del Anteproyecto desmejora las condiciones actuales de inversión y, salvo la consideración de planificación para el desarrollo de la transmisión, no recoge los requerimientos elementales planteados por las empresas transmisoras que son materia de los párrafos siguientes.

2.2 La remuneración de la inversión en transmisión planificada (licitada bajo esquema BOO) debe tener un período de estabilidad adecuado a (i) el período de amortización o depreciación contable de la inversión y (ii) los plazos regulares de repago de financiamientos estructurados de proyectos de infraestructura. Concluido el período de estabilización las instalaciones deben continuar remunerando -mientras útiles al sistema- por un monto mayor a los costos de operación y mantenimiento, que reconozca costos eficientes de mercado (tanto inversión como operación y mantenimiento) y tecnologías vigentes, con un valor anual determinado con un procedimiento similar al actualmente vigente, con el fin de mantener la red como nueva. En todo caso se trata de considerar la red disponible permanentemente y en buen estado.

2.3 El parámetro de calidad del servicio de transmisión debe ser la disponibilidad. Toda instalación de transmisión desde el momento de su especificación de diseño y ejecución debe tener una tasa de indisponibilidad aceptada no penalizable (que incluye salidas de servicio por mantenimientos) por encima de la cual el transmisor deba ser penalizado en función al tiempo de la indisponibilidad y las instalaciones afectadas. Como contrapartida, debe existir un premio para las instalaciones que tengan mayor disponibilidad a la que deben garantizar. La transmisión no puede ser penalizada en función a interrupciones u otros efectos en el suministro de electricidad, en cuya comercialización no participan los transmisores y que dependen de factores externos como fallas de terceros, la capacidad de generación disponible, la configuración de la red (existencia o no de respaldos o redundancias), el despacho de generación o los requerimientos de la demanda.

2.4 Las ampliaciones (refuerzos) podrán ser ejecutadas por los concesionarios, previo acuerdo del valor con el concedente.

2.5 El COES, a través del órgano técnico de planificación de red debe tener a su cargo la responsabilidad de planificar y licitar las necesidades de expansión de las redes de transmisión. El valor de la inversión, reconocido para efectos tarifarios, sea el resultante de un proceso competitivo de licitación de la ejecución de instalaciones de transmisión, donde los inversionistas oferten una remuneración anual esperada durante el período estabilizado. Los resultados del trabajo de planificación y licitaciones de las expansiones (por supuesto ejecutados conforme a los procedimientos reglamentados) deben ser vinculantes para regulador y usuarios.

2.6 La contratación privada y bilateral respecto de inversión y retribución en transmisión debe ser reconocida y constituye obligaciones exigibles únicamente entre las partes no pudiendo producir efectos respecto de otros agentes, de manera que: (i). las instalaciones no planificadas deben cumplir con todos los requerimientos

técnicos y operativos del sistema; (ii). se respete la regla de acceso abierto (la existencia de un contrato privado

no puede justificar una reserva irrestricta de capacidad excedente de las instalaciones materia del contrato); y

(iii). los montos que contractualmente se hubiese obligado a pagar el beneficiario de la inversión no son exigibles a los otros agentes que utilicen las instalaciones del contrato bajo la regla de acceso abierto, debiendo existir una regulación de los cargos por transmisión similar a la aplicable al

ANEXO C


término del período de estabilización propuesto para las instalaciones planificadas.

2.7 La Sexta Disposición Complementaria y Final establece que la calificación de las

instalaciones señalada en el artículo 58 de la Ley de Concesiones Eléctricas (la “LCE”), vigente a la promulgación de la “Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, no será materia de revisión ni aplicada para las nuevas instalaciones. Con esta Disposición se pretende desconocer el hecho de que existen discrepancias pendientes entre Empresas Transmisoras y el OSINERG o el Ministerio de Energía y Minas, como por ejemplo la de redefinir las instalaciones de la línea de transmisión L-252 de propiedad de Eteselva como parte del Sistema Principal de Transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Por consiguiente, se solicita que esta Disposición se modifique de forma que quede claramente establecido que la calificación de la línea mencionada en el ejemplo, así como la de otros casos que se encuentren en litigio puedan ser revisadas para proceder a dicha redefinición.

Por las razones expresadas en los párrafos precedentes, somos de la opinión que el Anteproyecto requiere modificaciones urgentes para no poner en riesgo lo avanzado hasta la fecha y sobre todo las nuevas inversiones, algunas ya anunciadas y otras que se encuentran en estudio, las mismas que son de vital importancia para garantizar el desarrollo del sector eléctrico que afecta a todos los peruanos. Sin otro particular y agradeciendo anticipadamente la atención que se sirvan brindar a la presente, le reiteramos una vez más nuestra disposición a seguir dialogando con el objeto de contribuir a lograr un marco normativo que promocione las inversiones en el sector garantizando la continuidad y calidad del suministro eléctrico. Atentamente, C.C.: Vice Ministro de Energía

ANEXO C


C1.3. EDEGEL S.A.A.

COMENTARIOS AL ANTEPROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA

Antecedente

Todos los comentarios incluidos en el presente documento son complementarios y/o adicionales a los comentarios y propuestas que envíe la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), los cuales respaldamos plenamente.

A.- Comentarios Generales

- Creemos que es indispensable que la Comisión Osinerg – MEM busque un consenso con los inversionistas antes de presentar al Congreso el Proyecto de Ley, sobre todo considerando que el principal objetivo es promover las inversiones en nueva capacidad eficiente. En particular, la Comisión debe considerar que no existen muchos inversionistas dispuestos a invertir en Latinoamérica, y en particular en el Perú. En este sentido, las opiniones de los generadores privados que actualmente participan en el sector eléctrico peruano deben ser consideradas e incorporadas en el Proyecto de Ley, pues mayoritariamente serán estas empresas las que estarían en condiciones de instalar nuevas unidades de generación en el SEIN.

- Opinamos que los cambios a la Ley deben limitarse a aquellos aspectos estrictamente esenciales,

evitando cambios mayores que modifiquen las reglas de juego y los derechos que actualmente tienen los agentes.

- Observamos también que existe incompatibilidad entre lo enunciado en el objeto de la Ley y la

propuesta, que en sus aspectos esenciales es contraria al objetivo original de promover la eficiencia en el desarrollo de la industria y el interés de los agentes por invertir en un ambiente de descentralización. En lugar de limitar su actuación a la fiscalización, se observa una gran intervención del regulador en muchos ámbitos, e incluso llega a restarle atribuciones al MEM, como es el caso de la aprobación de los procedimientos COES.

- Asimismo, debe brindarse especial cuidado en dejar los aspectos esenciales claramente definidos

en la Ley. En este sentido, consideramos muy negativo que el Proyecto de Ley delegue aspectos relevantes a ser definidos en el Reglamento, lo cual puede generar incertidumbre e inestabilidad regulatoria.

- La Ley debe promover la competencia en el mercado para proveer el máximo beneficio a los

consumidores, así como un equilibrio sostenible para las empresas generadoras. En este sentido, se deben evitar situaciones que afecten negativamente la rentabilidad de las empresas con el objetivo de lograr precios bajos en el corto plazo.

ANEXO C


B.- Temas que se delegan al reglamento que generan incertidumbre

- Los principales temas del Anteproyecto de Ley que serían desarrollados en el Reglamento,

ponen en riesgo innecesario el cumplimiento de los objetivos planteados.

• Procedimiento de cálculo de los Certificados de Capacidad y Energía (numeral 4.1 y Octava Disposición Complementaria y Final). Es sumamente relevante este punto considerando que está asociado a una posible penalidad.

• Procedimiento para determinar los márgenes de tolerancia anual y mensual de las proyecciones de demanda, así como los criterios de revisión (numeral 4.1 inciso d)

• Directivas para el mercado de corto plazo (numeral 5.4), en particular: Condiciones y requisitos de participación de los agentes Términos y condiciones de las garantías y penalidades por su incumplimiento.

• Procedimientos para la determinación del Plan de Transmisión (numeral 6.13 inciso a y numeral 7.1)

• Revisión de la asignación de beneficiarios de transmisión existente (numeral 7.7) • Mecanismo de Licitación. Particularmente no se menciona cuál sería el proceso

posterior si un Licitación queda desierta (numeral 8.5) • Procedimientos para asignación de pagos que realizaran los generadores a la transmisión

existente (Quinta Disposición Transitoria)

C.- Intervención del Osinerg

Se observa una intervención excesiva del Osinerg en diversos ámbitos, siendo esto contrario a los objetivos de la ley.

• Definición de condiciones mínimas de los contratos de suministro de electricidad (numeral 4.1 inciso e)

• Realización de licitaciones centralizadas para la contratación de suministro de electricidad (numeral 4.3), considerando que la propuesta de conformar un comité que se encargue de las licitaciones es poco viable en la práctica.

• Participa en la designación de los miembros del Directorio del COES (numeral 6.3).

• Fiscalización e investigación a los miembros del Directorio y al Director Ejecutivo el COES (numerales 6.6 y 6.11)

• Establece los criterios y metodología del Plan de Transmisión (numeral 6.13 inciso a y Quinta Disposición Complementaria y Final)

• Aprueba las Normas y Procedimientos del COES en materia de operación y administración del mercado de corto plazo (numeral 6.13 inciso b), facultad que debe mantener el MEM.

• Aprueba modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación (numeral 8.5)

• Elabora metodología para calcular los Certificados de Capacidad y Energía (Décima Cuarta Disposición Complementaria y Final- modificación del artículo 41° LCE)

• Elaboración del Plan de Transmisión durante la adecuación del COES a la estructura propuesta por la Ley (Segunda Disposición Transitoria).

D.- Comentarios al articulado del Anteproyecto de Ley Artículo 1.- Definiciones

ANEXO C


Anexo “1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores, distribuidores, Usuarios Libres, importadores y exportadores de electricidad y Comercializadores.” (subrayado nuestro). Comentario: La inclusión de los comercializadores como agentes del mercado eléctrico no ha sido analizada ni discutida con los agentes. No se presenta una evaluación que demuestre la necesidad de su participación en el mercado. Opinamos que el mercado aún no está preparado para incorporar al comercializador puro. Su implementación puede generar incertidumbre, provocada por el natural proceso de aprendizaje que involucra este tema. Tomando en cuenta que el principal objetivo del Proyecto de Ley consiste en dar más estabilidad al sector y promover las inversiones, creemos que esta medida puede ser contraproducente. En este sentido, proponemos que se elimine el término “comercializadores” de la definición de AGENTES. Por otro lado, los exportadores e importadores, según el artículo 25° RIEE, son solamente los generadores y distribuidores (agentes habilitados nacionales), concepto con el cual estamos de acuerdo. En este sentido, estos términos también deben ser eliminados de la definición de Agentes por ser reiterativos. Artículo 2.- De interés público “2.1 Es de interés público y responsabilidad del Estado garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad.” Comentario: Consideramos inconveniente e innecesaria la inclusión de este artículo en el Anteproyecto, por que plantea una posible intervención directa del Estado en el mercado eléctrico, lo cual incrementa la incertidumbre y aumenta la percepción de riesgo. En una economía de mercado no cabe que el estado garantice un abastecimiento oportuno y eficiente, siendo su función el fijar las condiciones y promover que esto se logre. El Proyecto de Ley debe de estar orientado a promover los mecanismos de mercado, evitando la intervención de estado, por ejemplo a través de inversiones en generación, reglamentaciones que fuercen la contratación con el mercado regulado, u otras, que pudieran darse al amparo de este artículo. Por lo anterior, solicitamos que se elimine este numeral. Artículo 3.- Objeto de la Ley 3.1 La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de: a) asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía; c) adoptar las medidas necesarias para asegurar la efectiva competencia.....”(subrayado nuestro). “...3.2 Con este propósito se establecen los principios a los que debe sujetarse el desarrollo de los diversos aspectos que por estar íntimamente relacionados forman un conjunto interdependiente que comprende los siguientes temas: ... e) Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica;” Comentario: De acuerdo al comentario del artículo 2, el término “asegurar” debe ser sustituido por “promover”. Artículo 4.- De los Contratos 4.1 Los contratos de los Generadores con Distribuidores y Usuarios Libres se sujetarán a los siguientes requerimientos básicos:

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a) Todo contrato deberá contar con garantía física de abastecimiento, acreditada con Certificados de Capacidad y Energía; b) Ningún generador podrá contratar más Capacidad y energía que las certificadas, sean éstas propias o contratadas con terceros; Los Certificados de Capacidad y Energía se otorgan sobre la base de la metodología aprobada por el Ministerio; c) Los contratos de suministro de electricidad, destinada tanto a los Usuarios Libres como a los Usuarios Regulados, deberán especificar en forma separada para cada uno de los mercados, los compromisos de capacidad y de energía, así como los plazos comprometidos. En dichos contratos la energía podrá contratarse en bloques o asociada a la potencia contratada. En cualquier caso, deberán señalarse los límites de variación para la asignación de la responsabilidad del Generador en la garantía del suministro; e) OSINERG definirá las condiciones mínimas de los contratos de suministro de electricidad para atender la demanda de los Usuarios Regulados. Comentario: La legislación actual ya contempla límites a la contratación: los valores de energía y potencia firme. No se entiende el objeto de crear un mecanismo adicional de certificación. Bastaría que el regulador ejerza adecuadamente su función fiscalizadora para hacer cumplir esta limitación a la contratación, de lo contrario se estaría sobre regulando. Por lo tanto, opinamos que la creación de Certificados de Capacidad y Energía es innecesaria y proponemos eliminar estos conceptos de los incisos a) y b) del artículo 4.1 del Anteproyecto de Ley. Con respecto al inciso c), debe especificarse que los nuevos contratos que se suscriban por bloques de energía, no deben afectar adversamente a los actuales. Por ejemplo, no debe darse el caso que se contrate un bloque de energía de base con factor de carga igual a 1. De darse este caso, se afectaría al resto de suministradores que no tienen esa condición, pues la curva de carga de su contrato se verá modificada y, en el extremo, podrían terminar vendiendo solo en el bloque de punta. Otro caso sería que un generador contrate un bloque de energía solo en avenida. En este sentido, los bloques deben ser anuales y deben seguir la curva de carga de la distribuidora. Igualmente, el inciso e) del numeral 4.1 debe ser eliminado porque representa una sobreregulación. La definición por parte del regulador de las condiciones mínimas de los contratos, término que puede ser muy amplio, es una aspecto que limitaría y afectaría la libertad de contratación entre generadores y los distribuidores. “4.3 OSINERG sobre la base de la información proporcionada por los Distribuidores y Usuarios Libres, podrá iniciar el proceso de Licitación para garantizar el abastecimiento de dicha demanda, de acuerdo con lo establecido en el artículo 8° de la presente ley. Comentario: Resulta una opción ineficiente y contraria a los principios de descentralización de las decisiones en el mercado que el proceso de licitación de la demanda sea efectuado centralizadamente por un organismo estatal. Adicionalmente, este artículo es contradictorio con el numeral 8.3 en lo referente a que las distribuidoras ejerzan la gestión de sus licitaciones y no el Osinerg, a menos que las primeras no ejerzan tal opción Por tal razón, consideramos que debe eliminarse este numeral.. Comentario respecto a la potencia firme como límite de contratación: La LCE establece en su artículo 41, inciso f, que es función del COES “Garantizar a todos los integrantes la venta de su potencia contratada hasta el límite de su potencia firme, a precio regulado. Ningún integrante podrá contratar más potencia firme que la propia o la contratada a terceros”. Por otro lado, el artículo 43, señala que “Estarán sujetos a regulación de precios: a) Las transferencias de potencia y energía entre generadores, ...” Aquí cabe aclarar que la potencia firme es un cálculo teórico, cuya sumatoria considerando todas las centrales generadoras integrantes del COES, excede a la demanda, pues existen centrales de reserva. Por lo tanto, se efectúa un “ajuste” a la demanda, la misma que finalmente paga la bolsa de potencia a ser

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repartida entre generadores. En ese ajuste, se da la situación lógica que algunos generadores, que si bien cumplen con la restricción de no tener contratos por más que su potencia firme, resultan deficitarios en el balance de transferencias de potencia. Esto depende de qué tan contratado está cada generador respecto a su potencia firme. En este sentido, siempre existirán transferencias de potencia entre generadores. Además, debe considerarse que el procedimiento actual establece un pago variable en función al despacho de las unidades, el llamado Ingreso Adicional. Al depender este ingreso del despacho, obviamente las centrales de reserva no participan de esta bolsa, por lo cual las demás deben cobrar vía transferencias de potencia. Queremos resaltar este punto, porque hemos tomado conocimiento que el Osinerg, en sus comentarios al Proyecto de Ley Nº 12329/2004-CR del congresista Luis Heysen, ha señalado lo siguiente: “...... De igual modo se debería modificar la redacción del literal f) de modo que haga evidente que la potencia es una transacción entre generación y demanda, y no entre generadores” La Comisión de Energía ha hecho suyo este comentario, y propone modificar el inciso f) del artículo 41, como sigue:

f) .....La potencia es por tanto una transacción entre la generación y la demanda; Debemos llamar la atención que se está incurriendo en un error, porque si bien la demanda también podría participar en las transferencias de potencia efectuando retiros, ello no implica que los generadores dejen de hacerlo. Al respecto, la mejor forma de aclarar el punto es mediante un ejemplo: Supongamos que en el sistema hay solo 2 generadores y un cliente. Por simplicidad, solo existe el ingreso garantizado por potencia, y una sola barra de inyecciones y retiros. Sean G1 y G2 los generadores que participan en el COES. Pfirme G1= 20 MW G1 tiene un contrato con el cliente por 20 MW. El retiro de potencia se valoriza en US$ 100,000 (Precio de potencia = US$ 5/kW-mes). Pfirme G2 = 30 MW G2 tiene un contrato con el cliente por 15 MW. El retiro de potencia se valoriza en US$ 75,000. G1 y G2 cumplen con la restricción de no tener contratos por más potencia que su potencia firme. Sea la Máxima demanda = 40 MW Factor de ajuste = 40/50 = 0.8 (factor que iguala las suma de las potencias firms con la máxima demanda). El cliente es abastecido a través de dos contratos por un total 35 MW (20 MW con G1 y 15 MW con G2) y el saldo lo compra al spot (5 MW y la energía asociada). La Bolsa de potencia que paga la demanda es: 40 * 1000* 5 = US$ 200,000 (35 MW que recaudan los generadores de su cliente (US$ 175,000) y 5 MW que paga en cliente en el COES por su retiro sin contrato (US$ 25,000)). El Ingreso Garantizado de G1 = 20 * 1000 * 5 = US$ 100,000 El ingreso garantizado ajustado de G1 seria US$ 100,000 * 0.8 = US$ 80,000 El Ingreso Garantizado de G2 = 30 * 1000 * 5 = US$ 150,000 El ingreso garantizado ajustado de G2 seria US$ 150,000* 0.8 = US$ 120,000

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El balance de transferencias de potencia en U$ sería como sigue: Agente Inyección Retiro Saldo G1 80,000 100,000 -20,000 G2 120,000 75,000 45,000 Cliente 25,000 -25,000 200,000 200,000 0

Por lo tanto: G2 vende potencia en el mercado spot y percibe por ello US$ 20,000 de G1 y US$ 25,000 del cliente. G1, a pesar de tener contratos por una potencia igual a su potencia firme, es deficitario en el balance y debe pagar US$ 20,000 en el mercado spot. Por lo tanto, se demuestra que siempre existirán las transferencias de potencia entre generadores. Artículo 5.- El Mercado de Corto Plazo “5.3 Los Agentes deberán constituir fideicomisos u otras garantías de realización inmediata como respaldo de los retiros de capacidad y energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo.” Comentario: Considerando que la demanda no efectúa inyecciones de energía y potencia que respalden sus retiros, es lógico exigirle que presente garantías económicas para garantizar el pago de los retiros que efectúen en el mercado spot. En el caso de los generadores, se supone que al tener respaldo físico, sus retiros se encuentran garantizados. En todo caso, de mantenerse esta nueva exigencia para los generadores, deben trasladarse los costos financieros derivados de las garantías a la demanda. “5.4 El Reglamento establecerá las directivas para: .. d) los términos y condiciones para la constitución de garantías y las penalidades por su incumplimiento.” Comentarios: La falta de entrega de garantías por parte de un cliente libre o de una distribuidora para atender su mercado libre, además de una penalidad, debe acarrear que se le excluya del mercado spot hasta que cumpla con dicho requisito. En el caso de los retiros que efectúe una distribuidora en el mercado spot para atender su mercado regulado, la penalidad debe ser suficientemente elevada para evitar tal situación. Además, el incumplimiento de entrega de la garantía debe acarrear la pérdida de concesión. Artículo 6.- La operación del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo “6.3 El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso público de méritos por una Comisión de cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los Transmisores, uno de los Distribuidores, uno de los Usuarios Libres y uno de OSINERG. 6.4 Los miembros del Directorio serán personas con un mínimo de 10 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico. Con excepción de la actividad docente, mientras ejerzan el cargo no podrán desempeñar actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad, ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas. Una vez que cesen en el ejercicio del cargo, por el lapso de un año, estarán sujetos a las mismas restricciones, con excepción de las actividades en la Administración Pública. Los miembros del Directorio recibirán una retribución ordinaria mensual concordante con la naturaleza de su función y dedicación. Dicha remuneración se mantendrá durante el año posterior a su cese, salvo remoción por falta grave, periodo durante el cual estará obligado a realizar actividades académicas en universidades públicas del país.

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6.5 La designación de los miembros del Directorio será por un periodo de cinco años, pudiendo renovarse su mandato únicamente por un periodo adicional. El Directorio elige a su Presidente entre sus integrantes. 6.6 Los miembros del Directorio, sólo podrán ser removidos en caso de falta grave debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG. 6.7 En el ejercicio de sus funciones el Directorio deberá: a) garantizar a los interesados el acceso a la información sobre la operación del sistema y del mercado; b) garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo; c) adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia en el mercado eléctrico; d) publicitar sus acuerdos y decisiones que sean de interés público conforme a lo señalado en el Reglamento. 6.8 El Directorio del COES deberá informar con la periodicidad que se establezca el Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado. Dicha información deberá ser publicada, asimismo, en la página Web del COES.” Comentario: Opinamos que los agentes deben tener una participación directa en el Directorio del COES. En este sentido, apoyamos plenamente la estructura planteada por la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE). Consideramos que la independencia como tal no existe, menos aún si se considera que el grupo de personas que calificaría al cargo de Director sería muy reducido. Por otro lado, al solo poder ejercer cargos públicos durante el año posterior a su cese como Director del COES, es claro que habrán fuertes incentivos a alinearse con el estado y/o el regulador. Otro aspecto que deja en duda la independencia es que los Directores estarían sujetos a investigación por parte del Osinerg en caso se plantee su remoción. Adicionalmente, se debe considerar que un COES con un directorio “independiente” no le puede trasladar responsabilidad económica alguna a sus integrantes por las malas decisiones que se tomen o por errores de operación, como ocurre actualmente con las fallas que son atribuibles al Coordinador. Este aspecto debe aclararse en la ley. Por lo anteriormente señalado, planteamos, al igual que la SNMPE, un directorio con amplia participación de los agentes que garantice un sano equilibrio. Igualmente, y en línea con la propuesta de la SNMPE, creemos necesario que adicionalmente la ley contemple la incorporación de comités especializados que resuelvan temas relacionados a la operación del mercado, la operación del sistema y la planificación de la red de transmisión. En el comité de mercado participarían en mayor proporción los generadores, pues una de las funciones principales sería la de proponer la tarifa en barra, tema que les atañe directamente. Adicionalmente, considerando que el volumen de las transacciones entre generadores siempre será muy superior al de los distribuidores y clientes libres, quienes solamente transarían los desbalances que tuvieran respecto a sus contratos, se justifica dicha participación mayoritaria. En el comité de la planificación de la red de transmisión, participarían en mayor proporción los transmisores, quienes son los especialistas en la materia. Finalmente, en el comité de operación todos los agentes participarían en igual proporción.

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Respecto a la remuneración de los miembros del COES, consideramos que los Directores no deben recibir retribución monetaria alguna y deben ejercer el cargo por 1 año. Menos aún es aceptable que con los aportes de los agentes se remuneren a los directores durante 1 año luego de cesar en el cargo. Por otro lado, el COES no debe asumir funciones inherentes al Indecopi como las de asegurar las condiciones de competencia En todo caso, se puede señalar que el COES debe facilitar la competencia. “6.9 El Comité Consultivo estará conformado por dos representantes de cada grupo de los siguientes Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y Usuarios Libres. Sus funciones serán las de absolver las consultas que le formule el Directorio, así como proponer al Directorio mejoras a las normas y procedimientos en materia de transmisión, operación del sistema y del mercado.” Comentario: Sin perjuicio de nuestro desacuerdo con la estructura del COES que propone la Comisión, opinamos que el Comité Consultivo es una entidad meramente figurativa pues no tiene ninguna facultad, ni poder de decisión en temas de su interés como son la transmisión y las normas y procedimientos, puesto que sólo tiene la facultad de realizar propuestas. En todo caso, este Comité debería tener facultades decisorias respecto a la Planificación de la Transmisión y a las propuestas de cambios a procedimientos y normas, entre otros. Estos planes y propuestas serían elevados al MEM a través del Directorio. “6.11 El Director Ejecutivo será seleccionado mediante Concurso de Méritos convocado por el Directorio. Sólo podrá ser removido por acuerdo con mayoría reforzada del 80% del total de miembros del Directorio, en caso de falta grave debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG.” Comentario: El que sea el Osinerg en vez del Directorio el que realice el proceso de investigación en caso de falta grave del Director Ejecutivo, es un aspecto adicional que puede poner en riesgo la actuación independiente, en este caso, del Director Ejecutivo. “6.12 El Presupuesto del COES será cubierto por los Agentes con aportes proporcionales a sus ingresos, obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión para el caso de los Transmisores, y del Valor agregado de Distribución para el caso de los Distribuidores. Los Usuarios Libres y otros Agentes deberán aportar en función de las transacciones que realicen en el Mercado de Corto Plazo. El Presupuesto no podrá ser superior al 0.5% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio. El Reglamento establecerá los procedimientos y sistemas de control que garanticen el equilibrio presupuestal y la eficiencia del gasto.” Comentario: El presupuesto del COES, incluyendo lo relacionado a la coordinación de la operación, debe cubrirse con el aporte ya establecido del 1% de los ingresos netos de los agentes (sin considerar a los clientes libres) y no con un aporte adicional. Es decir, la proporción del presupuesto del COES que asuman los generadores, transmisores y distribuidores, sumada a los aportes que efectúen al Osinerg y a la DGE, no debe superar el 1% de sus ingresos netos. “6.13 Complementariamente a las funciones previstas en la Ley de Concesiones Eléctricas, el COES: a) elabora la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio, de conformidad con lo establecido en el Reglamento, previa verificación de parte de OSINERG del cumplimiento de los criterios y metodología aprobados; b) propone al OSINERG, para su aprobación, las normas y procedimientos en materia de operación y administración del Mercado de Corto Plazo; c) promueve el desarrollo de mejoras tecnológicas que incrementen la transparencia en la operación del SEIN y garantiza el acceso oportuno y adecuado de los interesados a la información sobre la operación y la planificación del sistema; d) otorga los Certificados de Capacidad y Energía;

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e) determinará y valorizará la forma más económica para la provisión de los servicios complementarios que se requieran para la operación segura y económica del SEIN y asignará responsabilidades para la remuneración de dichos servicios. Entre los servicios complementarios a suministrar se deberá considerar como mínimo: la reserva rotante, la regulación de frecuencia y la regulación de tensión o compensación reactiva.” (subrayado nuestro). Comentario: El COES elabora la propuesta de Plan de Transmisión para su aprobación por parte del MEM, según la metodología que determine Osinerg. Esta propuesta es muy riesgosa y puede resultar perjudicial para los agentes del sistema. Considerando que el planificador no asume ninguna responsabilidad y menos aún pagará por las ampliaciones al sistema de transmisión que incorpore en el Plan, existe el riesgo de sobredimensionar las instalaciones necesarias. Por ello resulta indispensable que en el proceso de planificación de la red exista un amplio debate con participación directa de los agentes que operan, utilizan y pagan por el sistema de transmisión, En este sentido, apoyamos el esquema propuesto por SNMPE, y alternativamente el planteamiento anterior que presentó la SNMPE al MEM, el cual proponía la creación de un Comité Consultivo con participación de los Agentes, COES y Osinerg, cuyo plan luego era presentado al MEM para su aprobación. Por otro lado, el MEM debe de mantener su responsabilidad normativa de aprobar las Normas y Procedimientos y no ceder dicha función al Osinerg. En el mismo sentido, pensamos que debe ser el MEM el que establezca los criterios y la metodología a aplicarse en la elaboración del Plan de Transmisión. El Proyecto de Ley debe establecer que los servicios complementarios sean pagados por la demanda, pues la demanda se verá beneficiada con un producto de mejor calidad. El mismo criterio debe aplicarse a las mejoras tecnológicas de los centros de control. Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión “7.1 El desarrollo del sistema de transmisión se realizará conforme al Plan de Transmisión, el cual se actualizará cada dos años. El Ministerio aprobará el Plan de Transmisión y los procedimientos para su determinación, conforme lo defina el Reglamento. El Plan de Transmisión tendrá carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia.” Comentario: ver comentario al numeral 6.13 “ 7.3 Para las instalaciones incorporadas en el Plan de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: a) El plazo máximo de concesión tendrá una duración de 20 años más el periodo pre-operativo; b) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios. En caso de instalaciones de Refuerzo y ampliaciones, el Ministerio podrá autorizar su ejecución directamente a las empresas concesionarias correspondientes; c) Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos sin costo alguno al Estado. Dos años previos al vencimiento de la concesión, el COES evaluará, dentro del Plan de Transmisión, la utilidad de la instalación de transmisión; d) En caso resulte conveniente continuar con su utilización, según lo señalado en el inciso precedente, el Ministerio procederá a licitar nuevamente la concesión sobre la base de una remuneración garantizada que cubra los costos de explotación. En este caso no se considerará un pago inicial al Estado por parte del nuevo concesionario. 7.4 La determinación de los cargos por transmisión tendrá como objetivo: a) La remuneración de inversiones y Refuerzos económicamente eficientes; b) Lograr estabilidad tanto en el pago de los Generadores así como en los ingresos de los inversionistas en transmisión; c) Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios de los sistemas de transmisión.

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7.5 La Base Tarifaria a ser establecida por OSINERG incluirá pagos constantes para: a) La remuneración de la inversión, calculada para un periodo de recuperación de hasta 20 años y una tasa de actualización que será como máximo la definida en el Artículo 79° de la LCE; b) Los costos eficientes de operación y mantenimiento; y c) La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado vía la tarifa. 7.6 El componente de inversión de la Base Tarifaria, para el periodo de recuperación, será igual a: a) Para el caso de nuevas instalaciones, el valor que resulte del proceso de licitación pública; b) Para el caso de las instalaciones señaladas en 7.3 que formando parte del Plan de Transmisión se vuelvan a entregar en concesión, el valor que resulte del proceso de licitación pública; c) Para el caso de Refuerzos de transmisión que formen parte del Plan de Transmisión, el costo eficiente establecido por OSINERG.” Comentario: Igual a la propuesta de la SNMPE, según carta al Ministerio de Energía y Minas del 06/06/2005. “7.7 La asignación de compensaciones por las nuevas inversiones de transmisión, consideradas dentro del Plan de Transmisión se realizará en proporción al beneficio económico que las instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores. El beneficio económico será determinado según el procedimiento establecido en el Reglamento. La asignación de beneficiarios sólo podrá ser revisada a solicitud del COES, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento. A la compensación asignada a los Usuarios se le descontará el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado será prorrateado entre ellos según el procedimiento que apruebe OSINERG. Esté último costo, será transformado en Peaje dividiendo dicho costo entre la demanda de los Usuarios y será agregado a los Precios en Barra que correspondan. La compensación asignada a los Generadores será prorrateada entre ellos sobre la base del uso de las instalaciones”. (subrayado nuestro). Comentario: En todo mercado que opere libremente, la totalidad de los costos eficientes son pagados por los consumidores finales. En este sentido, lo que estos consumidores paguen debe reflejar los verdaderos costos de generación y transporte. Por lo tanto, si una parte del costo de transmisión ya ha sido cubierta por los generadores, esto significa que la señal de precio que recibe el consumidor es incorrecta. Por lo tanto, es recomendable que los mecanismos de transferencia de estos costos sea el más directo posible. En este sentido, proponemos que toda nueva instalación sea pagada por la demanda, salvo que se trate de una línea de generación, y así evitar eventuales subsidios cruzados de parte de los generadores a los consumidores finales. Esta medida tendría un efecto directo en las señales de inversión en generación, y permitiría adelantar el plan de obras, lo cual a su vez beneficiaría a los consumidores con menores precios de generación. Sin perjuicio de lo anterior, y no obstante no concordamos con el mecanismo de reparto del pago de la transmisión que propone la Comisión, debemos señalar que el ingreso tarifario debería descontarse tanto a los usuarios finales como a los generadores a prorrata de los beneficios que obtienen. La compensación asignada a los generadores sería prorrateada sobre la base de los beneficios obtenidos. De igual manera, la propuesta de la Comisión debe contemplar una instancia de revisión de las asignación de las compensaciones, por ejemplo cada 5 años. Ver comentario en el mismo sentido a la Quinta Disposición Transitoria.

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Artículo 8°.- Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica “8.1 El proceso de Licitación, a que se refiere el artículo 4°, será llevado a cabo con la anticipación necesaria con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado. Para este fin, se agruparán las demandas no cubiertas por contratos de los Distribuidores que deseen participar en la Licitación y que demuestren que no les ha sido posible obtener ofertas de algún generador. 8.2 Los Usuarios Libres tienen la opción de solicitar su inclusión en el proceso de Licitación conforme a lo establecido en el Reglamento. 8.3 Cada año, los Distribuidores y Usuarios Libres, con demanda no cubierta con contratos, conformarán un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité decida no ejercer tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG. 8.4 El Reglamento establecerá las obligaciones de quienes participen en los procesos de Licitación, incluyendo los requisitos, fideicomisos u otras garantías que deberán otorgar las partes, así como su obligación de suscribir los contratos de abastecimiento resultantes de los procesos de Licitación. 8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación y supervisar la ejecución del mismo cuidando de evitar la concentración en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes. Para efectos de cada Licitación OSINERG establecerá un precio máximo para la adjudicación de los Contratos respectivos. Dicho precio se mantendrá en reserva durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en caso ésta sea declarada desierta.” (subrayado nuestro). Comentario: En primer lugar, consideramos muy positivo que se incluya en la LCE la posibilidad de que las distribuidoras liciten su demanda para el Servicio Público de Electricidad a precios firmes a través de contratos de largo plazo. Esta medida incentivará la contratación y las inversiones en nueva capacidad eficiente, con el consiguiente beneficio para el usuario final. En cuanto al mecanismo propuesto, opinamos que se debe permitir que cada distribuidora ejecute y organice de manera independiente un proceso de licitación y que, en caso lo crea conveniente, se agrupe voluntariamente con otras distribuidoras, o incluso con clientes libres. Osinerg limitaría su actuación a la fiscalización del proceso, lo cual es coherente con el rol que se le asigna por ley. Osinerg no debería aprobar los modelos de contrato, términos y condiciones del proceso porque se incurre en mayor intervensionismo en contra la libertad de contratación de los agentes, y tampoco debería supervisar la concentración en el tiempo de inicio y vencimiento de los contratos resultantes en las licitaciones por existir el riesgo de diferenciar entre energía vieja y energía nueva.. Si la preocupación de la Comisión son la pequeñas distribuidoras regionales del estado, consideramos que el estado a través de FONAFE puede darles la indicación de agruparse con otras distribuidoras regionales. Incluso, el estado puede formar un Holding que agrupe a las distribuidoras regionales del sur, a similitud del Holding Distriluz, el cual sumaría una potencia superior a los 200 MW. Como consecuencia de lo anterior, los clientes libres seguirían contratando como lo vienen haciendo actualmente. De igual manera, se podrían agrupar voluntariamente, de considerarlo conveniente. La inclusión de los clientes libres en los procesos licitatorios, agrupados con los distribuidores, elevaría los costos administrativos de los mismos, así como el riesgo de cobranza. En cuanto a los plazos contractuales, estos deben ser definidos por la distribuidora, sujeto a ciertos rangos que puede establecer el Reglamento. Consideraríamos muy negativo que sea el Osinerg el que determine los plazos contractuales en cada licitación, pues a través de ese mecanismo podría influir en el plan de obras de generación, licitando contratos a largo plazo cuando estime conveniente que ingrese nueva generación.

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Asimismo, podría discriminar entre los agentes que ya existen en el sistema y los nuevos entrantes, impidiendo que los existentes participen de licitaciones de largo plazo. Esto conlleva en la práctica a dividir y discriminar el sistema entre energía vieja y energía nueva. En lo referente a los precios máximos de la licitación, éstos deben de ser públicos y deben corresponder al precio de barra vigente al momento de la licitación más un x% (Precio Máximo = Precio de barra vigente + x%). Como el Proyecto de Ley no menciona el proceso a seguir si la licitación queda desierta, proponemos que se indique expresamente que en ese caso se vuelva a licitar con un precio máximo incrementado (Precio Máximo = Precio de barra vigente + y%, donde y > x). Por otro lado, debe existir obligación de adjudicar los contratos y de firmarlos, salvo que las ofertas no cumplan con las bases de licitación. No cabe la posibilidad de que no se adjudique por considerarse precios “no adecuados” o se licite para “ver precios”. Artículo 9°.- La formación de los precios a nivel generación para el Usuario Regulado “9.1 El Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados se formará a partir de: a) Precios contratados bilateralmente, teniendo como límite superior los Precios en Barra a que se refiere el Artículo 47° de la LCE: El precio a transferir será igual al promedio ponderado del precio del contrato bilateral y el Precio en Barra. b) Precios de procesos de Licitación: Serán transferidos en su totalidad en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento. c) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a las siguientes reglas: (i) Se utilizará como Precio Regulado el promedio ponderado de a) y b), y como Precio del Sistema el promedio ponderado de los costos marginales del sistema; (ii) Las transacciones de compra o venta que se destinen al mercado regulado y que se efectúen dentro del margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al Precio del Sistema menos una fracción de la diferencia entre el Precio del Sistema y el Precio Regulado. El valor de la fracción será elegido anualmente por el Distribuidor de acuerdo a lo establecido en el Reglamento, y por defecto será igual a cero; (iii) Las transacciones de compra o venta que se destinen al mercado regulado y que se efectúen en exceso al margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al precio más favorable para los usuarios que resulte de comparar el Precio del Sistema con el Precio Regulado; (iv) Las liquidaciones mensuales de las diferencias se efectuarán en el mes subsiguiente. 9.2 Para efectos de la determinación de los Precios a Nivel de Generación, los precios usados en los incisos a) y b), del numeral anterior, no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios. Comentario: Se debe aclarar que el precio en barra para los contratos que lo utilizan como referencia, sigue siendo definido en el artículo 47 de la Ley de Concesiones Eléctricas. “ 9.3 El margen de tolerancia mensual podrá variar dentro de un rango con límite inferior y superior igual a 1 y 3 veces el margen de tolerancia anual, respectivamente.” Comentario: Resulta excesiva una tolerancia mensual que llegue hasta 3 veces la tolerancia anual. Consideremos el caso de una distribuidora de Lima, cuya demanda está en torno a los 700 MW. La tolerancia anual es de 5%, que equivale en potencia a 35 MW. Esto significa que en un mes podría tener un desbalance de hasta 105 MW. Si ello ocurre en un mes de estiaje, se genera un riesgo elevado de cobranza para los generadores.

ANEXO C


Disposiciones Complementarias y Finales SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio de Barra “Los Precios en Barra que fija OSINERG, no podrán diferir, en más de 10%, de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el artículo 8°.” Comentario: No se encuentra justificación alguna a la eliminación de los precios del mercado libre como referencia, pues estaría omitiendo una señal importante del mercado. Por ello, proponemos que el precio de barra teórico se compare con un precio de referencia que incluya la señal de los precios licitados y de los precios ponderado del mercado libre. TERCERA.- Precisiones para los Suministros de Electricidad y de Gas Natural “Para los contratos de compra-venta o suministro de electricidad o de gas natural, es aplicable lo dispuesto por el inciso b) del Artículo 5 del Decreto Legislativo 701, o el que lo sustituya, de modo que quien ostenta una posición de dominio en el mercado relevante no podrá aplicar condiciones comerciales desiguales para prestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros. Sin perjuicio de la existencia de otras circunstancias que podrían justificar el establecimiento de condiciones comerciales diferenciadas, no se considera incurso dentro de dicha prohibición el establecimiento de precios o condiciones de comercialización diferenciados que respondan a divergencias existentes en los costos involucrados en las operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el tiempo de duración de los contratos, la forma de pago, las condiciones de los suministros, u otras, que se otorguen de manera general en todos los casos en que se presenten iguales condiciones.” Comentario: Se debe de eliminar esta disposición debido a que este tema es de competencia del Indecopi (discriminación de precios) y no del Osinerg. QUINTA.- Política y Criterios para la elaboración del Plan de Transmisión “La política para el desarrollo eficiente de la transmisión es definida por el Ministerio. OSINERG aprobará los criterios y metodología de planificación para la elaboración del Plan de Transmisión que incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear.” Comentario: Osinerg no debe ampliar sus funciones y emitir normas. Opinamos que debe ser el MEM quien apruebe los criterios y metodología de planificación para la elaboración del Plan de Transmisión. SÉTIMA.- Penalidades por incumplimiento de obligaciones “Constituye infracción sancionable con multa el incumplimiento de la obligación establecida en el numeral 4.1, incisos b) y d). La multa aplicable será: a) Para el caso del numeral 4.1, inciso b): 0.5 x TG x EX b) Para el caso del numeral 4.1, inciso d): (0.05 + 0.95 F) x TG x EX Siendo: TG : Costo unitario de una turbina de gas nueva de ciclo abierto, operando en Lima con gas natural, expresado en nuevos soles por kW-h. Se asume la recuperación del costo fijo en 6000 horas de operación. El costo unitario será fijado anualmente por OSINERG. EX : Energía contratada en exceso de los certificados de energía firme para el caso de los generadores, expresada en kWh; o, Energía tomada por la demanda en exceso del margen de tolerancia anual en el Mercado de Corto Plazo, expresada en kWh. F : fracción empleada en el numeral 9.1, inciso c), acápite ii).2 Comentario: Insistimos en la necesidad de eliminar la certificación de energía, más aún si se define una penalidad muy elevada que aplicaría a un concepto que se desconoce y que sería reglamentado

ANEXO C


posteriormente. En otras palabras, se le fija una penalidad a algo que no se define en la ley, por lo cual es difícil opinar si la penalidad es adecuada o no. Por otro lado, la penalidad para los generadores y distribuidores debe ser similar, debiéndose evitar la discriminación.. Proponemos que la multa para las generadoras sea: a) Para el caso del numeral 4.1, inciso b): 0.05 x TG x EX OCTAVA.- Adecuación de Potencia y Energías Firmes “El Ministerio revisará los procedimientos para determinar la Capacidad (potencia) y energía firmes definidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y los adecuará a los procedimientos de Certificados de Capacidad y Energía.” Comentario: Consideramos inoportuno que se proponga modificar los procedimientos para determinar la capacidad (potencia) y energía firmes Esta disposición propone reducir la potencia firme de las centrales hidráulicas afectando la remuneración de potencia firme de las CC.HH. Recomendamos dejar sin alteración este tema ya que sería una señal de cambio en las reglas de juego. El mecanismo actual de retribución por potencia aplica recién desde hace 2 años, luego de un período transitorio de 4 años. Bajo este mecanismo se han desarrollado proyectos como Ilo 2 (carbón), Yanango, Chimay, Huanchor y Yuncàn, los mismos que verían amenazado el retorno a la inversión efectuada. NOVENA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico “Las empresas con participación accionaria del Estado, titulares de concesiones o autorizaciones de generación o de distribución, en sus operaciones de compra-venta de electricidad se adecuarán a las condiciones establecidas en la presente Ley y su Reglamento. En los casos que resulten aplicables, dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado.” Comentario: Consideramos necesario un mecanismo que evite la interferencia del estado a través de sus generadoras en lo que se refiere a la oferta de precios en las licitaciones. DUODÉCIMA.- Propuesta de Tarifas en Barra “La propuesta de Tarifas en Barra, según lo dispuesto en el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, será presentada por el COES y por otros Agentes según lo establezca el Reglamento.” Comentario: La propuesta de Tarifas en Barra por parte de otros agentes como: Transmisores, Distribuidores, Usuarios resta seriedad a un proceso que le compete exclusivamente al COES (en la versión propuesta por la SNMPE), debido a que es un ente técnico especializado. Caso contrario, debería ser propuesta por un comité conformado exclusivamente por generadores para tal fin, contando con el apoyo técnico y administrativo del COES.

DÉCIMA CUARTA.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844 “Modifíquense los artículos 39, 41, literales d) y g), 42, 43, literal a), 45, 47, literales g), h) e i), 48, 49, 51, 52, 55, 61, 62, 63, 69 y 101, literal c), de la Ley de Concesiones Eléctricas, y añádase el literal h) al artículo 41 de la referida ley, debiendo los artículos citados quedar redactados de la siguiente manera: “Artículo 41.- Las funciones básicas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) son: (…) d) Calcular la capacidad y la energía firmes de cada una de las unidades generadoras y emitir los Certificados de Capacidad y Energía correspondientes, de acuerdo con la metodología que apruebe OSINERG;” (subrayado nuestro) Comentario: Sin perjuicio con nuestro desacuerdo con la implementación de los Certificados de Capacidad y Energía, consideramos que los procedimientos relacionados con potencia y energía firme y su respectiva metodología deben ser establecidos por el MEM y no por Osinerg.

ANEXO C


“Artículo. 51º.- Antes del 15 de enero de cada año, OSINERG recibirá, de los entes autorizados en el Reglamento, los estudios técnico-económicos de propuestas de tarifas que expliciten y justifiquen: (.…)” “Artículo. 55º.- El COES deberá entregar obligatoriamente a OSINERG y a los entes que hacen la propuesta de tarifas, la información técnica del sistema que se requiera; asimismo, OSINERG deberá hacer públicos los modelos matemáticos, programas fuente y otros elementos requeridos para el proceso de fijación de precios”. Comentario: Es inaceptable que otros agentes realicen la propuesta tarifaria y que además se haga público el know how del COES, perdiendo su especialización y la relevancia que la Ley de Concesiones Eléctricas le otorgó como ente operador del mercado.

ANEXO C


Disposiciones Transitorias PRIMERA. – Adecuación de los Contratos “Los contratos de los Generadores con Distribuidores o con Usuarios Libres firmados con anterioridad a la presente Ley continuarán vigentes hasta su culminación. Para efectos de verificar la suficiencia de oferta certificada y la que esté implícitamente comprometida en los contratos existentes, el Generador informará a OSINERG sus compromisos, de acuerdo a lo que señale el Reglamento. Los Generadores que a la entrada en vigencia de la presente Ley tengan contratada más energía que la energía certificada que les corresponde, deberán adecuarse en un plazo no mayor a dos años, sin aplicación de la penalidad señalada en la Sétima Disposición Complementaria y Final. La opción señalada en la Primera Disposición Complementaria no se aplicará a los Usuarios Libres, existentes a la entrada en vigencia de la presente Ley, hasta el vencimiento de sus contratos, salvo acuerdo de partes.” (subrayado nuestro). Comentario: La adecuación propuesta en un período de 2 años puede resultar imposible, al tener que respetarse los contratos vigentes. Este es un motivo más para eliminar los certificados de energía y potencia.

SEGUNDA. – Adecuación del COES “El COES deberá adecuar su estructura a lo establecido en la Ley dentro de los ciento veinte días (120) siguientes a la fecha de publicación de la presente Ley. La designación de los miembros del primer Directorio del COES será por un periodo de 1 año para uno de los Directores, de 2 años para el segundo Director, de 3 años para el tercer Director, de 4 años para el cuarto Director y de 5 años para el quinto Director. Las designaciones posteriores tendrán periodos de 5 años. Mientras se adecua el COES a lo señalado en la presente Ley, el Plan de Transmisión podrá ser efectuado por OSINERG”. (subrayado nuestro) Comentario:. Osinerg no debe planificar la transmisión. Proponemos que durante la adecuación del nuevo COES, el Plan de Transmisión sea ejecutado por un Comité Consultivo, según el esquema propuesto por SNMPE a la DGE. TERCERA. – Adecuación de la Referencia del Precio de Barra “Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Artículo 8° sea inferior al 20% de la demanda de energía del mercado regulado del SEIN, la comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el Artículo 53° de la Ley de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el Artículo 8° y los precios de los contratos con los Usuarios Libres. El OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones a que se refiere el Artículo 8°.” (subrayado nuestro). Comentario: El Precio de Barra Teórico debe de compararse con el precio licitado y el precio libre sin excepciones y no sólo si la energía licitada es menor al 20% de la demanda de energía del mercado regulado como se plantea en el Anteproyecto de Ley. No se comprende por qué se pretende eliminar la señal de precios del mercado libre.

ANEXO C


QUINTA.– Pago a la Transmisión Existente “Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha. Esta proporción se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado.. En el caso de la generación, será asignada sobre la base de una medida del uso que se haga de ellas y, en el caso de la demanda, se mantendrá el criterio de asignación vigente previa a la fecha de aprobación de la presente ley. El Reglamento establecerá el procedimiento a seguir.” (subrayado nuestro). Comentario: Es saludable dar estabilidad a la asignación del pago de las transmisión. Sin embargo, debería existir la posibilidad de efectuar una revisión en casos extremos, en lo cuales resulte evidente un cambio en el uso. Por ejemplo, una línea que es usada exclusivamente por una central, en un futuro podría ser utilizada también por la demanda. Esta posibilidad de revisión debería efectuarse en intervalos de tiempo mayores o iguales 5 años. SEXTA.– Licitaciones durante el periodo de transición “Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente ley, el OSINERG podrá autorizar Licitaciones para cubrir la demanda no contratada de la electricidad destinada al suministro de los Usuarios Regulados en dicho periodo. En este caso, la vigencia de los contratos no será mayor a cuatro (4) años, sin opción de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en el numeral 8.5 de la presente Ley. Estas Licitaciones podrán ser efectuadas por los Distribuidores en forma independiente, teniendo presente que el precio de la electricidad, producto de las mejores ofertas, no podrá ser superior al Precio de Barra al momento de la Licitación”. Comentario: Falta mencionarse que el Precio resultante de la licitación quedará invariable durante el plazo del contrato, salvo por la aplicación de una fórmula de indexación.

ANEXO C


ANEXO 1

PROPUESTA DE ORGANIZACIÓN DEL COES • Proponemos una modificación simple que permita la participación de todos los agentes del sector

eléctrico incluidos los clientes libres dentro de la estructura y funcionamiento del COES:

• Un Directorio, que sería la máxima autoridad del COES que esté integrado por 9 miembros,

designados de la siguiente manera: dos (2) por los generadores; dos (2) por los transmisores; dos (2) por los distribuidores; uno (1) por los clientes libres; y dos (2) independientes.

• Los directores serían designados por un período de 1 año. • Los dos directores independientes serán designados por el Ministerio a través de un concurso

público de méritos, entre profesionales con 6 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico, y deben ser independientes de las empresas del sector eléctrico y del Estado en el periodo de un (1) año anterior a su designación.

• Las principales funciones del Directorio del COES son:

• Aprueba el presupuesto (el 1% de contribución comprende al OSINERG, MINEM y COES).

• Los acuerdos adoptados por los tres Comités son vinculantes para el Directorio. • En el caso de que existan conflictos al interior de cada uno de los Comités que no pudieron

ser resueltos por sus integrantes, el Directorio procederá a resolverlos. • Aprueba los estatutos y estados financieros.

• Los Comités de Operación del Mercado, Operación del Sistema y de Planificación de Red estarán conformados según lo indicado en el gráfico precedente, y resuelve sobre los temas de operación del mercado, operación del sistema y planificación de red, respectivamente. En caso de existir conflictos al interior de cada Comité estos son elevados al Directorio.

• El Comité de Operación de Mercado tomará las decisiones relativas a la propuesta de la tarifa en

barra.

Directorio

Gerente General

Comité de Planificación de

la Red

Operación del

Mercado

Operación del Sistema

Planificación de la Red

5 G 2 D 1 T 1 L

2 G 2 T 2 D 2 L

2 G 2 T 2 D 1 CL 2 IND

4 T 2 G 1 D 1 L

COES

Comité de Operación del

Mercado

Comité de Operación del Sistema

ANEXO C


• El Presupuesto del COES será cubierto por los integrantes del Sistema con aportes proporcionales a

sus ingresos o del ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión en el caso de los Transmisores, del Valor Agregado de Distribución en el caso de los Distribuidores, y de las compras de electricidad en el caso de los Clientes Libres. El Presupuesto del COES así como los aportes al OSINERG y al MEM no podrán ser en conjunto mayor al 1% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio.

ANEXO C


C1.4. LUZ DEL SUR S.A.A.

COMISIÓN MEM – OSINERG CREADA POR LEY N° 28447

Anteproyecto de Ley


Lima, 15 de junio de 2005

ANEXO C


ANTEPROYECTO DE LEY (Modificaciones sugeridas por Luz del Sur S.A.A.)


EXPOSICIÓN DE MOTIVOS FUNDAMENTOS: El proyecto de Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, que se presenta a consideración del Congreso de la República, responde a la preocupación del Estado peruano, plasmada en la Primera Disposición Final de la Ley N° 28447, que dispuso la creación de una Comisión que elabore un proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica mediante la: i) incorporación de mecanismos de mercado; ii) mecanismos de mitigación de riesgos a través de precios firmes; iii) desarrollo de nuevas inversiones de generación; iv) competencia por el mercado; y, v) criterios para el tratamiento de las conexiones internacionales. En cumplimiento del encargo conferido, la referida Comisión ha elaborado el anteproyecto de Ley indicado, el cual se fundamenta en los conceptos, problemática y propuestas de solución que se resumen a continuación. De la experiencia recogida en los últimos 13 años de aplicación de la legislación eléctrica en Perú, el diagnóstico evidencia que existen problemas en la operación del mercado que deben corregirse a efectos de lograr un desarrollo eficiente de la generación eléctrica y el consecuente bienestar social, habiéndose identificado los siguientes problemas y debilidades que deben corregirse:

ANEXO C


• Un equipamiento de generación que bajo el método de costos marginales, refleja lo

excesivamente sensible del sistema al comportamiento hidrológico y al incremento de la demanda, lo que ocasionalmente da lugar a grandes discrepancias entre los precios regulados y el precio del mercado de corto plazo;

• La falta de un parámetro o elemento de medición eficaz que permita conocer o establecer

oportunamente el costo y el nivel de reserva o de seguridad del abastecimiento con que cuenta el sistema;

• El alto grado de discrecionalidad, tanto del ente regulador en la determinación de los

precios de generación, como del Ministerio en la fijación de variables que inciden en dichos precios;

• La asimetría establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas que obliga a los

distribuidores a tener contratos para cubrir la demanda de su concesión, como mínimo para los dos años siguientes, pero sin una obligación equivalente de los generadores;

• La falta de oportunidad de la demanda para modificar su consumo en respuesta a las

señales de escasez o abundancia contenida en los precios; carencia que requiere la adopción de medidas que incluyen el acceso de los distribuidores y clientes libres al mercado de corto plazo, a fin de poder liquidar sus compromisos de compra de potencia y energía; y,

• La falta, en la Ley de Concesiones Eléctricas, de disposiciones que protejan al sistema

de la insuficiencia de generación para abastecer la demanda con seguridad y a precios eficientes. Específicamente, la ausencia de mecanismos que permitan identificar oportunamente el riesgo real de insuficiencia y de precios excesivos de generación, enviando señales de escasez, a fin de orientar a la demanda a un comportamiento eficiente en relación con los recursos disponibles y a la oferta, en relación con potenciales oportunidades de inversión.

La propuesta de solución a los problemas identificados se refleja en el presente proyecto de Ley, que incorpora al marco legal medidas concretas, complementarias entre sí y debidamente estructuradas, que son esenciales para asegurar la suficiencia de una oferta de generación eficiente y un mercado competitivo. Dichas medidas son las siguientes: • Corregir las deficiencias detectadas en el marco legal para asegurar el desarrollo de la

oferta y el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía eléctrica, mediante mecanismos de libre competencia que aseguren, a costos eficientes, la suficiencia de la generación en el sistema, perfeccionando las reglas del mercado de corto plazo, previendo los requerimientos de transmisión y perfeccionando la asignación de sus costos con criterios de estabilidad. Para este fin, se contemplan medidas que a futuro protejan contra el desabastecimiento de energía, activando mecanismos correctivos con antelación;

• Eliminar barreras de entrada al mercado, a fin de alcanzar un mercado competitivo; • Propiciar señales de precios que incentiven el uso racional y económico de la energía y

que proporcionen a la oferta y demanda la oportunidad para responder a ellas racionalmente, participando en la formación de precios que incentiven las decisiones correctas de inversión. Ni la oferta, ni la demanda deben tener restricciones de acceso a los recursos e instalaciones esenciales que permitan incrementar la competencia en todo el territorio nacional;

ANEXO C


• Se debe reducir, en la medida de lo posible, la intervención del ente regulador en la

fijación de precios, enfatizando más su función como supervisor del funcionamiento eficiente y seguro del mercado, y propiciando que los precios sean fijados por las señales del mercado. En caso que se requiera su intervención para establecer determinados requisitos o lineamientos, éstos deben ser previsibles y sustentados objetivamente;

• Certificar la capacidad de generación de las plantas con energía y potencia (capacidad)

firme. Los certificados de capacidad y energía firmes de las plantas servirán para medir si la demanda prevista cuenta con la suficiente garantía de abastecimiento. Se exigirá que todo contrato de suministro sea efectuado con energía y potencia certificadas. De esta manera se tendrá la seguridad que la demanda ha contratado energía y capacidad suficientemente confiables;

• Ordenar y estandarizar los contratos de suministro de energía entre generadores y

distribuidores, a fin de poder evaluar objetiva y permanentemente la disponibilidad de energía suficiente para el abastecimiento normal del Servicio Público de Electricidad a precios eficientes;

• Facilitar la instalación de las nuevas plantas de generación que el sistema requiera

cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y oportuno de la demanda; • Incorporar procesos de licitación a precios firmes, cuando se determine que existe en el

mediano plazo demanda no cubierta por contratos de suministro. Los contratos de suministro de mediano o largo plazo, que se suscriban al precio fijo resultante de la licitación, reducirán los niveles de riesgo, tanto para los consumidores, como para la oferta, y harán más factibles las nuevas inversiones, facilitando a los nuevos inversionistas el financiamiento de sus proyectos de inversión, ampliando con nuevos agentes la oferta de generación y, por ende, la competencia en y por el mercado;

• Establecer un Operador Independiente como institución indispensable para garantizar el

acceso en condiciones no discriminatorias al mercado y a la operación del sistema, instalaciones y recursos que resultan esenciales para un mercado plenamente competitivo.. El Operador Independiente tendrá a su cargo la operación del sistema, y del mercado de corto plazo, así como la conducción de los estudios de Planificación de la Transmisión, según las directivas previamente aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas. COES reestructurado será la base de dicha institución;

Con las medidas propuestas, la presente ley espera alcanzar los siguientes objetivos: • Mantener los principios económicos que sirven de base al Decreto Ley N° 25844, Ley de

Concesiones Eléctricas, para la determinación de los precios de generación, por cuanto se estima que representan la forma más eficiente para desarrollar la generación eléctrica y favorecer el bienestar social;

• Corregir, en la Ley de Concesiones Eléctricas, las deficiencias que se identificaron como

barreras para el desarrollo de la competencia en el mercado de generación, e incorporar las medidas necesarias para fomentar dicha competencia;

• Reducir, en tanto sea posible, la intervención administrativa del ente regulador para la

determinación de los precios de generación, prefiriendo soluciones de mercado cuando éstas sean posibles;

ANEXO C


• Asegurar, a precios eficientes, la suficiencia de generación que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a los riesgos de precios excesivos y de racionamiento prolongado por falta de energía, con un mínimo de intervención.

• Lograr que las tarifas reflejen las condiciones del mercado. EFECTOS DE LA VIGENCIA DE LA LEY SOBRE LA LEGISLACIÓN NACIONAL El proyecto de Ley, materia de la presente Exposición de Motivos complementa el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, perfeccionando sus reglas e instituciones..


La presente Ley no irrogará gastos al Estado y permitirá el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, coadyuvando al bienestar social de la población, asegurando el abastecimiento oportuno de la generación eléctrica y propiciando la competencia mediante mecanismos de incentivos para atraer a nuevos inversionistas y nuevas inversiones y el acceso a instalaciones y recursos esenciales. Lo anterior traerá como consecuencia tarifas más convenientes para la sociedad. El proyecto de ley permitirá el desarrollo de la transmisión eléctrica para facilitar la participación de proyectos de generación en el abastecimiento de la demanda, incrementándose así la seguridad en el sistema eléctrico. Asimismo, el proyecto reducirá los problemas de asimetría de información, garantizando la transparencia y libre flujo de la misma, facilitando de esta manera la respuesta de la demanda a los precios y logrando un abastecimiento racional que derive en precios eficientes de la electricidad.

ANEXO C


LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE

LA GENERACIÓN ELÉCTRICA Artículo 1.- Definiciones

1.1 Todas las expresiones de la presente ley que contengan palabras en cursiva, ya sea en plural o singular, y que empiezan con mayúscula, tienen los significados que se indican en el glosario de definiciones en el Anexo de esta Ley.


2.1 Es de interés público y responsabilidad del Estado garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad.


3.1 La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de: a) asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del

sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía;

b) reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado; y,

c) adoptar las medidas necesarias para asegurar la efectiva competencia en el mercado de generación.

3.2 Con este propósito se establecen los principios a los que debe sujetarse el desarrollo de los diversos aspectos que por estar íntimamente relacionados forman un conjunto interdependiente que comprende los siguientes aspectos:

a) Reglas de contratación entre Generadores y Distribuidores o Usuarios Libres;


c) La institucionalidad y nuevas funciones del Comité de Operación Económica del Sistema (COES);

d) El marco legal de la transmisión;

e) Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica;


Artículo 4.- De los Contratos 4.1 Los contratos de los Generadores con Distribuidores, Usuarios Libres y otros Agentes

se sujetarán a los siguientes requerimientos básicos:


b) Ningún generador podrá contratar más Capacidad y energía que las certificadas, sean éstas propias o contratadas con terceros. Los Certificados de Capacidad y Energía se otorgan sobre la base de la metodología aprobada por el Ministerio;

c) Los contratos de suministro de electricidad, destinada a los Usuarios Libres y a los Usuarios Regulados, deberán especificar, en forma separada para cada uno de los mercados, los compromisos de capacidad y de energía, así como los plazos comprometidos. La energía podrá contratarse, a opción de los compradores, en bloques o asociada a la potencia contratada. En cualquier caso, deberán señalarse

ANEXO C


los límites de tolerancia para la asignación de la responsabilidad del Generador en la garantía del suministro;

d) Los Distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de la demanda anual de sus Usuarios Regulados. Para fines de control ex post, se aceptará un margen de tolerancia anual para la potencia y energía no contratadas o contratadas en exceso. El margen máximo de tolerancia anual será de 5% del total de la demanda, de sus Usuarios Regulados.. El margen de tolerancia mensual podrá variar dentro de un rango con límite inferior y superior igual a 1 y 3 veces el margen de tolerancia anual, respectivamente. El Reglamento establecerá los respectivos procedimientos, así como los criterios para su revisión;

Comentario: Si los Usuarios Libres tienen la libertad de adquirir sus requerimientos de potencia y energía en el Mercado de Corto Plazo y no tienen obligación de celebrar contratos de mediano o largo plazo, no debiera exigirse a los Distribuidores la obligación de contratar la demanda de sus Usuarios Libres.

De otro lado, se especifica que el margen de tolerancia opera no sólo para los defectos de contratación sino para los excesos, con el objeto de concordar lo establecido en la sección 3.1.d) con lo dispuesto en el artículo 9.1.d).

Por técnica legislativa se ha agregado a la sección 4.1.d) la disposición contenida en el artículo 9.3.

e) OSINERG definirá las condiciones mínimas de los contratos de suministro de

electricidad para atender la demanda de los Usuarios Regulados.

4.2 Los Distribuidores pueden comercializar potencia y energía a los Usuarios Libres en

todo el territorio nacional. Comentario: Por técnica legislativa se propone reubicar los numeral 4.2 y 4.3 en el artículo 8°, que regula las licitaciones.


5.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores, Distribuidores, Usuarios Libres y todos aquellos Agentes que cumplan con las condiciones establecidas en el Reglamento.

5.2 Las operaciones en el Mercado de Corto Plazo se efectúan a los Costos Marginales de

Corto Plazo nodales. 5.3 Los Agentes deberán constituir fideicomisos u otras garantías de realización inmediata

como respaldo de los retiros de capacidad y energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo.

5.4 El Reglamento establecerá los lineamientos para:

a) el funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo;

b) las reglas para la liquidación de las operaciones realizadas en el Mercado de Corto Plazo;

c) las condiciones y requisitos a las que se encuentra sujeta la participación de los Agentes en las operaciones del Mercado de Corto Plazo;

d) los términos y condiciones para la constitución de garantías y las penalidades por su incumplimiento.

ANEXO C


Artículo 6.- La operación del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo 6.1 COES es una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho Público.

Está sujeta al régimen de la actividad privada. Está conformado por un Directorio, un Comité Consultivo y la Dirección Ejecutiva.

6.2 Las decisiones de COES obligan a todos los Agentes.

6.3 El Directorio, es la máxima autoridad de COES y estará integrado por cinco miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso público de méritos por una Comisión de cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los Transmisores, uno de los Distribuidores, uno de los Usuarios Libres y uno de OSINERG.

6.4 Los miembros del Directorio serán personas con un mínimo de 10 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico.

Con excepción de la actividad docente, mientras ejerzan el cargo no podrán desempeñar actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad, ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas. Una vez que cesen en el ejercicio del cargo, por el lapso de un año, estarán sujetos a las mismas restricciones.

6.5 Los miembros del Directorio recibirán una retribución ordinaria mensual concordante con la naturaleza de su función y dedicación. Dicha remuneración se mantendrá durante el año posterior a su cese, salvo remoción por falta grave, periodo durante el cual estará obligado a realizar actividades académicas en universidades públicas del país.

6.6 La designación de los miembros del Directorio será por un periodo de cinco años, pudiendo renovarse su mandato únicamente por un periodo adicional. El Directorio elige a su Presidente entre sus integrantes.

6.7 Los miembros del Directorio, sólo podrán ser removidos en caso de falta grave, debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG.

6.8 En el ejercicio de sus funciones, el Directorio deberá:


b) garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo;

c) adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia en el mercado eléctrico;

d) publicitar oportunamente los acuerdos y decisiones que sean de interés público conforme a lo señalado en el Reglamento.

6.9 El Directorio de COES deberá informar con la periodicidad que establece el Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado. Dicha información deberá ser publicada, asimismo, en el portal de internet de COES.

6.10 El Comité Consultivo estará conformado por dos representantes de cada grupo de los siguientes Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y Usuarios Libres. Sus funciones serán las de absolver las consultas que le formule el Directorio, así como proponer al Directorio mejoras a las normas y procedimientos en materia de transmisión, operación del sistema y del mercado.

6.11 La Dirección Ejecutiva es el órgano ejecutivo del COES, estará constituida por la

ANEXO C


Dirección de Operaciones del Sistema, la Dirección del Mercado y la Dirección de Planificación de Transmisión, cuyas funciones son las establecidas en el Reglamento.

6.12 El Director Ejecutivo será seleccionado mediante concurso de méritos convocado por el Directorio. Sólo podrá ser removido por acuerdo con mayoría reforzada del 80% del total de miembros del Directorio, en caso de falta grave debidamente comprobada y fundamentada, previo proceso de investigación a cargo de OSINERG.

6.13 El Presupuesto de COES será cubierto por los Agentes con aportes proporcionales a sus ingresos, obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto de venta de capacidad y energía en el caso de los Generadores, ingresos por transmisión para el caso de los Transmisores, y del Valor Agregado de Distribución para el caso de los Distribuidores. Los Usuarios Libres y otros Agentes deberán aportar en función de las transacciones que realicen en el Mercado de Corto Plazo. El Presupuesto no podrá ser superior al medio por ciento (0,5%) de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio. El Reglamento establecerá los procedimientos y sistemas de control que garanticen el equilibrio presupuestal y la eficiencia del gasto.

6.14 Complementariamente a las funciones previstas en la Ley de Concesiones Eléctricas, COES:




d) otorga los Certificados de Capacidad y Energía;

e) determina y valoriza la forma más económica para la provisión de los servicios complementarios que se requieran para la operación segura y económica de SEIN y asigna responsabilidades para la remuneración de dichos servicios. Entre los servicios complementarios a suministrar se deberá considerar como mínimo: la reserva rotante, la regulación de frecuencia y la regulación de tensión o compensación reactiva.

Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión 7.1 El desarrollo del sistema de transmisión se realiza conforme al Plan de Transmisión,

el cual se actualizará cada dos años. El Ministerio aprueba el Plan de Transmisión y los procedimientos para su determinación, conforme lo define el Reglamento. El Plan de Transmisión tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia.

7.2 Las compensaciones por el uso de instalaciones nuevas, que no formen parte del Plan de Transmisión, están sujetas a lo dispuesto por el Artículo 62° de la Ley de Concesiones Eléctricas y a lo que establezca el Reglamento.

7.3 Para las instalaciones incorporadas en el Plan de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) El plazo máximo de concesión tendrá una duración de 20 años, además del periodo pre-operativo;

b) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios. En caso de instalaciones de Refuerzo y ampliaciones, tendrán preferencia las empresas

ANEXO C


concesionarias correspondientes, mediante autorización del Ministerio, para su ejecución directa por dichas empresas;

c) Una vez vencido el plazo de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos sin costo alguno al Estado. Dos años previos al vencimiento de la concesión, COES evaluará, dentro del Plan de Transmisión, la utilidad de la instalación de transmisión;

d) En caso resulte conveniente continuar con su utilización, el Ministerio procederá a licitar nuevamente la concesión sobre la base de una remuneración garantizada que cubra los costos de explotación. En este caso, no se considerará un pago inicial al Estado por parte del nuevo concesionario.

7.4 La determinación de los cargos por transmisión tiene como objetivos:

a) Remunerar las inversiones y los Refuerzos económicamente eficientes;

b) Lograr estabilidad y predictibilidad tanto respecto al pago que deban hacer la generación y la demanda, como los ingresos de los concesionarios de transmisión;

c) Establecer las obligaciones de pago que corresponden a todos los usuarios de los sistemas de transmisión.

7.5 La Base Tarifaria a ser establecida por OSINERG incluirá pagos constantes para:

a) La remuneración de las inversiones, calculadas para un periodo de recuperación de hasta 20 años y con una tasa de actualización que será la definida en el Artículo 79° de la LCE;

b) Los costos eficientes de operación y mantenimiento; y,

c) La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado vía la tarifa.

7.6 El componente de inversión de la Base Tarifaria, para el periodo de su recuperación, será igual a:


b) Para el caso de las instalaciones señaladas en el numeral 7.3, inciso d), el valor que resulte del proceso de licitación pública;

c) Para el caso de Refuerzos y ampliaciones de transmisión que formen parte del Plan de Transmisión, el costo eficiente establecido por OSINERG previamente a su ejecución o licitación, sobre la base de lo estipulado en el Artículo 59° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

7.7 La asignación de compensaciones por las nuevas inversiones de transmisión, consideradas dentro del Plan de Transmisión se realizará en proporción al beneficio económico que las instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores. El beneficio económico será determinado según el procedimiento establecido en el Reglamento. La asignación de beneficiarios sólo podrá ser revisada a solicitud de COES, de acuerdo a lo que establece el Reglamento.

7.8 A la compensación asignada a los Usuarios se le descontará el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado será prorrateado entre ellos según el procedimiento que apruebe OSINERG. Este último costo será transformado en Peaje, dividiéndolo entre la demanda de los Usuarios y será agregado a los Precios en Barra que correspondan.

7.9 La compensación asignada a los Generadores será prorrateada entre ellos sobre la base del uso de las instalaciones.

ANEXO C



8.1 Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen la obligación de informar a OSINERG su demanda de electricidad que no se encuentre contratada, proyectada para un horizonte no menor de cinco años, según lo especificado en el Reglamento. Con la misma antelación deberán comunicar la parte de la demanda no contratada que deseen agregar a la Licitación.

Comentario: Se ha ampliado el plazo del horizonte de proyección a cinco años, con el objeto de garantizar la realización de licitaciones oportunas, que permitan un abastecimiento adecuado y a precios eficientes. 8.2 Sobre la base de la información proporcionada por los Distribuidores y Usuarios Libres,

OSINERG podrá iniciar el proceso de Licitación para garantizar el abastecimiento de dicha demanda, de acuerdo con lo establecido en el presente artículo.

8.3 El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para cumplir con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado. Para este fin, se agruparán las demandas no cubiertas por contratos de los Distribuidores y Usuarios Libres que deseen participar en la Licitación, conforme a lo establecido en el Reglamento.. . Se programarán Licitaciones escalonadas para abastecer la demanda, las cuales serán adjudicadas con una antelación no menor de tres años al inicio de la obligación de suministro bajo el respectivo contrato.

Comentario: El problema en el sistema no solamente es el desabastecimiento, sino la existencia de una reserva ineficiente y una oferta de generación concentrada. Con las modificaciones propuestas se incide en tres aspectos fundamentales para asegurar precios eficientes y competencia por el mercado: (i) licitaciones oportunas, realizadas con la debida antelación. No debe esperarse a que haya carencia de oferta, porque si no se corre el riesgo de obtener precios más altos, al existir un estado de necesidad; (ii) eliminar la necesidad de acreditar la falta de contratación para poder participar en la licitación, por cuanto se considera que la participación de los distribuidores en la misma es una decisión empresarial. Además, las licitaciones se rigen por condiciones económicas distintas a la contratación bilateral, ya que en las primeras rigen precios firmes, en tanto que en las segundas las condiciones económicas son determinas por OSINERG periódicamente, a través de la fijación de Tarifas en Barra, con el riesgo regulatorio consiguiente; (iii) se propone el mecanismo de licitaciones “escalonadas” en el tiempo, para evitar barreras legales de entrada a nuevas inversionistas, que no podrían participar en una licitación cuya obligación de suministro se inicie en el corto plazo. 8.4 Los Distribuidores y Usuarios Libres con demanda no cubierta con contratos, podrán

conformar un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité no ejerza tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG. En los casos en que no se obtengan ofertas de abastecimiento suficientes para cubrir toda la demanda, se priorizará la asignación de estas ofertas a la atención de la demanda de los Usuarios Regulados.

Comentario: Se ha eliminado la obligación de realizar licitaciones anuales, porque ello resulta inconsistente con un planeamiento de largo plazo.

8.5. Alternativamente, los Distribuidores podrán realizar Licitaciones a título individual, siempre que superen el volumen mínimo establecido en el Reglamento y con sujeción a las disposiciones que éste establezca.

Comentario: Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen necesidades de abastecimiento, cláusulas especiales de potencia, energía, puntos de suministro, y muchas particularidades

ANEXO C


que pueden diferir entre sí. No parece tener sentido forzarlos a unirse en un Comité para hacer la Licitación. Si se cumple con el criterio de economía de escala, no existe razón para que los Distribuidoras no puedan convocar Licitaciones para atender su demanda individual. De esta manera, se dinamiza el mercado, permitiendo que responda oportunamente a las necesidades de abastecimiento de los concesionarios, que difieren en oportunidad. Adicionalmente, debe tenerse presente que una Licitación convocada por un distribuidor con solvencia empresarial permitirá obtener precios más competitivos, los cuales redundarán en beneficio de todos los usuarios regulados del país, a través del mecanismo de redistribución previsto en el artículo 9.4.

8.6 El Reglamento establece las obligaciones de quienes participen en los procesos de Licitación, incluyendo los requisitos, fideicomisos u otras garantías que deberán otorgar las partes, así como su obligación de suscribir los contratos de abastecimiento resultantes de los procesos de Licitación.

8.7 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación y supervisar su ejecución, promoviendo la desconcentración de la oferta de generación y el escalonamiento en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes.

8.8 Para efectos de cada Licitación, OSINERG establecerá un precio máximo para la adjudicación de los contratos respectivos. Dicho precio se mantendrá en reserva durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en caso ésta sea declarada desierta.

8.9 Los contratos que se celebren como consecuencia de un proceso de Licitación podrán fijar plazos de suministro de hasta 15 años. Asimismo, deberán contener las correspondientes fórmulas de reajuste de precios, utilizando factores de costos que no sean del control del adjudicatario.

Artículo 9°.- La formación de los precios a nivel generación para el Usuario Regulado 9.1 El precio a nivel generación para los Usuarios Regulados se formará a partir de:

a) Precios contratados bilateralmente: El precio a transferir será igual al promedio ponderado del Precio en Barra y el precio del contrato bilateral que no exceda los Precios en Barra a que se refiere el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

b) Precios obtenidos en procesos de Licitación: Serán transferidos en su totalidad. c) Precios del Mercado de Corto Plazo: Serán transferidos de acuerdo a las

siguientes reglas: (i) Se utilizará como Precio Regulado el promedio ponderado de a) y b), y como

Precio del Sistema el promedio ponderado de los Costos Marginales de Corto Plazo aplicables a las transacciones realizadas por un Distribuidor en un mes determinado;

(ii) Las transacciones de compra o venta que se destinen a los Usuarios Regulados y que se efectúen dentro del margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al Precio del Sistema menos una fracción de la diferencia entre el Precio del Sistema y el Precio Regulado. El valor de la fracción será elegido anualmente por el Distribuidor de acuerdo a lo establecido en el Reglamento, y por defecto será igual a cero;

(iii) Las transacciones de compra o venta que se destinen a los Usuarios Regulados y que se efectúen en exceso al margen de tolerancia mensual, originarán transferencias de precios que serán equivalentes al precio más favorable para los Usuarios que resulte de comparar el Precio del Sistema con el Precio Regulado;

ANEXO C


(iv) Las liquidaciones mensuales de las transacciones se efectuarán en el mes subsiguiente. Anualmente se hará la liquidación correspondiente en función del margen de tolerancia anual, conforme a lo que establezca el Reglamento, aplicándose dicho ajuste al periodo tarifario siguiente.

9.2 Para efectos de la determinación de los precios a nivel de generación, los precios

usados en los incisos a) y b), del numeral anterior, no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.

Comentario: Por técnica legislativa, el numeral 9.3 ha sido reubicado en el artículo 4.1.d). 9.4 El Reglamento establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios

Regulados, a fin de que el Precio Regulado sea único en el SEIN excepto por el efecto de las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión.


10.1 La comercialización de electricidad entre Agentes de países vecinos y de Perú se rige por los principios establecidos en los acuerdos multilaterales o bilaterales correspondientes; así como por el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.

ANEXO C



PRIMERA.- Nueva opción para Usuarios Libres Los Usuarios con una máxima demanda anual comprendida dentro del rango que se establezca en el Reglamento podrán acogerse, a su elección, a la condición de Usuario Libre o Usuario Regulado. El cambio de condición requerirá de un preaviso de 3 años, salvo aceptación de un plazo menor por parte del Distribuidor.

Ante el cambio del nivel de demanda establecido para calificar como Usuario Libre y el rango de demanda que se exige para poder ejercer la opción establecida en párrafo anterior, el Reglamento deberá prever los mecanismos adecuados para evitar que los contratos de suministro celebrados por el Distribuidor excedan la nueva demanda de sus Usuarios Regulados, de tal forma que el Distribuidor no supere los márgenes de tolerancia establecidos.

Comentario: El Margen de tolerancia no puede verse afectado por razones fuera del control de la distribuidora. La reducción del umbral para calificar como cliente libre es un acto de imperio del Estado, que por tanto no puede perjudicar al distribuidor que ha contratado la demanda en función de un umbral distinto y en cumplimiento de su obligación de contratar el 100% de la demanda de sus Usuarios Regulados. De no incorporarse esta provisión, se va a crear el incentivo perverso de que los Distribuidores no estén dispuestos a contratar por un plazo mayor al del preaviso que deben dar dichos usuarios para pasar a la categoría de libres.

SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio de Barra Los Precios en Barra que fija OSINERG, no podrán diferir, en más de 10%, de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el artículo 8°. TERCERA.- Ampliación del margen de tolerancia por insuficiencia de Licitaciones En caso que los Distribuidores no puedan contratar el total de la demanda de sus Usuarios Regulados como consecuencia de que las Licitaciones no sean convocadas oportunamente o sean declaradas desiertas, los retiros que efectúen los Distribuidores del sistema para abastecerla serán al Costo Marginal del Mercado de Corto Plazo. En ese supuesto, los márgenes de tolerancia anual y mensual, a que se refiere el artículo 4.1.d), se verán incrementados en la magnitud requerida para atender la demanda no contratada de los Usuarios Regulados. Lo dispuesto en esta disposición será aplicable a partir del 1° de enero de 2008. Comentario: Puesto que es posible que se produzcan desfases entre el inicio del suministro producto de las Licitaciones y la atención de la demanda de los Usuarios Regulados, debe normarse este supuesto. Recogiendo el principio de que los precios regulados deben reflejar las condiciones de mercado y las señales de escasez, se propone que en caso de licitaciones desiertas o postergadas, la demanda sin contratos de los Usuarios Regulados sea adquirida en el Mercado de Corto Plazo, a costo marginal. Tratándose de una contingencia no imputable al distribuidor, debe ampliarse el margen de tolerancia para que los precios sean transferibles en su integridad a los Usuarios Regulados.

ANEXO C


CUARTA.- Precisiones para los Suministros de Electricidad y de Gas Natural Para los contratos de compra-venta o suministro de electricidad o de gas natural, es aplicable lo dispuesto por el inciso b) del Artículo 5 del Decreto Legislativo 701, o el que lo sustituya, de modo que quien ostenta una posición de dominio en el mercado relevante no podrá aplicar condiciones comerciales desiguales para prestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros. Sin perjuicio de la existencia de otras circunstancias que podrían justificar el establecimiento de condiciones comerciales diferenciadas, no se considera incurso dentro de dicha prohibición el establecimiento de precios o condiciones de comercialización diferenciados que respondan a divergencias existentes en los costos involucrados en las operaciones vinculados con los volúmenes contratados, el tiempo de duración de los contratos, la forma de pago, las condiciones de los suministros, u otras, que se otorguen de manera general en todos los casos en que se presenten iguales condiciones. QUINTA.- Promoción de Proyectos hidroeléctricos El Ministerio, dentro de su función promotora de nuevas inversiones, deberá implementar la evaluación del potencial nacional de proyectos hidroeléctricos y de fuentes no convencionales de energía, y eventualmente poner a disposición de los futuros inversionistas una cartera de proyectos de inversión con perfiles desarrollados. SEXTA.- Política y Criterios para la elaboración del Plan de Transmisión La política para el desarrollo eficiente de la transmisión es definida por el Ministerio. OSINERG aprueba los criterios y metodología de planificación para la elaboración del Plan de Transmisión que incluye, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear. SETIMA.- Armonización del marco legal de transmisión La calificación de las instalaciones señalada en el Artículo 58° de la Ley de Concesiones Eléctricas, vigente a la promulgación de la presente Ley, no será materia de revisión, ni aplicada para las nuevas instalaciones. La compensación asignada a los Usuarios y el Peaje, establecidos en los numerales 7.7 y 7.8, de la presente Ley se sumarán a los conceptos del Costo de Transmisión y Peaje por Conexión a que se refieren los Artículos 59° y 60° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Decreto Supremo N° 059-96- PCM, (Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos) y de la Ley 27133, otorgadas antes de la entrada en vigencia de la presente ley, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión. Cuando los contratos de concesión suscritos al amparo del D.S. 59-96-PCM no contemplen el incremento de la compensación del concesionario por los Refuerzos que deban efectuarse en sus redes para posibilitar la interconexión con otras redes, el valor de estos Refuerzos será reconocido por OSINERG como parte de la inversión realizada por la contraparte que solicita el acceso o la interconexión.

ANEXO C


OCTAVA.- Penalidades por incumplimiento de obligaciones A partir del 1° de enero de 2008, constituirá infracción sancionable con multa el incumplimiento de la obligación establecida en el numeral 4.1, incisos b) y d). La multa aplicable será: a) Para el caso del numeral 4.1, inciso b):

0.5 x TG x EX b) Para el caso del numeral 4.1, inciso d):

(0.05 + 0.95 F) x TG x EX Siendo:

TG: Costo unitario de una turbina de gas nueva de ciclo abierto, operando en Lima con gas natural, expresado en nuevos soles por kW-h. Se asume la recuperación del costo fijo en 6000 horas de operación. El costo unitario será fijado anualmente por OSINERG.

EX : Energía contratada en exceso de los certificados de energía firme para el caso de los generadores, expresada en kWh; o, Energía tomada por la demanda en exceso del margen de tolerancia anual en el Mercado de Corto Plazo, expresada en kWh.

F: fracción empleada en el numeral 9.1, inciso c), acápite ii). En ningún caso la multa podrá exceder el equivalente del 1% de las ventas anuales de la empresa sancionada.

La penalidad mencionada en el inciso b) precedente no será de aplicación en caso que la falta de contratación de la demanda de los Usuarios Regulados se origine en causas que no sean imputable a la Distribuidora.

NOVENA.- Adecuación de Potencia y Energías Firmes El Ministerio revisará los procedimientos para determinar la Capacidad (potencia) y energía firmes definidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y los adecuará a los procedimientos de Certificados de Capacidad y Energía. DECIMA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico Las empresas de distribución con participación accionaria del Estado, se encuentran exoneradas del cumplimiento de los procedimientos previstos en el Decreto Supremo No. 83-2004-PCM en lo que respecta a sus operaciones de compra-venta de electricidad Dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado, de conformidad con las disposiciones establecidas en la presente Ley. UNDECIMA.- Medidas para la promoción de la Generación Distribuida y Cogeneración eficiente

Las unidades de Generación Distribuida y Cogeneración, interconectadas a SEIN y calificadas como sujetas a promoción conforme al Reglamento, tendrán como garantías:

a) la venta de sus excedentes no contratados de energía al Mercado de Corto Plazo,

ANEXO C


asignados preferentemente al Generador de mayor Desbalance (de compra) en dicho mercado;


c) el despacho forzoso en caso de disponibilidad declarada por el titular, hasta el límite de potencia señalada en el Reglamento, con el valor de su energía fijada por el sistema.

DUODÉCIMA.- Adecuación de COES

Las disposiciones de la presente Ley referidas a la modificación de la composición y estructura de COES no implican una alteración al régimen jurídico aplicable en materia laboral, tributaria, financiera y de contrataciones por las que actualmente se rige.

DÉCIMA TERCERA.- Propuesta de Tarifas en Barra

La propuesta de Tarifas en Barra, según lo dispuesto en el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, será presentada por COES para el SEIN y por los Agentes para los otros sistemas eléctricos que no formen parte de aquél, según lo establecido en el Reglamento.

DÉCIMA CUARTA.- Expedición de Reglamentos

El Poder Ejecutivo expedirá el Reglamento de la presente Ley, dentro de los ciento ochenta (180) días calendario siguientes a la fecha de su publicación.

DÉCIMA QUINTA.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844 Falta modificar más artículos…… Modifíquense los artículos 39, 41, literales d) y g), 42, 43, literal a), 45, 47, literales g), h) e i), 48, 49, 51, 52, 53, 55, 61, 62, 63, 66, 69 y 101, literal c), de la Ley de Concesiones Eléctricas, y añádase el literal h) e i) al artículo 41 de la referida ley, debiendo los artículos citados quedar redactados de la siguiente manera:

“Artículo 39º.- El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene como finalidad coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo, garantizar la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos y la administración del mercado de corto plazo, además de otras que le asigne la ley.

Para tal efecto, la operación de las centrales de generación, de los sistemas de transmisión, de las instalaciones de conexión a la transmisión de los distribuidores y las de los usuarios sujetos al régimen de libertad de precios se sujetarán a las disposiciones de este Comité.”

“Artículo 41º.- Las funciones básicas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) son:

ANEXO C


(…)

d) Calcular la potencia y energía firme de cada una de las unidades generadoras y emitir los Certificados de Capacidad y Energía correspondientes, de acuerdo con el procedimiento que establece el Reglamento;

(…)

g) Elaborar y proponer al Ministerio, para su aprobación, las normas y procedimientos en materia de la operación del sistema y del mercado;

h) Administrar el Mercado de Corto Plazo; y,

i) Otras que señale expresamente el Reglamento.”

“Artículo 42º.- Los Precios en Barra reflejarán los costos marginales de suministro en cada barra y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.”

“Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:

a) La liquidación de, los Desbalances que se registren en la ejecución de los contratos de suministro mediante operaciones de compra y venta de electricidad y, las transacciones destinadas a los usuarios sujetos al régimen de libertad de precios, que se realicen en el Mercado de Corto Plazo, de acuerdo con el mecanismo establecido en la Ley.

Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador;

(….)”

“Artículo 45º.- Las ventas de electricidad a un Distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan como máximo a las Tarifas en Barra a que se refiere el artículo 47 o, de ser el caso, a los precios resultantes de los procesos de Licitación supervisados u organizados por OSINERG.

El Distribuidor, para la demanda de sus Usuarios Regulados, tiene la opción de liquidar sus Desbalances en el Mercado de Corto Plazo o mediante acuerdo de partes con un Generador. En este último caso, el Generador asume el resultado económico de dichos Desbalances.”

“Artículo 47º.- Para determinar las Tarifas en Barra, los entes autorizados en el Reglamento, -COES para SEIN y los Agentes para los otros sistemas eléctricos-, efectuarán los cálculos correspondientes en la siguiente forma:

(….)

g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de potencia y energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48°. Estos factores serán iguales a 1,00 en las barras en que se fijen los precios básicos nodales.

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor nodal de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de la presente Ley; y,.

i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a

ANEXO C


cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.”

“Artículo 48º.- Los factores nodales de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales y la capacidad del sistema de transmisión.”

“Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Peaje de dicho sistema.”

“Artículo 51º.- Antes del 15 de enero de cada año, OSINERG recibirá, de COES y de los Agentes autorizados en el Reglamento, los estudios técnico-económicos de propuestas de tarifas que expliciten y justifiquen:

(.…)”

“Artículo 52º.- OSINERG comunicará a COES y los Agentes, a que se refiere el artículo anterior, sus observaciones debidamente fundamentadas.

El ente responsable deberá absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.

(….)”

“Artículo 53°.- …… ……….. “Artículo 55º.- COES deberá entregar obligatoriamente a OSINERG la información técnica del sistema que se requiera; asimismo, OSINERG deberá hacer públicos los modelos matemáticos, programas fuente y otros elementos requeridos para el proceso de fijación de precios”.

“Artículo 61º.- OSINERG fijará cada cuatro años los peajes y sus respectivas fórmulas de reajuste mensual, los cuales serán publicados en el Diario Oficial "El Peruano", entrando en vigencia el 1° de mayo[F1].”

“Artículo.62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del sistema de transmisión o del sistema de distribución serán regulados por OSINERG.

Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes del sistema de transmisión y/o del sistema de distribución serán resueltas por OSINERG.

Las instalaciones de transmisión necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores.

Las instalaciones de transmisión necesarias para retirar electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente.

Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por OSINERG conforme se señala en el Reglamento”.

ANEXO C


“Artículo 63º.- Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden:


b) Los Peajes del sistema de transmisión; y


“Artículo 66º.- El Valor Agregado de Distribución se calculará considerando determinados Sectores de Distribución Típicos, -sobre la base de los sistemas eléctricos de distribución-, que serán establecidos por el Ministerio, a propuesta de OSINERG, de acuerdo al procedimiento que fije el Reglamento.”

“Artículo 69º.- Con los Valores Agregados de Distribución, obtenidos según los artículos precedentes, y los componentes a) y b) señalados en el artículo 63°, OSINERG estructurará un conjunto de precios para cada concesión.”

“Artículo 101°.- Es materia de fiscalización por parte de OSINERG:

(….)

c) El cumplimiento de las funciones asignadas por Ley a COES

(….)”

DÉCIMASEXTA.- Derogatorias A partir de la vigencia de la presente Ley, quedarán sin efecto aquellas disposiciones del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, así como aquellas normas modificatorias y complementarias que se opongan a lo dispuesto en la presente Ley.

ANEXO C


Disposiciones Transitorias PRIMERA. – Adecuación de Contratos Los contratos de los Generadores con Distribuidores o con Usuarios Libres firmados con anterioridad a la presente Ley continuarán vigentes hasta su culminación. Para efectos de verificar la suficiencia de oferta certificada y la que esté implícitamente comprometida en los contratos existentes, el Generador informará a OSINERG sus compromisos, de acuerdo a lo que señale el Reglamento. Los Generadores que a la entrada en vigencia de la presente Ley tengan contratada más energía que la energía certificada que les corresponde, deberán adecuarse en un plazo no mayor a dos años, sin aplicación de la penalidad señalada en la Sétima Disposición Complementaria y Final. La opción señalada en la Primera Disposición Complementaria no se aplicará a los Usuarios Libres, existentes a la entrada en vigencia de la presente Ley, hasta el vencimiento de sus contratos, salvo acuerdo de partes. SEGUNDA. – Adecuación del COES COES deberá adecuar su estructura a lo establecido en la Ley dentro de los ciento veinte días (120) siguientes a la fecha de publicación de la presente Ley. La designación de los miembros del primer Directorio del COES será por un periodo de 1 año para uno de los Directores, de 2 años para el segundo Director, de 3 años para el tercer Director, de 4 años para el cuarto Director y de 5 años para el quinto Director. Las designaciones posteriores tendrán periodos de 5 años. Mientras COES se adecue a lo señalado en la presente Ley, el Plan de Transmisión podrá ser iniciado por OSINERG. TERCERA. – Adecuación de la Referencia del Precio de Barra Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Artículo 8° sea inferior al 20% de la demanda de energía de los Usuarios Regulados de SEIN, la comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el Artículo 53° de la Ley de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones indicadas en el Artículo 8° y los precios de los contratos con los Usuarios Libres. OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones a que se refiere el Artículo 8°. CUARTA. – Remuneración de Servicios Complementarios Los mecanismos vigentes de remuneración de los servicios complementarios seguirán aplicándose sin alteración, hasta la aprobación del Reglamento de la presente Ley. QUINTA. – Pago a la Transmisión Existente Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha. Esta proporción se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. Las instalaciones de transmisión que sirven a la generación, serán asignadas sobre la base del uso que se haga de ellas y las instalaciones de transmisión que sirven a la demanda, mantendrán el criterio de asignación vigente previo a la fecha de publicación de la presente ley. El Reglamento establecerá el procedimiento a seguir. SEXTA. – Licitaciones durante el periodo de transición Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente ley, OSINERG podrá convocar

ANEXO C


Licitaciones para cubrir la demanda agregada de los Distribuidores no contratada, destinada al suministro de los Usuarios Regulados. En este caso, la vigencia de los contratos a ser adjudicados no será mayor a cuatro (4) años, sin opción de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en el numeral 8.5 de la presente Ley. Comentario: No se requiere de una autorización legal para que los distribuidores convoquen a licitaciones privadas que tenga como la Tarifa en Barra. Mas bien, se propone incorporar una disposición transitoria que permita a OSINERG convocar a una licitación que cubra la demanda de corto plazo de las Distribuidoras, sin la antelación exigida por el artículo 8°.

ANEXO C


ANEXO

Definiciones 1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores,

Distribuidores, Usuarios Libres, importadores y exportadores de electricidad y Comercializadores.

2. Base Tarifaria.- Monto anual a reconocer por las nuevas instalaciones de transmisión que se utilizará para el cálculo de las tarifas y compensaciones de transmisión.

3. Capacidad.- Para efectos de la presente Ley, se considerará como sinónimo de potencia.

4. Certificados.- Se refiere indistintamente a los certificados de capacidad o de energía, determinados a partir de la Potencia Firme y Energía Firme respectivamente, según el procedimiento que establece el Reglamento. En el caso de la energía firme, la hidrología seca será determinada con una probabilidad de excedencia no menor al 95%.

El certificado poseerá una validez de 10 años desde su fecha de emisión hasta su eventual renovación, y podrá ser revisado a solicitud del interesado o cuando se produzcan circunstancias que en opinión de COES ameriten su revisión. Un certificado perderá validez si la unidad es retirada del servicio por un periodo superior a 90 días.

5. COES.- Comité de Operación Económica del Sistema, creado por la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, responsable de la operación del sistema y del mercado cuyo objetivo y funciones se establecen en el Art. 6° de la Ley.

6. Cogeneración.- Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales. Para efectos de la adquisición del gas natural, la cogeneración será considerada como generación.

7. Comercializador.- Persona jurídica autorizada por el Ministerio para comprar y vender electricidad a otros Agentes en cualquier lugar del territorio nacional, de acuerdo a las condiciones y requisitos establecidos en el Reglamento. En caso de desempeñar otra actividad como Agente del sector, deberá mantener contabilidad separada para cada actividad.

8. Costo Marginal de Corto Plazo.- Costo de abastecer una unidad adicional del producto en cualquier barra del sistema de generación-transporte. Éste varía por barra o nodo.


10. Desbalance.- Diferencia entre la cantidad contratada y la cantidad producida o entre la cantidad contratada y la cantidad consumida. El Desbalance puede ser de potencia y/o de energía.


12. Generadores.- Titulares de una concesión o autorización de generación. En la generación se incluye la cogeneración y la generación distribuida.

13. Generación Distribuida.- Instalación de generación con capacidad no mayor a la señalada en el Reglamento, conectada directamente a la red de un concesionario de distribución eléctrica[F2].

ANEXO C


14. Interconexión Regional.- Sistema de transmisión eléctrica destinada al comercio de electricidad entre Agentes de países vecinos.

15. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).- Decreto Ley N° 25844, promulgado el 6 de noviembre de 1992, y sus modificatorias.

16. Licitación.- Proceso de concurso público internacional para el suministro de electricidad en condiciones de competencia, supervisados u organizados por OSINERG.

17. Mercado de Corto Plazo.- Debe entenderse como tal al mercado en tiempo real donde se transan los Desbalances de los contratos de potencia, energía y otros necesarios para la operación de SEIN.


19. Peaje.- Parte de la compensación de los sistemas de transmisión que será asignada a los Usuarios.

20. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, que identifica, bajo un análisis centralizado, los requerimientos de inversión en equipamiento de transmisión para un horizonte no mayor de 10 años. Éste debe producir un plan estratégico de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones. Abarca instalaciones nuevas e instalaciones de refuerzo, excluyendo las señaladas en el Artículo 62° de LCE.

21. Refuerzos.- Son las inversiones realizadas por un concesionario sobre redes y subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad establecidos en las leyes aplicables y aquellas necesarias para permitir el libre acceso a las redes y las interconexiones. No constituyen Refuerzos aquellos egresos que sean considerados como gasto de acuerdo a las leyes aplicables o aquellas inversiones que superen el monto definido en el Reglamento.

22. Reglamento.- Reglamentos de la presente Ley, de la Ley de Concesiones Eléctricas, de Licitaciones, y/o de transmisión



25. Usuarios.- Consumidores finales de electricidad localizados en Perú.

26. Usuarios Libres.- Usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o capacidad que consumen.

27. Usuarios Regulados.- Usuarios sujetos a regulación de precios por la energía o capacidad que consumen.

ANEXO C


C1.5. Ing. Rolfi Alarcón (Consultor)

COMENTARIOS Y SUGERENCIAS AL ANTEPROYECTO DE LA LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA ARTICULO 4.- DE LOS CONTRATOS 4.1 Los contratos…. a) Todo contrato debe contar con garantía física de abastecimiento acreditado por Certificados de Capacidad y Energía. b) Ningún generador podrá contratar mas energía y capacidad que la certificada, sean propias o contratadas con terceros. Los certificados de capacidad y energía se otorgan sobre la base de la metodología aprobada por el Ministerio. Comentario: Si el objetivo es reducir la volatilidad de precios se debe estimular la contratación de forma que el generador asuma el riesgo de la volatilidad y eventualmente también de los riesgos de falta de suministro. Es una decisión de cada generador determinar el nivel de contratación que desea tener, lo usual es dejar un porcentaje al spot y el resto contratarlo, por lo tanto vemos que la exigencia de una certificación no es necesaria. Si se diera el caso de un generador que contrata más de su potencia y energía firmes, el generador asume todas las consecuencias comerciales que se pueden derivar de tal exceso de contratación, es decir existe una auto-limitación de riesgo y comercial que los generadores afrontan. Este tipo de restricción o límites a la contratación por Ley solo se justificarían si hubiera una contratación excesiva a futuro que no deje lugar para nuevos proyectos, caso contrario a lo que ha sucedido en el Perú, por tanto no es el caso aplicarla. Por otra parte, los ingresos por potencia son tan vitales en la decisión de inversión que no debería, de mantenerse la exigencia de los certificados, dejarse indefinida la metodología de calculo y su relación con las potencias y energía firmes. d) Los Distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de su demanda anual….. Comentario: Consideramos que esta disposición le limita la participación de los distribuidores en el mercado de corto plazo (Objetivo 3.2 b de la propuesta de Ley) a solo los

ANEXO C


márgenes de tolerancia. El 5% es muy reducido. 4.3 OSINERG…podrá iniciar el proceso de Licitación para garantizar el

abastecimiento de dicha demanda. Comentario: Consideramos que el OSINERG debe propiciar y exigir el inicio de los procesos de Licitación, no debiera iniciarlos por si misma, todo el proceso conduce a una relación privada entre agentes en el cual el Órgano Supervisor debe mantenerse como tal, manteniendo las atribuciones dadas en el art. 4.1. e) y el art. 8. ART. 5.-MERCADO DE CORTO PLAZO 5.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores,

Distribuidores, Usuarios Libres y todos los agentes que cumplan con las condiciones establecidas en el Reglamento.

Comentario: Consideramos necesario que se determine cuales son “todos los agentes..”, que serian participantes en el mercado de corto plazo y las condiciones que deban cumplir. Si es que los autoproductores, cogeneradores y comercializadores van a poder acceder al mercado de corto plazo, esto debiera estar así establecido en esta Ley.. 5. 3 Los Agentes deben constituir fideicomisos u otras garantías…como respaldo. Comentario: Preguntamos, será exigible a todos los agentes? Cual seria la base de cálculo del importe de las garantías? Entendemos que a nivel de empresas generadoras no han habido problemas de pago de las transacciones en el mercado spot. Al incorporarse los distribuidores y en particular otros agentes, si pudiera ser necesario una garantía cuyas bases de calculo no deben desincentivar la compra en el spot. ART. 6.- OPERACIÓN DEL SEIN Y ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO DE CORTO PLAZO 6.3 Sobre la Comisión de selección de los directores. Comentario: Se recomienda mencionar que la comisión estará presidido por el representante del OSINERG y que las decisiones serán por voto mayoritario. 6.13 Sobre las funciones complementarias del COES: Comentario: d) Consideramos innecesario el otorgamiento de los certificados de capacidad y energía, por lo explicado en el numeral art. 4.

ANEXO C


ART. 7.- ADECUACIÓN DEL MARCO LEGAL DE LA TRANSMISIÓN 7.5 Base Tarifaría:

a) ….tasa de actualización… como máxima la definida en la LCE.

Comentario: A fin de promover la inversión en la transmisión, seria conveniente definir en la Ley como se determinaría la tasa de actualización. Esto es vital para el inversionista.

ART. 8.- MEDIDAS PREVENTIVAS PARA ASEGURAR EL ABASTECIMIENTO OPORTUNO DE ENERGÍA ELÉCTRICA 8.1 El proceso de Licitación………permitir el desarrollo de nuevas inversiones de generación…. Comentario: Es una de los aportes más valiosos de la Ley permitir la participación en las licitaciones de los proyectos en desarrollo. Sin embargo, es muy importante que se precise que nivel de desarrollo se requerirá a los proyectos de generación que participen en las licitaciones de energía? Por ejemplo: -contar con concesión preliminar? -contar con la solicitud de concesión definitiva presentada? -contar con la concesión definitiva obtenida? -contar con el financiamiento asegurado en un 30%?

8.3 El proceso de Licitación…….se agruparan las demandas no cubiertas por contratos de los Distribuidores… Comentario: Lo normal es que cada empresa desarrolle su proceso de licitación. Podría ser solo una opción la agrupación de demandas y se conformen comités multiempresariales para llevar adelante una licitación de compra de energía. Teniendo presente que los requerimientos mínimos son fijados por el OSINERG así como también la aprobación de las bases de las licitaciones, lo más realista es que cada empresa lleve adelante su proceso de licitación, ad-a.C. a sus necesidades.

La posibilidad de que la licitación sea realizada por el OSINERG no es conveniente, reiteramos lo indicado en el numeral 4.3.

8.5 Es responsabilidad del OSINERG aprobar las bases…., establecerá un precio máximo para la adjudicación de los Contratos respectivos.

Comentario: Si estamos de acuerdo con la idea que haya un precio máximo para cada licitación, pero consideramos necesario que se ponga las bases de cálculo de este precio

ANEXO C


máximo, si el objetivo es reducir la discrecionalidad del regulador entonces se debe explicitar los criterios y bases de estos precios máximos.

Quizás sea un error de redacción el hecho de el precio máximo se hace publico solo si se declara desierta? Consideramos que si se declara desierta por falta de postores se debe mantener en reserva el precio máximo calculado. Si fuera declarado nulo o desierto por tener la mejor oferta un precio mayor al máximo, si debería hacerse publico. Podría también considerarse que, antes de declarar desierto o nulo un proceso en que la mejor oferta excediera el precio máximo, la opción de que se solicite al mejor ofertante la aplicación del precio máximo, por si lo aceptara.

ART. 9.- FORMACIÓN DE PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN PARA USUARIO REGULADO

9.1

c) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo de acuerdo… ii)… El valor de la fracción será elegido anualmente por el distribuidor, según el Reglamento y por defecto será igual a cero. Comentario: No esta muy claro que se persigue con esta disposición. El principio general es que el precio del mercado de corto plazo debe ser transferido en su totalidad al usuario regulado, quizás mediante un mecanismo de reliquidación ex post. No es dable que se pretenda que el generador ni el distribuidor asuma los desbalances que pudieran surgir con respecto al precio regulado. iii) Las transacciones de compra o venta….y que se efectúen en exceso del margen de tolerancia mensual originaran transferencia de precios que serán equivalentes al precio más favorable para los usuarios que resulte de comparar el precio del sistema con el precio regulado.

Comentario: Similar al comentario anterior, si la intención es penalizar los excesos respecto a la tolerancia, debiera aplicarse una penalidad por incumplimiento a la norma, ya sea que los precios hayan sido favorables o no para el usuario.

ART. 10.- INTERCONEXIONES REGIONALES 10.1 …. Por los principios establecidos en los acuerdos multilaterales o bilaterales

correspondientes, así como el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.

ANEXO C


Comentario: No vemos ningún aporte especial en este tema, si bien el texto propuesto es lo lógico, el problema surge cuando estos acuerdos multilaterales o bilaterales no son adecuadamente tratados, como ha sido el caso de la interconexión con el Ecuador. Aspectos como el encarecimiento de costos marginales debido a la exportación de energía y la aplicación del IGV, entre otros temas, deberían ser revisados y tratados en el Reglamento. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS Y FINALES Primera.- Nueva Opción para Usuarios Libres. …..El cambio de condición requerirá un preaviso de 3 años, salvo aceptación de un plazo menor por el Distribuidor. Comentario: Es un plazo demasiado largo, debiera ser un año. Para un cliente industrial o comercial 3 años es largo plazo, así no se incentiva su incorporación al mercado de corto plazo, que es el objetivo de la Ley. Tercera.- Precisiones para suministros de Electricidad y de Gas natural Comentario: Preguntamos si es conveniente seguir manteniendo indefinidamente precios preferenciales para la generación eléctrica en base a gas natural? El gas natural es un bien no renovable, con precios de oportunidad altos y además es un comodity, con precio variable con la demanda y la oferta a nivel internacional. Esta nueva situación obliga a redefinir las condiciones comerciales de la venta del gas natural. Cuarta.- Promoción de Proyectos Hidroeléctricos. Comentario: Consideramos que es necesario mayor apoyo para este tipo de proyectos, es insuficiente el contenido de este artículo. Entendemos que la política sobre el uso de recursos energéticos debe tener un tratamiento amplio que podría exceder los alcances de la presente Ley y/o sus plazos aunque lo ideal seria definirlo en esta ocasión. Octava.- Adecuación de Potencia y Energía Firmes. El Ministerio revisara los procedimientos para determinar la capacidad y energía firme definidas en el Reglamento de la LCE y los adecuara a los procedimientos de Certificados de Capacidad y Energía.

ANEXO C


Comentario: Queda sin definir en la Ley un aspecto importante para el inversionista, los ingresos por capacidad. No esta establecida la relación entre los valores de los certificados y las capacidades y energía firmes. Se debería revisar los procedimientos de determinación de capacidad y energía firmes a fin de que se otorgue cierta estabilidad de ingresos al inversionista. Si el objetivo es incentivar la generación eficiente, es hora pues de cortar la variabilidad y complejidad del cálculo de las potencias y energías firmes. Esto es vital para los inversionistas. Décima.- Medidas para la promoción de la generación distribuida y cogeneración eficiente.

a) Las ventas de sus excedentes no contratados …se asignan preferentemente al generador de mayor desbalance.

Comentario: Se recomienda que estas ventas se asignen a todos los generadores con desbalance en forma proporcional a la magnitud del mismo. El uso del término preferente crea indefinición y asignar solo al generador de mayor desbalance no se justifica.

Disposiciones Transitorias Tercera.- Mientras la energía adquirida mediante Licitación sea inferior al 20%... Comentario: Nos parece que el 20% es bajo, se recomienda mantener la comparación con los precios libres y el de las licitaciones hasta que la energía contratada bajo licitaciones sea mayor al 30% de la demanda de energía del mercado regulado.

Lima, 24 de Junio del 2005

ANEXO C


C1.6. Señor Congresista Jhony Peralta

ANEXO C


ANEXO C


C1.7. Ing. William Soto

PROPUESTA DE ELECTROCENTRO S.A.

“PROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACION ELECTRICA”

Disposiciones Complementarias y Finales DECIMA CUARTA.- Modificaciones al Decreto Ley No. 25844 ......( )

“Artículo. 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del sistema de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por OSINERG. Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del sistema de transmisión y/o del sistema de distribución serán resueltas por OSINERG. Las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores. Las instalaciones necesarias para transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas integralmente por la demanda correspondiente. Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por el OSINERG conforme se señala en el Reglamento”.

COMENTARIO Este párrafo de la Ley, es la principal causa que ocasiona la elevación en las tarifas de SST en las localidades más alejadas del país (sierra y selva). El ente regulador desconoce las inversiones en líneas y subestaciones, así como los costos de operación y mantenimiento afectando directamente a las concesionarias. Este hecho, se convierte en una limitante para las inversiones en el Sector Eléctrico. El modelo actual es perjudicial para los usuarios que en estas localidades tienen tarifas elevadas que limitan su desarrollo. Aún considerando que Osinerg no reconoce las inversiones y costos de operación y mantenimiento reales para los SST. Como es sabido, que los STP son pagados por todos y por tanto la tarifa de transmisión resultante es reducido y de poco impacto en todos los usuarios; el mismo criterio sería apropiado para los SST, resultando en tarifas más reducidas para los usuarios y se estaría contribuyendo hacia el desarrollo de las zonas más alejadas de la región central del país. Contando con tarifas más uniformes o planas en el país.

ANEXO C


Propuesta .... ( ) Las instalaciones necesarias para transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión y/o un Sistema Secundario de Transmisión, deberán ser remuneradas integralmente por la demanda correspondiente. Añadir el numeral 4.4 al Artículo 4.- De los Contratos COMENTARIO En el Proyecto de Ley, no se aprecia en ninguna parte un enunciado claro que obligue a las generadoras a presentarse a las Licitaciones para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica a las distribuidoras. Por lo tanto si las distribuidoras que se presentan a las licitaciones serán o porque las generadoras no le han presentado ofertas o estas no han sido las convenientes para sus requerimientos, tal como sucede ahora en la que las generadoras no quieren contratar con las distribuidoras. Propuesta 4.4 Las generadoras deberán participar obligatoriamente con sus Certificados de Capacidad

y Energía a los procesos de Licitación. El reglamento deberá definir las condiciones

8.3 Cada año, los Distribuidores y Usuarios Libres, con demanda no cubierta

con contratos, conformarán un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité decida no ejercer tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG.

COMENTARIO Se requiere dejar claro como deberá estar conformado el Comité y cual será el procedimiento de su conformación, así mismo las fechas o períodos en las que podrán conformarse Propuesta 8.3 Cada año, los Distribuidores y Usuarios Libres, con demanda no cubierta con

contratos, conformarán un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité decida no ejercer tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG. La conformación del Comité se establecerá en el Reglamento.

PLANTEAMIENTO Dada la coyuntura actual en la que las empresas distribuidoras no contamos con un sistema que nos garantice el abastecimiento oportuno de energía eléctrica para satisfacer las necesidades de energía de nuestros clientes, sugerimos que se incremente la capacidad de generación propia de las distribuidoras, de tal manera que puedan cubrir los déficit de compra de energía.

ANEXO C


C1.8. Red de Energía del Perú (REP)

Lima, 30 de junio del 2005 GG- -2005. Ingeniero Glodomiro Sánchez Mejía Ministro Ministerio de Energía y Minas Presente.- Estimado Ingeniero Sánchez: Reciba cordiales saludos. Con relación al Anteproyecto de Ley: "Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica" (“el Anteproyecto”) elaborado por la Comisión creada por la Ley N° 28447 promulgada a fines de diciembre del año 2004, le manifestamos que nos hemos acogido a los términos de la carta remitida por la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía (“SNMPE”). El crecimiento de la economía del país, está originando un crecimiento importante de la demanda en forma continúa, a tasas entre el 5% y 6% anual, presentando necesidades de nuevas fuentes de generación eléctrica; en consecuencia, se requieren mayores redes de transmisión para llevar la electricidad hasta los centros de consumo. Es de hacer notar que actualmente ya se tiene insuficiencia de transmisión en varios puntos de la red que está originando problemas de congestión y la previsión que éstos se agudizarán a límites insostenibles en el próximo quinquenio, a menos que se encuentre un esquema para incentivar el desarrollo de la transmisión. En resumen, la insuficiencia de transmisión puede resultar un freno para el desarrollo del país. En particular, queremos hacer los siguientes comentarios complementarios a los indicados en la carta de la SNMPE:

• El Anteproyecto establece que las nuevas inversiones en transmisión serán licitadas bajo un esquema BOOT, siendo remuneradas solamente durante un período de 20 años hasta ser amortizadas y permaneciendo la propiedad de éstas en el estado. Luego, estas instalaciones serán concesionadas mediante una nueva licitación, bajo el esquema RAG. Dichas licitaciones se realizarían dentro del marco de la legislación y regulación eléctrica y por tanto estarían sujetas a las modificaciones de dicho marco normativo, como es el caso actual de las concesiones de transmisión otorgadas conforme a la Ley de Concesiones Eléctricas, es decir que no tendrán la estabilidad legal que tienen hoy los Contratos Ley de concesión al sector privado de obras públicas de infraestructura, del tipo como se ha concesionado la inversión en infraestructura de transmisión durante los últimos años (Transmantaro, Redesur, Isa Peru y REP). Al respecto, si bien nuestra empresa estaría dispuesta a participar en estos tipos de convocatorias, consideramos que no son la forma más eficiente ni conveniente de convocar inversión, porque conllevan incremento de los costos y tarifas de transmisión, ya que en cada convocatoria las empresas deberán incluir riesgo regulatorio adicionalmente a los riesgos del negocio; así mismo, consideramos que sería preferible un plazo mayor de remuneración estabilizada que podría ser de 25 años y que se

ANEXO C


otorguen condiciones de estabilidad regulatoria y tributarias, tal como actualmente tienen los Contratos Ley (BOOT o RAG).

Pag. 2/2.

GG- -2005.

• Un tema que consideramos importante para posibilitar las inversiones en transmisión y que ha sido ignorado en el Anteproyecto, es el tema de la calidad del servicio de transmisión, el cual consideramos debe estar basado en la adecuada disponibilidad de los equipos. La Ley debe establecer el principio por el cual exista un adecuado equilibrio entre los riesgos de operación de la transmisión y su retribución, para evitar que la reglamentación sobre calidad introduzca las distorsiones. desproporciones e iniquidades que hoy tiene la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. La transmisión no puede ser penalizada en función a interrupciones u otros efectos en el suministro de electricidad, en cuya comercialización no participan los transmisores y que dependen de factores externos como fallas de terceros, la capacidad de generación disponible, la configuración de la red (existencia o no de respaldos o redundancias), el despacho de generación o los requerimientos de la demanda.

• Con relación al tratamiento para la inversión espontánea, ejecutada por iniciativa privada fuera del plan de transmisión, consideramos que la Ley debe reconocer la libre contratación privada y bilateral, respecto de inversión y retribución en transmisión, constituyendo obligaciones exigibles únicamente entre las partes no pudiendo producir efectos respecto de otros agentes, pero que garantice el acceso abierto, para lo cual deberá existir una regulación de los cargos por transmisión que sea aplicable a los terceros.

En conclusión, desde nuestro punto de vista, consideramos que es urgente efectuar cambios en la Ley de Concesiones Eléctricas, en lo referente a la estructura y organización del COES y al marco regulatorio de la transmisión, que promocione las inversiones y garantice el desarrollo del sector eléctrico, preferiblemente teniendo en cuenta las anotaciones que hemos incluido. Reiteramos nuestra convicción, que el mecanismo de consulta y búsqueda de acuerdos, que bien ha liderado su despacho, así como la disposición del Viceministerio, Osinerg y demás personas involucradas son la forma más apropiada de obtener el mejoramiento en las condiciones de inversión en beneficio de todos el país. Sin otro particular, agradecemos anticipadamente la atención que se sirvan brindar a la presente. Atentamente, Carlos Ariel Naranjo Gerente General

REP, La Energía de la Gente

Cc: Vice Ministro de Energía, OSINERG, SNMPE, GO,Archivo

ANEXO C


C1.9. Defensoría del Pueblo

OPINIÓN SOBRE EL ANTEPROYECTO DE LEY ELABORADO POR LA COMISIÓN CREADA POR LA LEY Nº 28447 “LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO

EFICIENTE DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA El presente informe contiene la opinión de la Defensoría del Pueblo en relación al Anteproyecto de Ley elaborado por la Comisión creada por la Ley Nº 28447, denominado “Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica”, publicado en la página web del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG. EL ANTEPROYECTO DE LEY El Anteproyecto de Ley elaborado por la Comisión creada por la Ley Nº 28447 propone importantes cambios a la normativa en materia de generación eléctrica. Entre los que se encuentran:

a) La reestructuración del Comité de Operación Económica del Sistema –COES-, lo cual incluye la elección de su directorio a través de un concurso público y la incorporación de un Comité Consultivo con representantes de los operadores y clientes libres del sistema. El objetivo de estos cambios es permitir al COES la independencia suficiente para cumplir con las nuevas responsabilidades que se le asignan, entre las que se encuentran la planificación del sistema de transmisión, la regulación y operación de un nuevo mercado spot, y el otorgamiento de certificados de capacidad y energía firmes;

b) El establecimiento de la obligación de que los contratos de abastecimiento cuenten con potencia y energía certificadas, de manera que las plantas de generación sólo puedan obligarse contractualmente hasta los límites indicados en sus certificados de capacidad y energía firmes;

c) Incorporar procesos de licitación (subasta) a precios firmes, cuando se determine que existe en el mediano plazo demanda no cubierta por contratos de suministro, como un mecanismo para evitar los déficit de generación futuros;

d) Conformar un nuevo mercado de corto plazo o mercado spot en el que participen a los generadores, distribuidores y usuarios libres agentes que representan a la demanda, es decir a las empresas distribuidoras, de tal manera que la demanda pueda reaccionar a las señales de abundancia o escasez reflejadas en los precios, introduciendo así mas mecanismos de mercado y reduciendo la intervención del regulador para lograr un comportamiento eficiente del sistema.

INDEPENDENCIA DEL OPERADOR DEL SISTEMA Y DEL MERCADO DE CORTO PLAZO Entre las modificaciones contenidas en el Anteproyecto, nos parece importante resaltar la referida a la necesidad de independencia en el Operador del Sistema y del Mercado de Corto Plazo. Estimamos que los cambios propuestos en el Anteproyecto de Ley, mencionados en el acápite anterior, tienen como supuesto primordial, la garantía de que el nuevo COES será una entidad verdaderamente independiente, operada con criterios de eficiencia y en cuya dirección no se encuentren representados los intereses de las empresas y otros agentes, porque esto generaría una distorsión en el manejo técnico e imparcial que el Operador requiere. En ese sentido consideramos que la propuesta de

ANEXO C


modificación de la Ley debe reforzar los mecanismos planteados para lograr dicha independencia y luego deberán complementarse en el respectivo reglamento. EL COES EN LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS VIGENTE La Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844 vigente establece que los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión cuyas instalaciones estén interconectadas, conformarán un organismo técnico denominado Comité de Operación Económica del Sistema (COES), con la finalidad de coordinar la operación del sistema interconectado al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos1. De esta manera, las centrales de generación y los sistemas de transmisión que se encuentran interconectados, deben sujetarse a las disposiciones del COES, a efectos de determinar en qué momento inician y concluyen su operación, de manera que el sistema en general opere al mínimo costo y de manera eficiente. La Ley asigna al COES, entre otras, las siguientes funciones:

- Planificar la operación del sistema interconectado, comunicando a sus integrantes para que operen sus instalaciones de acuerdo a los programas resultantes.

- Controlar el cumplimiento de los programas de operación y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones.

- Calcular los costos marginales de corto plazo. - Garantizar a sus integrantes la compra o venta de energía, cuando por necesidades

de operación económica del sistema, se requiera la paralización o el funcionamiento de sus unidades fuera de la programación. Estas transacciones se efectuarán a costos marginales de corto plazo del sistema2.

En este último aspecto, debe precisarse que existe el procedimiento para la valorización de transferencias de potencia y energía, contenido en los artículos 100º y siguientes del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Supremo Nº 009-93-EM. Las adquisiciones directas de electricidad en el mercado de corto plazo y a precios instantáneos (mercado spot) están reservadas para las empresas generadoras, dado que se realizan al interior del COES. Como se ha indicado, el procedimiento de valorización de transferencias de potencia y energía se realiza al interior del COES, conforme lo ha establecido el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El literal c) del artículo 43º de la Ley de Concesiones Eléctricas, establece que están sujetas a regulación de precios, las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad. Sin embargo, las empresas de distribución y los clientes libres tienen necesidades distintas a la atención del servicio público. El mercado libre no puede ser atendido a través de adquisiciones directas en el mercado spot. De esta manera las empresas distribuidoras y los clientes libres no pueden adquirir directamente electricidad en el mercado de corto plazo y a precios instantáneos, pese a que dichas entidades pueden tener requerimientos y necesidades propios de la atención del mercado libre. Este hecho pone en desventaja a las empresas de distribución, así como a los clientes libres, frente a las empresas generadoras, respecto de la adquisición de energía y potencia para la atención del mercado libre.

1 Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844, artículo 39º 2 Ibíd. artículo 41º literales a), b), c) y e)

ANEXO C


PROPUESTAS CONTENIDAS EN EL ANTEPROYECTO EN RELACIÓN AL COES El Anteproyecto de Ley comentado propone como una de sus principales innovaciones, el establecimiento de un COES independiente “como institución indispensable para implementar las medidas de mejora de la competencia en, y por el, mercado”. Entre las tareas que el Anteproyecto encomienda a este Operador Independiente se encuentran “la operación del sistema, y del mercado de corto plazo, así como conducir los estudios de Planificación de la Transmisión”. Incluso en el artículo 3º se establece que “la institucionalidad y nuevas funciones” del COES es un principio que se incorpora dentro del objeto de la Ley. El artículo 6º del Anteproyecto está referido a la operación del SEIN y a la administración del Mercado de Corto Plazo. El numeral 6.1 define al COES como “una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho Público”, agregando el numeral siguiente que “las decisiones del COES obligan a todos los agentes”. El numeral 6.3 establece el tratamiento normativo que tendrá el Directorio del COES, señalando que “El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso público de méritos por una Comisión de cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los Transmisores, uno de los Distribuidores, uno de los Usuarios Libres y uno de OSINERG”. El acápite siguiente exige que los miembros del Directorio sean “personas con un mínimo de 10 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico”, añadiendo que los Directores, mientras ejerzan el cargo “no podrán desempeñar actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad, ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas”. Las funciones del Directorio del COES están establecidas en el numeral 6.7, incluyéndose entre estas:

a) Garantizar a los interesados el acceso a la información sobre la operación del sistema y del mercado;

b) Garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo; c) Adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia en

el mercado eléctrico; d) Publicitar sus acuerdos y decisiones que sean de interés público conforme a lo

señalado en el Reglamento. Adicionalmente, el numeral 6.8 del Anteproyecto de Ley comentado establece que el Directorio deberá informar “a los Agentes, al Ministerio y al OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado”. Asimismo, el numeral 6.12 establece que “el presupuesto del COES será cubierto por los agentes con aportes proporcionales a sus ingresos... El presupuesto no podrá ser superior al 0.5% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio.” IMPORTANCIA DE LA INDEPENDENCIA DEL COES Y MEDIDAS QUE SE SUGIEREN PARA GARANTIZARLA Como se ha podido ver, el Anteproyecto de Ley comentado establece una serie de atribuciones y obligaciones que corresponden a este nuevo COES y en particular, a su máxima autoridad, el Directorio. Para el correcto desempeño de estas funciones, resulta

ANEXO C


primordial garantizar la autonomía e independencia del COES, y en particular del Directorio de la entidad y de las personas que lo componen. Es en este sentido que vemos con preocupación la propuesta contenida en el numeral 6.3 del Anteproyecto de Ley en referencia a la Comisión que se encargará de seleccionar y designar a los miembros del Directorio. La Defensoría del Pueblo considera correcto que la selección y designación de los Directores se realice mediante un concurso público de méritos, pero observa con preocupación que dicho concurso sea llevado por una Comisión integrada por cinco miembros, tres de los cuales serían representantes de las empresas de Generación, Transmisión y Distribución eléctricas. Nada impide que los representantes de las empresas de Generación, Transmisión y Distribución se pongan de acuerdo para escoger a los integrantes del Directorio del COES que más convengan a sus intereses (o al menos a la mayoría de ellos). Esto se torna más probable si se tiene en cuenta que existe un grado considerable de integración entre las empresas de generación y distribución. De esta manera, la independencia del COES quedaría gravemente comprometida, dado que las empresas concesionarias tendrían finalmente la decisión acerca de los Directores que serían seleccionados. Podría pensarse que este problema puede subsanarse en el reglamento, estableciendo un procedimiento adecuado para la selección de los directores, mediante el cual los miembros de la Comisión tuvieran un número de votos limitados y que la elección de los 5 Directores se hiciera de maneta simultánea. De esta manera se podría asegurar cierta diversidad en los perfiles de los Directores elegidos. Sin embargo, si los Directores son renovados anualmente uno por uno, esto conduciría inevitablemente a que al cabo de 5 años todos los Directores responderían al interés del grupo dominante en la Comisión de selección, que justamente es el conformado por las empresas de Generación, Transmisión y Distribución, con lo cual se regresaría a un esquema similar al que existe actualmente. Consideramos que la composición de la Comisión encargada de llevar a cabo el concurso público debe ser necesariamente cambiada, para garantizar la independencia que el Directorio del COES requiere. Apreciamos que la Comisión seleccionadora debería estar integrada por personas ajenas a las concesionarias, como por ejemplo, representantes del Colegio de Ingenieros del Perú, de las facultades de Ingeniería de las universidades y de OSINERG. Incluso podría incorporarse en esta Comisión a representantes de organizaciones de la sociedad civil (por ejemplo, de la Asociación Civil Transparencia). El cambio en la composición de la Comisión seleccionadora garantizaría que los criterios de selección que se empleen en el Concurso Público de Méritos sean efectivos. Adicionalmente, no se ha establecido como requisito para ser miembro del Directorio del COES, el hecho de no haber tenido vinculación directa o indirecta con las empresas concesionarias en un período relativamente reciente. En teoría, uno o más gerentes o funcionarios de las empresas concesionarias podrían postular válidamente al Directorio del COES, y ser elegidos como Directores por los representantes de los Generadores, Transmisores y Distribuidores. Evidentemente, este COES no sería independiente. En consecuencia, la Defensoría del Pueblo propone la modificación de los numerales 6.3 y 6.4 del Anteproyecto de Ley, modificando la composición de la Comisión que llevará a cabo el Concurso Público de Méritos para la selección y designación de los integrantes del Directorio del COES, la misma que deberá estar integrada por representantes de Colegio de Ingenieros del Perú, de las facultades de Ingeniería de las universidades y de OSINERG; y estableciendo como requisitos para postular al cargo de miembro del Directorio, el hecho de no poseer vínculos societarios, laborales, comerciales, financieros o familiares con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas.

ANEXO C


Finalmente, cabe señalar que otro aspecto importante que contribuirá a la independencia del COES es el relativo a su presupuesto. Si bien es cierto la propuesta de modificación de la Ley establece con mucho acierto que la aprobación del presupuesto esté a cargo del Directorio, consideramos que una medida más efectiva sería establecer como presupuesto un porcentaje fijo de los ingresos de los agentes que intervienen en el mercado spot, de manera similar a lo que sucede con el presupuesto de los organismos reguladores. CONCLUSIONES La Defensoría del Pueblo considera que el Proyecto de Ley bajo comentario contribuye positivamente a lograr un funcionamiento más eficiente del mercado eléctrico y a incentivar mejor su desarrollo, sin embargo, es necesario reforzar los mecanismos previstos para lograr la conformación de un COES independiente, específicamente en cuando a la composición de la Comisión de selección del Directorio, la cual no debería tener mayoría de representantes de las empresas del sector, entre las cuales existe una fuerte integración, sino que debe incluir adicionalmente a representantes del Colegio de Ingenieros y de facultades de ingeniería de universidades. Asimismo, la Defensoría del Pueblo considera se debe tomar medidas adicionales para fortalecer la independencia del presupuesto del COES y una posibilidad es asignarle un porcentaje fijo de los ingresos de los agentes que intervienen en el mercado spot.

Lima, 1 de julio de 2005

ANEXO C


C1.10. EGASA

Asunto : Anteproyecto de Ley para Promover el Desarrollo Eficiente

de la Generación Eléctrica Fecha : Arequipa, 30 de junio del 2005 Por medio del presente les hacemos llegar los comentarios vertidos por nuestra Gerencia Técnico – Comercial a través del Ing. Tomás Montesinos Yépez, en relación con el Anteproyecto de Ley para Promover el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, poniéndonos a su disposición para cual comentario o análisis pertinente. Comentarios Relevantes Se canalizan los siguientes comentarios con el fin de que la capacidad de contratación se ajuste a una situación promedio: 1. La aplicación del Articulo 4 inciso 4.1 a), en el que se señala que todo contrato

deberá contar con garantía física de abastecimiento, acreditada con Certificados de Capacidad y Energía, estaría limitando la capacidad de contratación de las empresas propietarias de centrales hidroeléctricas, fijándose como limite de contratación su producción correspondiente a años extremadamente secos.

2. Las empresas generadoras han suscrito compromisos de suministro de energía

de largo plazo (5-10 años) bajo las disposiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, por lo tanto cambiar las normas legales vigentes, implicarían asumir riesgos que no fueron previstos durante el proceso de negociación en los acuerdo bilaterales o en caso extremo llegar a una ruptura de los mismos, ya que la producción en años secos no permitiría honrar estos compromisos, por lo que se tendrían que asumir costos no previstos. Con el marco regulatorio vigente estos desbalances se liquidan en el mercado spot.

3. El beneficio del posible inversionista de centrales de turbinas a gas de ciclo

combinado aparentemente tendría un gran incentivo, un mínimo de riesgo, a costa de la reducción de los márgenes que vienen obteniendo los generadores hidroeléctricos, lo que genera un desequilibrio en los ingresos previstos.

Atentamente,

EMPRESA DE GENERACIÓN ELECTRICA DE AREQUIPA SA.

MARÍA EUGENIA PAREDES V. Jefa de la División de Asesoría Legal

ANEXO C


C1.11. EGEMSA

Cusco, 30 de junio de 2005 C - 227 -2005/EGEMSA Señores: Ministerio de Energía y Minas Lima.-

Asunto : Anteproyecto de Ley Ref. : Prepublicación de Anteproyecto de Ley De mi mayor consideración: Es grato de dirigirme a Ud. con la finalidad de alcanzar a su despacho los comentarios de

EGEMSA al “Anteproyecto de Ley”, publicado por el Ministerio de Energía y Minas en los términos siguientes:

1. Respecto a los “certificados de capacidad y energía”, sugerimos que debe ser por 2 espacios

de tiempo en el año; debido a que en el sistema peruano se tiene dos periodos significativamente marcados como son el de avenida y el de estiaje; en los cuales se posee capacidades de generación hidráulica distintas; esta certificación posibilitará la existencia de mayores potencias y energías para negociar en el mercado por parte de las empresas involucradas, lo que originará una mayor competencia en el sector; a lo cual apunta como objetivo esta modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas. Además con la finalidad de facilitar el entendimiento de lo planteado proponemos que no se mezclen estos dos conceptos (el de potencias y energías firmes); determinados sobre la base de situaciones extremas de aseguramiento del suministro eléctrico, bajo la cual las plantas de generación remuneran en el COES; con la certificación de capacidad y energía que legitimaría la decisión de contratación de los generadores hidráulicos para distintos periodos.

2. En la segunda disposición complementaria, y en vista de existir tres mercados propuestos

claramente diferenciados; planteamos que los precios en barra que fija el OSINERG no deba diferir, en mas del 10% de los precios obtenidos en la proporción correspondiente de las demandas transadas vía Licitaciones, contratos con Clientes Libres y Costo Marginal de Corto plazo pactados por los clientes libres y regulados en el Spot.

3. En la sétima cláusula transitoria se debe especificar para el caso de los generadores si la

energía contratada en exceso a penalizar corresponde a la energía mensual ó anual.

ANEXO C


4. Incorporar en la décima cláusula el siguiente literal d):

d) El pago por su potencia y energía conforme los procedimientos de valorización establecidos para tal efecto en el RLCE y el los procedimientos del COES.”

Este párrafo pretende que los generadores pequeños participen del ajuste producido por el FAIG en la remuneración por potencia en el COES (actualmente en 0.72 “dicho de otra forma los ingresos por potencia de los generadores pertenecientes al COES están afectados por el factor 0.72”); mientras que un generador pequeño remunera toda la potencia facturada a su cliente.

5. Modificar el numeral 6.8 de la siguiente manera:

“El Directorio del COES deberá informar con la periodicidad que se establezca en el Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado. Dicha información, así como sus antecedentes, deberán ser publicados en la página Web del COES” Esto debido a que muchos antecedentes constituyen información relevante para el entendimiento de las decisiones.

6. Modificar la primera parte del numeral 7.1 de la siguiente manera:

“El desarrollo del sistema de transmisión se realizará conforme al Plan de Transmisión, el cual se actualizará y publicará cada dos años…”

Debido a la conveniencia de que los agentes dispongan de la información actualizada del Plan de Transmisión.

7. Modificar el último párrafo del numeral 7.7 de la siguiente manera:

“La compensación asignada a los Generadores será prorrateada entre ellos sobre la base del uso y/o beneficio de las instalaciones de transmisión” Ya que este numeral se refiere a la asignación de compensaciones de las nuevas inversiones consideradas en el Plan de Transmisión, en proporción al beneficio económico que las instalaciones proporcionan a los Usuarios y Generadores. Sin otro particular aprovecho la oportunidad para renovarle mis muestras de estima personal. Atentamente,

Cc. Arch.

ANEXO C


C1.12. Transportadora de Gas del Perú (TGP)

ANEXO C


ANEXO C


C1.13. Señor Juan Solidoro – S&Z Consultores

Lima, julio 01 del 2005 Sres. Comisión para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Presente.- Estimados señores: Al haber tenido conocimiento de la existencia de un Ante Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, por la presente es de mi interés hacer algunos comentarios con la finalidad de contribuir al objetivo de estas modificaciones y complementaciones a la Ley de Concesiones Eléctricas. Muchos de los Funcionarios que laboran hoy en el Sector Eléctrico y que seguramente han intervenido en la elaboración de este anteproyecto fueron consultados y asimismo efectuaron aportes y valiosos comentarios en la oportunidad en que fue pre publicada la Ley de Concesiones Eléctricas en el último trimestre del año 1992, cuando el suscrito junto con el Ing. Pedro Sánchez y el Dr. Antonio Vallejos recibieron el encargo para elaborar una nueva Ley para el Sector Electricidad a la que le denominamos " Ley de Concesiones Eléctricas". Por lo tanto y tal como se señala en algún párrafo de este Ante Proyecto de Ley, se parte del principio de respetar los lineamientos de política de la Ley vigente. Mis comentarios los quiero realizar en forma puntual sin un análisis pormenorizado de todo el documento que ha sido publicado en el Webb de OSINERG, en vista de que se trata de aportar ideas para que éstas sean analizadas, por aquellas personas que ahora tienen la responsabilidad de proponer la necesidad de una modificación o perfeccionamiento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

ANEXO C


1. Una primera impresión general es de que varias partes del texto del

Ante Proyecto de Ley contiene aspectos que bien podrían ser materia a ser un Decreto Supremo Reglamentario, y no de una ley por diversos motivos e importancia.

2. Con relación a la necesidad y seguridad de que el Despacho del

Parque de Generación sea realizado al mínimo costo, soy de la opinión a la luz de los resultados, que para una mayor transparencia se contrate mediante Concurso Internacional a una entidad privada para que realice las actividades de Director de Operaciones y desempeñe sus funciones desde el punto de vista netamente técnico, de acuerdo a un Procedimiento y/o Reglamento de Despacho aprobado por los miembros del COES. en irrestricto cumplimiento de la Ley para un despacho optimo

Las otras actividades del COES pueden ser desarrolladas manteniendo la organización de la actual Institución, con la participación de un representante de cada uno de las siguientes instituciones: Empresa de Servicio Público de Electricidad,

Clientes Libres Empresas de Transmisión

Estoy de acuerdo que el COES debe tener un Directorio Técnico de no más de 7 miembros, elegidos por sus Mandatarios, es decir, por aquellos a quiénes representan , quienes deberán presentar una terna de profesionales calificados y demás condiciones para que el Ministerio de Energía y Minas elija al Director. Considero que no es conveniente que los miembros del COES sean elegidos mediante Concurso Público, pues la responsabilidad en el manejo del Parque Generador valorizado en miles de millones de dólares no puede ser delegada a personas sin participación de los propietarios, puesto que hay de por medio una gran responsabilidad en sus actos.

ANEXO C


El COES deberá tener una Asamblea integrada por todos sus miembros, quiénes tendrán la responsabilidad de elegir a las ternas para el l Directorio.

3. Considero inconveniente la introducción del otorgamiento de Certificados de Capacidad de Energía, por cuento basta que se precise y/o aclare en un Reglamento la forma de calcularlos.

Asimismo la disposición de que todo "Contrato deberá contar con garantía física de abastecimiento" limita la posibilidad de implementar nuevos proyectos a cargo de nuevos inversionistas, por cuanto no podría desarrollarse un Project Finance.

4. Con respecto a la idea de licitar bloques de energía para empresas de distribución y usuarios libres que no cuentan con contratos , considero que no resulta conveniente licitarlos en la forma planteada en el ante Proyecto de Ley, debido a que siempre se recibirán ofertas a mayores precios respecto a las tarifas reguladas existentes en ese momento, teniendo en cuenta que esta licitación se produce ante una declarada escasez o futuro déficit originado por falta de inversiones y la falta de inversiones tiene su origen en tarifas inadecuadas o barreras tributarias legales, etc, que no hace en ese momento atractivo una inversión. Sin embargo, resulta interesante la idea de la licitación en bloques de energía a futuro que bien podrían realizar las empresas distribuidoras que tienen una participación mayoritaria del Estado Peruano como una forma de promover nuevas inversiones pero con la diferencia de que estas licitaciones deberán de señalar como condición mínima que las tarifas serán como máximo iguales a las fijadas por la GARTT OSINERG en la barra correspondiente, seleccionándose al postor que ofrezca la menor tarifa o en caso de empate, establecer un procedimiento en la que se califiquen méritos o que sea energía renovable. No necesariamente se requiere estar en una condición deficitaria a un corto plazo para convocar a esta licitación si no que ésta puede ser convocada con anticipación a un requerimiento a partir de los 5 o mas años a fin de que los inversionistas puedan desarrollar sus

ANEXO C


proyectos con mayor plazo y fundamentalmente tengan la posibilidad de desarrollar proyectos de energía renovable.

5. El encargo de la Comisión para el desarrollo de las nuevas inversiones de generación no ha sido plasmada en este Ante Proyecto de Ley en forma que promueva nueva generación acorde con el desarrollo de la demanda.

Si bien es cierto se menciona una promoción de desarrollos hidroeléctricos considero que la mejor forma de hacer realidad esta declaración es: a) Precisando que estos proyectos hidroeléctricos tendrán el

beneficio del Régimen de Recuperación Anticipada del IGV (DL 818) cuando la empresa que lo desarrolla no se encuentre en operación.

b) Convocatoria a Licitación de compra de energía y potencia por

parte de empresas distribuidoras de propiedad del Estado para su requerimientos en un período no menor de 5 años en adelante y por un plazo de no menos a 15 años.

6. Con respecto a la entrada en vigencia de esta futura Ley se opina

que deberá ser conjuntamente con la expedición del reglamento a fin de tener un marco completo que permita su cumplimiento por parte de todos los agentes involucrados.

7. Analizar la posibilidad de fijar una tarifa a largo plazo para el

mercado regulado en base a una empresa modelo que genere energía en ciclo combinado con el Gas de Camisea. Esto permitiría tener una tarifa regulada a largo plazo y que no tendría mayor variación en el tiempo habida cuenta de que el principal componente variable es el costo de gas que en el caso peruano tiene estabilidad en el tiempo y no existirían variaciones sustanciales en el costo de los equipos. En todo caso se puede establecer una formula de reajuste.

Esta tarifa de referencia eliminara la discrecionalidad del ente regulador, y la sensibilidad de la tarifa al régimen hidrológico permitiendo desarrollar proyectos de energía renovables competitivos (el riesgo hidrológico, geológico y constructivo lo asumen los inversionistas) con unidades a gas de ciclo combinado que en el

ANEXO C


largo plazo beneficiará al país en términos de ahorro de energía no renovables que podría tener en el futuro un mejor precio de venta de exportación en beneficio del erario nacional por mayores impuestos y regalías. Atentamente, JUAN SOLIDORO

ANEXO C


C1.14. Ings. Rodolfo Zamalloa – José Ramos

ANEXO C


ANEXO C


C1.15. Señor Arturo García Belgrano

Arturo García Belgrano Asesor de la Comisión Especial Pro Inversión Congreso de la República

COMENTARIOS AL ANTEPROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLL0 EFICVIENTE DE LA GENERACIÓN ELECTRICA

La energía eléctrica es un bien o servicio de carácter esencial en casi todos los ámbitos de la vida moderna, tanto en cuanto a las actividades de carácter personal o familiar, con estándares de modernidad aceptables, como en relación a las actividades productivas y, por lo mismo, su importancia en el desarrollo económico y social del país es trascendente.

En razón de tal importancia, corresponde al Estado gestar y/o promover activamente su oferta a nivel nacional –operativa efectiva y de reserva- en las mejores condiciones de precio y calidad que los recursos existente y la tecnología disponible lo permitan.

El Perú en la actualidad está afectado por una significativa insuficiencia de la penetración en la provisión de energía eléctrica –muchas zonas del país no cuentan con el servicio, en particular por la falta de redes de transmisión, limitando significativamente sus posibilidades de desarrollo productivo y calidad de vida – y, además, la tarifa Kilowatt/hora actualmente vigente es bastante más alta que la tarifa que correspondería a una producción eficiente en base a sistemas hidroeléctricos o termoeléctricos que utilicen gas natural como combustible –esto es resultado de la ineficiente reserva de capacidad instalada de generación eléctrica y un sistema de valoración por costo marginal-; estas relativamente altas tarifas también influyen contra la expansión de su utilización. Cabe resaltar que la existencia misma de la oferta potencial (que equivale a la presencia de redes de transmisión) es un elemento de impulso a la ampliación de demanda efectiva por energía eléctrica como consecuencia del desarrollo de la actividad productiva y, por lo mismo , del incremento de los ingresos de los habitantes de tales regiones y el país en general.

En tal escenario, y para el cumplimiento de sus obligaciones, el Estado debe mantener, legalmente establecidas, sus capacidades de participar activamente en el proceso de planeamiento y definición de la expansión de la frontera eléctrica ante la eventual insuficiencia de las propuestas del COES (según el art. 6.13 de la propuesta; no es recomendable dejar enteramente en manos de “las fuerzas del mercado” o de

ANEXO C


entidades como el COES (actual o según se propone en el Anteproyecto de Ley ) la decisión de elaborar el Plan de Transmisión y convocar licitaciones para nuevas instalaciones de generación o transmisión eléctrica.

Debe entenderse que los objetivos de los agentes económicos se reducen a intereses privados o individuales (que no necesariamente son los mas favorables al desarrollo del país) o, en el caso del COES, al cumplimiento de un mandato formal; asimismo, debe tenerse en cuenta que para que existan ‘demandas no cubiertas’, tal como se plantea en el art. 8.1 del Anteproyecto,. se requiere la presencia de ‘una demanda efectiva’ (o sea demanda registrada real) y ello necesita que existan redes de distribución ya instaladas.

Resulta absolutamente clara la importancia de que el Estado mantenga explícitamente en la LCE su capacidad legal (parte de su capacidad soberana) para decidir la conveniencia de la expansión de la red de transmisión y/o de la capacidad de generación eléctrica (activa y de reserva), con la más moderna, eficiente y económica tecnología disponible y accesible, como mecanismos tanto para la expansión del servicio a todos los habitantes del Perú -como un medio para mejorar sus potencialidades productivas y de calidad de vida-, como también para alcanzar objetivos consistentes de precio al usuario; es obligación del Estado mantener permanentemente actualizadas metas de expansión de la frontera eléctrica y objetivos de precio de la energía al usuario nacional.

Ni la participación de OSINERG en el Directorio del COES (siendo uno de cinco miembros con intereses propios distintos a los de Estado) ni la facultad de OSINERG de realizar el Plan de Transmisión mientras se adecua el COES, garantizan la expansión de las redes y el servicio a zonas no atendidas, ni la rebaja de los precios a niveles de eficiencia; la existencia de energía a precios eficientes es un poderoso atractivo para el desarrollo de nuevas actividades productivas y, por lo mismo, un gran incentivo a la expansión de las inversiones en el país (en particular frente al creciente costo del petróleo que se observa en la actualidad, lo que daría al Perú de una ventaja comparativa objetiva en el costo de la energía).

En relación a otros aspectos del anteproyecto publicado, quisiera señalar que resulta poco conveniente hacer obligatorio –como se hace en el literal d) del artículo 7.3 - la entrega sin pago inicial de instalaciones del sistema de transmisión que hayan revertido al Estado y que sean objeto o parte de procesos de licitación para continuar con su utilización por un nuevo (o el mismo) operador. El pago por tales activos productivos puede ser parte de oferta de los postores a favor del Estado y/o compensada en menores tasa de remuneración garantizada que señala el mismo artículo.

COMENTARIOS AL DOCUMENTO DE CARLOS ARTURO GARCÍA BELGRANO En el primer párrafo del documento presentado, el Eco. C.A. García Belgrano manifiesta el carácter esencial de la energía eléctrica y su importancia en el desarrollo económico y social del país, con lo cual la Comisión coincide completamente. En el segundo párrafo manifiesta que al Estado corresponde gestar y promover activamente su oferta (energía eléctrica) a nivel nacional – operación efectiva y reserva – en las mejores condiciones de precio, afirmación que también es coincidente con la Comisión. En el tercer párrafo se mencionan varios conceptos sobre el abastecimiento de energía eléctrica que en su conjunto tienen la intención de fundamentar la conveniencia de fomentar

ANEXO C


la expansión de la red de transmisión a las zonas de menor desarrollo económico del país y la Comisión coincide con el interés del proponente de ampliar la frontera eléctrica para atender a las zonas que aún carecen de este servicio. Sin embargo, los mismos conceptos mencionados en este tercer párrafo, permiten explicar que este tipo de inversiones requiere de intervención del Estado, debido a las necesidades de subvencionar, de una u otra forma, tanto las inversiones como la operación de estos sistemas, por lo que la Comisión considera que estos proyectos deben ser promovidos por el Ministerio de Energía y Minas, que deberá prever los mecanismos para cubrir estas subvenciones, que son de carácter permanente, antes de disponer su ejecución, pues, de lo contrario, no podrían ser asumidos por los Agentes privados. Cabe anotar que existe la subvención para el consumo de electricidad por la que los usuarios de las áreas remotas pagan el mismo monto que los usuarios de áreas de mayor densidad de consumo, que naturalmente tienen menores costos. La planificación de la expansión del Sistema Interconectado se debe efectuar bajo un esquema de mercado. Se ha previsto sin embargo, que proyectos que no sean rentables económicamente, podrán ser realizados, previa autorización del Ministerio de Energía y Minas, y en este rubro también se consideran los proyectos normalmente desarrollados por este Ministerio a través de la Dirección Ejecutiva de Proyectos, los cuales, como se ha explicado en el párrafo anterior, deberían contar con las fuentes de subvención comprometidas cubriendo no solo la inversión, sino los costos de operación y mantenimiento antes de autorizar su ejecución. Un primer aspecto se refiere a la insuficiencia de la penetración en la provisión de energía eléctrica en muchas zonas del país, en particular por falta de redes de transmisión. Un segundo concepto mencionado en el tercer párrafo se refiere a la tarifa de electricidad vigente que es bastante más alta que la que correspondería a una producción eficiente en base a sistemas hidroeléctricos o termoeléctricos utilizando gas natural. Ambos aspectos, en esencia, explican la situación existente que es conveniente superar. Un tercer concepto se refiere a la ineficiente reserva de capacidad. Esta preocupación debe ser corregida con el Anteproyecto de Ley presentado, al haber priorizado la seguridad del abastecimiento, en condiciones de competencia, como objetivo fundamental. Un cuarto concepto se refiere a la aplicación de costos marginales para la valorización de la energía. La tarifación en base a costos marginales, no es un factor negativo, ya que permite orientar la optimización de la inversión. El problema que ha se ha presentado en la legislación peruana se debe a las fallas en la promoción de la competencia y la falta de las herramientas para promover la inversión oportuna de la generación, que son precisamente los elementos fundamentales del Anteproyecto de Ley presentado. Un quinto concepto sugiere que las tarifas, han resultado altas por las razones anteriores, que en cierta forma, es una afirmación correcta, que se pretende corregir con el fomento de la competencia. La limitación de la expansión del uso de la electricidad a estas zonas, no es causada por unas tarifas altas, ya que como se ha explicado existe un mecanismo de subvención que iguala el precio que pagan los usuarios de esas zonas a los precios de Lima que resultan más económicos. La velocidad de expansión de la frontera eléctrica depende principalmente de recursos de inversión asignados a la Dirección Ejecutiva de Proyectos, los cuales dependen del Presupuesto General de la República. Sólo para la parte de inversión se requieren montos del orden de 80 millones de dólares anuales para avanzar en uno a dos por ciento en el índice de electrificación, sin considerar luego la subvención

ANEXO C


requerida para los costos de operación y mantenimiento que son relativamente mayores que en las zonas con mayor densidad de población. Un sexto concepto hace referencia a que la presencia de la oferta eléctrica (asumimos que a través de redes de transmisión) es un impulso a la ampliación de la demanda como consecuencia del desarrollo de la actividad productiva. La Comisión comparte esta apreciación desde el punto de vista que la electricidad es uno de los factores para este desarrollo, y lo ideal sería que vaya acompañado de otros elementos tales como carreteras, educación, asistencia técnica para acelerar ese desarrollo. En el cuarto párrafo, el proponente expresa su preocupación en el sentido que el estado debe mantener sus capacidades de planeamiento de la expansión de la frontera eléctrica, ante la interpretación que se está otorgando al COES la función de planificar también en el tema de expansión de la frontera eléctrica, que como es lógico sólo enfocará los proyectos que se justifiquen en una economía de mercado. La Comisión , como se ha explicado al comentar el tercer párrafo, comparte plenamente la opinión del proponente que el Estado debe seguir tendiendo la responsabilidad de la planificación de la expansión de la frontera eléctrica, y esta labor no se piensa encomendar al COES, y debe permanecer bajo la responsabilidad del Ministerio de Energía y Minas, es mas, sería conveniente perfeccionar una Ley de Electrificación Rural, ya que esta es una tarea que deberá ser conducida permanentemente por el Estado. El quinto párrafo incluye varias apreciaciones que pudieran ser pertinentes si no se toma en cuenta lo explicado anteriormente. El esquema de desarrollo rural tiene características bastante diferentes a la de las localidades que ya tienen un cierto nivel de desarrollo económico. En su primera etapa requiere de inversiones subvencionadas, que se deben sostener por mucho tiempo porque el desarrollo económico de esas zonas que no depende exclusivamente del abastecimiento eléctrico. En ese sentido, al preparar el Anteproyecto de Ley de aseguramiento de la generación eficiente, la Comisión ha considerado que el tema de electrificación rural es un tema especial que requiere de una ley específica y definitivamente no está sujeto a conceptos exclusivamente económicos, que es la naturaleza del COES. Los conceptos vertidos en el sexto párrafo, ya han sido comentados y confirmamos que las demandas no cubiertas se refieren a las demandas bajo responsabilidad de los distribuidores que deben atenderlas y que se encuentren dentro de sus áreas de concesión, las cuales están limitadas a lo que sería una expansión racionalmente económica, sin embargo, no tienen impedimento de prever expansiones donde el distribuidor ve una oportunidad de desarrollo con su intervención. En el proceso de electrificación rural, en los cuales están involucrados la Dirección Ejecutiva de Proyectos y ADINELSA, una filial de Electroperú, que es la depositaria en representación del Estado de todas las obras de electrificación de carácter social, y que para su sostenimiento se requiere de subvención, existe un mecanismo para involucrar a las empresas distribuidoras encargándoles la operación y mantenimiento de estas redes de carácter social, mediante convenios por los cuales, las distribuidoras atienden el servicio y de la cobranza deducen sus costos operativos, previamente concertados, y de existir un excedente éste es transferido a ADINELSA, o de lo contrario, ADINELSA tiene que cubrir la diferencia. Con este mecanismo se ha tratado de evitar que el Estado tenga la necesidad de tener una infraestructura de operación y mantenimiento que podría ser una fuente de ineficiencia administrativa y de personal.

ANEXO C


El sétimo párrafo se refiere por error a la participación de OSINERG en el COES. No está prevista ninguna participación del ente regulador en el Directorio del COES, ya que se busca que sea un órgano totalmente independiente. Lo expuesto en este párrafo referente a los planes de expansión de la frontera eléctrica se ha explicado al comentar los párrafos tercero al sexto. En cuanto a la rebaja de los precios a los niveles de eficiencia, es la preocupación que la Comisión intenta resolver promoviendo la competencia y eventualmente con las licitaciones previstas en caso de detectar insuficiencia de oferta. Coincide la Comisión con lo expresado por el proponente que una electricidad mas económica resultado de una mayor eficiencia competitiva será un factor importante para coadyuvar al desarrollo económico del país. En relación al párrafo octavo, sobre la opinión negativa a la entrega en concesión sin costo, de instalaciones que previamente han revertido al Estado, tiene por objeto precisamente que se compita por el menor precio del cargo por transmisión en beneficio de los usuarios, conforme lo manifiesta el proponente en la última parte de este párrafo. La Comisión considera que la propuesta efectuada por el Eco. Arturo García, debe ser tomada en cuenta para atender prioritariamente el tema de la expansión de la electrificación rural, que es una labor que corresponderá al Estado por muchos años mas.

ANEXO C


C1.16. CALIDDA Se recomienda utilizar esta definición: COGENERACIÓN Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinada al consumo propio o de terceros y destinada a procesos industriales o comerciales. Para efectos de la adquisición de gas natural y del uso de la Red Principal, la cogeneración será considerada como generación de conformidad con la definición de generador eléctrico que para tal efecto define la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural y su Reglamento.

ANEXO C


C1.17. Ing. Antonio Tella - Pluspetrol

Adjunto las siguientes sugerencias que podrían ser consideradas para el Anteproyecto de Ley del epígrafe: a) Para apoyar el proceso de instalación de nuevas Centrales Térmicas a Gas Natural, el Ministerio de Energía, o el organismo competente que corresponda debería determinar y ofrecer la ubicación de sitios posibles para su instalación, con sus correspondientes estudios de impacto ambiental y factibilidad técnica eléctrica como un medio para acelerar y facilitar el proceso. b) Caracterizar centrales eléctricas con despacho básicamente en "horas de punta" dentro de una proyección de hidrología media esperada, fijándoles condiciones flexibles respecto de la contratación comercial de gas natural (Condiciones Take or Pay, transporte, distribución, etc.) que no sean aplicables a las Centrales con despacho esperado de base. c) Reglamentar adecuadamente todo lo relacionado con Centrales Térmicas que se definan como Centrales de Cogeneración en sus aplicaciones industriales, para que no queden expuestas a restricciones de acceso a red de transporte y distribución u objeciones de la competencia. Atentamente, Antonio Tella

ANEXO C


C1.18. Ing. Alfredo Sausa Cornejo

Comentarios y Observaciones al Anteproyecto de Ley : Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica

1. Se entiende que el objetivo del anteproyecto es proponer una norma que permita

asegurar un desarrollo eficiente de la generación eléctrica; y que se propondría mecanismos de competencia de manera eficiente en el mercado de generadores que repercutiría no sólo en afianzar o garantizar el abastecimiento de energía eléctrica sino también en tarifas convenientes para el usuario final.

De la lectura del anteproyecto no se concluye con claridad este objetivo. La inclusión del mecanismo de subasta (o licitación) donde se aprecie competencia real entre generadores no es un aporte del anteproyecto. Sólo podrá haber licitación para la demanda que no haya sido contratada por los distribuidores y usuarios libres según como se desprende de los numerales 4.2, 4.3 y artículo 8° del anteproyecto, lo cual es una fuerte limitación al objetivo trazado. Es decir, no existiría competencia real entre los generadores. Pareciera que este artículo estuviera diseñado para conservar en lo posible el status actual de las generadoras.

En tal sentido, debería introducirse como alternativa la competencia en el mercado de generadores, con un mecanismo de subasta para toda la demanda de los distribuidores para los próximos dos o cuatro años, en las cuales se tome los precios regulados sólo como una referencia máxima.

2. Con el Anteproyecto, el Ministerio de Energía y Minas se vería mermado

indebidamente o innecesariamente como órgano rector del Sector Energía y Minas, puesto que sus facultades normativas las cedería en la práctica al OSINERG deformando o desnaturalizando la razón de ser de esta entidad. Se advierte falta de claridad, más bien confusión, de las funciones entre el OSINERG y el MEM y en determinados artículos – como la quinta disposición complementaria y final – se contempla una superposición inevitable entre las acciones de estas dos entidades. Incluso se percibe en diferentes artículos, con sorpresa, a OSINERG algo así como parte, el que fija las reglas o normas, y finalmente como árbitro o juez.

El Ministerio debe conservar su rol normativo como herramienta intransferible para asegurar la política del Estado en aspectos energéticos. Transferir este rol a OSINERG – como se pretende en algunos aspectos que precisa el Anteproyecto – se estaría desnaturalizando a esta entidad y estaría concentrándose en otros aspectos que no le corresponde. Las directivas o normas que podría emitir el OSINERG están referidas o restringidas a la aplicación o interpretación de tarifas, procedimientos de fiscalización, supervisión, manejo de reclamos del servicio energético, dentro del marco de su ley de creación y de las normas aprobadas por el MEM.

ANEXO C


Adicionalmente, se percibe un excesivo incremento y controlismo innecesario en la participación del OSINERG en el negocio de la electricidad. Para ilustrar esto, se ve en artículos como 8.5, 8.3, etc.

3. En el numeral 6.3 del artículo 6° del Anteproyecto, no se comprende el por qué de la

exclusión de los usuarios regulados en la conformación del Directorio del COES si el mismo le reconoce como Agente del Mercado. Más bien es cuestionable que participe en este directorio el OSINERG y que a su vez como precisa el numeral 6.6 del mismo artículo sea fiscalizador del mismo directorio. En tal sentido debe incluirse como miembro en el directorio al representante del usuario regulado y excluir al OSINERG del mismo. Este representante debería ser designado por el MEM como resultado de un concurso de méritos, independiente de algún poder político, del Ejecutivo y de las empresas del sector eléctrico.

4. De manera similar debe considerarse como parte del comité consultivo que se

menciona en el numeral 6.9 a los usuarios regulados.

5. En 6.11 se dispone que el OSINERG puede abrir un proceso investigatorio al Director Ejecutivo del COES. ¿No quedamos que el COES es un ente autónomo?

6. El numeral 6.13 inciso a) debe disponerse que el COES elabora el Plan de

Transmisión operativo de corto y mediano plazo, con la aprobación del MEM. Debe excluirse la parte que dice “...previa verificación de parte de OSINERG del cumplimiento de los criterios y metodología aprobados”.

Obviamente, para que el MEM pueda aprobar el Plan de Transmisión del COES debe contar con las herramientas para ello: es decir debe verificar el cumplimiento de sus normas que aprueban la metodologías, procedimientos aprobados, etc, y no debe contar con restricciones a priori conforme está diseñado este numeral.

7. De manera similar, el inciso b) del numeral 6.13 debe replantearse y precisarse que el

COES propone al MEM para su aprobación, las normas y procedimientos en materia de operación y administración del Mercado de Corto Plazo. La justificación de esta disposición es que el MEM es el órgano normativo, no el OSINERG.

8. Por lo mismo que se precisa en párrafos anteriores, la QUINTA disposición

transitoria debe replantearse en el sentido que le corresponde al MEM el Plan de Transmisión y no es necesario la intervención del OSINERG para aprobación del mismo Plan restringiendo el accionar del MEM. De mantener el párrafo como el anteproyecto, el MEM sólo participaría decorativamente.

9. En concordancia con lo anterior, el último párrafo de la Segunda Disposición

Transitoria debería modificarse, en el sentido que es el MEM el que efectúe el Plan de Transmisión.

Alfredo Sausa Cornejo 1° de julio 2005

ANEXO C


C1.19. Ing. Mario López

Observaciones al Anteproyecto de Ley y para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

Normas y Procedimientos Referidas a la Operación 1. En el aspecto de Normas y Procedimientos Técnicos relativos a la operación y

administración del mercado de Corto Plazo, es importante que los agentes del Sistema tengan claramente definidas las funciones de cada organización, en este caso del Ministerio y el OSINERG , de esta manera mantener separada la función normativa de la función fiscalizadora, lo cual es muy saludable si se quiere promover un ambiente de sana competencia con normas y procedimientos transparentes para los agentes del mercado eléctrico.

2. Hasta la fecha el Ministerio a través de la Dirección General de Electricidad está cumpliendo eficientemente con lo dispuesto por el literal d) del Artículo 86° del Reglamento de la Ley de C.E. que señala:

El Directorio (del COES) tendrá las siguientes funciones: a) ............ b) ............ c) ............ d) Proponer al Ministerio para su aprobación, los procedimientos a que se refiere los

incisos c) y d) del artículo 40° de la Ley; y, e) ............

3. Es preciso señalar que a la fecha el Ministerio ha revisado y aprobado treinta y un (31)

Procedimientos del COES, los mismos que han sido revisados y muchos de ellos mejorados desde el año 2000. En este sentido, el Ministerio a través de la DGE continua atendiendo, previo análisis y evaluación de distintas propuestas de Procedimientos que el COES presenta, a fin de adecuarlos a la evolución del SEIN, entre otros, mencionamos por su relevancia los referidos al cálculo de la Potencia Firme de las unidades generadoras integrantes del COES y los de Ingresos por Potencia.

4. Por otra parte el Ministerio también está cumpliendo con profesionalismo y en la

oportunidad que señala la Ley y el Reglamento de la L.C.E. con la fijación y determinación de parámetros utilizados en diversos Procedimientos Técnicos del COES, entre las que se señala a continuación:

• Fijación de las Horas de Regulación y Probabilidad de Excelencia Mensual para

evaluar la potencia firme hidráulica (dispuesto por el Art. 110°, inciso d) del RLCE) • Determinación de las Horas de Punta del Sistema para evaluar la indisponibilidad

de unidades de generación (dispuesto por el Art. 110°, inciso e) del RLCE) • Fijación del Margen de Reserva del Sistema (dispuesto por el Art. 112°, inciso e)

del RLCE)

ANEXO C


Estos parámetros se han fijado y determinado con base en estudios realizados en la Dirección General de Electricidad, con el apoyo de Consultores elegidos mediante concurso, lo cual aparentemente antes del año 2000 no se realizaba, ya que no se encontró ningún estudio elaborado sobre estos parámetros ni referido a los procedimientos técnicos del COES. Actualmente las fijaciones de estos parámetros están debidamente sustentados.

5. La aprobación de Normas y Procedimientos Técnicos relativos a la operación del Sistema

de la cual está encargada el Ministerio conforme dispone el Articulo 86°, literal d) del RLCE, es una función adecuadamente asignada al Ministerio, entidad que cuenta en la DGE con profesionales capacitados con un importante respaldo académico y experiencia laboral real en el área de operaciones y viene cumpliendo sus funciones de manera organizada y eficiente.

6. Es inconcebible que una misma entidad fiscalice, regule, investigue3, sancione y

apruebe normas y procedimientos referidas a la operación del SEIN, debe tomarse en cuenta que tan solo el tema de los Procedimientos Técnicos del COES es un tema que merece atención especial con presencia activa y sólida del Ministerio de Energía y Minas, en consecuencia las propuestas de Normas y Procedimientos del COES en materia de operación del Sistema, deben continuar siendo aprobadas por el Ministerio, de esta manera las Normas y Procedimientos mencionadas contará con la jerarquía y respaldo legal suficiente para su cumplimiento, y de cuya fiscalización se encargará el OSINERG como le corresponde.

7. El Anteproyecto, pretende tomar, injustificadamente, cada vez más funciones que viene

desarrollando positivamente el MEM, y por el rol que desempeña (fiscalizador) se estaría desnaturalizando la función del OSINERG al pretender ser juez y parte, lo que sería una señal negativa para los integrantes del Sistema.

8. El Anteproyecto está incrementando innecesariamente la participación del OSINERG en

aspectos de la operación del SEIN, lo que pondría en riesgo los avances y logros del Ministerio.

Por lo expuesto, se recomienda mantener lo dispuesto por el literal d) del Artículo 86° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en el sentido que en materia de operación y administración del mercado de Corto Plazo, el COES propone al Ministerio para su aprobación, los procedimientos a que se refiere los incisos c) y d) del artículo 40° de la Ley. Atentamente; Mario López Cevallos DNI: 09189566 San Borja, 01 de julio de 2005

3 En el Anteproyecto, Artículo 6.- Operación del SEIN y la Administración del Mercado de Corto Plazo; según los numerales 6.6 y 6.11, el OSINERG llevaría a cabo procesos de investigación




ANEXO D PROYECTO DE LEY PARA ASEGURAR EL


Análisis de los Comentarios Recibidos a la Publicación del Anteproyecto de Ley


ANEXO D

Análisis de Comentarios Recibidos al Anteproyecto de Ley Pág. D2 de D99

CONTENIDO

D1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 3

D2. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS....................................................................... 4 D2.1. EDELNOR S.A.A.................................................................................................................. 5 D2.2. SECTOR DE ELECTRICIDAD DE LA SNMPE (SE-SNMPE) .................................................... 22 D2.3. EDEGEL S.A.A................................................................................................................... 27 D2.4. LUZ DEL SUR S.A.A. ............................................................................................................ 36 D2.5. ING. ROLFI ALARCÓN (CONSULTOR) .................................................................................... 44 D2.6. SEÑOR CONGRESISTA JHONY PERALTA ................................................................................ 53 D2.7. ING. WILLIAM SOTO ............................................................................................................. 63 D2.8. RED DE ENERGÍA DEL PERÚ (REP) ....................................................................................... 66 D2.9. DEFENSORÍA DEL PUEBLO .................................................................................................... 68 D2.10. EGASA................................................................................................................................ 71 D2.11. EGEMSA............................................................................................................................. 73 D2.12. TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERÚ (TGP)....................................................................... 76 D2.13. SEÑOR JUAN SOLIDORO – S&Z CONSULTORES .................................................................... 77 D2.14. INGS. RODOLFO ZAMALLOA – JOSÉ RAMOS ......................................................................... 82 D2.15. SEÑOR ARTURO GARCÍA BELGRANO.................................................................................... 87 D2.16. CALIDDA ........................................................................................................................... 90 D2.17. ING. ANTONIO TELLA - PLUSPETROL .................................................................................... 91 D2.18. ING. ALFREDO SAUSA CORNEJO ........................................................................................... 92 D2.19. ING. MARIO LÓPEZ ............................................................................................................... 97

ANEXO D


D1. Introducción

La Comisión creada por la Ley N° 28447 acordó la prepublicación, en el Portal de Internet del Ministerio de Energía y Minas, del Anteproyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, a partir del 15 de junio de 2005.

En respuesta a la prepublicación, se han recibido 19 comentarios de las personas naturales y/o entidades siguientes: EDELNOR S.A.A., Sector de Electricidad de la SNMPE, EDEGEL S.A.A., Luz del Sur S.A.A., Ing. Rolfi Alarcón, Congresista Jhony Peralta, Ing. William Soto, Red de Energía del Perú, Defensoría del Pueblo, EGASA, EGEMSA, Transportadora de Gas del Perú, Eco. Juan Solidoro (S&Z Consultores), Ings. Rodolfo Zamalloa y José Ramos, Señor Eco. Arturo García, CALIDDA, Ing. Antonio Tella, Ing. Alfredo Sausa Cornejo e Ing. Mario López.

El presente Anexo contiene el análisis y discusión de los comentarios, observaciones y/o propuestas remitidos por las personas y empresas mencionadas.

ANEXO D


D2. Análisis de los Comentarios Recibidos

En esta sección se analizan los comentarios recibidos, sus argumentos explicativos y las propuestas específicas. En cada caso se presenta el análisis de la propuesta efectuada y en donde se ha considerado necesario se ha explicitado la determinación adoptada respecto a las proposiciones. Asimismo, cuando ha sido necesario se han efectuado aclaraciones dado que en algunos casos se han efectuado interpretaciones que no corresponden a lo que prevé la correspondiente disposición.

Se presenta a continuación la discusión de cada uno de los documentos de comentarios recibido.

ANEXO D


D2.1. EDELNOR S.A.A. EDELNOR presenta un resumen de sus observaciones en cinco categorías. Dichas observaciones se desarrollan luego con mayor detalle sobre el texto del Anteproyecto de Ley.

A fin de evitar la repetición y facilitar el análisis, la Comisión consideró conveniente reorganizar los comentarios y observaciones según el orden de aparición en el resumen de EDELNOR. Las observaciones reordenadas se transcriben a continuación.

1.- Licitaciones Centralizadas y Precio Único

Licitaciones Centralizadas

“El proyecto plantea que el equilibrio oferta-demanda a nivel generación será garantizado a través de que OSINERG verifique que cada distribuidor y eventualmente cada gran usuario final de precio libre dispone de contratos de abastecimiento con generadores para cubrir la totalidad de su demanda futura. En caso de detectarse demandas de distribuidores no cubiertas, un Comité conformado por Distribuidores y Usuarios, y en su defecto OSINERG, agregará estas demandas y organizará una licitación para abastecer la energía faltante, aplicándose a esta energía el precio que resulte de la licitación. Este sistema de licitaciones coexistirá con el régimen actual de contratos a precios regulados.

Se observa que el proyecto establece un doble sistema de contratación por parte de los distribuidores: contratos con generadores, a precios en barra como precio máximo, establecidos de común acuerdo entre ellos, y un esquema de licitación centralizada para todos los distribuidores, por aquella parte de su energía que no haya sido cubierta por este tipo de contratos. Este doble esquema resulta inconveniente, si se busca aplicarlo paralelamente a contratos de largo plazo, pero puede ser adecuado, como se verá, si el sistema de contratación bilateral a precios en barra se aplica a suministros en contratos de muy corto plazo.

En este sentido se hace notar que el proyecto de ley no refleja un diagnóstico correcto de los problemas que ha presentado la aplicación de precios en barra para la venta de energía de generación a distribución, en contratos de mediano y largo plazo. La verdadera razón por la cual los precios en barra no han sido atractivos para que los generadores establezcan contratos es que a) existe un potencial de actuación discrecional en la fijación de precios en barra, vistos los procedimientos utilizados para su determinación; b) aun si se asegurara de alguna forma que tal potencial de actuación discrecional se elimina, su volatilidad no resulta atractiva en el marco actual en que se desarrolla en el mundo la financiación de proyectos, volatilidad que fuerza a los inversionistas a no tomar compromisos de mediano/largo plazo a esos precios. Es precisamente por estas razones que la gran mayoría de los países que han implementado reformas de mercado al sector han sustituido la regulación de precios de venta de generación a distribución por contratos a largo plazo resultantes de licitaciones competitivas, vigiladas por la Autoridad.

Si bien el proyecto hace referencia a un proceso de licitación en caso de no existir contratos, nos parece extremadamente negativo que sea una entidad centralizada la que llame a tales licitaciones. Esto constituye una verdadera intervención del mercado, siendo particularmente grave que se exima a la distribuidora de la responsabilidad que le cabe en la gestión individual de los procesos de licitación, los que conducen a la consecución de los precios más eficientes, y en definitiva a la obtención de beneficios para ella y sus clientes.

ANEXO D


En resumen, concordando en la necesidad de implementar un sistema de contratos basados en licitaciones reguladas con precios trasladables al usuario final, se estima que debe existir un solo mecanismo básico de contratación a largo plazo, descentralizado, a través de licitaciones convocadas en forma independiente por cada distribuidor que requiera contratos, permitiéndose la agregación de demandas en caso de demandas pequeñas o de empresas distribuidoras del Estado con baja capacidad de pago. Asimismo, y sólo en el caso de que una distribuidora no pudiera cumplir, en el corto plazo, con la obligación de mantener la totalidad de su demanda contratada conforme el procedimiento básico de contratación a largo plazo, debería permitirse la suscripción de contratos de corto plazo, suscritos bilateralmente, y con precios trasladables al usuario final que tendrían como máximo el valor del precio de barra.”

Establecimiento de un precio único

“A través del esquema de licitación centralizada, resulta un precio único que, en conjunto con los contratos establecidos a precios en barra, sería trasladado a las tarifas finales de los distribuidores.

Resulta inconveniente que se busque anular toda diferencia entre precio de suministro mayorista de una distribuidora a otra, pues el establecimiento de un precio único, en la forma en que ha sido propuesto, rompe el principio de bilateralidad contractual, principio que, en lo básico, permite que el precio que se despeja de las licitaciones internalice exactamente los costos y beneficios que el contrato impone exclusivamente a las partes y que, en presencia de condiciones de mercado eficientes, constituye un precio sin distorsiones. En particular, tanto la ejecución de licitaciones centralizadas como el establecimiento de un precio único provocan que se diluya el costo de quien debe perseguir la consecución del menor precio posible, esto es, la distribuidora.

En efecto, la distribuidora, quien en un mercado no distorsionado debería constituirse en el agente activo de la decisión de contratación, no asumirá todo el costo de un proceso de licitación que, eventualmente mal gestionado, conducirá a la contratación de un precio excesivo. El costo de este precio excesivo será asumido por todo el mercado consumidor y, probablemente, en forma poco perceptible. El mismo argumento, presentado en forma simétrica, señala que la distribuidora no disputará precios más bajos, pues el beneficio de esta acción no recaerá completamente sobre ella. Sobre esta misma materia hacemos finalmente notar que no tiene sentido buscar un precio único de generación si se considera que son más relevantes para las tarifas la diversidad de costos de transmisión por conexión y por diferencia de Valor Agregado de Distribución.

Respecto a esta materia, se efectúa en el presente documento una propuesta alternativa, tendiente a proteger a los usuarios abastecidos por distribuidoras que, por su pequeño tamaño y/o bajo poder de negociación, no han podido sino despejar precios superiores al resto en los procesos de licitación.”

Observaciones al Artículo 8º

“El proyecto plantea la ejecución de procesos de licitación centralizados, efectuados por un Comité ad-hoc conformado por Distribuidores y Usuarios, o por el Estado, a través de OSINERG en caso de que el referido Comité no ejerza esta opción. Al respecto, y conforme se observó, la ejecución de procesos de licitación centralizados, a lo que se agrega el establecimiento de un precio único de suministro para todas las distribuidoras resultante de promediar los precios de todos los contratos conforme el anteproyecto lo establece en el Artículo 9°, numeral 9.4, lesiona gravemente los principios de desconcentración de las decisiones de mercado que han gobernado el sector eléctrico. En particular, se diluye la responsabilidad de quien debe gestionar los procesos comerciales en orden a obtener las mejores condiciones de precio, esto es, cada distribuidora actuando individualmente. Si lo que se busca con la licitaciones centralizadas es

ANEXO D


proteger y/o asegurar la contratación a precios razonables del suministro de distribuidoras de pequeña envergadura, esto puede lograrse estableciendo mecanismos que actúen en forma focalizada sin sacrificar la eficiencia global que otorga la desconcentración. Se propone para ello otorgar a las distribuidoras pequeñas el derecho a incorporarse a los procesos de licitación desarrollados por distribuidoras mayores, con la obligación correlativa para las empresas grandes. Asimismo, se propone permitir que las distribuidoras se agrupen para licitar en conjunto, pero como una opción y no como una obligación. Considerando que el proyecto de ley ya considera el establecimiento de garantías contractuales que serán establecidas reglamentariamente, sólo restaría señalar que el reglamento establecerá las características de las empresas que se entenderán distribuidoras pequeñas a efecto de adscribirse al beneficio señalado.”

Propuesta de Modificación al Artículo 8º


“8.1 Los procesos de Licitación, a que se refiere el artículo 4°, numeral 4.1, letra d) serán llevados a cabo por cada distribuidora, debiendo ser efectuados con la anticipación necesaria con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado.

Aquellas empresas distribuidoras que el reglamento califique como pequeñas, tendrán el derecho a que sus demandas se incorporen al proceso de licitación de otras distribuidoras, estando estas últimas obligadas a aceptar su inclusión. En el caso de haber varias distribuidoras pequeñas en situación de incorporarse a licitaciones de otras distribuidoras, esta incorporación se hará de manera de no gravar con esta obligación sólo a algunas de las distribuidoras que estén efectuando licitaciones; en caso de conflicto resolverá el OSINERG.

Las distribuidoras podrán agruparse a los efectos de realizar de manera conjunta las licitaciones a que se refiere este artículo”.

- Elimínese el numeral 8.3.


“8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y condiciones de cada proceso de Licitación y supervisar la ejecución del mismo.

Las empresas distribuidoras deberán gestionar su cartera de contratos y consecuentemente programar sus licitaciones cuidando de evitar la concentración en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes.

Para efectos de cada Licitación OSINERG establecerá un precio máximo para la adjudicación de los Contratos respectivos. Dicho precio se mantendrá en reserva durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en caso ésta sea declarada desierta.”

Observaciones al Artículo 9°

“El anteproyecto establece un doble sistema de contratación a largo plazo por parte de los distribuidores, a saber, contratos con generadores, a precios en barra como precio máximo, establecidos de común acuerdo entre ellos, y un esquema de licitación centralizada para

ANEXO D


todos los distribuidores, por aquella parte de su energía que no haya sido cubierta por este tipo de contratos. Se observa que este doble esquema de contratación de largo plazo carece de justificación pues en un mercado competitivo los precios tienden a un precio de equilibrio a iguales condiciones del suministro. Este precio de equilibrio en condiciones de competencia es el que resulta del esquema de licitaciones. Nótese que la propia Exposición de Motivos del anteproyecto reconoce el potencial de actuación discrecional del regulador al momento de establecer los precios de barra, de manera que estos no son garantía de precios competitivos al actuar como techo de contratos obtenidos en negociaciones bilaterales. Por otra parte, como se señaló en la introducción al presente documento, los precios en barra carecen de la estabilidad requerida por agentes económicos que toman compromisos de inversión a largo plazo. Se propone entonces que, como mecanismo básico de contratación a largo plazo, todo contrato de suministro a distribuidor debe ser licitado, con el tope que eventualmente se establezca, y sólo con objeto de corregir deficiencias de abastecimiento de corto plazo, que impidan coyunturalmente a la distribuidora cumplir con el objetivo de tener el 100% de su demanda contratada, permitir la suscripción de contratos bilaterales de corto plazo, con precio máximo el precio de barra y traspasable al cliente final. El mercado spot sólo sería aplicable a los desbalances no cubiertos por estos dos tipos de contratos.

El numeral iii) de 9.1 c), establece una suerte de penalidad para el distribuidor en caso de verificarse consumos fuera del marco de tolerancia de los volúmenes comprometidos contractualmente, al tener que absorber los excesos y traspasar los beneficios de precios spot por sobre o bajo el precio de contrato, respectivamente, asociados a las operaciones de compraventa en el mercado de corto plazo debido a consumos fuera del margen de tolerancia de los contratos. Lo anterior no parece adecuado tratándose, como se señaló, de variables de inherente dificultad de pronóstico. Asimismo, el proyecto parece contradictorio al establecer, en el Artículo 4º, que dentro del margen de tolerancia el suministro se halla bajo la responsabilidad comercial del generador, y en el Artículo 9º, que la operación dentro del margen genera transacciones en el mercado spot. Al respecto, se señala que es correcto que dentro del margen el suministro quede garantizado - al precio pactado - por el generador, por lo que los volúmenes consumidos en exceso o defecto del volumen central contratado no deben generar transferencias en el mercado de oportunidad por parte de la distribuidora. A su vez, y fuera de la tolerancia los costos o beneficios producidos por las transferencias de oportunidad deberían ser traspasadas íntegramente al consumidor final, eliminando esta especie de penalidad eventual por error de pronóstico de la distribuidora, y otorgando en el corto plazo señales directas al consumo final.

Respecto a la existencia de un precio único, conforme lo establece el numeral 9.4. se reitera que resulta inconveniente que se busque anular toda diferencia en precio de suministro mayorista de una distribuidora a otra, pues el establecimiento de un precio único, en la forma en que ha sido propuesto, rompe el principio de bilateralidad contractual, principio que, en lo básico, permite que el precio que se despeja de las licitaciones internalice exactamente los costos y beneficios que el contrato irroga exclusivamente a las partes y que, en presencia de condiciones de mercado eficientes, constituye un precio sin distorsiones. En particular, tanto la ejecución de licitaciones centralizadas como el establecimiento de un precio único provocan que se diluya el costo de quien debe perseguir la consecución del menor precio posible, esto es, la distribuidora. Asimismo, se hace notar que no tiene sentido buscar un precio único de generación si se considera que son más relevantes para las tarifas la diversidad de costos de transmisión por conexión y por diferencia de Valor Agregado de Distribución. En todo caso, y si existiera el riesgo de que una distribuidora - debido a su tamaño pequeño y/o bajo poder de negociación - obtuviera precios excesivos en sus respectivas licitaciones, y/o resultara expuesta en algún período determinado a un alto precio spot, se puede plantear un mecanismo de ajuste de modo de acercar sus precios finales a una banda de tolerancia. Este ajuste daría lugar a reliquidaciones que deberían

ANEXO D


efectuarse entre distribuidoras de modo de no alterar los pagos contractuales o los pagos por retiros del spot.


- Elimínese la letra a) del numeral 9.1.

- Reemplácese la letra b) del numeral 9.1 por la siguiente letra a) nueva:

“a) Precios de procesos de Licitación: Cada distribuidora deberá transferir la totalidad de los precios obtenidos de sus contratos licitados, los que serán transferidos como un promedio ponderado de los precios vigentes en los respectivos contratos en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento. El valor resultante para cada distribuidora se denominará Precio Regulado."

- Reemplácese la letra c) del numeral 9.1 por la siguiente letra b) nueva:

“b) Precios transferibles del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a las siguientes reglas:

i) Se utilizará, cuando corresponda, el promedio ponderado de los costos marginales del sistema, el que se denominará Precio del Sistema.

ii) Los consumos efectivos de la distribuidora que se efectúen dentro del margen de tolerancia mensual, no originarán transferencias de precios del mercado de corto plazo, debiendo ser absorbidas por el generador titular del respectivo contrato de suministro.

iii) Los consumos efectivos de la distribuidora que se efectúen en exceso al margen de tolerancia mensual, originarán transferencias en el mercado de corto plazo, a precios que serán traspasados en su totalidad a los usuarios finales de la distribuidora a través del Precio del Sistema.

iv) Las liquidaciones mensuales de las diferencias se efectuarán en el mes subsiguiente.”

- Agréguese la siguiente letra c) nueva al final del numeral 9.1:

“c) En el caso que una distribuidora no pueda abastecer la totalidad de su demanda proyectada con el suministro que mantiene contratado, y conforme las normas que rijan los procesos de licitación de contratos de suministro, los plazos no fueren suficientes para reemplazar oportunamente el faltante con nuevos contratos licitados, podrá suscribir contratos bilaterales, de hasta un año de duración en orden a mantener su demanda futura cubierta en el corto plazo. Sin perjuicio de ello, deberá iniciar paralelamente el proceso de licitación correspondiente de modo de restablecer, en cuanto sea posible, su régimen comercial de suministro conforme contratos licitados.

En caso que una distribuidora mantenga contratos bilaterales del tipo de los indicados en el inciso precedente, el Precio Regulado deberá incluir, en la proporción que corresponda, los precios de dichos contratos, los que tendrán como límite superior los Precios de Barra a que se refiere el Artículo 47° de la LCE. El precio a transferir será igual al promedio del precio del contrato bilateral y el Precio de Barra.

ANEXO D


Serán aplicables a estos contratos las mismas disposiciones que a los contratos obtenidos de procesos de licitación en términos de las tolerancias y de las eventuales transferencias que la operación fuera de ellas origine en el Mercado de Corto Plazo.”


“9.2 El Precio a Nivel de Generación se establecerá, en el período que corresponda, como el promedio ponderado del Precio Regulado y el Precio del Sistema y no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.”


“9.4 En el caso que el Precio a Nivel de Generación a transferir de una distribuidora, excluidos cargos de transmisión, exceda en más de un 5% del precio promedio de todas las distribuidoras, el exceso será absorbido en el precio a transferir por todas las distribuidoras de manera de limitar las diferencias de precios entre usuarios. El reglamento establecerá la oportunidad y los procedimientos para monitorear estas diferencias así como la forma de aplicar el ajuste. En todo caso, para efectos de efectuar las comparaciones de precios, éstos serán referidos a una misma barra del sistema eléctrico.

El ajuste a que se refiere el inciso anterior será efectuado entre las empresas distribuidoras, de modo que los generadores facturen permanentemente el suministro a los precios pactados en los contratos respectivos, y las compras o ventas que cada distribuidora efectúe en el COES, se valorice al precio de mercado de corto plazo.”

Análisis de la Comisión

Sobre las observaciones a Licitaciones Centralizadas

En relación con las Licitaciones, EDELNOR se refiere principalmente a que un doble esquema de contratación (a Precios en Barra y mediante Licitaciones) para el largo plazo resulta inconveniente si se busca aplicarlo paralelamente. Sin embargo, manifiesta que tal esquema de doble contratación podría ser adecuado para contratos de corto plazo a Precios en Barra y de largo plazo mediante Licitaciones.

Al respecto, cabe señalar que el Anteproyecto de Ley no establece obligaciones ni limitaciones en cuanto a la duración de los contratos bilaterales que se establezcan a partir de los Precios en Barra. De tal modo que, si los participantes consideran más conveniente el desarrollo que propone EDELNOR, este puede darse progresivamente. El doble esquema que se comenta proporciona únicamente más opciones a los participantes y, en última instancia, una mayor libertad para elegir la que resulte más beneficiosa para el conjunto.

De otro lado, la propuesta de EDELNOR de eliminar, en la práctica, la señal de Precios en Barra en beneficio de las señales de un sistema único de licitaciones, de manera similar a como se ha hecho en Chile1, requeriría como condición previa que se asegurara la existencia de un mercado verdaderamente competitivo desde el inicio. En el caso peruano dicha condición no se encuentra plenamente verificada y por tanto se ha elegido el procedimiento más prudente de mantener la coexistencia de los dos

1 En Chile se ha reemplazado recientemente el Precio de Nudo (equivalente del Precio en Barra en el Perú) por un sistema basado en licitaciones.

ANEXO D


sistemas de contratación. La Comisión ha considerado las licitaciones como un mecanismo de respaldo para resolver la falta de contratos que aseguren el abastecimiento al servicio público, así como un medio para limitar el eventual ejercicio de poder de mercado, apelando a medidas de disputabilidad del mercado.

Más adelante, EDELNOR señala que el Anteproyecto de Ley no refleja un diagnóstico correcto. Menciona que la verdadera razón de los problemas son: a) el potencial de actuación discrecional del regulador y b) la volatilidad del Precio en Barra.

Los dos temas identificados por EDELNOR como “verdadera razón de los problemas” han sido efectivamente considerados en el diagnóstico y en la elaboración del Anteproyecto de Ley, de allí se deriva precisamente la justificación de las licitaciones a precio firme que se proponen.

No obstante, cabe señalar que cuando la Comisión ha manifestado la posibilidad de actuación discrecional, se ha referido a que en el proceso de determinación de tarifas existen parámetros que deben ser estimados de la mejor manera posible (proyección de la demanda, proyección de la oferta, etc.) pero que, no obstante, pueden ser motivo de desacuerdo dada la diferente percepción de los escenarios por parte de los agentes. Quedando el Regulador, en última instancia, obligado por mandato de la ley a adoptar una decisión administrativa sobre la base de la información disponible. Es precisamente, por esta razón, que se han previsto los procesos de licitación como el camino alternativo que permita recoger las señales del mercado, cuando se observe una diferencia importante entre la señal de los Precios en Barra y la percepción de los agentes sobre lo que debería ser dicha señal.

Con relación a lo que señala EDELNOR de que le parece extremadamente negativo que sea una entidad centralizada la que llame a licitación y que sobretodo no sea la propia distribuidora la que conduzca la licitación, debe precisarse lo siguiente. La centralización -o agrupamiento de la demanda- es un requisito esencial para aprovechar las economías de escala, y por tanto la centralización constituye un principio fundamental del cual la Comisión no puede prescindir para el desarrollo de las licitaciones. Sin embargo, con relación a la preocupación de que no sea la propia distribuidora la que conduzca las licitaciones, cabe señalar que esto ha sido resuelto dejando a cargo de la distribuidora de mayor tamaño la conducción del proceso de licitación bajo la supervisión de OSINERG. Siempre que el proceso sea supervisado estrechamente por el regulador, no se considera esencial que las licitaciones sean conducidas por un tercero.

Asimismo, con relación a la propuesta de EDELNOR de hacer licitaciones independientes por cada distribuidor, permitiéndose la agregación de las demandas de las distribuidoras pequeñas, la Comisión ha considerado que las licitaciones deben incorporar las demandas de todas las distribuidoras que requieran cubrir sus necesidades y que, sólo en el caso que no existan demandas por cubrir de otras distribuidoras, OSINERG podrá autorizar licitaciones individuales supervisadas.

Además, con relación al Artículo 9°, acerca del cual EDELNOR señala que la penalidad para el distribuidor no parece adecuada porque considera que se trata de variables de inherente dificultad de pronóstico, cabe indicar que el establecimiento de la penalidad, por errores en exceso de los márgenes de tolerancia, tienen por objeto proteger al servicio público de comportamientos especulativos de compra en el mercado spot por parte del distribuidor, comportamiento que pueden inhibir las señales económicas para la inversión en generación. Si el distribuidor compra demasiado en el spot no habría señales oportunas de la necesidad de contratos y, por consiguiente, de nueva

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generación. Se correría el riesgo de perjudicar la suficiencia de generación y los requerimientos de nuevas inversiones.

Las predicciones de demanda efectuadas de manera prudente por el distribuidor es altamente improbable que excedan los márgenes de error establecidos y, por este motivo, se permite que dentro de este rango el distribuidor pueda efectuar el traslado del beneficio/perjuicio del precio spot hacia los consumidores finales, en el grado que lo considere apropiado. Adicionalmente, se ha considerado un margen de tolerancia mensual tres veces superior al margen anual, para tomar en cuenta las variaciones estacionales típicas en el comportamiento de la demanda. Fuera de este límite, el distribuidor será responsable de los errores que pudieran poner en riesgo la seguridad del abastecimiento del sistema.

Según EDELNOR, los Artículos 4° y 9° del Anteproyecto de Ley parecen contradictorios. En el Artículo 4° se establece que, dentro del margen de tolerancia, el suministro es responsabilidad del generador, mientras que en el Artículo 9 se afirma que las transacciones dentro del margen generan transferencias en el spot.

Con relación a lo anterior se debe aclarar que, en el Artículo 4° se especifica que el generador asumirá las variaciones de la demanda proyectada dentro de los límites de su compromiso, en caso que acepte firmar contratos tipo “full requirement”; dentro de esos límites, el distribuidor pagará su valor contratado. En caso que el distribuidor exceda dichos límites, se originarán transferencias en el mercado spot que podrán ser trasladadas al consumidor final en todo o en parte, según se establece en el Artículo 9°. Las penalidades se originan únicamente si se excede este segundo margen.

El Anteproyecto de Ley considera las licitaciones como alternativa complementaria a los contratos bilaterales. La opción de licitaciones establece dos modalidades (contratos por bloques o “full requirement”), las mismas que la Comisión considera conveniente mantener, dejando que los participantes vayan escogiendo lo que mejor se acomoda a sus condiciones.

Sobre el Establecimiento de un Precio Único

Con relación a lo que señala EDELNOR respecto del numeral 9.4 (ahora 9.3) de que resulta inconveniente anular diferencias entre precios de suministro mayoristas de una distribuidora a otra, ya que no se permitiría que el precio internalice los costos y beneficios que competen exclusivamente a las partes, debe señalarse lo siguiente:

• La medida de uniformizar los precios transferidos a los usuarios del servicio público no afecta en absoluto los precios de venta de generador a distribuidor, cualesquiera fuera el resultado que pudiera obtener ya sea mediante contratos bilaterales (como se hace actualmente) o como resultado de las licitaciones.

• Además, de lo que se trata es que los usuarios involucrados en estas transacciones no sean afectados por las diferencias originadas por las eventuales licitaciones a lo largo del tiempo.

• De otro lado, debe tenerse en cuenta que los costos y beneficios derivados de los contratos afectan en última instancia a los usuarios regulados y no exclusivamente a las partes, como señala EDELNOR.

EDELNOR propone que se debe permitir que las distribuidoras se agrupen para licitar en conjunto, pero como una opción y no como una obligación; asimismo, para resolver el problema de proteger a los usuarios de las distribuidoras de pequeño tamaño,

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EDELNOR propone que estas distribuidoras tengan el derecho de incorporarse al proceso de licitación de otras distribuidoras más grandes, estando estas obligadas a aceptar su inclusión.

En relación con esta propuesta, y según se ha expresado anteriormente, la Comisión ha considerado que el principio de aprovechamiento de las economías de escala debe prevalecer y ha determinado que la licitación no puede realizarse en forma individualizada por cada empresa distribuidora, sino que deben agregarse las demandas sin contratos de todas las distribuidoras que tengan demanda sin contratar. En este esquema queda incorporada en forma automática la participación de las pequeñas distribuidoras.

La demanda total del sistema interconectado, incluyendo tanto el mercado libre como el regulado es del orden de 3 400 MW en el año 2005. Asumiendo un crecimiento anual de la demanda del orden de 6%, más la reserva, alcanzaría a justificar una planta del orden de 250 MW, que se encuentra en el rango inferior en donde se empiezan a agotar las economías de escala de las unidades termoeléctricas de ciclo combinado.

El incremento de demanda de una sola de las distribuidoras, en el mejor de los casos podría alcanzar un 30 o 40% de ese valor y, por lo tanto, difícilmente justificaría la instalación de este tipo de unidades.

Se debe recalcar que un esquema racional de licitaciones debería considerar licitaciones anuales, es decir incrementos del mercado total del orden de 250 MW y evitar esperar acumulaciones de varios años de demanda, por ello se establece en el Anteproyecto de Ley que se deberá programar los plazos de los contratos a fin de evitar que se presenten concentraciones de demanda a licitar.

De otro lado, el Anteproyecto establece que, por excepción, OSINERG podrá autorizar a una distribuidora a realizar una licitación individual sólo en el caso que ésta desee efectuar licitaciones con una anticipación mayor al mínimo establecido en la ley. En este caso, la distribuidora está obligada a dar la oportunidad de participar conjuntamente a las demás distribuidoras.

2.- Obligación de Contratar Volúmenes Fijos de Energía

“El proyecto indica que los distribuidores deberán contratar volúmenes fijos de potencia y energía, y los apartamientos entre su consumo real y lo contratado serán liquidados por el distribuidor en el mercado spot, vendiendo los excedentes o bien comprando los faltantes, y traspasando a los clientes finales una fracción de la diferencia de precio que se produzca. En caso que, por error entre la previsión de la demanda contratada por el distribuidor, la diferencia entre demanda real y contrato exceda un determinado margen, se le penalizará por el exceso respecto del margen.

Respecto a este aspecto del proyecto, hacemos notar que no se requiere en absoluto que los contratos deban establecerse por montos fijos de energía y potencia, forzando a los distribuidores a vender o comprar saldos en el mercado spot o bien penalizándolos por error en la previsión de los bloques contratados, cuestión esta última que, además, no tendría precedentes. Nuevamente el proyecto presenta un problema de diagnóstico, pues la falta de inversiones en el sector no se origina en defectos de previsión y por tanto la solución no pasa por obligar a todos los consumidores - distribuidores y grandes usuarios - a establecer montos precisos de energía comprometida.

Sin perjuicio de lo señalado, el presente documento efectúa una propuesta de tratamiento alternativo, en la línea de lo dispuesto por la autoridad, pero manteniendo las obligaciones y

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riesgos propios de las respectivas actividades de generación y distribución propias de su operación en marcos regulatorios basados en modelos de mercados competitivos”


• “Respecto a lo establecido en las letras c) y d) de 4.1., y en relación a las distribuidoras, se señala que comprometer la compra a futuro de bloques fijos de energía asignando costos o penalizaciones por errores de pronóstico - conforme el proyecto lo establece en artículos posteriores - resulta inconveniente debido a las dificultades inherentes que presenta la proyección de esta variable, como a la falta de homogeneidad en costos de comercialización que presenta esta modalidad de contratación para ofertas por bloques diferentes. En este sentido resulta preferible, sobre todo en un contexto de licitación de contratos de suministro asignados por precio, que los contratos se establezcan comprometiendo una capacidad con su energía asociada, esta última, modulada en el tiempo conforme factores proporcionales, iguales para cada contrato, que den cuenta de la forma de consumo anual de la distribuidora.

• Si bien debería establecerse esta última modalidad como única forma de contratación para las distribuidoras, parece razonable permitir ambas modalidades a elección de los contratantes, pero especificando en forma más precisa la segunda conforme lo señalado. Asimismo, debería establecerse una tolerancia no demasiado estrecha dentro de la cual las desviaciones del consumo efectivo respecto de lo contratado, sean absorbidas por el generador-comercializador. Fuera de esta banda de tolerancia las desviaciones deberían ser absorbidas por la distribuidora a través de operaciones de compra-venta en el mercado spot con passthrough perfecto de los costos o beneficios a los consumidores, de modo de no establecer penalizaciones por desviaciones de pronóstico sin dejar de otorgar señales al consumidor final. Por último, y considerando lo señalado en la Exposición de Motivos que acompaña al anteproyecto, no es lógico que el proyecto establezca la obligación de contratar cuando esta condición requiere la concurrencia libre de oferentes, situación no controlable por la distribuidora. El proyecto debe entonces establecer la obligación de licitar de modo de lograr el 100% de contratación con las tolerancias indicadas.

• Respecto a lo establecido en 4.3, no es conveniente, por resultar una opción ineficiente y contraria a los principios de desconcentración y descentralización de las decisiones en el mercado, el que los procesos de licitación de la demanda sean efectuados centralizadamente, ya sea por un Comité de licitación como lo establece el Artículo 8º del anteproyecto y menos por un organismo estatal como lo señala esta norma.”


- Reemplácese la letra d) del numeral 4.1 del Artículo 4º por la siguiente:

“d) Los Distribuidores tienen la obligación de licitar regularmente sus suministros de modo de cubrir el 100% de sus demandas proyectadas para un horizonte que será establecido reglamentariamente. Cuando los contratos se especifiquen conforme un compromiso de capacidad con su energía asociada, ésta se establecerá como la energía horaria resultante de multiplicar la demanda horaria del distribuidor por el cuociente entre la capacidad del contrato y la demanda máxima anual del distribuidor. Para efectos de determinar el monto de las transacciones de compraventa a que se refiere el Artículo 9º de la presente ley, la capacidad del contrato deberá especificar un margen de tolerancia de 5%.”

- Elimínese el numeral 4.3 del Artículo 4º.

ANEXO D



Según EDELNOR, comprometer la compra a futuro de bloque fijos de energía resulta inconveniente por las dificultades inherentes a la proyección de la demanda y que sería mejor contratar capacidad con su energía asociada y no estar expuesto a las penalidades previstas en el Anteproyecto de Ley.

Es preciso señalar que en el Anteproyecto de Ley se permite la contratación con los generadores ya sea por bloques o por capacidad con la demanda asociada correspondiente, dentro de los límites a que se comprometa el generador.

La seguridad del abastecimiento es de la mayor importancia y, por ello, sólo en caso que las compras en el mercado spot excedan los márgenes de tolerancia establecidos, que como se ha señalado son bastante amplios, se establece una penalización. El Anteproyecto de Ley busca que se ejercite la mayor prudencia en las proyecciones de demanda, y de esta manera se evite poner en riesgo al sistema.

Adicionalmente, EDELNOR considera que debería establecerse una tolerancia no demasiada estrecha dentro de la cual las desviaciones deben ser asumidas por el generador; fuera de esta banda, las desviaciones deberían ser transferidas a través de un pass through total a los consumidores.

En el Anteproyecto de Ley, como se ha señalado, se permite dos modalidades básicas de contratación: por bloques de energía o por la energía asociada a una determinada capacidad contratada. En esta última modalidad, la tolerancia para que el generador asuma las desviaciones es materia de negociación bilateral tal como sucede en la actualidad en los contratos por potencia variable suscritos entre generadores y distribuidores. Además, el Anteproyecto de Ley ha previsto un margen adicional que dará lugar a transferencias en el mercado spot que podrán ser traspasadas, en parte o en su totalidad, a los usuarios.

Cabe precisar que el margen de tolerancia equivale aproximadamente al incremento total de la demanda anual de una distribuidora, lo cual es un valor bastante amplio como para cubrir los errores de una proyección realizada de un modo prudente para el tercer año.

Además, con respecto a lo que EDELNOR señala de que los procesos de licitación de manera centralizada no son convenientes por resultar una opción ineficiente contraria a los principios de desconcentración y descentralización de las decisiones en el mercado, debe repetirse que el objetivo de agrupar las demandas de todas los distribuidores es buscar beneficiar al conjunto de empresas, aprovechando las economías de escala de esta agrupación, cuyos principales beneficiarios serán los usuarios de las empresas menores que, sin perjudicar a los usuarios de las empresas mayores, tendrán la posibilidad de recibir ofertas de unidades de generación mayores, normalmente más eficientes y con menores costos de producción.

Finalmente, en relación con la descentralización invocada por EDELNOR, cabe anotar que los principios de descentralización aplicables en un mercado plenamente competitivo no se pueden extrapolar directamente asumiendo que desde el inicio existe suficiente competencia para garantizar precios eficientes. Las reglas en el Anteproyecto de Ley están preparadas para promover la competencia en el mercado mayorista, y en la medida que dicha competencia se desarrolle podrá tenerse la contratación bilateral descentralizada, sin necesidad de recurrir al mecanismo de licitaciones, como se reclama.

ANEXO D


3.- Organización del COES

“Respecto de la institucionalidad del COES, el proyecto recomienda que la Operación y Administración del Sistema sea encargada a una entidad independiente de los agentes, para asegurar que sus decisiones sean tomadas en interés del sistema y no de algún agente en particular. De esta forma se propone para él un Directorio integrado por cinco miembros, sin vinculación alguna, directa o indirecta con los agentes participantes en el SEIN, seleccionados mediante concurso público de méritos por una Comisión integrada por representantes de los agentes del mercado.

Al respecto, y coincidiendo en la conveniencia de una gestión más independiente del COES, se estima que dado su rol en la proposición de precios, y visto el impacto económico de las decisiones operativas que este organismo adopta, independizarlo totalmente de los agentes tendría un efecto muy negativo, particularmente en la percepción de los generadores, justo en los momentos en que se requiere dar confianza a estos agentes para que desarrollen inversiones. En este sentido, el nombramiento de un Directorio sin representación directa de los agentes, será percibido, con razón, por las empresas privadas como muy peligroso en términos de riesgo de interferencia política.

Consecuentemente, para mantener la confianza de los agentes en un funcionamiento independiente del COES, se propone un Directorio con representación mayoritaria directa de los agentes, incluidos generadores, transmisores, distribuidores y grandes usuarios, conforme se especifica en el texto.”


• “Respecto a la conformación del Directorio del COES, y coincidiendo en la conveniencia de una gestión más independiente de ese organismo, se estima que dado su rol en la proposición de precios, así como el impacto económico de las decisiones operativas que este organismo adopta, la constitución de un Directorio sin representación directa de los agentes representa un grado de independencia que tendría un efecto muy negativo, particularmente en la percepción de los generadores, justo en los momentos en que se requiere dar confianza a estos agentes para que desarrollen inversiones. Consecuentemente, para mantener la confianza de los agentes se propone un Directorio con representación directa de generadores, transmisores, distribuidores y grandes usuarios.

• Asimismo, con un Directorio constituido directamente por los agentes, y existiendo un mecanismo de resolución de conflictos por arbitraje que se estima adecuado, pierde funcionalidad la existencia de un Comité Consultivo.”



“6.1. El COES es una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho Público. Está sujeta al régimen de la actividad privada. Está conformado por un Directorio, y la Dirección Ejecutiva.”


“6.3 El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros representantes de los generadores, de los distribuidores, de los transmisores y de los usuarios libres. Cada grupo de Agentes: Generadores, Distribuidores, Transmisores y Usuarios Libres nombrarán sus representantes de

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acuerdo a la composición y al procedimiento de nominación que disponga el Reglamento.”

- Elimínese los numerales 6.4, 6.5, 6.6 y 6.9.


Con relación a la consideración de EDELNOR de que dado el rol de proposición de precios que tiene el COES, el independizarlo totalmente de los agentes tendría un efecto negativo y propone en su lugar un Directorio del COES con participación mayoritaria de los Agentes, incluidos Generadores, Distribuidores, Transmisores y Grandes Usuarios; con lo cual no sería necesaria la existencia de un Comité Consultivo, se debe señalar lo siguiente:

• La institucionalidad prevista para el COES en el Anteproyecto de Ley obedece a las nuevas funciones que debe desarrollar. Entre estas se encuentra la operación del mercado de corto plazo2 (spot) y la planificación del sistema de transmisión. La independencia del COES respecto de todos los agentes se requiere para dar garantía de imparcialidad y manejo técnico, ajeno a los intereses particulares de los participantes en el mercado.

• Además, es necesario evitar que el COES se vea expuesto a conflictos internos permanentes entre los participantes del mercado y que, además, pueda convertirse en una barrera de entrada a nuevos competidores en la generación.

• El Anteproyecto de Ley no limita la posibilidad de que los generadores u otro organismo puedan efectuar propuestas de Tarifas en Barra.

• En cuanto a la presencia de un Comité Consultivo integrado por los representantes de los Agentes, es necesario precisar que dicho Comité tiene un papel fundamental en la formación de consenso para la toma de decisiones por el Directorio de una entidad independiente de los agentes, tal como se desprende de la experiencia internacional.

4.- Regulación de la Transmisión

“En relación al marco regulatorio para la transmisión, el proyecto establece un esquema de planificación de la expansión, que parece en general adecuado.

Sin embargo resulta confuso y/o impreciso en términos de establecer el régimen de remuneración de las instalaciones, efectuando discriminaciones que aparecen como arbitrarias entre instalaciones nuevas y existentes, o si las mismas resultan del plan de expansión o correspondieron al libre emprendimiento de los agentes.

En el caso de instalaciones nuevas, el proyecto resulta claro en términos de establecer un régimen de remuneración para los proyectos resultantes del plan de expansión, en el cual, al término de su vida útil económica, establecida como un período de 20 años en que éste opera

2 El diseño del mercado spot en el Anteproyecto de Ley está orientado a permitir que la demanda responda a las señales de precios de corto plazo habilitando la posibilidad que tanto los distribuidores como los usuarios libres puedan vender sus excedentes o comprar sus faltantes a los precios relevantes del momento. Este mercado requiere un tratamiento igualitario a todos los agentes que participen en él. El COES en la actualidad no opera un mercado spot sino un sistema de transferencias entre generadores

ANEXO D


como concesionario, la instalación debe ser transferida al Estado, a costo cero, quien verificará la procedencia, conforme su utilidad, de relicitar la concesión correspondiente.

También no queda claro como se emprendería el desarrollo de los sistemas de transmisión para atender a la demanda que corresponden a las empresas de distribución. A nuestro entender esta parte debería continuar siendo de responsabilidad de las empresas distribuidoras de tal forma que les permita atender oportunamente la demanda de su área de concesión y con las condiciones de garantía y seguridad que exige la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. La remuneración de estas instalaciones debería ser conforme el régimen vigente.

En relación con las instalaciones existentes, el proyecto de ley no es del todo claro. Aparentemente, ellas se remunerarían conforme el régimen vigente, esto es, de acuerdo a lo que dispone la LCE, excepto en aquellos casos en que las obras han sido licitadas mediante un régimen especial, en cuyo caso regiría el respectivo contrato; todo esto debería quedar claro en el proyecto de ley.

Por otra parte, el proyecto busca la estabilización de los cargos a través de fijar por única vez la proporción en que debe repartirse entre Generadores y Usuarios el pago de las instalaciones existentes. Esta proporción será igual a la vigente en la actualidad, para las instalaciones existentes, y se mantendrá hasta la recuperación de las inversiones correspondientes. No resulta conveniente mantener esta proporción pues a lo largo de los años ésta va cambiando, verificándose que la asignación inicial termina siendo arbitraria años después. Debería alternativamente revisarse la asignación inicial periódicamente.

En resumen, se estima que el proyecto, en su estado actual, tiene aspectos positivos pero debe modificarse en aspectos sustantivos, si lo que se desea es promover la contratación de largo plazo y el interés de los agentes por invertir en un ambiente de eficiencia económica y de descentralización.”

Observaciones al Artículo 7º

“La primera observación que surge de la lectura de este artículo es que el mismo no es lo suficientemente preciso y/o explícito para dar cuenta de los alcances de la nueva normativa propuesta, lo que dificulta el efectuar observaciones y propuestas. En particular no queda suficientemente claro si se mantiene o no la distinción entre Sistema Principal o Secundario. Debe entenderse que esta separación o distinción se elimina - visto lo establecido en la Décimo Cuarta disposición complementaria que elimina la referencia expresa al Sistema Secundario – y por tanto, el Plan de Transmisión abarca formalmente la totalidad del sistema de transmisión.

Tampoco queda claro si el Plan de Transmisión abarcará también los sistemas de transmisión que atienden la demanda y que corresponden a las empresas de distribución y cuál sería el tratamiento del sistema de remuneraciones en estos casos. Consideramos que el desarrollo de estos sistemas debería seguir siendo de responsabilidad de las empresas distribuidoras, obviamente en forma coordinada con el Plan de Transmisión y su sistema de remuneración debería mantenerse conforme al régimen actual.

Como el proyecto establece que las instalaciones incorporadas en el plan se adscribirían a un sistema de remuneración que al término de su vida útil revierte a costo cero su propiedad al Estado – numeral 7.3 c) y cuya tarifa se calcula según lo dispuesto por los numerales 7.5 y 7.6, debería entenderse que las instalaciones existentes así como las instalaciones nuevas que no formen parte del plan, mantienen su remuneración conforme al régimen actual. Dada su relevancia, es conveniente que lo anterior quede más explícito en el proyecto de ley.”

ANEXO D



- Agréguese los siguientes numerales 7.8 y 7.9 nuevos:

“7.8 Las instalaciones nuevas o refuerzos que se requieran para atender la demanda de áreas de concesión de distribución serán desarrolladas por los titulares de dichas áreas de concesión y su remuneración se efectuará según lo dispuesto en la LCE o en sus respectivos contratos de concesión, según corresponda.

7.9 La remuneración de las instalaciones existentes se efectuará según lo dispuesto en la LCE o en sus respectivos contratos de concesión, según corresponda.”


Según EDELNOR, el texto del Anteproyecto de Ley en esta parte resulta confuso y/o impreciso por las siguientes razones:

- Diferencia de remuneraciones entre instalaciones nuevas y existentes, y si dependen de estar en el Plan de Transmisión o de inversión libre.

- Desarrollo de instalaciones de transmisión en áreas de concesión de distribución, para atender su demanda.

- Condiciones de garantía y seguridad que exige la Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE).

- Conveniencia o no de mantener la proporción de cargos entre generadores y usuarios en instalaciones existentes, porque más adelante puede resultar arbitraria, sugiriendo sea revisada periódicamente.

Sobre el particular, cabe señalar que se ha revisado completamente el enunciado del Artículo 7° y se han efectuado las modificaciones pertinentes con la finalidad de aclarar el sentido de las disposiciones. Además debe tenerse en cuenta lo siguiente.

El desarrollo del sistema de transmisión debe estar orientado por señales económicas, las cuales no tienen efecto alguno sobre instalaciones que ya se encuentran construidas. Por esta razón, es necesario efectuar una clara separación entre las reglas de tratamiento del sistema existente y las del sistema futuro. En el Anteproyecto de Ley se ha previsto no interferir en las reglas de regulación de las instalaciones que ya están construidas, a fin de mantenerlas hasta el final de su vida útil y de no cambiar las reglas de juego al amparo de las cuales se han efectuado las inversiones en el sistema de transmisión.

En este mismo sentido, se ha previsto estabilizar la proporción de pago entre la generación y la demanda, así como su respectiva calificación (Principal/Secundario). Al respecto, debe tenerse en cuenta que, una vez que las instalaciones han sido construidas, no hay forma de establecer la asignación del pago de las instalaciones entre la demanda y la generación, mediante la aplicación de principio económico alguno. De esta manera la referida asignación resulta un ejercicio que puede dar lugar a controversia cada vez que se ejecute, siendo este aspecto contrario al principio de predictibilidad que se requiere para una toma de decisiones eficiente.

Con relación a las instalaciones de transmisión de los distribuidores, el Anteproyecto de Ley prevé que estas continúen siendo planificadas y desarrolladas por los respectivos

ANEXO D


distribuidores, con excepción de las instalaciones de muy alta tensión (más de 138 kV), las cuales deberán formar parte del Sistema Planificado de Transmisión. En el caso de las instalaciones de transmisión desarrolladas por los distribuidores, la regulación de precios será efectuada por OSINERG, conforme con lo previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas vigente.

En lo relativo a la NTCSE, véase el análisis de la Comisión a las observaciones del SE-SNMPE sobre este mismo tema.

5.- Agentes Importadores y exportadores de electricidad y comercializadores

“En la definición de agentes aparecen los importadores y exportadores de electricidad y comercializadores, sin haberse desarrollo en el texto del Anteproyecto sus roles, obligaciones y derechos; así como las garantías necesarias para su funcionamiento.

Consideramos que dada la importancia del tema y los efectos que podrían tener en el funcionamiento del sistema, su implementación debería dejarse para una posterior reforma en la que se discuta con mayor profundidad los roles, obligaciones y garantías que deberían tener estos agentes.”

Propuesta de Modificación

- Elimínese las referencias a importadores y exportadores de electricidad y comercializadores en la definición de agentes.


Está previsto que este tema sea desarrollado posteriormente, por lo que se ha retirado la mención a importadores y exportadores de electricidad de la definición de Agentes en el Anteproyecto de Ley.

6.- Observaciones a la Sétima Disposición Complementaria

“Conforme lo señalado en las observaciones al Artículo 9°, no es procedente entender que un error de proyección en el pronóstico de la demanda sea una causal de penalidad. Se propone eliminar la referencia a la faltas por incumplimiento de lo dispuesto en la letra d) del numeral 4.1.”

Propuesta de Modificación

- Elimínese las referencias a la letra d) así como la definición de la variable F.


Véase el análisis a los comentarios de EDELNOR sobre Licitaciones Centralizadas.

7.- Observaciones a la Novena Disposición Complementaria

“No parece razonable establecer una discriminación de las empresas estatales, permitiendo lo que pereciera una vía alternativa de negociación de contratos. Esta disposición sólo tendría

ANEXO D


sentido si estuviera haciéndose cargo armonizar el anteproyecto con otras disposiciones legales que condicionan las decisiones de las empresas estatales en general.”


Las empresas estatales deben poder competir en igualdad de condiciones con las empresas privadas en los procesos de licitación. Para este fin es necesario eliminar las limitaciones provenientes de las disposiciones restrictivas, relacionadas con las adquisiciones y/o contrataciones de bienes y servicios, que se aplican a las empresas del sector público.

ANEXO D


D2.2. Sector de Electricidad de la SNMPE (SE-SNMPE) Los comentarios, observaciones y sugerencias del SE-SNMPE se presentan agrupadas en tres categorías: (i) Contratación de Energía, (ii) Estructura y Organización del COES y (iii) Transmisión.

Antes de proceder al análisis cabe indicar que muchos de los comentarios, observaciones o sugerencias han sido presentados, de manera muy similar, también por EDELNOR; por este motivo, en esta sección se analiza con detalle únicamente aquellos temas que no han sido tratados en el análisis de los comentarios u observaciones anteriores.

1.- En relación a la Contratación de Energía

En resumen, respecto al tema de Licitaciones y Contrataciones, los comentarios del SE-SNMPE se pueden resumir en lo siguiente: “…es extremadamente negativo que se llame centralizadamente a tales licitaciones. Esto resulta una opción ineficiente y contraria a los principios de desconcentración de las decisiones en el mercado…”, “…nos parece excesivo que se penalice a las distribuidoras por error en la previsión de los bloques contratados…”, “…resulta excesivo “certificar” la energía y potencia firme…” y “…que el Anteproyecto prepublicado tiene un carácter controlista…”.

Basándose en esa apreciación la SE-SNMPE hace sus propuestas referidas a este punto, que en resumen dice lo siguiente:

• “Las licitaciones deben ser convocadas en forma independiente por cada distribuidor que requiera contratos, o bien agrupándose voluntariamente en caso de tratarse de demandas pequeñas…

• Como precio referencial de las licitaciones se podrá considerar inicialmente el Precio en Barra, al que podrían agregarse sucesivos márgenes en caso de no recibir ofertas…

• Los distribuidores y usuarios libres deben tener la opción de elegir entre contratos de potencia por montos determinados (con un margen definido) y la energía asociada, o bien contratos por bloques fijos…

• La búsqueda de equilibrio entre capacidad firme de generación y contratos ya existe en el marco regulatorio vigente, y por lo tanto no se requeriría innovar mediante la expedición de certificados. La Ley de Concesiones Eléctricas ya contempla que los generadores no pueden comprometer en contratos más que su energía firme.

• No se debe obligar a los distribuidores a licitar independientemente su energía para el mercado libre y regulado, esto necesariamente debe quedar a opción del distribuidor y de los generadores.”


En lo relativo al tema de Licitaciones y Contrataciones, véase el análisis de las observaciones de EDELNOR sobre este mismo tema.

ANEXO D


2.- En relación con la Estructura y Organización del COES

La SE-SNMPE, en resumen, manifiesta: i) que la propuesta tiene un efecto negativo en la percepción de los inversionistas en general y no se entiende cuál es la necesidad de una reforma tan sustancial del COES, ii) que se incrementaría la intervención administrativa en la formación de precios de generación, y iii) que el proceso de fijación tarifaria no sería equilibrado y que los que proponen las tarifas deben ser los generadores.

Observa, además, que el Comité Consultivo no tenga ningún poder de decisión, y que siendo el presupuesto del COES cubierto con los aportes de los Agentes, estos no tengan participación en su elaboración y aprobación.

Manifiesta su desacuerdo en la intervención de OSINERG en los procesos de investigación por falta grave a un miembro del Directorio o al Director Ejecutivo, dado que esto podría dar lugar en la práctica a la subordinación del COES a dicho organismo.

Basado en estas apreciaciones, la SE-SNMPE propone una organización del COES que básicamente consiste en un Directorio conformado por los Agentes añadiendo dos miembros independientes. Introduce, además, tres Comités integrados por representantes de los generadores, transmisores, distribuidores, y Usuarios Libres, en distintas proporciones, cuyos acuerdos serían vinculantes para el Directorio.


En lo relativo al tema de Estructura y Organización del COES, véase el análisis de las observaciones de EDELNOR sobre este mismo tema.

En relación con la participación de OSINERG en los procesos de investigación a un miembro del Directorio o al Director Ejecutivo en caso de falta grave, no ha sido intención de la Comisión crear un mecanismo de amenaza como se desprende de la interpretación dada por la SE-SNMPE a las disposiciones 6.6 y 6.11 del Anteproyecto de Ley, sino más bien establecer un mecanismo para la rendición de cuentas del COES; sin embargo, en vista de la interpretación efectuada, se ha considerado pertinente retirar dichas disposiciones en la versión final del Anteproyecto de Ley.

La propuesta del SE-SNMPE, referente a la estructura y organización del COES, no permitiría cumplir con los objetivos de la reforma prevista en el Anteproyecto de Ley, para lo cual se requiere la independencia del COES de cualquiera de los participantes en el mercado La independencia se requiere para operar el sistema, administrar el mercado y elaborar el plan de transmisión de manera imparcial y que asegure el tratamiento igualitario a todos los participantes. Quien tome las decisiones en el COES no debe tener interés particular en los resultados de la operación económica y esto sólo puede obtenerse asegurando la independencia del Directorio del COES y de todo su personal. Es importante destacar sobre este aspecto, que la propuesta de la Comisión no recomienda un equilibrio de intereses al interior del COES sino más bien la ausencia, en su órgano de gobernabilidad, de representantes de cualquier participante en el mercado.

El Directorio, tal como lo propone la SE-SNMPE sería un Directorio subordinado a las decisiones de los Comités, cuyas decisiones serían de carácter vinculante, y tendría como objetivo controlar las decisiones del Directorio del COES en el interés de los Agentes; algo que resulta diametralmente opuesto a lo que la Comisión considera se requiere para la operación del sistema y del mercado de manera consistente con los objetivos de promover la competencia en el mercado mayorista.

ANEXO D


Del mismo modo, la propuesta del SE-SNMPE entraría en conflicto con el objetivo de elaborar un plan de transmisión que facilite el desarrollo de la competencia, no sólo entre los Agentes existentes sino también, y especialmente, para reducir eventuales barreras para el ingreso de nuevos participantes en el campo de la generación.

La afirmación del SE-SNMPE en relación a que con una Dirección independiente del COES se incrementaría la intervención administrativa en la formación de precios de generación, no tiene sustento. Y menos aún cuando de lo que se trata es que, en última instancia, sea la competencia por el mercado la que fije los precios a través de procesos de licitación.

Los aportes que realicen los Agentes de actividades reguladas serán reconocidos en los cargos correspondientes a sus actividades. Los aportes que realicen los Agentes de actividades no reguladas, serán considerados como parte de sus costos. Las transacciones que efectúen los Usuarios Libres y Comercializadores deberán considerar un aporte por la función del Operador Independiente del Sistema.

3.- En relación con la transmisión

En relación con el tema de transmisión, la SE-SNMPE manifiesta como discriminatorio respecto de la distribución o la generación el esquema de remuneración de la nueva inversión por un periodo de 20 años y su transferencia al Estado, proponiendo su conservación permanente.

También considera que el tratamiento a las instalaciones preexistentes, a las planificadas o no planificadas resulta en un trato discriminatorio a los usuarios, quienes tendrán obligaciones distintas de pago por prestaciones equivalentes.

Plantea la necesidad de la obligatoriedad entre las partes de los acuerdos o contratos referidos a la utilización y remuneración de las inversiones de transmisión realizadas por iniciativa propia, al margen del Plan de Transmisión.

Plantea que se debe modificar los criterios de penalización establecidas en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos en lo referente a la transmisión, teniendo en cuenta un equilibrio entre los riesgos de operación de la transmisión y su retribución.

Manifiesta también que se está alterando con el marco legal las condiciones de los contratos BOOT y RAG, aduciendo que se está afectando a los inversionistas que hicieron sus ofertas y firmaron contratos.

Por último manifiesta su desacuerdo con los contratos BOOT, proponiendo que sean BOO, es decir sin transferencia de la propiedad al vencimiento de la concesión.


Instalaciones preexistentes y nuevas instalaciones

El Anteproyecto de Ley establece explícitamente una diferencia entre las instalaciones preexistentes y las instalaciones futuras. Dentro del grupo de instalaciones actuales, indica claramente que se respetarán los contratos de las instalaciones de transmisión que se hayan efectuado mediante contratos ley (BOOT/RAG), que representan alrededor del 81% del total de las instalaciones actuales de transmisión en el país, las cuales se encuentran sometidas a un régimen de concesión por un periodo de tiempo determinado, con la obligación de transferir las instalaciones al Estado al final de cada periodo de concesión.

ANEXO D


En el 19% restante se encuentra, en su mayoría, instalaciones de subtransmisión de empresas distribuidoras e instalaciones de transmisión de empresas generadoras, las cuales no serán afectadas por el nuevo marco regulatorio.

El tratamiento de las instalaciones nuevas de transmisión estará bajo los conceptos renovados del marco regulatorio propuesto, que corrige las deficiencias identificadas en el marco legal vigente relacionado con la transmisión.

Finalmente, con relación al comentario sobre trato discriminatorio entre las instalaciones de transmisión, es necesario señalar que el desarrollo del sistema de transmisión debe estar orientado por señales económicas, las cuales no tienen efecto alguno sobre las instalaciones que ya se encuentran construidas. Por esta razón, es necesario efectuar una clara separación entre las reglas de tratamiento del sistema existente y las del sistema futuro. En el Anteproyecto de Ley se ha previsto no interferir en las reglas de regulación de las instalaciones ya construidas, a fin de mantenerlas hasta el final de su vida útil y de no cambiar las reglas de juego al amparo de las cuales se han efectuado las inversiones en el sistema de transmisión.

Instalaciones de transmisión planificadas y complementarias (no planificadas)

De igual modo se establecen diferencias entre las instalaciones pertenecientes al Sistema Planificado de Transmisión y las instalaciones Complementarias de Transmisión. Las instalaciones Complementarias de Transmisión son ejecutadas a riesgo y no existe justificación para garantizar la remuneración de éstas, por parte de los demás usuarios. Las instalaciones del Sistema Planificado de Transmisión, en cambio, tienen su remuneración garantizada, por constituir una necesidad del sistema para el desarrollo eficiente de la generación.

Remuneración de las Instalaciones Complementarias de Transmisión

En la versión final del Anteproyecto de Ley se establece que las Instalaciones Complementarias de Transmisión pueden desarrollarse por acuerdo entre partes, reconociéndose la validez y exigibilidad de dichos acuerdos (numeral 7.11, inciso c)

“7.11c) En el caso de instalaciones de uso exclusivo los Usuarios Libres podrán

suscribir contratos para la prestación del servicio de transporte en, los cuales la compensación correspondiente será de libre negociación. En caso del uso de las instalaciones por terceros, o a la terminación de dichos contratos, las compensaciones y tarifas se regulan según el criterio establecido del literal b) anterior.”

Penalidades en la Transmisión

Los aspectos relativos a las penalizaciones por fallas en la transmisión corresponden a un dispositivo de menor jerarquía al Anteproyecto de Ley; sin embargo, se ha incluido en el Anteproyecto una disposición transitoria, que encarga al Ministerio de Energía y Minas revisar los aspectos referentes a la aplicación de la Norma Técnica de Calidad en los sistemas de transmisión, en un plazo de 180 días.

Alteración de las condiciones de los contratos firmados por inversiones en transmisión

Esta afirmación del SE-SNMPE no tiene fundamento ya que el Anteproyecto de Ley expresa en forma explícita que los contratos firmados no serán afectados.

Para mayor claridad, la SÉTIMA (antes SEXTA) disposición complementaria del Anteproyecto de Ley establece lo siguiente:

ANEXO D


“SÉTIMA.- Armonización del marco legal de transmisión

(…..)

Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Decreto Supremo N° 059-96- PCM, (Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos) y de la Ley 27133, otorgadas antes de la entrada en vigencia de la presente ley, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión...”

El último párrafo de esta Disposición Complementaria se refiere a las instalaciones de los Contratos BOOT y RAG celebrados hasta la fecha y que se encuentran concesionadas por el periodo establecido en cada contrato.

Desacuerdo con los contratos BOOT y preferencia con contratos BOO

El comentarios del SE-SNMPE para que en las futuras licitaciones de transmisión los concesionarios no tengan la obligación de transferir las instalaciones al Estado, después de recuperada totalmente la inversión, no es consistente con el principio de seguridad para recuperar la inversión contenido en el Anteproyecto de Ley.

La propuesta del SE-SNMPE podría ser aceptable para el caso en que se realiza una inversión de riesgo, en cuyo caso se justificaría que las instalaciones permanezcan en manos de sus propietarios por tiempo indefinido.

Según se propone en el Anteproyecto de Ley, después de que se produzca la recuperación total de las inversiones, los usuarios dejarán de seguir pagando la componente de inversión. No obstante, el Anteproyecto reconoce la necesidad de remunerar los refuerzos o ampliaciones que se requieran en caso que el planificador del sistema considere que las instalaciones, después de 20 años, continúan siendo de utilidad.

En este caso, la concesión se otorgará nuevamente mediante concurso y bajo condiciones similares a las de la concesión original, es decir, a precios firmes, con una componente de inversión relacionada únicamente a los refuerzos o reposiciones que correspondan, y con plazos adecuados a la nueva situación.

En consecuencia, resulta infundada la afirmación de que las instalaciones que se vuelven a licitar no tengan la protección frente al riesgo regulatorio que actualmente tienen los Contratos BOOT o RAG.

ANEXO D


D2.3. EDEGEL S.A.A. Como introducción EDEGEL manifiesta:

“Todos los comentarios incluidos en el presente documento son complementarios y/o adicionales a los comentarios y propuestas que envió la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), los cuales respaldamos plenamente”.

EDEGEL presenta sus comentarios y observaciones agrupados como: A) Comentarios Generales, B) Temas que se delegan al reglamento que generan incertidumbre y C) Intervención de OSINERG y D) Comentarios al articulado del Anteproyecto de Ley. En las tres primeras secciones efectúa un resumen de sus observaciones, mientras que en la cuarta desarrolla sus comentarios y propuestas en forma específica, refiriéndose a prácticamente cada uno de los artículos del Anteproyecto de Ley prepublicado.

Se presenta a continuación una síntesis de los comentarios de EDEGEL al articulado del Anteproyecto, así como a sus Disposiciones Complementarias y Finales y su análisis por parte de la Comisión.

1.- Artículo 1°.- Definición de Agentes

Se propone eliminar al Comercializador como Agente que puede participar en el negocio eléctrico, debido a que considera que su implementación puede generar incertidumbre.


La Comisión considera que la actividad de comercialización deberá ser implementada como mecanismo de incremento de la competencia por el mercado, y ha previsto su implementación gradual.

La redacción final de este artículo ha quedado como sigue:

“1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores, Distribuidores, Usuarios Libres y Comercializadores.”

2.- Artículo 2°.- Declaración de interés público y responsabilidad del Estado de garantizar el abastecimiento oportuno

EDEGEL considera inconveniente e innecesaria la inclusión de este artículo porque plantea una posible intervención directa del Estado en el mercado eléctrico, lo cual incrementa la incertidumbre y aumenta la percepción de riesgo.


No existe fundamento alguno para la presunción de EDEGEL, de que afirmar la responsabilidad del Estado de velar porque los Usuarios del Servicio Público de Electricidad tengan un abastecimiento oportuno y eficiente, plantee una posible intervención directa del Estado, cree incertidumbre o aumente la percepción de riesgo. Es deber y potestad soberana del Estado adoptar las medidas que considere

ANEXO D


necesarias para preservar la atención de los servicios públicos y el Servicio Público de Electricidad no constituye una excepción. Esta disposición reafirma la obligación del Estado de adoptar las medidas que considere necesarias para preservar el bienestar público.

3.- Artículo 3°.- Objeto de la Ley

Propone cambiar el término “asegurar” por “promover”, como objetivo de la Ley.


El mandato recibido por la Primera Disposición Final de la Ley N° 28447 dice literalmente:

“PRIMERA: Creación de una Comisión para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

El Ministerio de Energía y Minas – MEM y OSINERG conformarán, en el plazo de quince (15) días contados desde la vigencia de la presente Ley, una Comisión que elabore un proyecto de ley destinado a asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica mediante…..”

4.- Artículo 4°.- De los Contratos

Considera que es innecesaria la creación de Certificados de Capacidad y de Energía.

Recomienda que se especifique que los nuevos contratos por bloques no deben afectar adversamente a los contratos actuales.

Considera que debe eliminarse la disposición que ordena a OSINERG definir las condiciones mínimas de los contratos para atender la demanda de los Usuarios Regulados.

Califica a la disposición de agrupación de las demandas de todas las distribuidoras, grandes y pequeñas, como opción ineficiente y contraria a los principios de descentralización de las decisiones del mercado

Comenta la limitación a contratar hasta la potencia firme.


La certificación es únicamente la formalización de la capacidad y energía firme reconocida a cada planta de generación, para fines de contratación con garantía física. No sólo permitirá una supervisión del cumplimiento de la obligación, sino que podrá crear también un mercado de transacciones de derechos, dándole mayor liquidez al mercado.

La presentación de la información correspondiente a la demanda no cubierta por contratos, en bloques, es para fines de configurar el perfil de la demanda, que en conjunto debe ser abastecida por los oferentes en una licitación. Las condiciones y especificaciones mínimas de dichos contratos se establecerán en el Reglamento de la Ley.

ANEXO D


Es responsabilidad de OSINERG establecer las condiciones mínimas que deben cumplir los contratos para atender la demanda a los Usuarios Regulados, precisamente por tratarse de suministro a Usuarios Regulados.

Para la discusión de los comentarios referidos a la agrupación de las demandas, y la limitación a contratar hasta la potencia firme, véase el análisis a los comentarios de EDELNOR.

5.- Artículo 5°.- El Mercado de Corto Plazo

Opina que si se desea que los generadores constituyan fideicomisos u otras garantías para los retiros que efectúen del Mercado de Corto Plazo, deberán trasladarse los costos financieros a los usuarios.

Sugiere que la penalidad a los distribuidores y Usuarios Libres debe incluir la exclusión del mercado spot cuando no presenten garantías.


El texto del numeral 5.4 (antes 5.3) del Anteproyecto de Ley se refiere a las garantías como respaldo de los retiros de capacidad y energía del Mercado de Corto Plazo. La necesidad de exigir garantías se establecerá en el Reglamento.

En el Reglamento se contemplará las limitaciones que se impondrán a los Agentes que, debiendo presentar las garantías no lo hagan, y que incluirá la exclusión de participación del mercado de corto plazo y eventualmente otras sanciones.

6.- Artículo 6°.- Operación del Sistema y Administración del Mercado de Corto Plazo

Manifiesta su apoyo pleno a la estructura planteada por el SE-SNMPE.

Sugiere que los Agentes deben tener participación directa en el Directorio. Adicionalmente considera que la opción de poder trabajar en la administración pública inmediatamente después de cumplido su periodo, es un incentivo a tener una posición cercana al Estado y/o Regulador y se refieren a la inclusión de Comités especializados integrados por los Agentes, mencionada en la propuesta del SE-SNMPE.

Opina que el Comité Consultivo es meramente figurativo, y propone que debe tener facultades decisorias respecto a la planificación de la transmisión y a la propuesta de cambios a procedimientos y normas.

Manifiesta su desacuerdo con la intervención de OSINERG en los procesos de investigación por causas de falta grave de un Director o del Director Ejecutivo porque, según EDEGEL, esto deja duda sobre la independencia del COES

Propone que la contribución al sostenimiento del COES debe ser parte del aporte del 1% a los organismos reguladores.

Considera que la elaboración del Plan de Transmisión por parte del COES es riesgosa y puede ser perjudicial para los agentes del sistema porque el planificador no asume ninguna responsabilidad y hay el peligro de sobredimensionar las instalaciones necesarias, y propone a cambio la creación de un Comité Consultivo integrado por el COES, los Agentes y OSINERG.

ANEXO D



Sobre la estructura y organización del COES, se recomienda ver el análisis a la propuesta del SE-SNMPE sobre este mismo tema.

El sostenimiento del COES se efectuará con el aporte adicional de hasta un 0,5% de los ingresos de los agentes tomando como referencia el ejercicio anterior. El Reglamento establecerá la forma de su recaudación.

En lo referente a la elaboración del Plan de Transmisión, se ha establecido en la Sexta Disposición Complementaria del Anteproyecto de Ley, que los criterios y metodología para efectuar la planificación de transmisión serán establecidos por OSINERG. El COES elaborará el Plan de Transmisión siguiendo los criterios y metodología establecidos, y será el Ministerio el que finalmente verifique y apruebe el Plan. De esta manera, se garantizará que el Plan cumpla el objetivo de dar un tratamiento igualitario a los agentes y facilitar el desarrollo de la competencia en generación con los niveles adecuados de flexibilidad y seguridad.

7.- Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión

Repite el último comentario al Artículo 6° sobre el desarrollo del Plan de Transmisión.

En relación a los cargos a pagar por las nuevas instalaciones de transmisión, propone que sean pagadas totalmente por la demanda, salvo que se trate de una línea de generación.

Señala que el ingreso tarifario debería descontarse tanto a los usuarios finales como a los generadores a prorrata de los beneficios que obtienen.

Propone que la asignación de las compensaciones por las inversiones en transmisión, contemplen una instancia de revisión, por ejemplo, cada 5 años.


En lo que corresponde a la asignación de responsabilidades por el pago de las instalaciones, se ha previsto que en la oportunidad que se elabore el Plan de Transmisión e identifique las instalaciones a implementarse, debe también identificarse los beneficiarios de esas nuevas instalaciones. A partir de esta información se establecerá la asignación de los cargos correspondientes. Los beneficiarios pueden ser generadores, demanda o ambos a la vez, dependiendo del caso específico.

En lo que corresponde al tratamiento de los ingresos tarifarios, ellos constituyen únicamente la manifestación del ingreso marginal del transmisor y como tal no debe existir el concepto de “descuento” aplicable ya sea a generadores o a usuarios finales.

En cuanto a la posibilidad de revisar la asignación de las compensaciones, cabe señalar que desde el punto de vista económico, es deseable que las compensaciones para recuperar los costos hundidos, una vez asignadas no sean revisadas.

Desde la perspectiva económica, la asignación de los costos hundidos es en buena medida una decisión arbitraria, siempre que la asignación sea hecha de tal manera que se evite cualquier impacto sobre la toma de decisiones en el futuro. Si estos cargos varían en alguna forma con el uso actual o futuro, en ese caso los usuarios podrían cambiar su utilización, o construir nuevas instalaciones para evitar el cargo, aun cuando

ANEXO D


esto no hace variar los costos que deben ser recuperados. Estos usuarios pueden incurrir en costos adicionales a fin de ganar una ventaja neta para ellos, pero dejan a otros la cobertura de los costos de las instalaciones ya comprometidas, originando de esta manera una pérdida global al sector como un todo.

No obstante, se reconoce que pueden existir situaciones extremadamente singulares que ameriten una revisión de la asignación de estos costos entre generadores y distribuidores. Para esos casos se ha dispuesto que el Reglamento establezca las condiciones bajo las cuales puede procederse a efectuar una revisión de la asignación de las compensaciones.

8.- Artículo 8°.- Medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica

Propone que debe permitirse que cada distribuidora ejecute y organice de manera independiente un proceso de licitación, y en caso lo crea conveniente, se agrupe voluntariamente con otras distribuidoras e incluso con clientes libres.

Propone que los precios máximos a considerar en las licitaciones sean públicos.


Con relación al primer comentario, véase el análisis efectuado sobre propuesta similar presentada por EDELNOR.

Con relación a la publicación de los precios máximos a considerar en las licitaciones, estos se publicarán sólo si la licitación es declarada desierta porque los oferentes superaron el precio tope. Antes de la licitación no debe otorgarse al mercado señal alguna de lo que el sistema está dispuesto a aceptar, a fin de no incentivar un comportamiento colusorio entre los agentes.

9.- Artículo 9°.- Formación de los precios a nivel de generación para el Usuario Regulado.

Considera excesiva una tolerancia mensual que llegue hasta 3 veces la tolerancia anual.


En algunas áreas de concesión se presentan demandas estacionales, de corta duración, que pueden variar sustancialmente respecto al promedio esperado. Por ello, a solicitud de las distribuidoras, se consideró conveniente establecer la posibilidad de otorgar flexibilidad temporal, siempre y cuando no se exceda el margen anual, que es el elemento de seguridad de abastecimiento a largo plazo que se debe mantener.

10.- Segunda Disposición Complementaria.- Nueva referencia para la comparación del Precio en Barra

Indica que no se encuentra justificación alguna a la eliminación de los precios del mercado libre como referencia. Propone que el precio de referencia debe incluir la señal de las licitaciones y los precios libres.

ANEXO D



La comparación del Precio en Barra con el precio promedio ponderado del mercado libre tiene por objeto establecer una referencia de mercado para contrastar los cálculos efectuados para determinar la tarifa.

La Comisión considera que, en el contexto actual, el mejor referente del mercado sería el resultado de las licitaciones; por ello, se ha previsto que cuando la participación de los suministros licitados llegue al 20% del total de la demanda, los precios obtenidos de las licitaciones serán el elemento de referencia para los Precios en Barra establecidos por el Regulador (Tercera Disposición Transitoria).

11.- Tercera Disposición Complementaria.- Precisiones para los Suministros de Electricidad y de Gas Natural

Propone eliminar esta disposición porque, a su criterio, es competencia de Indecopi y no de OSINERG.


El Anteproyecto de Ley, cuando sea aprobado, será una norma que será tomada en cuenta por el Organismo que corresponda de acuerdo a sus competencias. No existe fundamento alguno para que EDEGEL infiera que esta Cuarta Disposición Complementaria (antes Tercera) está otorgando facultades a OSINERG.

12.- Quinta Disposición Complementaria.- Política y Criterios para la elaboración del Plan de Transmisión

Opina que debe ser el MEM quien apruebe los criterios y metodología de planificación para la elaboración del Plan de Transmisión


La Comisión ha considerado que los criterios y metodología de planificación de la transmisión deben contemplar, además de los aspectos técnicos, los criterios de competencia por el mercado, las asignaciones de los cargos a ser asumidos por los beneficiarios y todo ello subordinado a la Política Sectorial que corresponde al Ministerio, por lo que se ha previsto la interrelación de todos los entes involucrados, siendo el Ministerio el que aprueba en última instancia el Plan de Transmisión.

Tomando en cuenta, que los criterios y metodología de planificación tienen que ver directamente con los costos, y consiguientes tarifas, que implicará la expansión de la red de transmisión, la Comisión ha establecido que la institución que mejor puede encargarse de estos temas debe ser OSINERG.

13.- Sétima Disposición Complementaria.- Penalidades por incumplimientos de obligaciones

Reitera la propuesta de eliminar los certificados de energía. Propone que las penalidades a los generadores y distribuidores deben ser similares.

ANEXO D



Lo referente a la certificación de energía ha sido discutido anteriormente.

En cuanto a las penalizaciones, se debe considerar la naturaleza diferente de las causas que las originan.

Cuando un distribuidor acude a un generador solicitando el abastecimiento a futuro de una necesidad, el generador conoce con certeza su posibilidad de atender dicho requerimiento con energía firme, y puede corregir un eventual déficit. El distribuidor, en cambio, basa sus requerimientos en las proyecciones más prudentes posibles, que en última instancia no están bajo su control, por lo cual se ha considerado un margen de tolerancia, antes de aplicarle penalidades.

14.- Octava Disposición Complementaria.- Adecuación de Potencia y Energías Firmes

Considera inoportuno que se proponga modificar los procedimientos para determinar la capacidad y energía firmes.


La calificación de “inoportuna” no tiene fundamento. En lo que sea pertinente deben efectuarse las correcciones que sean necesarias para que todos los cargos aplicados en la actividad eléctrica sean consistentes con los objetivos y modificaciones que se proponen en el Anteproyecto de Ley.

15.- Novena Disposición Complementaria.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico.

Manifiesta que es necesario un mecanismo que evite la interferencia del Estado a través de sus generadores en lo que se refiere a la oferta de precios en las licitaciones.


Las empresas del Estado no tienen capacidad suficiente abastecer todo el mercado y poder fijar precios en las licitaciones. En el peor de los casos, cualquier distorsión que se pudiera producir se agota rápidamente y una vez contratada la generación perdería totalmente su capacidad de fijar precios. En este sentido, no se necesita de mecanismo alguno del tipo propuesto.

Además, las empresas del Estado no cuentan con recursos ni autorización, para efectuar inversiones en nueva generación, por lo que mal podrían ser competencia a los inversionistas privados. Cabe recordar que se requieren inversiones anuales del orden de 200 a 300 MW y esto constituye, dada la política actual, una oportunidad casi exclusiva de las empresas privadas.

ANEXO D


16.- Duodécima Disposición Complementaria.- Propuesta de Tarifa en Barra

Señala que la facultad de proponer Tarifas en Barra otorgada a otros agentes, “resta seriedad a un proceso que le compete exclusivamente al COES” como ente especializado. No obstante, señala que alternativamente, debería ser un comité conformado exclusivamente por generadores.


En ninguna parte de la legislación actual existe impedimento alguno para que cualquier persona, natural o jurídica, pueda presentar propuestas de Tarifas en Barra al Organismo Regulador; por ello, hacer explícita esta posibilidad, no cambia en absoluto las posibilidades actuales de cualquier agente.

17.- Décima Cuarta Disposición Complementaria.- Modificaciones al Decreto Ley N° 25844

Con relación a la modificación del Artículo 41°, inciso d), sobre cálculo de capacidad y energía firmes, considera que los procedimientos y metodología deben ser establecidos por el MEM y no por OSINERG.

Con relación a la modificación del Artículo 55°, sobre obligación de entregar a OSINERG la información referente a las propuestas de tarifas, manifiesta que es inaceptable que otros agentes hagan la propuesta tarifaria y que se haga público el know-how del COES.


Con relación al primer punto, la Comisión, que está integrada por autoridades del Ministerio y OSINERG, considera que la definición de las capacidades y energías firmes son elementos inherentes a los mecanismos de contratación y competencia que están bajo la responsabilidad de fiscalización por parte de OSINERG.

Con relación al segundo punto, se debe señalar que ya se ha respondido la primera parte referente a la propuesta tarifaria por parte de otros agentes. Sobre la publicidad del know-how del COES, la Comisión considera que los elementos que conducen a la fijación de las tarifas al mercado regulado deben ser transparentes y de conocimiento público; lo contrario equivale a mantener una situación de privilegio de la información que puede derivar en abuso de posición dominante.

18.- Primera Disposición Transitoria.- Adecuación de los Contratos

Considera insuficiente el plazo de dos años para adecuación de los contratos existentes a la limitación de no exceder la capacidad y energía firmes de los generadores.


Si los generadores tienen contratos en exceso a la energía firme que disponen, ya sea propia o comprometida de terceros, se hallan contraviniendo lo dispuesto en la legislación vigente. Por lo tanto, no hay justificación al comentario de EDEGEL.

ANEXO D


19.- Segunda Disposición Transitoria.- Adecuación del COES

Señala que OSINERG no debe planificar la transmisión en el periodo de transición


La versión final del Anteproyecto de Ley no considera la intervención de OSINERG en el tema de planificación, durante el periodo de transición.

20.- Tercera Disposición Transitoria.- Adecuación de la Referencia del precio de Barra

Opina que la comparación del precio regulado con el precio libre y las licitaciones debe darse sin excepción y no sólo cuando lo licitado llegue al 20%.


Este comentario ya ha sido respondido en el análisis de la Comisión referente a la Segunda Disposición Complementaria.

21.- Quinta Disposición Transitoria.- Pago a la transmisión existente

Sugiere que debe poder revisarse las asignaciones de los cargos en intervalos mayores o iguales a 5 años.


Ya ha sido tratado en la discusión del punto 7.

22.- Sexta Disposición Transitoria.- Licitaciones durante el periodo de transición

Señala que falta mencionarse que el precio resultante de la licitación será firme durante el plazo del contrato.


Esto ha sido corregido. La versión final del Anteproyecto de Ley establece en el numeral 8.4:

“8.4. Los contratos que se celebren como consecuencia de un proceso de Licitación podrán fijar plazos de suministro de hasta 15 años a los precios resultantes del concurso. Dichos precios se actualizarán de acuerdo con las fórmulas que establezcan en las bases de la Licitación.”

ANEXO D


D2.4. Luz del Sur S.A.A. Luz del Sur presentó comentarios y sugerencias de forma y de fondo sobre el Anteproyecto de Ley. Las sugerencias de forma que se consideraron pertinentes se han incorporado en la versión final del mismo. Los comentarios de fondo son objeto del análisis que se presenta a continuación.


Luz del Sur propone incorporar los términos que se indican subrayados en los siguientes párrafos:

“4.1 c) (…..) La energía podrá contratarse, a opción de los compradores, en bloques o asociada a la potencia contratada. En cualquier caso, deberán señalarse los límites de tolerancia para la asignación de la responsabilidad del Generador en la garantía del suministro;

4.1.d) Los Distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de la demanda anual de sus Usuarios Regulados. Para fines de control ex post, se aceptará un margen de tolerancia anual para la potencia y energía no contratadas o contratadas en exceso. El margen máximo de tolerancia anual será de 5% del total de la demanda, de sus Usuarios Regulados. El margen de tolerancia mensual podrá variar dentro de un rango con límite inferior y superior igual a 1 y 3 veces el margen de tolerancia anual, respectivamente. El Reglamento establecerá los respectivos procedimientos, así como los criterios para su revisión;

…

4.2 Los Distribuidores pueden comercializar potencia y energía a los Usuarios Libres en todo el territorio nacional.”


Las sugerencias de Luz del Sur en los numerales 4.1 c) y 4.1 d) han sido incorporadas dado que la primera es concordante con el principio de que el comprador es quien debe establecer las especificaciones del producto que adquiere, y la segunda es coincidente con el objetivo de la Comisión de que las reglas para asegurar el abastecimiento están dirigidas a la protección de los usuarios del Servicio Público de Electricidad.

En lo que corresponde a la propuesta contenida en el numeral 4.2 indicando que los Distribuidores pueden ejercer la actividad de comercialización en todo el territorio nacional, debe tenerse presente que la concesión de distribución otorgada por la Autoridad se circunscribe a un área territorial limitada, por lo que no procedente la sugerencia presentada. Sin embargo, la actividad de comercialización, por su naturaleza, no está limitada a una determinada área de concesión y así queda establecido en el Anexo de Definiciones del Anteproyecto de Ley.

ANEXO D


2.- Artículo 6°.- La operación del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo

“6.4 (…..) Una vez que cesen en el ejercicio del cargo, por el lapso de un año, estarán sujetos a las mismas restricciones.”


Considerando que el director cesante percibirá una remuneración hasta un año después de haber dejado el cargo, es razonable mantener la restricción de no tener vinculación laboral alguna con la administración pública.

3.- Artículo 7°.- Adecuación del marco legal de la transmisión

Luz del Sur propone incorporar los términos que se indican subrayados en el siguiente párrafo:

“7.3 b) (…..) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios. En caso de instalaciones de Refuerzo y ampliaciones, tendrán preferencia las empresas concesionarias correspondientes, mediante autorización del Ministerio, para su ejecución directa por dichas empresas;”


La sugerencia de Luz del Sur de precisar que se dará preferencia al titular de la concesión de transmisión correspondiente, ha sido incorporada en el Anteproyecto de Ley tal como se muestra a continuación:

“ 7.4 b) El Ministerio conducirá los procesos de licitación necesarios para implementar el Plan de Transmisión. En caso de instalaciones de Refuerzo, el titular de la concesión de transmisión tendrá la preferencia para ejecutarlas directamente. De no ejercerla, se incluirán en los procesos de licitación;”

Cabe señalar que, para el caso en que el titular del sistema de transmisión ejerza el derecho de preferencia establecido en el numeral 7.4.b) para la ejecución de Refuerzos de transmisión, se ha establecido que el componente de inversión de la Base Tarifaria, dentro del periodo de recuperación, será igual al costo eficiente establecido por OSINERG previamente a su ejecución.

4.- Artículo 8°.- Las medidas preventivas para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica

A continuación se presentan las propuestas de modificación de Luz del Sur que sugieren un cambio de fondo con relación a la versión publicada de este artículo. Seguidamente a cada propuesta se incluye, de ser el caso, el comentario efectuado por la empresa sobre dicha propuesta.

“8.1 [numeral reubicado] Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen la obligación de informar a OSINERG su demanda de electricidad que no se encuentre contratada, proyectada para un horizonte no menor de cinco años, según lo especificado en el Reglamento. Con la misma antelación deberán comunicar la parte de la demanda no contratada que deseen agregar a la Licitación.

ANEXO D


Comentario: Se ha ampliado el plazo del horizonte de proyección a cinco años, con el objeto de garantizar la realización de licitaciones oportunas, que permitan un abastecimiento adecuado y a precios eficientes.

8.2 [numeral reubicado] Sobre la base de la información proporcionada por los Distribuidores y Usuarios Libres, OSINERG podrá iniciar el proceso de Licitación para garantizar el abastecimiento de dicha demanda, de acuerdo con lo establecido en el presente artículo.

8.3 El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para cumplir con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado. Para este fin, se agruparán las demandas no cubiertas por contratos de los Distribuidores y Usuarios Libres que deseen participar en la Licitación, conforme a lo establecido en el Reglamento. Se programarán Licitaciones escalonadas para abastecer la demanda, las cuales serán adjudicadas con una antelación no menor de tres años al inicio de la obligación de suministro bajo el respectivo contrato.

Comentario: El problema en el sistema no solamente es el desabastecimiento, sino la existencia de una reserva ineficiente y una oferta de generación concentrada. Con las modificaciones propuestas se incide en tres aspectos fundamentales para asegurar precios eficientes y competencia por el mercado: (i) licitaciones oportunas, realizadas con la debida antelación. No debe esperarse a que haya carencia de oferta, porque si no se corre el riesgo de obtener precios más altos, al existir un estado de necesidad; (ii) eliminar la necesidad de acreditar la falta de contratación para poder participar en la licitación, por cuanto se considera que la participación de los distribuidores en la misma es una decisión empresarial. Además, las licitaciones se rigen por condiciones económicas distintas a la contratación bilateral, ya que en las primeras rigen precios firmes, en tanto que en las segundas las condiciones económicas son determinas por OSINERG periódicamente, a través de la fijación de Tarifas en Barra, con el riesgo regulatorio consiguiente; (iii) se propone el mecanismo de licitaciones “escalonadas” en el tiempo, para evitar barreras legales de entrada a nuevas inversionistas, que no podrían participar en una licitación cuya obligación de suministro se inicie en el corto plazo.

8.4 Los Distribuidores y Usuarios Libres con demanda no cubierta con contratos, podrán conformar un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité no ejerza tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG. En los casos en que no se obtengan ofertas de abastecimiento suficientes para cubrir toda la demanda, se priorizará la asignación de estas ofertas a la atención de la demanda de los Usuarios Regulados.

Comentario: Se ha eliminado la obligación de realizar licitaciones anuales, porque ello resulta inconsistente con un planeamiento de largo plazo.

8.5. Alternativamente, los Distribuidores podrán realizar Licitaciones a título individual, siempre que superen el volumen mínimo establecido en el Reglamento y con sujeción a las disposiciones que éste establezca.

Comentario: Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen necesidades de abastecimiento, cláusulas especiales de potencia, energía, puntos de suministro, y muchas particularidades que pueden diferir entre sí. No parece tener sentido forzarlos a unirse en un Comité para hacer la Licitación. Si se cumple con el criterio de economía de escala, no existe razón para que las Distribuidoras no puedan convocar Licitaciones para atender su demanda individual. De esta manera, se dinamiza el mercado, permitiendo que responda oportunamente a las necesidades de abastecimiento de los concesionarios, que difieren en oportunidad. Adicionalmente, debe tenerse presente que una Licitación convocada por un distribuidor con solvencia empresarial permitirá obtener precios más competitivos, los cuales redundarán en beneficio de todos los usuarios regulados del país, a través del mecanismo de redistribución previsto en el artículo 9.4.

ANEXO D


8.6 (……..)

8.7 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación y supervisar su ejecución, promoviendo la desconcentración de la oferta de generación y el escalonamiento en el tiempo del inicio y vencimiento de los contratos resultantes.”


La Comisión considera que se debe respetar la libertad de contratación de las Distribuidoras, a través de licitaciones de iniciativa propia, en la medida que ellas no generen ineficiencias en la composición del parque generador ni comprometan innecesariamente las garantías que deben otorgar los consumidores a través del aseguramiento de precios a firme.

Las propuestas de Luz del Sur en lo que se refiere a la oportunidad de las licitaciones han sido tomadas en cuenta por la Comisión tal como se muestra en el numeral 8.10 que se reproduce a continuación:

“8.10 En el caso que un Distribuidor desee licitar contratos de abastecimiento de su demanda con una anticipación mayor al mínimo establecido por la presente Ley y su Reglamento, podrá hacerlo siempre que ofrezca la oportunidad de participar conjuntamente a los demás distribuidores, y que la licitación sea previamente autorizada por OSINERG.”

En relación con la opinión negativa sobre la conformación de un Comité para definir la conducción del proceso de licitación, se ha perfeccionado el Anteproyecto de Ley disponiendo en el numeral 8.6 que la licitación sea conducida por el distribuidor con mayor demanda a ser licitada:

“8.6 La Licitación será conducida por el Distribuidor con mayor demanda a ser licitada en cada ocasión. En caso decida no ejercer tal opción, la Licitación será conducida por OSINERG.”

En lo relativo a la agrupación de demandas de Distribuidoras y Usuarios Libres para las licitaciones, referirse a la respuesta de la Comisión a la propuesta de EDELNOR en relación al tema de Licitaciones Centralizadas.

5.- Primera Disposición Complementaria - Nueva opción para Usuarios Libres

“El Margen de tolerancia no puede verse afectado por razones fuera del control de la distribuidora. La reducción del umbral para calificar como cliente libre es un acto de imperio del Estado, que por tanto no puede perjudicar al distribuidor que ha contratado la demanda en función de un umbral distinto y en cumplimiento de su obligación de contratar el 100% de la demanda de sus Usuarios Regulados. De no incorporarse esta provisión, se va a crear el incentivo perverso de que los Distribuidores no estén dispuestos a contratar por un plazo mayor al del preaviso que deben dar dichos usuarios para pasar a la categoría de libres.”

Propuesta de Luz del Sur

Añadir el siguiente párrafo:

ANEXO D


“(…) Ante el cambio del nivel de demanda establecido para calificar como Usuario Libre y el rango de demanda que se exige para poder ejercer la opción establecida en párrafo anterior, el Reglamento deberá prever los mecanismos adecuados para evitar que los contratos de suministro celebrados por el Distribuidor excedan la nueva demanda de sus Usuarios Regulados, de tal forma que el Distribuidor no supere los márgenes de tolerancia establecidos.”


La migración de usuarios de la calificación regulado a libre o viceversa puede dar lugar a descalces que no deben perjudicar el ejercicio prudente de proyección de la demanda por parte de los distribuidores y, por tanto, se requiere tomar las providencias del caso. En este sentido, el plazo prudencial y los mecanismos adecuados a que se refiere Luz del Sur para que los distribuidores puedan adecuar sus compromisos contractuales serán establecidos en el Reglamento.

6.- Tercera Disposición Complementaria - Ampliación del margen de tolerancia por insuficiencia de Licitaciones

“Puesto que es posible que se produzcan desfases entre el inicio del suministro producto de las Licitaciones y la atención de la demanda de los Usuarios Regulados, debe normarse este supuesto. Recogiendo el principio de que los precios regulados deben reflejar las condiciones de mercado y las señales de escasez, se propone que en caso de licitaciones desiertas o postergadas, la demanda sin contratos de los Usuarios Regulados sea adquirida en el Mercado de Corto Plazo, a costo marginal. Tratándose de una contingencia no imputable al distribuidor, debe ampliarse el margen de tolerancia para que los precios sean transferibles en su integridad a los Usuarios Regulados.”


Esta disposición constituye una adición al Anteproyecto de Ley publicado y el contenido de la misma es el siguiente:

“En caso que los Distribuidores no puedan contratar el total de la demanda de sus Usuarios Regulados como consecuencia de que las Licitaciones no sean convocadas oportunamente o sean declaradas desiertas, los retiros que efectúen los Distribuidores del sistema para abastecerla serán al Costo Marginal del Mercado de Corto Plazo. En ese supuesto, los márgenes de tolerancia anual y mensual, a que se refiere el artículo 4.1.d), se verán incrementados en la magnitud requerida para atender la demanda no contratada de los Usuarios Regulados. Lo dispuesto en esta disposición será aplicable a partir del 1° de enero de 2008.”


Se ha incluido la disposición recomendada a fin de establecer el tratamiento de los precios en los casos de licitaciones desiertas o postergadas por causas no imputables al distribuidor.

7.- Sétima (antes Sexta) Disposición Complementaria - Armonización del marco legal de transmisión

Respecto a esta disposición, Luz del Sur sugiere incluir lo siguiente:

ANEXO D


“(…). Cuando los contratos de concesión suscritos al amparo del D.S. 59-96-PCM no contemplen el incremento de la compensación del concesionario por los Refuerzos que deban efectuarse en sus redes para posibilitar la interconexión con otras redes, el valor de estos Refuerzos será reconocido por OSINERG como parte de la inversión realizada por la contraparte que solicita el acceso o la interconexión.”


La opinión de la Comisión sobre este punto está expresada en la respuesta a los comentarios del SE-SNMPE en relación con la transmisión.

8.- Octava (antes Sétima) Disposición Complementaria - Penalidades por incumplimiento de obligaciones

Con relación a esta disposición, Luz del Sur sugiere incluir los siguientes párrafos:

“(…)

En ningún caso la multa podrá exceder el equivalente del 1% de las ventas anuales de la empresa sancionada.

La penalidad mencionada en el inciso b) precedente no será de aplicación en caso que la falta de contratación de la demanda de los Usuarios Regulados se origine en causas que no sean imputable a la Distribuidora.”


El criterio para la definición de la magnitud de la multa no guarda relación con el nivel de ventas de una empresa sino con el costo en que incurriría un proveedor para restablecer el nivel de seguridad del sistema. Por consiguiente, no se incluye el párrafo propuesto.

Con respecto a la no imputabilidad de la Distribuidora, no es estrictamente necesario que se precise en el Anteproyecto por tratarse de un principio jurídico general. No obstante, a fin de evitar interpretaciones que puedan afectar las contrataciones por temor a la existencia de penalidades en el caso señalado, este párrafo ha sido incluido en el Anteproyecto de Ley.

9.- Décima (antes Novena) Disposición Complementaria - Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico

Luz del Sur propone la siguiente redacción para la disposición complementaria del rubro:

“Las empresas de distribución con participación accionaria del Estado, se encuentran exoneradas del cumplimiento de los procedimientos previstos en el Decreto Supremo No. 83-2004-PCM en lo que respecta a sus operaciones de compra-venta de electricidad. Dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado, de conformidad con las disposiciones establecidas en la presente Ley.”

ANEXO D



La propuesta de Luz del Sur presenta únicamente mejoras de redacción manteniendo el concepto fundamental del Anteproyecto. En consecuencia, la versión final de la correspondiente Disposición Complementaria quedará como sigue:

“DÉCIMA.- Reglas aplicables a la compra-venta de energía de empresas del Estado en el mercado eléctrico

Las empresas con participación accionaria del Estado, titulares de concesiones o autorizaciones de generación o de distribución, en sus operaciones de compra-venta de electricidad se adecuarán a las condiciones establecidas en la presente Ley y su Reglamento. En los casos que resulten aplicables, dichas empresas quedan autorizadas a negociar y pactar los precios y condiciones comerciales que mejor se adecuen a las condiciones del mercado.”

10.- Sexta Disposición Transitoria - Licitaciones durante el periodo de transición

“No se requiere de una autorización legal para que los distribuidores convoquen a licitaciones privadas que tenga como [tope] la Tarifa en Barra. Más bien, se propone incorporar una disposición transitoria que permita a OSINERG convocar a una licitación que cubra la demanda de corto plazo de las Distribuidoras, sin la antelación exigida por el artículo 8°.”


Según la propuesta, Luz del Sur efectúa algunos cambios al primer párrafo y elimina el segundo párrafo de la Sexta Disposición Transitoria publicada, de acuerdo a lo siguiente:

“Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente Ley, OSINERG podrá convocar Licitaciones para cubrir la demanda agregada de los Distribuidores no contratada, destinada al suministro de los Usuarios Regulados. En este caso, la vigencia de los contratos a ser adjudicados no será mayor a cuatro (4) años, sin opción de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en el numeral 8.5 de la presente Ley”.


Según se deduce de lo expresado en el comentario, Luz del Sur ha efectuado una interpretación alternativa de la Sexta Disposición Transitoria poniendo en evidencia un defecto en la redacción original del Anteproyecto de Ley. La redacción que propone Luz del Sur es concordante con la intención original de la Comisión por lo que se ha decidido recoger la propuesta con los ajustes pertinentes para adecuarla a la versión final del Anteproyecto de Ley.

La redacción final de esta disposición quedaría así:

“SEXTA.- Licitaciones por situaciones de excepción

Dentro de los dos primeros años de vigencia de la presente Ley, OSINERG podrá convocar Licitaciones para cubrir la suma de la demanda no contratada de los Distribuidores, destinada al suministro de los Usuarios Regulados. En este caso, la vigencia de los contratos a ser adjudicados no será mayor a cuatro (4) años, sin opción

ANEXO D


de renovación, y teniendo en cuenta lo dispuesto en los numerales 8.5 y 8.8 de la presente Ley.”

11.- Definición de Refuerzos

Luz del Sur propone mejorar la definición de Refuerzos agregando el texto subrayado que se muestra a continuación:

“Refuerzos.- Son las inversiones realizadas por un concesionario sobre redes y subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad establecidos en las leyes aplicables y aquellas necesarias para permitir el libre acceso a las redes y las interconexiones. No constituyen Refuerzos aquellos egresos que sean considerados como gasto de acuerdo a las leyes aplicables o aquellas inversiones que superen el monto definido en el Reglamento.”


Se acepta la sugerencia de Luz del Sur y se incorpora la modificación en el Anteproyecto de Ley, perfeccionando la redacción final, que queda como sigue:

“Refuerzos.- Son las instalaciones realizadas por un concesionario sobre redes y subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad establecidos en las leyes aplicables, así como aquellas necesarias para permitir el libre acceso a las redes y las interconexiones. No constituyen Refuerzos aquellas instalaciones que se cargue contablemente como gasto de acuerdo a las leyes aplicables o que superen el monto definido en el Reglamento”.

ANEXO D


D2.5. Ing. Rolfi Alarcón (Consultor)


Aspectos Generales del Artículo 4°

El Ing. Alarcón expone los siguientes comentarios al Artículo 4°.- De los Contratos:

“Si el objetivo es reducir la volatilidad de precios se debe estimular la contratación de forma que el generador asuma el riesgo de la volatilidad y eventualmente también de los riesgos de falta de suministro.

Es una decisión de cada generador determinar el nivel de contratación que desea tener, lo usual es dejar un porcentaje al spot y el resto contratarlo, por lo tanto vemos que la exigencia de una certificación no es necesaria. Si se diera el caso de un generador que contrata más de su potencia y energía firmes, el generador asume todas las consecuencias comerciales que se pueden derivar de tal exceso de contratación, es decir existe una auto-limitación de riesgo y comercial que los generadores afrontan.

Este tipo de restricción o límites a la contratación por Ley solo se justificarían si hubiera una contratación excesiva a futuro que no deje lugar para nuevos proyectos, caso contrario a lo que ha sucedido en el Perú, por tanto no es el caso aplicarla.

Por otra parte, los ingresos por potencia son tan vitales en la decisión de inversión que no debería, de mantenerse la exigencia de los certificados, dejarse indefinida la metodología de cálculo y su relación con las potencias y energía firmes.”


El objetivo de reducir la volatilidad de los precios no es un elemento esencial de la propuesta contenida en el Anteproyecto de Ley y la certificación no es una medida destinada a reducir dicha volatilidad. La certificación es más bien una forma de controlar el riesgo de la insuficiencia de generación ocasionada principalmente por el riesgo hidrológico. Esta es una materia de política adoptada por la Comisión para asegurar el abastecimiento del servicio público de electricidad.

En lo relacionado con que no debería dejarse indefinida la metodología de cálculo de los certificados, debe señalarse que en la versión definitiva del Anteproyecto de Ley se ha aclarado que los certificados representarán directamente la asignación de energía y potencia firmes, cuya metodología de cálculo se establecerá en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Comentario al Inciso d) del Numeral 4.1

Con relación al inciso d) del numeral 4.1 del Artículo 4°, el Ing. Alarcón expresa:

“Consideramos que esta disposición le limita la participación de los distribuidores en el mercado de corto plazo (Objetivo 3.2 b de la propuesta de Ley) a sólo los márgenes de tolerancia. El 5% es muy reducido.”

ANEXO D



El Mercado de Corto Plazo previsto en el Anteproyecto de Ley está destinado a liquidar los desbalances entre lo contratado y lo efectivamente consumido. La Comisión considera que un margen superior al 5% introduciría demasiado riesgo en el sistema. Si un distribuidor pudiera adquirir más del 5% en el spot, la falta de contratos resultante podría enviar al mercado señales inadecuadas que pudieran retrasar el desarrollo de las inversiones en generación.

Es importante acotar que el 5% se refiere a la demanda total, es decir aproximadamente al total del incremento anual de cada distribuidor.

Comentario al Numeral 4.3

Con relación al numeral 4.3 del Artículo 4°, el Ing. Alarcón opina:

“Consideramos que el OSINERG debe propiciar y exigir el inicio de los procesos de Licitación, no debiera iniciarlos por si misma, todo el proceso conduce a una relación privada entre agentes en el cual el Órgano Supervisor debe mantenerse como tal, manteniendo las atribuciones dadas en el art. 4.1. e) y el art. 8.”


Desde el punto de vista de la sociedad, la Comisión considera que lo más importante es el diseño del proceso que asegure las señales para un desarrollo transparente y competitivo de la Licitación, por este motivo se ha establecido que OSINERG sea responsable de esta parte. En lo que respecta a la Licitación propiamente dicha, se ha concluido que no es indispensable la participación directa del Regulador que sólo intervendría en forma supletoria, de esta manera se eliminan las preocupaciones de los agentes respecto de la intervención del Estado en los procesos que deriven en contratos entre particulares.

2.- Artículo 5°.- Mercado de Corto Plazo


Con relación al numeral 5.1 del Artículo 5°, el Ing. Alarcón manifiesta:

“Consideramos necesario que se determine cuales son “todos los agentes..”, que serian participantes en el mercado de corto plazo y las condiciones que deban cumplir.

Si es que los autoproductores, cogeneradores y comercializadores van a poder acceder al mercado de corto plazo, esto debiera estar así establecido en esta Ley”.


Los agentes que se consideran en el Anteproyecto de Ley se encuentran identificados en el Anexo de Definiciones. Las condiciones que deberán cumplir para ser reconocidos como tales se establecerán en el Reglamento.

ANEXO D


Los autoproductores y cogeneradores podrán acceder al mercado como generadores bajo un régimen especial de despacho, que se especifica en el Anteproyecto de Ley, en las condiciones que se establecerán en el Reglamento.


Con relación al numeral 5.3 del Artículo 5°, el Ing. Alarcón señala:

“Preguntamos, ¿será exigible a todos los agentes? ¿Cuál sería la base de cálculo del importe de las garantías? Entendemos que a nivel de empresas generadoras no ha habido problemas de pago de las transacciones en el mercado spot. Al incorporarse los distribuidores y en particular otros agentes, si pudiera ser necesario una garantía cuyas bases de cálculo no deben desincentivar la compra en el spot.”


En el caso del Mercado de Corto Plazo, se especifica en la Ley que las garantías serán suficientemente líquidas, con el objeto de no afectar la seguridad de la actividad comercial.

La Comisión ha considerado conveniente dejar para el Reglamento los detalles de las alternativas a aplicar y sus condiciones, porque es materia que podría requerir perfeccionamientos a medida que se compruebe la eficacia de los instrumentos financieros aplicables.

3.- Artículo 6°.- Operación del SEIN y Administración del Mercado de Corto Plazo


Con relación al numeral 6.3 del Artículo 6°, el Ing. Alarcón hace la siguiente propuesta:

”Se recomienda mencionar que la comisión estará presidido por el representante del OSINERG y que las decisiones serán por voto mayoritario.”


Sobre este tema véase el análisis y la respuesta dada por la Comisión a la Defensoría del Pueblo.


Con relación al numeral 6.13, sobre las funciones complementarias del COES, el Ing. Alarcón señala:

“Consideramos innecesario el otorgamiento de los certificados de capacidad y energía, por lo explicado en el numeral art. 4.”


Véase el Análisis del primer comentario.

ANEXO D


4.- Artículo 7°.- Adecuación del Marco Legal de la Transmisión.

Con relación al numeral 7.5 del Artículo 7°, el Ing. Alarcón expresa lo siguiente:

“A fin de promover la inversión en la transmisión, sería conveniente definir en la Ley como se determinaría la tasa de actualización. Esto es vital para el inversionista.”


Es necesario efectuar la precisión sugerida. Para tal fin se ha modificado la redacción como sigue:

“7.6 OSINERG establece la Base Tarifaria, que incluye los siguientes componentes:

a) La remuneración de las inversiones, calculadas para un periodo de recuperación de hasta 20 años y con la tasa de actualización definida en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas;”

5.- Artículo 8°.- Medidas Preventivas para Asegurar el Abastecimiento Oportuno de Energía Eléctrica

Con relación al numeral 8.1 del Artículo 8, el Ing. Alarcón menciona:

“Es uno de los aportes más valiosos de la Ley permitir la participación en las licitaciones de los proyectos en desarrollo. Sin embargo, es muy importante que se precise qué nivel de desarrollo se requerirá a los proyectos de generación que participen en las licitaciones de energía? Por ejemplo:

-contar con concesión preliminar? -contar con la solicitud de concesión definitiva presentada? -contar con la concesión definitiva obtenida? -contar con el financiamiento asegurado en un 30%?”


La anticipación con que se prevé efectuar las licitaciones, hace innecesario exigir el tipo de requisitos que se sugieren. Sin embrago, sí se exigirá garantías para participar en el proceso de licitación, así como garantías de fiel cumplimiento para los que obtengan la adjudicación de los contratos.

Además, las Autoridades del Ministerio se encuentran evaluando el nivel de facilidades que podría otorgarse a los posibles postores para facilitar sus decisiones de inversión y en qué oportunidad podría contarse con ello, ya que será un proceso de perfeccionamiento continuo. Entre estas facilidades podría considerarse, en el mediano plazo, la ubicación de terrenos con facilidades para la instalación de plantas termoeléctricas y eventualmente con estudios preliminares de impacto ambiental, y proyectos hidroeléctricos con estudios de prefactibilidad y eventualmente de factibilidad, para que los postores interesados asuman su construcción.

Con relación al acápite 8.3 del Artículo 8, el Ing. Alarcón manifiesta:

ANEXO D


“Lo normal es que cada empresa desarrolle su proceso de licitación. Podría ser solo una opción la agrupación de demandas y se conformen comités multiempresariales para llevar adelante una licitación de compra de energía. Teniendo presente que los requerimientos mínimos son fijados por el OSINERG así como también la aprobación de las bases de las licitaciones, lo más realista es que cada empresa lleve adelante su proceso de licitación, ad-a.C. a sus necesidades.

La posibilidad de que la licitación sea realizada por el OSINERG no es conveniente, reiteramos lo indicado en el numeral 4.3.”


Sobre este aspecto, la Comisión ha considerado que los procesos de licitación deben aprovechar las economías de escala que se logran agrupando todas las demandas que se encuentren a la búsqueda de contratos para la cobertura de su demanda prevista.

El incremento anual de la demanda del mercado regulado total alcanza apenas para justificar una unidad de tamaño suficiente que aproveche todas las economías de escala al nivel de la generación y de esta manera asegurar costos totales (fijos más variables) eficientes de generación. Por ejemplo, en caso de permitir desdoblar las demandas, las distribuidoras pequeñas no tendrían opción para obtener ofertas de generación de plantas de ciclo combinado.

En lo que respecta a la participación de OSINERG en la conducción de las licitaciones, este tema ya ha sido discutido al analizar el punto 1 de los comentarios del Ing. Alarcón.

Con relación al acápite 8.5 del Artículo 8, el Ing. Alarcón hace la siguiente mención:

“Si estamos de acuerdo con la idea que haya un precio máximo para cada licitación, pero consideramos necesario que se ponga las bases de cálculo de este precio máximo, si el objetivo es reducir la discrecionalidad del regulador entonces se debe explicitar los criterios y bases de estos precios máximos.

Quizás sea un error de redacción el hecho de el precio máximo se hace público sólo si se declara desierta? Consideramos que si se declara desierta por falta de postores se debe mantener en reserva el precio máximo calculado. Si fuera declarado nulo o desierto por tener la mejor oferta un precio mayor al máximo, sí debería hacerse público. Podría también considerarse que, antes de declarar desierto o nulo un proceso en que la mejor oferta excediera el precio máximo, la opción de que se solicite al mejor ofertante la aplicación del precio máximo, por si lo aceptara.”


Los criterios y otros detalles para la determinación de los precios máximos serán establecidos en el Reglamento.

En lo que respecta a la revelación del precio tope, se ha efectuado una revisión de la redacción en el numeral 8.8 para aclarar las condiciones bajo las cuales sería revelado.

La posibilidad de que el precio máximo de la licitación pueda ser aceptado por alguno de los postores, antes de declarar desierta la licitación, podrá ser considerada durante la etapa de elaboración de las bases del proceso de licitación.

ANEXO D


6.- Artículo 9°.- Formación de precios a nivel generación para usuario regulado

Con relación a los numerales ii) y iii), literal c) del acápite 9.1 del Artículo 9, el Ing. Alarcón sostiene, respectivamente:

“No esta muy claro que se persigue con esta disposición. El principio general es que el precio del mercado de corto plazo debe ser transferido en su totalidad al usuario regulado, quizás mediante un mecanismo de reliquidación ex post. No es dable que se pretenda que el generador ni el distribuidor asuma los desbalances que pudieran surgir con respecto al precio regulado.”

“Similar al comentario anterior, si la intención es penalizar los excesos respecto a la tolerancia, debiera aplicarse una penalidad por incumplimiento a la norma, ya sea que los precios hayan sido favorables o no para el usuario.”


No está previsto que el generador asuma ningún desbalance. Se ha dejado al distribuidor la decisión de asumir o no un riesgo de las transacciones en el mercado spot.

Si el precio en el mercado spot es menor que el precio contratado, podría interesar al distribuidor compartir la diferencia. Si el precio en el mercado spot es mayor, de seguro deseará trasladar todo al usuario. La decisión la tomará anualmente cada distribuidor independientemente.

En cuanto a las compras en exceso al margen de tolerancia, todo el riesgo lo asume el distribuidor, ya que en este caso, siempre se trasladará el mejor precio al usuario. Es una forma de desalentar al distribuidor a que vaya al mercado spot, por una cantidad muy grande, porque se está concibiendo este mercado sólo como herramienta para liquidar sus desbalances en el mercado regulado.

7.- Artículo 10°.- Interconexiones Regionales

Con relación al numeral 10.1 del Artículo 10, el Ing. Alarcón señala:

“No vemos ningún aporte especial en este tema, si bien el texto propuesto es lo lógico, el problema surge cuando estos acuerdos multilaterales o bilaterales no son adecuadamente tratados, como ha sido el caso de la interconexión con el Ecuador.

Aspectos como el encarecimiento de costos marginales debido a la exportación de energía y la aplicación del IGV, entre otros temas, deberían ser revisados y tratados en el Reglamento.”


La Comisión ha considerado que este tema deberá ser tratado en el ámbito de los Acuerdos Comunitarios.

ANEXO D


8.- Disposiciones Complementarias y Finales

Primera Disposición

El Ing. Alarcón, en referencia al plazo de preaviso para el cambio de condición establecido en la nueva opción para clientes libres, indica lo siguiente:

“Es un plazo demasiado largo, debiera ser un año. Para un cliente industrial o comercial 3 años es largo plazo, así no se incentiva su incorporación al mercado de corto plazo, que es el objetivo de la Ley.”


El objetivo de esta disposición es dar oportunidad a los clientes entre 500 kW y 2 000 kW de tomar la decisión de ser considerados clientes libres o regulados; sin embargo, se trata de evitar maniobras de especulación ya que el distribuidor está asumiendo compromisos de abastecimiento de esa demanda y se busca de propiciar contratos de largo plazo, que a su vez sean incentivo para las inversiones en nueva generación.

Un cliente libre está obligado a quedarse como cliente libre hasta que venza su contrato. Un cliente regulado puede optar por ser cliente libre, en cuyo caso el distribuidor que ha asumido compromisos con un generador no debe quedarse con una demanda contratad en exceso, por causas no atribuibles a él mismo; por este motivo se debe considerar un periodo apropiado, el cual será establecido en el Reglamento.

Tercera Disposición

El Ing. Alarcón, en referencia a las precisiones para suministros de electricidad y de gas natural, señala lo siguiente:

“Preguntamos si es conveniente seguir manteniendo indefinidamente precios preferenciales para la generación eléctrica en base a gas natural? El gas natural es un bien no renovable, con precios de oportunidad altos y además es un comodity, con precio variable con la demanda y la oferta a nivel internacional. Esta nueva situación obliga a redefinir las condiciones comerciales de la venta del gas natural.”


En el Anteproyecto de Ley no se establecen precios preferenciales para algún energético en particular, incluido el gas natural. Las precisiones a que se hace mención en esta disposición están destinadas únicamente a aclarar el contenido de normas vigentes relacionadas con el tratamiento que se debe dar comercialmente a prestaciones que no son equivalentes.

Cuarta Disposición

El Ing. Alarcón, en referencia a la promoción de proyectos hidroeléctricos, menciona que:

“Consideramos que es necesario mayor apoyo para este tipo de proyectos, es insuficiente el contenido de este artículo. Entendemos que la política sobre el uso de recursos energéticos debe tener un tratamiento amplio que podría exceder los alcances de la presente Ley y/o sus plazos aunque lo ideal seria definirlo en esta ocasión.”

ANEXO D



Una política de promoción de proyectos hidroeléctricos empieza por identificar una cartera de potenciales desarrollos hidroeléctricos, que es lo que se ha incluido en el Anteproyecto de Ley, y asimismo tiene que ver con el tratamiento de la transmisión que también se ha sido considerado.

Los pasos que faltan dependerán de la posibilidad de identificar cuidadosamente los proyectos que merezcan inversiones de parte del Estado para llevarlas a niveles de factibilidad, cuidando siempre que no se repitan errores del pasado de invertir en estudios de proyectos de escasa rentabilidad en un mercado de libre competencia.

Eventualmente, los proyectos que sí resulten promisorios requerirán de completar inclusive los estudios de impacto ambiental, para poder subastar las concesiones al mejor postor.

Para todo esto se requiere disponer de recursos que son normalmente escasos y están fuera del alcance de este Anteproyecto de Ley.

Octava Disposición

En referencia a la adecuación de potencia y energía firmes, el Ing. Alarcón manifiesta que:

“Queda sin definir en la Ley un aspecto importante para el inversionista, los ingresos por capacidad. No está establecida la relación entre los valores de los certificados y las capacidades y energía firmes.

Se debería revisar los procedimientos de determinación de capacidad y energía firmes a fin de que se otorgue cierta estabilidad de ingresos al inversionista. Si el objetivo es incentivar la generación eficiente, es hora pues de cortar la variabilidad y complejidad del cálculo de las potencias y energías firmes. Esto es vital para los inversionistas.”


Como se ha explicado antes, los detalles serán desarrollados en el Reglamento de la Ley.

Décima Disposición

En referencia a las medidas para la promoción de la generación distribuida y cogeneración eficiente, el Ing. Alarcón indica, sobre la venta de los excedentes no contratados, que:

“Se recomienda que estas ventas se asignen a todos los generadores con desbalance en forma proporcional a la magnitud del mismo. El uso del término preferente crea indefinición y asignar sólo al generador de mayor desbalance no se justifica.”


La asignación al generador de mayor desbalance se justifica únicamente por razones de simplificación de las transferencias. En el proceso de transferencias los pagos de los agentes superavitarios a los deficitarios es arbitraria. Se procede de la manera indicada para evitar que una pequeña parte sea materia de transferencias múltiples entre los agentes.

ANEXO D


9.- Disposiciones Transitorias

El Ing. Alarcón, con relación al porcentaje de la energía adquirida mediante Licitaciones que será utilizado como valor de referencia para la comparación de los precios libres, sostiene lo siguiente:

“Nos parece que el 20% es bajo, se recomienda mantener la comparación con los precios libres y el de las licitaciones hasta que la energía contratada bajo licitaciones sea mayor al 30% de la demanda de energía del mercado regulado.”


La Comisión ha considerado que con 20 % se tiene la señal suficiente para reemplazar la base de comparación, que es una señal claramente del mercado.

ANEXO D


D2.6. Señor Congresista Jhony Peralta

Las sugerencias presentadas por el Señor Congresista Jhony Peralta, se han resumido y se comentan a continuación:

1.- Numeral 3.2

Propone modificar la redacción porque puede interpretarse que sólo los generadores pueden contratar con los clientes libres.


La recomendación ha sido considerada en la versión final del Anteproyecto:

“3.2.a) Reglas de contratación entre Generadores y Distribuidores y/o Usuarios Libres;”

2.- Numeral 4.1

Propone modificar la redacción porque puede interpretarse que sólo los generadores pueden contratar con los clientes libres.


Los numerales 4.1 y 4.2 se refieren a las obligaciones del generador con sus clientes. En la versión final se ha perfeccionado la redacción.

“4.1 Los contratos de los Generadores con Distribuidores, Usuarios Libres u otros Agentes pueden ser con garantía física y sin garantía física.

4.2 Los contratos con garantía física de los Generadores con Distribuidores, Usuarios Libres u otros Agentes se sujetarán a los siguientes requerimientos básicos: …..”

3.- Inciso 4.2 b) (antes 4.1 b))

Propone que la aprobación de la metodología para otorgar los certificados de capacidad y energía sea efectuada por OSINERG en vez del Ministerio.


El otorgamiento de Certificados es sólo un paso administrativo para establecer la energía y potencia firme que corresponde a cada unidad o central de generación. La metodología para determinar la energía y potencia firme se encuentra establecida en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, norma que puede ser perfeccionada por iniciativa del Ministerio, por tanto resulta más conveniente que la metodología para

ANEXO D


el otorgamiento de dichos Certificados sea establecida por el propio Ministerio. En consecuencia, se ha mantenido la redacción original.

4.- Inciso 4.2 e) (antes 4.1 e))

Efectúa planteamientos muy detallados relacionados con contratos tipo y condiciones mínimas para facturación de potencia que contienen conceptos relacionados, entre otros, con el punto de entrega coincidente, la potencia suministrada y la potencia máxima contratada.


La propuesta presenta recomendaciones con un nivel de detalle que la Comisión considera no corresponde a una Ley del Congreso sino que pueden ser incluidas, ya sea a nivel del Reglamento, o inclusive a nivel de normas del Regulador. Resultaría inconveniente que la Ley recoja como disposiciones elementos que pueden ser materia de mejora permanente, como aquellas a las que se refiere la propuesta para el sustento de sus recomendaciones.

5.- Numerales 8.1 y 8.2 (antes 4.2. y 4.3)

Se refiere a la obligación de los Distribuidores y Usuarios Libres de informar de su demanda sin contrato de abastecimiento y propone que OSINERG deberá (en vez de podrá) efectuar las licitaciones, por lo menos una vez al año.


En principio, la oportunidad de informar sería anual y se contemplaría en el Reglamento de la Ley; sin embargo, la constatación anticipada de una demanda sin contratos no conducirá automáticamente a licitaciones.

El que no existan contratos puede ser a causa de déficit de oferta, o al ejercicio del poder de mercado.

Por otra parte, si la demanda a cubrir es relativamente pequeña, no siempre sería conveniente licitar, porque podría inducirse a la instalación de plantas ineficientes, con un costo elevado de producción. Previo a decidir si es conveniente licitar se requiere analizar si una nueva planta conduciría a mejores precios para la sociedad.

En el eventual caso que se requiera abastecer una demanda transitoriamente no cubierta, se ha establecido la opción de poder completar los requerimientos con compras en el mercado spot, que podría ser menos costoso para la sociedad.

Otros detalles podrán ser especificados en el Reglamento.

6.- Numeral 6.3

Se refiere a la composición del Comité para la selección del Directorio.

ANEXO D



La Comisión considera fundamental que el Directorio del COES sea independiente de todos los Agentes.

Se ha recogido varias sugerencias sobre el particular y, además de modificar la composición del Comité Electoral, considerando a los representantes de los generadores, transmisores, distribuidores, OSINERG y el Ministerio, se ha previsto que el Ministerio definirá los mecanismos para que la selección de los Directores sea transparente y que, en base a la experiencia profesional de los candidatos, asegure una selección con idoneidad y total transparencia que respete el espíritu de la Ley.

El Anteproyecto de Ley establece la no vinculación directa o indirecta de los Directores con los Agentes o con el Estado. Sin embargo, se considera que los profesionales independientes calificados para esta labor, justamente por su calificación, pueden haber tenido vinculación de prestación de sus servicios, que no debe implicar automáticamente su descalificación como posible candidato a Director.

Con relación a la exigencia de que los candidatos a Directores no tengan vínculos con los titulares de concesiones o autorizaciones por lo menos durante los últimos cinco años, la Comisión considera que tales requisitos podrían causar que no se presentaran candidatos idóneos porque, precisamente por su calidad profesional, es probable que los mejores profesionales se encuentren manteniendo actividades vinculadas de una u otra manera al sector eléctrico.

La mejor garantía de una selección adecuada será la realización de un Concurso Público de Méritos totalmente transparente, privilegiando la experiencia profesional de los candidatos.

7.- Numeral 6.4

Propone restringir a los Directores que terminen su función, la posibilidad de prestar sus servicios con ninguna de las empresas vinculadas al sector eléctrico por tres años.

Además propone establecer obligaciones de desempeñar labores académicas, durante el periodo de nombramiento, asumiendo que las funciones no serán a tiempo completo.

Propone, finalmente, fijar el nivel de remuneraciones en la Ley, para evitar su manipulación tanto de parte del Estado como de parte de los Agentes.


La duración de la restricción por un año es el periodo normal aplicado para otras actividades de la Administración Pública. Un periodo mayor no solamente es oneroso para el COES, sino que además sería excesivo como para prescindir de las capacidades de estos profesionales en beneficio de la sociedad.

Los detalles de las alternativas de cómo podrían desempeñar labores académicas podrán ser analizadas en el Reglamento.

La versión final del Anteproyecto de Ley establece un nivel de remuneraciones, acorde con la calidad profesional exigida y la responsabilidad del cargo.

ANEXO D


8.- Inciso d) del Numeral 6.7

Se refiere a publicitar los acuerdos y decisiones del Directorio sin excepción, en beneficio del interés público en vez de que sean de interés público, conforme lo señalado en el Reglamento.


El COES es una entidad privada que es supervisada por la Autoridad, tanto por el Ministerio como por OSINERG.

La atribución de la Autoridad no está limitada a pedir toda la información que corresponda a las actividades supervisadas. Por ello, la Comisión ha considerado que será necesario reglamentar el alcance de la información que será requerida para garantizar la transparencia de la gestión administrativa de los Directores, ya que formalmente, son la Autoridad máxima de un ente privado independiente del Estado y al reglamentarse, el nivel de información a proporcionar no quedará sujeto a la discrecionalidad ni del COES ni de OSINERG.

9.- Numeral 6.10 (antes 6.9)

Sugiere retirar este inciso que se refiere al Comité Consultivo.


La noción de Comité Consultivo es un concepto desarrollado sobre la base de la experiencia en el diseño de la gobernabilidad de Operadores Independientes del Sistema, en otras partes del mundo. Los estudios previos realizados por OSINERG han recomendado la constitución de este Comité Consultivo integrado por los Agentes, como un elemento para la formación de consenso para la toma de decisiones. Servirá al Directorio como referencia. Si el staff ejecutivo y el Comité Consultivo logran consenso en los temas sometidos a su consideración, las decisiones serán más ágiles; de lo contrario, el Directorio deberá tomar nota de la existencia de problemas de naturaleza delicada o controversial.

La Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas no es aplicable para determinar la organización de un ente de carácter privado, como es el COES, cuya vinculación con los temas tarifarios se inicia con la propuesta que el COES hace al Organismo Regulador y que debe cumplir con todas las exigencias legales aplicables al proceso regulatorio.

10.- Numeral 6.10

Propone crear en el COES cuatro Direcciones: Operación del Sistema, Operación del Mercado, Planeamiento de la Transmisión y Planeamiento de la Distribución.


El COES es el Operador del Sistema y sus funciones tienen relación con la operación del sistema interconectado nacional y el mercado mayorista de electricidad, para transacciones entre generadores, distribuidores y usuarios libres. El COES no tiene funciones relacionadas con las redes de distribución.

ANEXO D


La función de planificación de la distribución corresponde a las empresas de distribución si el desarrollo está comprendido dentro de los límites de su área de concesión. Al respecto, existe la obligación legal de las empresas distribuidoras de atender la expansión de sus servicios dentro de su área de concesión. En caso de incumplimiento de sus obligaciones están sujetos a penalidades y eventualmente caducidad de la concesión. Dado que el alcance de este Anteproyecto de Ley está referido a garantizar el desarrollo de la generación, no se ha profundizado los temas referentes a la distribución, que debería ser parte de un proyecto específico.

La Comisión considera que la operación del sistema está íntimamente ligada a las transacciones en el Mercado de Corto Plazo y por ello no ha considerado una estructura con dos Direcciones independientes.

11.- Numeral 7.6

Sobre el valor a reconocer en una instalación adjudicada por licitación propone que, luego de adjudicada por un determinado valor, éste se ajuste según el monto resultante de la ejecución de las obras.


Para licitar las instalaciones a ser adjudicadas se debe precisar en las Bases de Licitación, lo más detalladamente posible, las exigencias que deben cumplir las instalaciones a ser ejecutadas. La mejor forma de lograr el mejor precio es buscar la mayor competencia en la licitación, de tal manera que las propuestas tengan menor holgura.

Si en base a esas exigencias, se otorga la buena pro por un determinado valor, no sería aceptable que no se reconozca el valor de la adjudicación, y que el adjudicatario busque de hacer ahorros, cumpliendo siempre las exigencias comprometidas. De lo contrario, los inversionistas pueden buscar inflar sus costos para que se igualen a los valores totales ofertados, y no habría forma de conocer los valores reales, que pueden servir para perfeccionar los precios base para los siguientes procesos de licitación.


Propone precisar en el caso de los Distribuidores lo siguiente: “… y que demuestren que no les ha sido posible obtener oferta alguna u ofertas con condiciones de contratación mínimamente razonables, de algún generador.”


Los contratos bilaterales tienen como tope el Precio en Barra, y habría poco que discutir, salvo exigencias puestas ya sea por el generador o por el distribuidor.

Al existir la opción de licitar, que antes no existía, los generadores saben que si no contratan se enfrentan a una competencia, con lo que se espera que haya menos resistencia a no firmar contratos.

ANEXO D



Propone que los Usuarios Libres puedan solicitar su inclusión posteriormente al otorgamiento de la Buena Pro de una Licitación.


Para los generadores oferentes es más atractivo tener la mayor demanda posible a ser atendida y, por tanto, cuanto mayor sea la demanda entonces la probabilidad de mejores precios es mayor.

Por ello, resultaría contraproducente alentar a que los Usuarios Libres esperen al resultado de la licitación para recién adherirse a una Licitación, que en el extremo habría perjudicado a todos los compradores, porque hubieran podido obtener un mejor precio si la demanda de estos Usuarios se hubiera tomado en cuenta desde el inicio.

En cualquier caso, los Usuarios Libres que no hayan participado anteladamente, siempre podrán negociar sus propios contratos con el adjudicatario, a los precios acordados entre ellos, sin restricción ni obligación alguna.

14.- Numerales 8.6 (antes 8.3) y 8.5

Propone que las licitaciones sean conducidas por OSINERG y que se licite cuando la demanda no cubierta alcance los 10 MW. Propone, además, que el Precio de reserva sea depositado ante Notario Público.


En el análisis del punto 5, comentando las sugerencias a los numerales 4.2 y 4.3 se ha explicado el porqué no se considera 10 MW como disparador de licitaciones. El objetivo de la Ley es propiciar nuevas inversiones y, por lo tanto, se busca que siempre puedan participar nuevos Agentes, para incrementar la competencia por el mercado.

En cuanto a los procesos de licitación, está establecido en el Anteproyecto de Ley que las Bases y Términos de Referencia son determinados por OSINERG. La ejecución de los procesos de licitación, entonces, puede ser realizada por las distribuidoras y, aún así, contarán con la supervisión de OSINERG.

La Comisión considera que OSINERG tiene la potestad de determinar las medidas de seguridad que considere convenientes, y eso no se restringe sólo al valor final que sería expresado en el Precio de Reserva.

15.- Numeral 10.1

Asume que con la redacción actual se pretende modificar el inciso a) del Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, modificado por la Ley N° 28447.


No existe justificación alguna para tal aseveración, puesto que no se está modificando el mencionado inciso.

ANEXO D


Al no modificarse lo dispuesto en la Ley N° 28447, que afecta al inciso a) del Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, no es factible llegar a la conclusión que el numeral 10.1 está modificando el mencionado inciso.

16.- Primera Disposición Complementaria

Sugiere bajar el nivel de demanda a 200 kW para acogerse a la opción de ser Usuario Libre o Regulado, además propone reducir el preaviso a 60 días.

Adicionalmente, sugiere la posibilidad de comprar a otra distribuidora o cualquier generadora.

Por último, propone que suministros dispersos, ubicados en diferentes predios y localidades, puedan acumular sus demandas para poder ser calificados como Usuarios Libres y, por lo tanto, poder optar ser Usuarios Regulados cuando así lo decidieran.


El Anteproyecto de Ley busca propiciar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. En ese sentido, debe buscar crear las condiciones favorables, tanto a los inversionistas como a los usuarios, porque se requiere que el desarrollo eléctrico sea sostenible en el largo plazo, y esto se logrará sólo si se consigue un entorno adecuado para todos los actores.

Con relación a los Plazos de preaviso:

• El Anteproyecto de Ley prepublicado busca que los Distribuidores asuman los compromisos de atender a sus Usuarios, con tres años de anticipación, firmando contratos con sus proveedores. Por ello, no es conveniente que, se queden sin clientes a quienes suministrar cuando han asumido compromisos con los generadores, por lo cual se requiere de un preaviso con suficiente anticipación.

• Por ello no es conveniente, para la estabilidad de los compromisos, que el Usuario Libre pueda estar entrando y saliendo del mercado regulado, con plazos tan cortos como los 60 días propuestos. No obstante, atendiendo a que es conveniente mantener alguna flexibilidad al respecto, en la versión definitiva del Anteproyecto de Ley, se establece que el preaviso será establecido en el Reglamento.

Con relación al Nivel de demanda:

• El entrar al Mercado Libre implica una capacidad de negociación para poder obtener mejores condiciones de suministro y mejores precios, lo cual significa contar con la capacidad técnica para hacerlo.

• La experiencia del servicio eléctrico nos indica que, aún Usuarios Libres del orden de 2 000 kW, no cuentan con esa capacidad de negociación estando, por consiguiente, expuestos a mayores costos; y que, además, tampoco cuentan con los recursos técnicos para negociar adecuadamente sus contratos. Por ello, la reducción del nivel de demanda para ser clasificado como Usuario Libre debe ser gradual.

• El Anteproyecto de Ley indica que en el Reglamento se fijará el nivel de demanda para poder acogerse a la opción, de tal manera que se pueda ir graduando el nivel a medida que la experiencia de los Usuarios Libres permita reducir dicho nivel.

ANEXO D


Con relación a la posibilidad de comprar a otra distribuidora:

• La actividad de distribución es inherente a una concesión dentro de un área geográfica delimitada.

• Sin embargo, el Anteproyecto de Ley está creando la actividad de Comercialización, que es independiente de las Concesiones, y que podría suministrar energía a los Usuarios Libres ubicados en cualquier concesión de distribución, de la misma manera que actualmente lo podría hacer cualquier generador. Las funciones de Comercializador serán desarrolladas en el Reglamento.

Con relación a la acumulación de demandas de suministros dispersos para calificar como Usuario Libre:

• La propuesta de permitir la acumulación de demandas de suministros dispersos, aún de áreas de concesión diferentes, es un tema que se viene analizando en OSINERG. Se prevé que a fin de año podría tenerse una propuesta concreta para implementar la sugerencia en este sentido.

17.- Cuarta Disposición Complementaria

Sugiere ampliar el ámbito del Rol Promotor del Ministerio, además del de promoción de los proyectos hidroeléctricos propuesto en el Anteproyecto de Ley, considerando también fuentes de generación no convencional.


La Comisión considera que la sugerencia de propiciar el desarrollo de fuentes no convencionales de energía es importante y amerita la formulación de una Ley específica que considere también la Cogeneración y la Generación Distribuida. Sin embargo, reconoce también que por su amplitud, esta propuesta exige un mayor desarrollo, lo cual cae fuera del alcance del encargo dado por la ley 28447.

18.- Sexta (ahora Séptima) Disposición Complementaria

Sugiere que la calificación de las instalaciones señaladas en el Artículo 58° de la LCE sea materia de revisión, y que sea aplicable a las nuevas inversiones.


La recomendación de no revisar la asignación de compensaciones se refiere a fijar de manera permanente la proporción en que la demanda y la generación asumen la responsabilidad por el pago de los costos de las inversiones ya realizadas. No establece de manera alguna la imposibilidad de que, de acuerdo con el marco legal vigente, la instancia que corresponda pueda revisar las decisiones adoptadas en su oportunidad por los organismos normativos y reguladores con relación a la asignación de las compensaciones.

Sin embargo, resulta importante saber que los fundamentos para esta determinación tienen una base económica que se explica con mayor amplitud en el numeral 2.4.2.4 del informe que sustenta el anteproyecto de ley (Libro Blanco).

ANEXO D


19.- Décima Disposición Complementaria

Sugiere que sea OSINERG el encargado de calificar a las unidades de generación distribuida y cogeneración como sujetas a promoción, conforme al Reglamento.


El Anteproyecto de Ley dispone que los detalles sean definidos en el Reglamento.

20.- Primera Disposición Transitoria

Sugiere introducir la opción de culminar los compromisos contractuales por acuerdo de partes.

Sugiere además introducir un texto adicional al tercer párrafo refiriéndose a la opción de migración de usuario libre a regulado o viceversa en los contratos vigentes.


La versión final del Anteproyecto de Ley contempla la opción de culminar los compromisos contractuales y la opción de migrar de libre a regulado o viceversa, si hay acuerdo de partes.

21.- Sexta Disposición Transitoria

Se refiere a que las posibles licitaciones dentro de los primeros dos años deben ser con las demandas acumuladas para todo el país y ser licitadas por OSINERG.


La versión final del Anteproyecto de Ley contempla que OSINERG podrá convocar las licitaciones dentro de los dos primeros años para cubrir la suma de la demanda no contratada de los Distribuidores, destinada al suministro de los Usuarios Regulados.

Véase también la respuesta de la Comisión al comentario sobre el mismo tema, planteado por Luz del Sur.

22.- Sugerencia a la definición de Licitación

Sugiere modificar la definición indicando que las licitaciones sean efectuadas por OSINERG.


La Comisión ha considerado que al ser OSINERG responsable de la formulación de las Bases y Términos de Referencia, y tener la facultad de supervisar la ejecución de los procesos de Licitación, no es imprescindible que las ejecute directamente, por lo que no ha modificado la definición en este aspecto.

ANEXO D


23.- Séptima Disposición Transitoria

Sugiere introducir una penalidad tope para el caso de resolución de contratos de usuarios libres, con potencia contratada hasta 10 MW, sin expresión de causa por ambas partes, suscritos a partir de la vigencia del presente Anteproyecto de Ley y hasta por diez años.


Los contratos entre proveedores y Usuarios Libres según la Ley de Concesiones Eléctricas son de libre negociación, por lo que, si así lo acuerdan las partes, podrán establecer en sus contratos las penalidades que estimen conveniente. Imponer, mediante una ley, una condición como la sugerida, sería ir en contra del principio de libre contratación.

Adicionalmente, una posibilidad de resolución de contrato, sin expresión de causa, podría ser muy riesgosa para los Usuarios Libres, porque quedarían desabastecidos si esa opción fuera ejercida por el proveedor.

Nota- En la versión final del Anteproyecto de Ley se ha incorporado un Séptima Disposición Transitoria, producto de los comentarios de otros agentes, que no tiene relación alguna con el tema planteado por el Congresista Peralta.

24.- Sugerencia de Disposición Transitoria Adicional

Sugiere limitar a dos años como plazo máximo inicial de contratos con clientes libres de hasta 10 MW.


Esta propuesta puede ser perjudicial a los intereses de Usuarios, que deseen asegurar un suministro por largo plazo, a cambio de mejores precios, por lo cual no corresponde imponer plazos entre suministradores y Usuarios Libres.

ANEXO D


D2.7. Ing. William Soto Los comentarios y propuestas remitidas por el Ing. Soto a nombre de Electrocentro (ELC), son los siguientes:

1.- Obligación de los Generadores de participar en las Licitaciones

“En el Proyecto de Ley, no se aprecia en ninguna parte un enunciado claro que obligue a las generadoras a presentarse a las Licitaciones para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica a las distribuidoras. Por lo tanto si las distribuidoras que se presentan a las licitaciones serán o porque las generadoras no le han presentado ofertas o estas no han sido las convenientes para sus requerimientos, tal como sucede ahora en la que las generadoras no quieren contratar con las distribuidoras.“

Propuesta del Ing. Soto

Añadir en el numeral 4.4 del Artículo 4°.- De los Contratos:

“4.4 Las generadoras deberán participar obligatoriamente con sus Certificados de Capacidad y Energía a los procesos de Licitación.

El reglamento deberá definir las condiciones.”


En un esquema de economía de mercado, no puede obligarse a los generadores a participar en los procesos de licitación, aun existiendo la posibilidad de maniobras especulativas originadas por el ejercicio del poder de mercado. En primer lugar, por que no es sencillo hacer la distinción entre una situación en la que se ejercita poder de mercado de otra en la que se trata sólo de una actitud prudente del generador frente al riesgo percibido. En segundo lugar, una disposición de esta naturaleza atentaría contra los principios de libre contratación. Como en cualquier actividad empresarial, es legítimo que los agentes no estén interesados en una reducción de precios que afecta sus ingresos y, si al no participar en las licitaciones consideran que pueden mejorar sus resultados, no puede forzarse su participación, hacerlo equivaldría a recortar sus libertades.

Las probabilidades del ejercicio de poder de mercado aumentan cuando no hay suficiente competencia en el mercado y es allí hacia donde se deben dirigir los esfuerzos de la autoridad y las leyes. La mejor forma de evitar las distorsiones producidas por el poder de mercado es incrementar la competencia.

Si los agentes existentes no desean participar en la licitación, las reglas deben estar preparadas para facilitar o reducir las barreras de entrada para el ingreso de nuevos generadores, haciendo más disputable el mercado, y disciplinando en última instancia la conducta de los generadores. Por tal razón, la Comisión considera que, en lugar de forzar la participación de los generadores existentes, es más apropiado que la ley disponga medidas para reducir de manera efectiva las barreras explícitas o implícitas para el ingreso de nuevos competidores.

ANEXO D


2.- Comité para selección de Directores del COES

“Se requiere dejar claro cómo deberá estar conformado el Comité y cuál será el procedimiento de su conformación, así mismo las fechas o períodos en las que podrán conformarse.”


“8.3 Cada año, los Distribuidores y Usuarios Libres, con demanda no cubierta con contratos, conformarán un comité que llevará a cabo la Licitación. En caso el comité decida no ejercer tal opción, la Licitación será realizada por OSINERG. La conformación del Comité se establecerá en el Reglamento.”


Se han presentado interpretaciones que alteran el objeto de la redacción original, por ello, se ha perfeccionado la misma estableciendo que la conducción del proceso de licitación será realizada por el Distribuidor con mayor demanda a licitar. Y si decide no ejercitar esta opción, la licitación será conducida por OSINERG.

2. Sobre la Décima Quinta (antes Décima Cuarta) Disposición Complementaria. Modificaciones al Decreto Ley No. 25844

Con relación al tercer párrafo de la propuesta de modificación del Artículo 62° de del Decreto Ley 25844 – Ley de Concesiones Eléctricas, el Ing. Soto señala:

“Este párrafo de la Ley, es la principal causa que ocasiona la elevación en las tarifas de SST en las localidades más alejadas del país (sierra y selva). El ente regulador desconoce las inversiones en líneas y subestaciones, así como los costos de operación y mantenimiento afectando directamente a las concesionarias. Este hecho, se convierte en una limitante para las inversiones en el Sector Eléctrico. El modelo actual es perjudicial para los usuarios que en estas localidades tienen tarifas elevadas que limitan su desarrollo. Aún considerando que Osinerg no reconoce las inversiones y costos de operación y mantenimiento reales para los SST.

Como es sabido, que los STP son pagados por todos y por tanto la tarifa de transmisión resultante es reducida y de poco impacto en todos los usuarios; el mismo criterio sería apropiado para los SST, resultando en tarifas más reducidas para los usuarios y se estaría contribuyendo hacia el desarrollo de las zonas más alejadas de la región central del país. Contando con tarifas más uniformes o planas en el país.”


Propone efectuar el siguiente reemplazo en la modificación del Artículo 62° del Decreto Ley 25844 – Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), contenida en la Décima Quinta Disposición Complementaria:

Reemplazar:

“ …

Las instalaciones necesarias para transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión deberán ser remuneradas integralmente por la demanda correspondiente…”

ANEXO D


Por el siguiente texto:

“…

Las instalaciones necesarias para transferir electricidad hacia un Distribuidor o consumidor final desde una barra del Sistema Principal de Transmisión y/o un Sistema Secundario de Transmisión, deberán ser remuneradas integralmente por la demanda correspondiente….”


El comentario indica que no se ha interpretado correctamente el sentido de esta disposición. La modificación del Artículo 62° que se comenta está orientada a aclarar la regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y, desde este punto de vista, la modificación propuesta no tendría sentido. La modificación no está orientada a socializar los costos de algún otro tipo de instalación de transmisión como interpreta el Ing. Soto al referirse a que debe darse a los SST el mismo tratamiento que al sistema Principal de Transmisión. Con el objeto de aclarar estas modificaciones, el Artículo 62° de la LCE se ha vuelto a redactar en su totalidad.

El Anteproyecto de Ley busca que el servicio sea desarrollado de manera eficiente; sin embargo, no desconoce que pudiera existir la necesidad de desarrollar obras de interés social. Para estos casos, la Comisión considera que deberá gestionarse los recursos que permitan cubrir los costos de inversión y de operación de las instalaciones correspondientes. De esta manera se podrá subvencionar directamente los costos de inversión y de operación de estas instalaciones, sin que esto se convierta en una regla general contenida en la Ley y que podría dar lugar a desarrollos ineficientes de la transmisión.

3. Sobre el Incremento de la generación de los Distribuidores

“Dada la coyuntura actual en la que las empresas distribuidoras no contamos con un sistema que nos garantice el abastecimiento oportuno de energía eléctrica para satisfacer las necesidades de energía de nuestros clientes, sugerimos que se incremente la capacidad de generación propia de las distribuidoras, de tal manera que puedan cubrir los déficit de compra de energía.”


El Anteproyecto de Ley está orientado al desarrollo de un sistema productivo eficiente que crezca aprovechando las economías de escala en la industria; para tal fin requiere que la demanda sea agregada lo más posible, de tal modo que cuando se convoque a una licitación se tengan demandas por contratar del orden de magnitud en que se empiezan a agotar las economías de escala (aprox. 250 MW), lo que en el caso del Perú se aproxima al incremento anual de la demanda de todo el sistema nacional.

De otro lado, el principio de desintegración vertical establecido en la LCE podría verse afectado si se incentiva, por razones coyunturales, el desarrollo de generación por parte de las Distribuidoras. Para resolver esta situación la Comisión ha previsto otras medidas entre las cuales se encuentran la posibilidad de realizar Licitaciones anticipadas para abastecimiento en el corto o mediano plazo.

ANEXO D


D2.8. Red de Energía del Perú (REP)

1.- El esquema de licitación de las nuevas inversiones en transmisión

REP señala que “El crecimiento de la economía del país, está originando un crecimiento importante de la demanda en forma continúa, a tasas entre el 5% y 6% anual, presentando necesidades de nuevas fuentes de generación eléctrica; en consecuencia, se requieren mayores redes de transmisión para llevar la electricidad hasta los centros de consumo. Es de hacer notar que actualmente ya se tiene insuficiencia de transmisión en varios puntos de la red que está originando problemas de congestión y la previsión que éstos se agudizarán a límites insostenibles en el próximo quinquenio, a menos que se encuentre un esquema para incentivar el desarrollo de la transmisión. En resumen, la insuficiencia de transmisión puede resultar un freno para el desarrollo del país.

• El Anteproyecto establece que las nuevas inversiones en transmisión serán licitadas bajo un esquema BOOT, siendo remuneradas solamente durante un período de 20 años hasta ser amortizadas y permaneciendo la propiedad de éstas en el estado. Luego, estas instalaciones serán concesionadas mediante una nueva licitación, bajo el esquema RAG.

Dichas licitaciones se realizarían dentro del marco de la legislación y regulación eléctrica y por tanto estarían sujetas a las modificaciones de dicho marco normativo, como es el caso actual de las concesiones de transmisión otorgadas conforme a la Ley de Concesiones Eléctricas, es decir que no tendrán la estabilidad legal que tienen hoy los Contratos Ley de concesión al sector privado de obras públicas de infraestructura, del tipo como se ha concesionado la inversión en infraestructura de transmisión durante los últimos años (Transmantaro, Redesur, Isa Peru y REP).

Al respecto, si bien nuestra empresa estaría dispuesta a participar en estos tipos de convocatorias, consideramos que no son la forma más eficiente ni conveniente de convocar inversión, porque conllevan incremento de los costos y tarifas de transmisión, ya que en cada convocatoria las empresas deberán incluir riesgo regulatorio adicionalmente a los riesgos del negocio; así mismo, consideramos que sería preferible un plazo mayor de remuneración estabilizada que podría ser de 25 años y que se otorguen condiciones de estabilidad regulatoria y tributarias, tal como actualmente tienen los Contratos Ley (BOOT o RAG)”.


El Anteproyecto de Ley prevé que las nuevas instalaciones identificadas en el Plan de Transmisión sean licitadas mediante el esquema BOOT, por un periodo de veinte años, plazo durante el cual se recupera la inversión. Si la instalación debe continuar prestando servicios, se licitará mediante un esquema similar que asegure una remuneración anual al nuevo concesionario.

El esquema propuesto por la Comisión prevé mecanismos para reducir los riesgos que llevarán a contratos con precios firmes, que serán del tipo BOOT. Esto asegurará la estabilidad regulatoria y, por tanto, toma en cuenta la sugerencia de REP.

ANEXO D


2.- Norma Técnica de Calidad para la Transmisión

• “Un tema que consideramos importante para posibilitar las inversiones en transmisión y que ha sido ignorado en el Anteproyecto, es el tema de la calidad del servicio de transmisión, el cual consideramos debe estar basado en la adecuada disponibilidad de los equipos. La Ley debe establecer el principio por el cual exista un adecuado equilibrio entre los riesgos de operación de la transmisión y su retribución, para evitar que la reglamentación sobre calidad introduzca las distorsiones. desproporciones e inequidades que hoy tiene la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. La transmisión no puede ser penalizada en función a interrupciones u otros efectos en el suministro de electricidad, en cuya comercialización no participan los transmisores y que dependen de factores externos como fallas de terceros, la capacidad de generación disponible, la configuración de la red (existencia o no de respaldos o redundancias), el despacho de generación o los requerimientos de la demanda.”


Por las razones que se exponen en la respuesta a la SE-SNMPE sobre este tema, la Comisión ha considerado en la Sétima Disposición Transitoria que la NTCSE sea revisada y adecuada en un plazo de 180 días, en los aspectos relacionados con la transmisión.

3.- Uso por terceros de líneas privadas de transmisión

• “Con relación al tratamiento para la inversión espontánea, ejecutada por iniciativa privada fuera del plan de transmisión, consideramos que la Ley debe reconocer la libre contratación privada y bilateral, respecto de inversión y retribución en transmisión, constituyendo obligaciones exigibles únicamente entre las partes no pudiendo producir efectos respecto de otros agentes, pero que garantice el acceso abierto, para lo cual deberá existir una regulación de los cargos por transmisión que sea aplicable a los terceros.”


Véase el análisis de la Comisión en respuesta a los comentarios del SE-SNMPE en relación a la remuneración de las instalaciones complementarias de transmisión.

4.- Cambios en la estructura y organización del COES y al marco regulatorio de la transmisión

Finalmente, propone REP:

“En conclusión, desde nuestro punto de vista, consideramos que es urgente efectuar cambios en la Ley de Concesiones Eléctricas, en lo referente a la estructura y organización del COES y al marco regulatorio de la transmisión, que promocione las inversiones y garantice el desarrollo del sector eléctrico, preferiblemente teniendo en cuenta las anotaciones que hemos incluido.”


La reforma del COES es una parte fundamental para facilitar la competencia y la promoción de nuevas inversiones, y forma parte integral de la propuesta contenida en el Anteproyecto de Ley que se someterá a consideración del Congreso de la República.

ANEXO D


D2.9. Defensoría del Pueblo

1.- Aspectos para asegurar la independencia del COES

La Defensoría del Pueblo señala:

“El Anteproyecto de Ley comentado propone como una de sus principales innovaciones, el establecimiento de un COES independiente “como institución indispensable para implementar las medidas de mejora de la competencia en, y por el, mercado”. Entre las tareas que el Anteproyecto encomienda a este Operador Independiente se encuentran “la operación del sistema, y del mercado de corto plazo, así como conducir los estudios de Planificación de la Transmisión”. Incluso en el artículo 3º se establece que “la institucionalidad y nuevas funciones” del COES es un principio que se incorpora dentro del objeto de la Ley.

El artículo 6º del Anteproyecto está referido a la operación del SEIN y a la administración del Mercado de Corto Plazo. El numeral 6.1 define al COES como “una entidad autónoma, sin fines de lucro, con personería de Derecho Público”, agregando el numeral siguiente que “las decisiones del COES obligan a todos los agentes”.

El numeral 6.3 establece el tratamiento normativo que tendrá el Directorio del COES, señalando que “El Directorio, es la máxima autoridad del COES y estará integrado por cinco miembros. Los directores serán seleccionados y designados mediante concurso público de méritos por una Comisión de cinco miembros, integrada por un representante de los Generadores, uno de los Transmisores, uno de los Distribuidores, uno de los Usuarios Libres y uno de OSINERG”. El acápite siguiente exige que los miembros del Directorio sean “personas con un mínimo de 10 años de ejercicio profesional en el sector eléctrico”, añadiendo que los Directores, mientras ejerzan el cargo “no podrán desempeñar actividades para la Administración Pública bajo cualquier modalidad, ni poseer vínculos societarios, laborales, comerciales o financieros con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas”.

Las funciones del Directorio del COES están establecidas en el numeral 6.7, incluyéndose entre estas:

a) Garantizar a los interesados el acceso a la información sobre la operación del sistema y del mercado;

b) Garantizar la operación óptima del sistema y del Mercado de Corto Plazo;

c) Adoptar las medidas necesarias para asegurar condiciones de competencia en el mercado eléctrico;

d) Publicitar sus acuerdos y decisiones que sean de interés público conforme a lo señalado en el Reglamento.

Adicionalmente, el numeral 6.8 del Anteproyecto de Ley comentado establece que el Directorio deberá informar “a los Agentes, al Ministerio y al OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado”.

Asimismo, el numeral 6.12 establece que “el presupuesto del COES será cubierto por los agentes con aportes proporcionales a sus ingresos. El presupuesto no podrá ser superior al 0.5% de los ingresos mencionados y será aprobado por el Directorio.”

ANEXO D


IMPORTANCIA DE LA INDEPENDENCIA DEL COES Y MEDIDAS QUE SE SUGIEREN PARA GARANTIZARLA

Como se ha podido ver, el Anteproyecto de Ley comentado establece una serie de atribuciones y obligaciones que corresponden a este nuevo COES y en particular, a su máxima autoridad, el Directorio. Para el correcto desempeño de estas funciones, resulta primordial garantizar la autonomía e independencia del COES, y en particular del Directorio de la entidad y de las personas que lo componen.

Es en este sentido que vemos con preocupación la propuesta contenida en el numeral 6.3 del Anteproyecto de Ley en referencia a la Comisión que se encargará de seleccionar y designar a los miembros del Directorio. La Defensoría del Pueblo considera correcto que la selección y designación de los Directores se realice mediante un concurso público de méritos, pero observa con preocupación que dicho concurso sea llevado por una Comisión integrada por cinco miembros, tres de los cuales serían representantes de las empresas de Generación, Transmisión y Distribución eléctricas.

Nada impide que los representantes de las empresas de Generación, Transmisión y Distribución se pongan de acuerdo para escoger a los integrantes del Directorio del COES que más convengan a sus intereses (o al menos a la mayoría de ellos). Esto se torna más probable si se tiene en cuenta que existe un grado considerable de integración entre las empresas de generación y distribución. De esta manera, la independencia del COES quedaría gravemente comprometida, dado que las empresas concesionarias tendrían finalmente la decisión acerca de los Directores que serían seleccionados. Podría pensarse que este problema puede subsanarse en el reglamento, estableciendo un procedimiento adecuado para la selección de los directores, mediante el cual los miembros de la Comisión tuvieran un número de votos limitados y que la elección de los 5 Directores se hiciera de maneta simultánea. De esta manera se podría asegurar cierta diversidad en los perfiles de los Directores elegidos. Sin embargo, si los Directores son renovados anualmente uno por uno, esto conduciría inevitablemente a que al cabo de 5 años todos los Directores responderían al interés del grupo dominante en la Comisión de selección, que justamente es el conformado por las empresas de Generación, Transmisión y Distribución, con lo cual se regresaría a un esquema similar al que existe actualmente.

Consideramos que la composición de la Comisión encargada de llevar a cabo el concurso público debe ser necesariamente cambiada, para garantizar la independencia que el Directorio del COES requiere. Apreciamos que la Comisión seleccionadora debería estar integrada por personas ajenas a las concesionarias, como por ejemplo, representantes del Colegio de Ingenieros del Perú, de las facultades de Ingeniería de las universidades y de OSINERG. Incluso podría incorporarse en esta Comisión a representantes de organizaciones de la sociedad civil (por ejemplo, de la Asociación Civil Transparencia). El cambio en la composición de la Comisión seleccionadora garantizaría que los criterios de selección que se empleen en el Concurso Público de Méritos sean efectivos.

Adicionalmente, no se ha establecido como requisito para ser miembro del Directorio del COES, el hecho de no haber tenido vinculación directa o indirecta con las empresas concesionarias en un período relativamente reciente. En teoría, uno o más gerentes o funcionarios de las empresas concesionarias podrían postular válidamente al Directorio del COES, y ser elegidos como Directores por los representantes de los Generadores, Transmisores y Distribuidores. Evidentemente, este COES no sería independiente.

En consecuencia, la Defensoría del Pueblo propone la modificación de los numerales 6.3 y 6.4 del Anteproyecto de Ley, modificando la composición de la Comisión que llevará a cabo el Concurso Público de Méritos para la selección y designación de los integrantes del Directorio del COES, la misma que deberá estar integrada por representantes de Colegio de Ingenieros del Perú, de las facultades de Ingeniería de las universidades y de OSINERG; y estableciendo

ANEXO D


como requisitos para postular al cargo de miembro del Directorio, el hecho de no poseer vínculos societarios, laborales, comerciales, financieros o familiares con los titulares de concesiones o autorizaciones, sus empresas vinculadas, o con los accionistas mayoritarios de las mismas.

Finalmente, cabe señalar que otro aspecto importante que contribuirá a la independencia del COES es el relativo a su presupuesto. Si bien es cierto la propuesta de modificación de la Ley establece con mucho acierto que la aprobación del presupuesto esté a cargo del Directorio, consideramos que una medida más efectiva sería establecer como presupuesto un porcentaje fijo de los ingresos de los agentes que intervienen en el mercado spot, de manera similar a lo que sucede con el presupuesto de los organismos reguladores.

CONCLUSIONES

La Defensoría del Pueblo considera que el Proyecto de Ley bajo comentario contribuye positivamente a lograr un funcionamiento más eficiente del mercado eléctrico y a incentivar mejor su desarrollo, sin embargo, es necesario reforzar los mecanismos previstos para lograr la conformación de un COES independiente, específicamente en cuanto a la composición de la Comisión de selección del Directorio, la cual no debería tener mayoría de representantes de las empresas del sector, entre las cuales existe una fuerte integración, sino que debe incluir adicionalmente a representantes del Colegio de Ingenieros y de facultades de ingeniería de universidades.

Asimismo, la Defensoría del Pueblo considera se debe tomar medidas adicionales para fortalecer la independencia del presupuesto del COES y una posibilidad es asignarle un porcentaje fijo de los ingresos de los agentes que intervienen en el mercado spot.”


El Anteproyecto de Ley establece que la selección de los Directores debe ser sobre la base de un concurso público de méritos, priorizando su experiencia profesional. Para tomar en cuenta los comentarios y conclusión de la Defensoría del Pueblo, el Ministerio deberá establecer las disposiciones que aseguren una selección con idoneidad y total transparencia que respete el espíritu de la Ley.

En cuanto al presupuesto del COES se ha optado por definir los montos anuales en el Reglamento de la Ley, con la finalidad de dejarlo estable por un tiempo y revisarlo periódicamente, de tal manera que el Directorio determine su aplicación y no requiera de la aprobación (injerencia) por parte de terceros.

ANEXO D


D2.10. EGASA

1.- Capacidad de Contratación

Los siguientes comentarios de EGASA se emiten con el fin de que la capacidad de contratación se ajuste, según el proponente, a una situación promedio:

1. “La aplicación del Articulo 4 inciso 4.1 a), en el que se señala que todo contrato deberá contar con garantía física de abastecimiento, acreditada con Certificados de Capacidad y Energía, estaría limitando la capacidad de contratación de las empresas propietarias de centrales hidroeléctricas, fijándose como limite de contratación su producción correspondiente a años extremadamente secos.

2. Las empresas generadoras han suscrito compromisos de suministro de energía de largo plazo (5-10 años) bajo las disposiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, por lo tanto cambiar las normas legales vigentes, implicarían asumir riesgos que no fueron previstos durante el proceso de negociación en los acuerdo bilaterales o en caso extremo llegar a una ruptura de los mismos, ya que la producción en años secos no permitiría honrar estos compromisos, por lo que se tendrían que asumir costos no previstos. Con el marco regulatorio vigente estos desbalances se liquidan en el mercado spot.

3. El beneficio del posible inversionista de centrales de turbinas a gas de ciclo combinado aparentemente tendría un gran incentivo, un mínimo de riesgo, a costa de la reducción de los márgenes que vienen obteniendo los generadores hidroeléctricos, lo que genera un desequilibrio en los ingresos previstos.”


En relación al primer punto, el objetivo del numeral 4.1, inciso a), es otorgar condiciones de seguridad al abastecimiento eléctrico. Para poder celebrar compromisos de contratos de largo plazo, se debe tener la garantía de abastecimiento, aún en caso de severa sequía. Los contratos de largo plazo propician las inversiones, y eso es lo que se busca con el Anteproyecto de Ley.

Sobre el punto 2, la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento establece la limitación de contratación sólo hasta la energía firme que cada generador dispone ya sea con sus instalaciones propias o con las de terceros. Esta limitación tiene el mismo objetivo de tratar de garantizar el cumplimiento del abastecimiento de electricidad comprometido.

Sin embargo, la legislación vigente tiene deficiencias que no han permitido detectar con suficiente anticipación la posible carencia de energía eficiente y tomar medidas correctivas para evitar dicho problema. La seguridad del sistema no estaba asignada adecuadamente por lo que se firmaban contratos asumiendo que el sistema tendría siempre energía suficiente y, al presentarse escasez de energía hidroeléctrica y tener que acudir a unidades termoeléctricas de alto costo, las empresas que asumieron disponibilidad de energía económica tendrán serios problemas para afrontar sus compromisos.

Asimismo, la limitación indicada en el punto 1 no impide a los generadores vender sus excedentes en el mercado de corto plazo o celebrar acuerdos de suministro no

ANEXO D


garantizado, dado que pueden también combinar sus recursos con unidades termoeléctricas de terceros y celebrar contratos a plazo determinado con las garantías correspondientes. Las empresas generadoras con preponderancia hidroeléctrica que han firmado contratos de suministro más allá de lo que pueden garantizar en condiciones críticas de recursos hídricos, es decir más allá de su energía firme, habrían contravenido el mandato del Reglamento de la LCE y deberán corregir sus contratos o asumir los riesgos que han tomado.

Y, finalmente, respecto al punto 3, la afirmación de que posibles inversionistas en centrales de turbinas de gas de ciclo combinado tendrían un gran incentivo con un mínimo de riesgo es correcta. De otro lado, no existe fundamento para afirmar que la seguridad en las inversiones en dichas centrales sea a costa de la reducción de los márgenes que vienen obteniendo los generadores hidroeléctricos.

Cabe recordar que la demanda nacional estaría creciendo sostenidamente a niveles del 6% anual, es decir, alrededor de 250 MW efectivos, por lo que se requiere nuevas unidades y, por tanto, se debe tratar que sean las que aporten la energía adicional que requiere el sistema, con la mayor seguridad posible.

ANEXO D


D2.11. EGEMSA EGEMSA ha sometido a consideración de la Comisión, sus comentarios en siete puntos, como sigue:

1.- Sobre la Capacidad y Energía Firmes

”Respecto a los “certificados de capacidad y energía”, sugerimos que debe ser por 2 espacios de tiempo en el año; debido a que en el sistema peruano se tiene dos periodos significativamente marcados como son el de avenida y el de estiaje; en los cuales se posee capacidades de generación hidráulica distintas; esta certificación posibilitará la existencia de mayores potencias y energías para negociar en el mercado por parte de las empresas involucradas, lo que originará una mayor competencia en el sector; a lo cual apunta como objetivo esta modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas. Además con la finalidad de facilitar el entendimiento de lo planteado proponemos que no se mezclen estos dos conceptos (el de potencias y energías firmes); determinados sobre la base de situaciones extremas de aseguramiento del suministro eléctrico, bajo la cual las plantas de generación remuneran en el COES; con la certificación de capacidad y energía que legitimaría la decisión de contratación de los generadores hidráulicos para distintos periodos.”


El Anteproyecto de Ley busca la seguridad de largo plazo del abastecimiento de electricidad en el sistema, y los certificados de capacidad y energía firmes tienen el objetivo de enviar señales claras sobre las necesidades de inversión en generación, de tal modo que el sistema para el abastecimiento del servicio público pueda sobrellevar eventos de sequía de hasta 95% de excedencia.

En consecuencia, la cantidad certificada de capacidad (potencia) y energía serán iguales a la potencia y energía firmes respectivamente.

Con respecto a tener dos certificaciones, una para la época de avenidas y otra para estiajes, se debe precisar que no es consistente de asegurar la suficiencia de generación de largo plazo, con el nivel de seguridad señalado anteriormente. No obstante, debe tenerse presente que las disponibilidades de energía de corto plazo podrán ser contratadas en el mercado libre, a través de contratos sin garantía física.

2.- Sobre la referencia para la comparación de los Precios en Barra

”En la segunda disposición complementaria, y en vista de existir tres mercados propuestos claramente diferenciados; planteamos que los precios en barra que fija el OSINERG no deba diferir, en mas del 10% de los precios obtenidos en la proporción correspondiente de las demandas transadas vía Licitaciones, contratos con Clientes Libres y Costo Marginal de Corto plazo pactados por los clientes libres y regulados en el Spot.”


El Anteproyecto de Ley contempla que la fijación del Precio en Barra tendrá como elemento de comparación el promedio ponderado de los contratos libres y de las

ANEXO D


licitaciones, hasta que éstas alcancen el 20% del total de la demanda, a partir del cual sólo se tomará como referencia de comparación los precios obtenidos en las licitaciones. La Comisión considera que las licitaciones en condiciones de competencia reflejan mejor los valores de mercado.

3.- Sobre el margen de tolerancia para aplicar penalidad

”En la sétima cláusula transitoria se debe especificar para el caso de los generadores si la energía contratada en exceso a penalizar corresponde a la energía mensual ó anual.”


Los generadores estarán expuestos a la penalidad en caso contraten en exceso a su capacidad y energía firme anual.

4.- Propuesta de incorporación de cláusula para aportes de generadores pequeños

EGEMSA recomienda incorporar en la décima cláusula el siguiente literal d):

“d) El pago por su potencia y energía conforme los procedimientos de valorización establecidos para tal efecto en el RLCE y en los procedimientos del COES.”

De acuerdo con el proponente: “Este párrafo pretende que los generadores pequeños participen del ajuste producido por el FAIG en la remuneración por potencia en el COES (actualmente en 0.72 “dicho de otra forma los ingresos por potencia de los generadores pertenecientes al COES están afectados por el factor 0.72”); mientras que un generador pequeño remunera toda la potencia facturada a su cliente.”


La Décima Cláusula Complementaria se refiere a los incentivos para la generación distribuida y la cogeneración.

El pago de capacidad implica la obligación de disponer de las unidades en caso las requiera el sistema interconectado, condición que las unidades de cogeneración no podrían cumplir dada la naturaleza de su modo de operación que es eventual y subsidiario a su actividad principal. Por tanto, no constituye un aporte que contribuya con la seguridad del sistema y por el cual se deba reconocer un pago por capacidad.

5.- Propuesta de que se publique antecedentes de los acuerdos de Directorio de COES

EGEMSA recomienda, debido a que muchos antecedentes constituyen información relevante para el entendimiento de las decisiones, modificar el numeral 6.8 de la siguiente manera:

“El Directorio del COES deberá informar con la periodicidad que se establezca en el Reglamento, a los Agentes, al Ministerio y a OSINERG los hechos, actos, acuerdos y decisiones de importancia que puedan afectar la operación del Sistema y/o la del Mercado. Dicha información, así como sus antecedentes, deberán ser publicados en la página Web del COES.”

ANEXO D



La versión final del Anteproyecto de Ley considera la obligación de informar de todos los aspectos relevantes, lo cual será normado en el Reglamento.

6.- Propuesta para que se publique regularmente el Plan de Transmisión

EGEMSA propone, debido a la conveniencia de que los agentes dispongan de la información actualizada del Plan de Transmisión, modificar la primera parte del numeral 7.1 de la siguiente manera:

“El desarrollo del sistema de transmisión se realizará conforme al Plan de Transmisión, el cual se actualizará y publicará cada dos años…”


La versión final del Anteproyecto de Ley considera la publicación del Plan de Transmisión.

7.- Sugerencia sobre asignación de cargos por transmisión

EGEMSA propone modificar el último párrafo del numeral 7.7 de la siguiente manera:

“La compensación asignada a los Generadores será prorrateada entre ellos sobre la base del uso y/o beneficio de las instalaciones de transmisión”


La Comisión ha determinado, sobre la base de estudios realizados con anterioridad en relación al marco regulatorio de la transmisión, que es más recomendable asignar a los generadores la compensación por las instalaciones de transmisión sobre la base del uso, dado que constituye un criterio con resultados más predecibles para los agentes.

ANEXO D


D2.12. Transportadora de Gas del Perú (TGP)

1.- Propuesta sobre la aplicación del cargo por Garantía por Red Principal

TGP propone añadir a la sexta disposición complementaria, antes del último párrafo, lo siguiente:

“Lo establecido en el numeral 7.4 de la presente Ley será sin perjuicio de la aplicación del cargo por Garantía por Red Principal al que se refiere el numeral 7.6 de la Ley 27133”


La Comisión ha incorporado la sugerencia en el Anteproyecto de Ley, al establecer en la Quinta Disposición Transitoria que el OSINERG incorporará anualmente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente al peaje del Sistema Principal de Transmisión a que se refiere el Artículo 59° de la Ley de Concesiones Eléctricas el mecanismo de Garantía por Red Principal, que se define en el Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la industria del gas natural aprobado por Decreto Supremo N° 040-99-EM y en los Contratos BOOT de Concesión.

ANEXO D


D2.13. Señor Juan Solidoro – S&Z Consultores Se presenta a continuación el análisis de los comentarios remitidos por el Señor Juan Solidoro, los cuales se dividen en siete temas específicos.

1.- Sobre detalles que deben ir al Reglamento

”Una primera impresión general es de que varias partes del texto del Ante Proyecto de Ley contiene aspectos que bien podrían ser materia a ser un Decreto Supremo Reglamentario, y no de una ley por diversos motivos e importancia.”


La Comisión ha tratado de establecer en el Anteproyecto de Ley los aspectos que se consideran fundamentales, dejando para el Reglamento el desarrollo de detalle y los aspectos complementarios.

2.- Sugerencias sobre la Selección del Operador del Sistema

”Con relación a la necesidad y seguridad de que el Despacho del Parque de Generación sea realizado al mínimo costo, soy de la opinión a la luz de los resultados, que para una mayor transparencia se contrate mediante Concurso Internacional a una entidad privada para que realice las actividades de Director de Operaciones y desempeñe sus funciones desde el punto de vista netamente técnico, de acuerdo a un Procedimiento y/o Reglamento de Despacho aprobado por los miembros del COES en irrestricto cumplimiento de la Ley para un despacho optimo.

Las otras actividades del COES pueden ser desarrolladas manteniendo la organización de la actual Institución, con la participación de un representante de cada uno de las siguientes instituciones:

Empresa de Servicio Público de Electricidad, Clientes Libres Empresas de Transmisión

Estoy de acuerdo que el COES debe tener un Directorio Técnico de no más de 7 miembros, elegidos por sus Mandatarios, es decir, por aquellos a quiénes representan , quienes deberán presentar una terna de profesionales calificados y demás condiciones para que el Ministerio de Energía y Minas elija al Director.

Considero que no es conveniente que los miembros del COES sean elegidos mediante Concurso Público, pues la responsabilidad en el manejo del Parque Generador valorizado en miles de millones de dólares no puede ser delegada a personas sin participación de los propietarios, puesto que hay de por medio una gran responsabilidad en sus actos.

El COES deberá tener una Asamblea integrada por todos sus miembros, quiénes tendrán la responsabilidad de elegir a las ternas para el Directorio.”

ANEXO D



La recomendación de mantener la estructura actual del Directorio del COES no es una opción, dadas las nuevas responsabilidades previstas para esta institución. De igual manera, la Comisión considera que lo importante es asegurar la independencia del Directorio del COES respecto de los Agentes, y no únicamente la de la Dirección de Operaciones.

Por otro lado, se debe destacar que la tarea de operación es una tarea fundamental del COES que no puede ser tercerizada mediante contratación de consultores, menos aún bajo la subordinación de un Directorio compuesto por los interesados.

Para una discusión de los temas de gobernabilidad del COES, véase el análisis de la Comisión a los comentarios que, sobre este tema, ha formulado EDELNOR y el SE-SNMPE.

3.- Observaciones a los Certificados de Capacidad y Energía Firmes

“Considero inconveniente la introducción del otorgamiento de Certificados de Capacidad de Energía, por cuanto basta que se precise y/o aclare en un Reglamento la forma de calcularlos.

Asimismo la disposición de que todo "Contrato deberá contar con garantía física de abastecimiento" limita la posibilidad de implementar nuevos proyectos a cargo de nuevos inversionistas, por cuanto no podría desarrollarse un Project Finance.”


La asignación de potencia y energía firmes debe ser formalizada y la expresión de esa formalidad serán los certificados correspondientes. La metodología de cálculo será según lo establezca el Reglamento para el cálculo de la energía y potencia firmes. El responsable del otorgamiento formal del reconocimiento de determinada capacidad y energía firmes de una instalación será el nuevo COES.

Es importante señalar que la garantía física de abastecimiento no es una condición orientada a financiar la inversión, sino un requerimiento para asegurar la suficiencia de generación para el abastecimiento del Servicio Público de Electricidad. De acuerdo con lo que se ha establecido, el sistema debe contar con suficiente generación para sobrellevar la contingencia de un año seco con un 95% de excedencia, la exigencia de garantía física está orientada a satisfacer este requerimiento.

4.- Observaciones a las licitaciones de energía

”Con respecto a la idea de licitar bloques de energía para empresas de distribución y usuarios libres que no cuentan con contratos, considero que no resulta conveniente licitarlos en la forma planteada en el Ante Proyecto de Ley, debido a que siempre se recibirán ofertas a mayores precios respecto a las tarifas reguladas existentes en ese momento, teniendo en cuenta que esta licitación se produce ante una declarada escasez o futuro déficit originado por falta de inversiones y la falta de inversiones tiene su origen en tarifas inadecuadas o barreras tributarias legales, etc., que no hace en ese momento atractivo una inversión.

Sin embargo, resulta interesante la idea de la licitación en bloques de energía a futuro que bien podrían realizar las empresas distribuidoras que tienen una participación mayoritaria del Estado Peruano como una forma de promover nuevas inversiones pero con la diferencia de que

ANEXO D


estas licitaciones deberán de señalar como condición mínima que las tarifas serán como máximo iguales a las fijadas por la GART OSINERG en la barra correspondiente, seleccionándose al postor que ofrezca la menor tarifa o en caso de empate, establecer un procedimiento en la que se califiquen méritos o que sea energía renovable.

No necesariamente se requiere estar en una condición deficitaria a un corto plazo para convocar a esta licitación si no que ésta puede ser convocada con anticipación a un requerimiento a partir de los 5 o mas años a fin de que los inversionistas puedan desarrollar sus proyectos con mayor plazo y fundamentalmente tengan la posibilidad de desarrollar proyectos de energía renovable”.


El Anteproyecto de Ley tiene el objetivo de garantizar el suministro eficiente de generación eléctrica, de forma permanente y no para situaciones coyunturales. Por eso, se establece que la falta de contratos para abastecer la demanda, se debe detectar con suficiente anticipación a fin de poder tomar acciones correctivas adecuadas para prevenir una eventual escasez de oferta.

En este sentido, la afirmación de que los precios resultado de las licitaciones serán más elevados que los precios regulados, no tiene fundamento, ya que los postores tendrían incentivos y el tiempo suficiente para instalar plantas eficientes con contratos de largo plazo a precios estabilizados, lo que les permitiría ofertar precios más competitivos.

El Anteproyecto de Ley busca que la demanda nacional tenga el abastecimiento oportuno y eficiente de electricidad, independientemente de si la empresa distribuidora es de propiedad del Estado o privada. Las Tarifas en Barra aprobadas por el regulador pueden ser un referente; sin embargo, éstas pueden ser influenciadas por factores de coyuntura relacionados con la oferta y demanda, los precios de los combustibles y otros que pueden hacer que los valores no representen señales económicas válidas para las licitaciones. En consecuencia, OSINERG deberá determinar el valor más conveniente como precio de reserva para la licitación, el cual no necesariamente será igual a las Tarifas en Barra tal como lo sugiere el proponente.

Finalmente cabe señalar que el Anteproyecto de Ley no impide que las proyecciones de demanda sean a mayor plazo, y pueda convocarse a licitaciones con anticipación mayor al mínimo establecido.

5.- Observaciones sobre cómo asegurar el desarrollo de la generación

”El encargo de la Comisión para el desarrollo de las nuevas inversiones de generación no ha sido plasmada en este Ante Proyecto de Ley en forma que promueva nueva generación acorde con el desarrollo de la demanda.

Si bien es cierto se menciona una promoción de desarrollos hidroeléctricos considero que la mejor forma de hacer realidad esta declaración es:

a) Precisando que estos proyectos hidroeléctricos tendrán el beneficio del Régimen de Recuperación Anticipada del IGV (DL 818) cuando la empresa que lo desarrolla no se encuentre en operación.

b) Convocatoria a Licitación de compra de energía y potencia por parte de empresas distribuidoras de propiedad del Estado para sus requerimientos en un período no menor de 5 años en adelante y por un plazo de no menos a 15 años.”

ANEXO D



El Anteproyecto de Ley está orientado en lo esencial a crear condiciones para el desarrollo de la competencia en generación. Las medidas de orden tributario deben ser materia de normas específicas.

De otro lado, con relación a la propuesta sobre la extensión de los plazos para permitir la participación de empresas distribuidoras de propiedad del Estado a licitar sus requerimientos en un periodo mayor al mínimo establecido, esto ha sido respondido en el punto anterior.

6.- Oportunidad de entrada en vigencia de la Ley

“Con respecto a la entrada en vigencia de esta futura Ley se opina que deberá ser conjuntamente con la expedición del reglamento a fin de tener un marco completo que permita su cumplimiento por parte de todos los agentes involucrados.”


El Anteproyecto de Ley será sometido a consideración del Congreso de la República, en donde se seguirá los trámites que correspondan.

Recién después de aprobada la Ley, podrá elaborarse los detalles del Reglamento.

7.- Propuesta de una fijación de tarifas a largo plazo

”Analizar la posibilidad de fijar una tarifa a largo plazo para el mercado regulado en base a una empresa modelo que genere energía en ciclo combinado con el Gas de Camisea. Esto permitiría tener una tarifa regulada a largo plazo y que no tendría mayor variación en el tiempo habida cuenta de que el principal componente variable es el costo de gas que en el caso peruano tiene estabilidad en el tiempo y no existirían variaciones sustanciales en el costo de los equipos. En todo caso se puede establecer una fórmula de reajuste.

Esta tarifa de referencia eliminará la discrecionalidad del ente regulador, y la sensibilidad de la tarifa al régimen hidrológico permitiendo desarrollar proyectos de energía renovables competitivos (el riesgo hidrológico, geológico y constructivo lo asumen los inversionistas) con unidades a gas de ciclo combinado que en el largo plazo beneficiará al país en términos de ahorro de energía no renovables que podría tener en el futuro un mejor precio de venta de exportación en beneficio del erario nacional por mayores impuestos y regalías.”


El Anteproyecto de Ley se ha desarrollado respetando los principios básicos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas. En ese sentido, la tarifa para el mercado regulado debe ser la que resulte de aplicar los procedimientos administrativos establecidos, o el sistema de licitaciones, propuesto en el Anteproyecto de Ley.

Se espera que en el largo plazo se incremente la participación de plantas de ciclo combinado con gas natural; sin embargo, teniendo el país ingente potencial hidroeléctrico, no se descarta que continúe una participación importante de energía hidroeléctrica.

ANEXO D


Para reducir la discrecionalidad del ente regulador, la mejor forma no sería poner un precio fijado discrecionalmente, sino más bien introducir más competencia en el mercado con los cambios regulatorios necesarios y también a través de las licitaciones, con contratos de largo plazo, y ciertamente con fórmulas de reajuste que incorporen los factores que afecten los costos de producción ajenos al control del inversionista.

El desarrollo de proyectos de energía renovable requiere un tratamiento especial y, por consiguiente, la intervención del Estado como parte de una política de estrategia nacional en el uso y promoción de energéticos, labor que no está dentro de los alcances del encargo dado a la Comisión pero que, sin embargo, constituye una tarea fundamental e impostergable para el Estado.

ANEXO D


D2.14. Ings. Rodolfo Zamalloa – José Ramos Los Sres. Zamalloa y Ramos han efectuado los comentarios siguientes:

1.- Sobre la Décima Disposición Complementaria – Medidas para la Promoción de la Generación Distribuida y Cogeneración

“EXPOSICIÓN DE MOTIVOS:

1.- Las plantas de producción de energía basadas en tecnologías de cogeneración tienen la virtud de producir simultáneamente energía eléctrica y térmica, en forma de calor y/o frío, consiguiendo optimizar el uso del recurso energético primario empleado como combustible.

2.- A igualdad de producción de electricidad y calor; es decir, para el mismo número de unidades de electricidad y calor; el empleo de plantas térmicas basadas en tecnologías de cogeneración consumen menos combustible respecto al consumo conjunto de una central termoeléctrica y una planta de producción de calor.

3.- LA COGENERACIÓN ES UNA TECNOLOGÍA EFICIENTE, sin embargo, NO TODA PLANTA DE COGENERACIÓN ES EFICIENTE. En el marco exclusivamente técnico, la cuantificación de la calidad energética de una planta de cogeneración se realiza en términos de un índice energético definido como RENDIMIENTO ENERGÉTICO3. Una planta de cogeneración es considerada eficiente, si y sólo si, durante su operación es capaz de proporcionar grandes ahorros anuales de energía primaria4 y, simultáneamente, consumir una gran fracción del calor cogenerado anual.

4.- Desde la óptica de la planificación energética, la capacidad instalada no utilizada de cualquier planta de cogeneración equivale a una “capacidad tipo back-up” del sistema energético integrado nacional. De igual modo, el conjunto de las potencias instaladas no utilizadas de las minicentrales hidráulicas ubicadas en distintos puntos de nuestra geografía equivale a una “capacidad tipo back-up” del sistema eléctrico nacional. Desde hace mucho tiempo se desaprovecha esta “capacidad tipo back-up” del sistema eléctrico nacional en el proceso de la planificación energética peruana.

5.- Las plantas cogeneración y las minicentrales hidráulicas producen energía bajo la estrategia de generación distribuida, ya que sirven su energía en los puntos de consumo, consiguiendo así evitar pérdidas en el sistema de transporte.

6.- La experiencia del Perú en cuanto a la explotación de los sistemas de generación distribuida y cogeneración se refleja en la relativa experiencia de su operador del mercado eléctrico

3 El rendimiento energético de una planta de cogeneración indica la fracción de combustible que se convierte en

energía útil. En la literatura técnica sobre plantas de cogeneración se utilizan los siguientes índices: i) rendimiento eléctrico, que cuantifica la fracción de la energía del combustible que se transforma en electricidad; ii) rendimiento térmico, que cuantifica la fracción de la energía del combustible que se recupera como calor útil; y iii) rendimiento total, que cuantifica el aprovechamiento total de energía útil (electricidad + calor) como fracción de la

energía del combustible utilizado. 4 El índice de ahorro de energía primaria (IAF) se calcula con la siguiente expresión:

IAF=1-F/[WC/ηW+ QC/ηQ] donde F es la energía del combustible consumido en la planta de cogeneración, WC es la electricidad cogenerada, QC es el calor cogenerado, y, ηW y ηQ son los rendimientos eléctrico y térmico del proceso de cogeneración, respectivamente.

ANEXO D


(COES) y de su Agencia de Regulación (OSINERG), que pueden ser utilizados en la formulación de Reglamentos y Procedimientos que viabilicen el aprovechamiento eficiente de los recursos energéticos.

7.- La implementación de plantas de cogeneración están justificadas en aquellos sectores económicos diferentes al sector del negocio puramente eléctrico, donde es preciso suministrar energía térmica además de electricidad. Por lo tanto, la participación de las plantas de cogeneración en el sistema eléctrico integrado nacional debe normarse en el ámbito de un régimen jurídico especial diferente al resto de plantas energéticas cuya producción exclusiva es la electricidad.

8.- En la elaboración del presente Anteproyecto de Ley es necesario emplear la experiencia existente similar en otros países referidos al fomento de la participación de las instalaciones de cogeneración y sistemas de generación distribuida en el sistema eléctrico integrado nacional. Varios países de la Unión Europea, tales como España5, Reino Unido, Reino de los Países Bajos, Bélgica, Dinamarca, Polonia, Portugal, Italia, etc. tienen normativas legales-energéticas maduras en materia de cogeneración que han colaborado a un crecimiento eficiente del parque de generación de electricidad.

9.- Las normas del presente Proyecto de Ley debe considerar que cualquier auto productor (sea planta de cogeneración o planta de generación distribuida) está ubicado al final de la red de suministro eléctrico y por consiguiente no aporta perdidas al sistema interconectado principal, consiguiendo disminuir el precio final en las tarifas, y que después de abastecer su propio consumo, su excedente debe ser colocado –cumpliendo los requisitos arriba mencionados- en el sistema eléctrico nacional bajo el despacho del Operador COES.

10.- Es preciso dejar de manifiesto que, las normas legales-energéticas no adecuadas al desarrollo sostenible de plantas con tecnologías eficientes, como es el caso de las plantas de cogeneración, en un futuro a corto plazo podría generar enfrentamientos de tipo económico entre cogeneradores (auto-productores) y productores de electricidad.

11.- El texto de toda normativa legal-energética, debe ser clara y concisa, para evitar en lo posible que tenga más de una interpretación.”

Propuesta de los Ings. Rodolfo Zamalloa – José Ramos

• “El texto correspondiente a la disposición DÉCIMA titulada “Medidas para la promoción de la Generación Distribuida y Cogeneración” de la sección “Disposiciones Complementarias y Finales” del anteproyecto (en adelante denominado texto en cuestión), debería ser modificado.

5 El marco legal español que regula participación de las instalaciones de cogeneración en la red eléctrica de España se

sustenta en las siguientes normativas: • Real Decreto 2366/1994, con el que se crea el Régimen Especial dentro del Sistema Eléctrico integrado (BOE

31/12/1194). • Ley del Sector Eléctrico (BOE 28/11/1997). • Real Decreto 2818/1998 (BOE 30/12/1998). • Real Decreto 436/2004 (BOE 27/3/2004). Es importante recalcar que la actual política energética de la Unión Europa contempla el uso de tecnologías de cogeneración como estrategia para reducir la dependencia energética del exterior. Mayor información puede encontrarse en “Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de Febrero de 2004 relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía”.

ANEXO D


• El texto en cuestión, deberá establecer claramente los requisitos que han de cumplir las instalaciones de cogeneración para calificar como PLANTA DE COGENERACIÓN EFICIENTE.

• El texto en cuestión, deberá establecer claramente las condiciones de entrega de la electricidad aportada por las instalaciones de cogeneración y de toda planta de energía distribuida.

• El texto en cuestión deberá establecer las ampliación, modificación, introducción de nuevos conceptos en los Reglamentos de la Operación en Tiempo Real del Sistema, así como de los Procedimientos del Operador COES que formarán parte de su obligación de despacho económico a las pequeñas centrales de generación distribuida así como a las de cogeneración.

• El cumplimiento de un INDICE DE CALIFICACIÓN DE EFICIENCIA6 debe ser el criterio que debe juzgar la idoneidad de las plantas de cogeneración para ser calificadas como plantas eficientes. La cuantificación de éste índice toma en cuenta el cumplimiento de los criterios siguientes: i) mínimo ahorro anual de combustible respecto al gasto de combustible mediante suministro energético convencional, y ii) factor de utilización anual del calor cogenerado.

• Con el objetivo de incentivar la implementación de plantas de cogeneración eficientes en el Perú y aprovechando las experiencias en otros países, debería establecerse una escala de remuneraciones7 a la electricidad excedente de los cogeneradores inyectada en el sistema eléctrico integrado nacional. Esta escala de remuneraciones podría incluir el pago de primas, cuyo valor debería estar fijada por: a) el cumplimiento de un valor mínimo del ÍNDICE DE CALIFICACIÓN DE EFICIENCIA; y b) el nivel de potencia instalada de la planta de cogeneración. El valor mínimo del ÍNDICE DE CALIFICACIÓN DE EFICIENCIA se obtendrá de: i) el tipo de tecnología del equipo de producción de electricidad (turbina de vapor, turbina de gas, motor de combustión interna, celdas de combustible, etc.); y ii) tipo de combustible utilizado (gas natural, petróleo Diesel N° 2, carbón, biomasa, etc.).

• Las inyecciones de los excedentes de energía de las plantas de cogeneración y de las plantas de energía distribuida al sistema eléctrico nacional necesariamente debe hacerse luego de cumplir con la demanda del diagrama de carga de la propia generadora, cuya operación regulada permitirá al Operador COES contar con reservas de electricidad a mejores costos variables.

6 El INDICE DE CALIFICACIÓN DE EFICIENCIA tiene diferentes nombres y definiciones según el país en el que se

aplica la normativa de régimen especial. A continuación se citan algunos casos. a. Caso español: En España, este índice se denomina Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), cuyo valor se calcula con la siguiente expresión: REE = E/[Q - (V/0,9)] donde: E es la energía eléctrica cogenerada medida en bornes del alternador, Q es el consumo de energía primaria cuantificado en términos del poder calorífico inferior, y V es la producción de calor útil. El factor 0,9 puede ser revisado en función de la evolución tecnológica de las calderas. b. Caso Estados Unidos de Norteamérica: En Estados Unidos de Norteamérica, este índice se denomina Índice PURPA (Public Utilities and Regulatory Policies Act), cuyo valor se calcula con la siguiente expresión: η PURPA=(POWERC+0,5· STEAMC)/FUELC donde: POWERC es la producción de electricidad cogenerada, STEAMC es la producción de calor cogenerado y FUELC es el consumo de energía primaria cuantificado en términos del poder calorífico inferior.

7 A modo de ejemplo se cita el caso español. La ley en vigor (RD 436/2004) establece las primas e incentivos a las plantas cogeneradoras que vierten sus excedentes de electricidad a la red, y cuya transacción puede hacerse de dos modos: vendiendo toda la electricidad excedente a las empresas distribuidoras (a tarifa regulada) o colocando en el mercado libre la producción excedente (a precio de mercado y gestionado por el operador del mercado).

ANEXO D


• El texto en cuestión, deberá establecer los derechos y obligaciones de las instalaciones de cogeneración calificadas.

• El texto en cuestión, deberá establecer el régimen económico para las transacciones de la electricidad inyectada en la red por las instalaciones de cogeneración y sistemas de generación distribuida, contemplándose la retribución por la potencia y energía aportada al sistema energético interconectado.

• Debiera considerarse, como mecanismo de fomento a la inversión en plantas de cogeneración y sistemas energéticos distribuidos, el pago de primas a la electricidad excedente de estos sistemas inyectadas a la red eléctrica nacional. Este mecanismo de fomento ha tenido éxito en varios países de Europa, como España8, Reino Unido, Portugal, etc.

• Se espera la presencia de un Operador COES mas independiente que aproveche en beneficio del usuario las oportunidades de generación de energía eléctrica a menor precio, como es el caso de las plantas de cogeneración eficiente, que en primera instancia resuelven un problema industrial energético propio, y cuyos excedentes pueden y debieran ser transferidos al sector eléctrico a bajos costos.

• El texto de la normativa de la disposición décima de las disposiciones finales debe establecer los criterios que deben cumplir las plantas de cogeneración para calificar como plantas de cogeneración eficiente, cuyo cumplimiento permitirá verter los excedentes de electricidad en el sistema eléctrico nacional bajo el despacho del operador COES.

• Creemos que la Comisión debe otorgar un tiempo razonable para debatir y concluir sobre la trascendencia de este anteproyecto de ley en lo concerniente al fomento de las instalaciones de cogeneración, dado que es una tecnología energética estratégica para el desarrollo sostenible del parque de generación eléctrica en el Perú; ya sea si se ve desde la óptica de

8 A modo de ejemplo, se cita el caso español. La potencia instalada de cogeneración en España para el período 1995-

2001, pasó de 2431 MWe a 5600 MWe. La información mostrada en el gráfico proviene del “Boletín N° 5 Eficiencia Energética y Energías Renovables – Febrero 2003” publicada por el IDAE de España. La cifra correspondiente al año 2001 tenía un valor provisional en el momento de la elaboración del documento.

ANEXO D


ahorro de recursos energéticos primarios, o desde la óptica de producción de energía con menores emisiones de contaminantes sobre el medio ambiente.”


Para atender la posibilidad de utilización complementaria de recursos disponibles tales como la cogeneración y la generación de fuentes no convencionales de energía, la Comisión considera que se debe desarrollar una Ley Especial, lo cual no está dentro de los alcances del presente Anteproyecto de Ley.

Con relación a las normas que establezcan los criterios que deben cumplir las plantas de cogeneración para calificar como plantas de cogeneración eficiente, estas serán desarrolladas en el Reglamento que se elabore sobre el particular.

ANEXO D


D2.15. Señor Arturo García Belgrano El Señor Arturo García Belgrano, expresa lo siguiente:

1.- La Participación del Estado en la Expansión de la Frontera Eléctrica

“La energía eléctrica es un bien o servicio de carácter esencial en casi todos los ámbitos de la vida moderna, tanto en cuanto a las actividades de carácter personal o familiar, con estándares de modernidad aceptables, como en relación a las actividades productivas y, por lo mismo, su importancia en el desarrollo económico y social del país es trascendente.

En razón de tal importancia, corresponde al Estado gestar y/o promover activamente su oferta a nivel nacional –operativa efectiva y de reserva- en las mejores condiciones de precio y calidad que los recursos existente y la tecnología disponible lo permitan.

El Perú en la actualidad está afectado por una significativa insuficiencia de la penetración en la provisión de energía eléctrica –muchas zonas del país no cuentan con el servicio, en particular por la falta de redes de transmisión, limitando significativamente sus posibilidades de desarrollo productivo y calidad de vida – y, además, la tarifa Kilowatt/hora actualmente vigente es bastante más alta que la tarifa que correspondería a una producción eficiente en base a sistemas hidroeléctricos o termoeléctricos que utilicen gas natural como combustible –esto es resultado de la ineficiente reserva de capacidad instalada de generación eléctrica y un sistema de valoración por costo marginal-; estas relativamente altas tarifas también influyen contra la expansión de su utilización. Cabe resaltar que la existencia misma de la oferta potencial (que equivale a la presencia de redes de transmisión) es un elemento de impulso a la ampliación de demanda efectiva por energía eléctrica como consecuencia del desarrollo de la actividad productiva y, por lo mismo, del incremento de los ingresos de los habitantes de tales regiones y el país en general.

En tal escenario, y para el cumplimiento de sus obligaciones, el Estado debe mantener, legalmente establecidas, sus capacidades de participar activamente en el proceso de planeamiento y definición de la expansión de la frontera eléctrica ante la eventual insuficiencia de las propuestas del COES (según el art. 6.13 de la propuesta; no es recomendable dejar enteramente en manos de “las fuerzas del mercado” o de entidades como el COES (actual o según se propone en el Anteproyecto de Ley ) la decisión de elaborar el Plan de Transmisión y convocar licitaciones para nuevas instalaciones de generación o transmisión eléctrica.

Debe entenderse que los objetivos de los agentes económicos se reducen a intereses privados o individuales (que no necesariamente son los mas favorables al desarrollo del país) o, en el caso del COES, al cumplimiento de un mandato formal; asimismo, debe tenerse en cuenta que para que existan ‘demandas no cubiertas’, tal como se plantea en el art. 8.1 del Anteproyecto, se requiere la presencia de ‘una demanda efectiva’ (o sea demanda registrada real) y ello necesita que existan redes de distribución ya instaladas.

Resulta absolutamente clara la importancia de que el Estado mantenga explícitamente en la LCE su capacidad legal (parte de su capacidad soberana) para decidir la conveniencia de la expansión de la red de transmisión y/o de la capacidad de generación eléctrica (activa y de reserva), con la más moderna, eficiente y económica tecnología disponible y accesible, como mecanismos tanto para la expansión del servicio a todos los habitantes del Perú -como un medio para mejorar sus potencialidades productivas y de calidad de vida-, como también para alcanzar objetivos consistentes de precio al usuario; es obligación del Estado mantener

ANEXO D


permanentemente actualizadas metas de expansión de la frontera eléctrica y objetivos de precio de la energía al usuario nacional.

Ni la participación de OSINERG en el Directorio del COES (siendo uno de cinco miembros con intereses propios distintos a los de Estado) ni la facultad de OSINERG de realizar el Plan de Transmisión mientras se adecua el COES, garantizan la expansión de las redes y el servicio a zonas no atendidas, ni la rebaja de los precios a niveles de eficiencia; la existencia de energía a precios eficientes es un poderoso atractivo para el desarrollo de nuevas actividades productivas y, por lo mismo, un gran incentivo a la expansión de las inversiones en el país (en particular frente al creciente costo del petróleo que se observa en la actualidad, lo que daría al Perú de una ventaja comparativa objetiva en el costo de la energía).”


La preocupación fundamental del Sr. García se refiere a la necesidad de que el Estado mantenga su capacidad soberana de intervenir en el desarrollo de las redes de transmisión para la expansión de la frontera eléctrica y permitir que la energía eléctrica llegue a muchas zonas del país que no cuentan actualmente con el servicio eléctrico en condiciones de precios económicos para la población.

Al respecto, cabe señalar que, sin estar en desacuerdo con la propuesta de que el Estado tenga la potestad de intervenir en el desarrollo de las redes de transmisión, es necesario precisar que el objetivo del Estado para el desarrollo de la frontera eléctrica no puede constituirse en la regla general que oriente el desarrollo de los sistemas de transmisión. Las redes deben expandirse de manera eficiente sobre la base de principios económicos bien aplicados que optimicen el uso de los escasos recursos disponibles. Este es el encargo previsto en el Anteproyecto de Ley para ser desarrollado por el COES como encargado de preparar la propuesta del Plan de Transmisión.

Este encargo no es incompatible con la propuesta expresada por el Sr. García, dado que en el Anteproyecto de Ley se ha previsto el desarrollo de Instalaciones Complementarias de Transmisión, las cuales pueden ser incorporadas por quien desee construir instalaciones de transmisión que se encuentren fuera del Plan de Transmisión que es elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas.

Sin embargo, debe tenerse presente que estos emprendimientos desarrollados por el Estado fuera del Plan de Transmisión, deberán contar con los recursos suficientes para ser construidos, operados y mantenidos, de tal manera que no se altere la asignación de responsabilidades que se determina para las instalaciones construidas a partir del Plan de Transmisión.

Cabe precisar que lo propuesto en el Anteproyecto es encargar al COES el desarrollo de los estudios de planificación de la red del Sistema Interconectado Nacional y no lo relacionado a la electrificación rural (expansión de la frontera eléctrica) la cual debe quedar como responsabilidad del Estado en el cumplimiento del rol subsidiario que le señala la Constitución.

En el proceso de electrificación rural, en el cual están involucrados la Dirección Ejecutiva de Proyectos y ADINELSA, que es la depositaria, en representación del Estado, de todas las obras de electrificación de carácter social, y que para su sostenimiento requiere de subvención, existe un mecanismo para involucrar a las empresas distribuidoras encargándoles la operación y mantenimiento de estas redes de carácter social, mediante convenios por los cuales, las distribuidoras atienden el servicio y de la cobranza deducen sus costos operativos, previamente concertados, y de existir

ANEXO D


un excedente éste es transferido a ADINELSA, o de lo contrario, ADINELSA tiene que cubrir la diferencia. Con este mecanismo se ha tratado de evitar que el Estado tenga la necesidad de tener una infraestructura de operación y mantenimiento que podría ser una fuente de ineficiencia administrativa y de personal.

Otro tema planteado por el Sr. García en su propuesta se refiere que el Estado mantenga explícitamente su capacidad legal para decidir la expansión de la capacidad de generación y el establecimiento de objetivos de precio. Al respecto, se señala que esto corresponde a un tema de política energética que puede ser adoptada por el Gobierno, pero que no corresponde ser establecida en la ley.

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, la generación puede ser desarrollada por todo aquel interesado en hacerlo y los precios se deben establecer como resultado de la interacción de la oferta y la demanda de electricidad, de manera similar a como lo haría un mercado competitivo. La ley no prevé el establecimiento de precios objetivos por corresponder estos a una planificación centralizada de la generación, aspecto incompatible con los principios del marco regulatorio. En su lugar, más bien, el objetivo debe ser lograr que el mercado que establece los precios lo haga en condiciones de competencia, esta será la mejor manera de asegurar que los precios sean justos y razonables. El Anteproyecto de Ley, elaborado por la Comisión, ha sido preparado con el objetivo central de promover la competencia al nivel del mercado mayorista.

2.- No conveniencia del Numeral 7.3 inciso d)

“En relación a otros aspectos del anteproyecto publicado, quisiera señalar que resulta poco conveniente hacer obligatorio –como se hace en el literal d) del artículo 7.3 - la entrega sin pago inicial de instalaciones del sistema de transmisión que hayan revertido al Estado y que sean objeto o parte de procesos de licitación para continuar con su utilización por un nuevo (o el mismo) operador. El pago por tales activos productivos puede ser parte de la oferta de los postores a favor del Estado y/o compensada en menores tasas de remuneración garantizada que señala el mismo artículo.”


En relación a este tema, cabe precisar que el objeto de la disposición motivo del comentario del Sr. García, es hacer más clara la obligación del Estado de transferir a los usuarios del servicio eléctrico las economías obtenidas en el desarrollo eficiente de la transmisión, y que cuando corresponda la transferencia de las redes a un nuevo concesionario esta sea efectuada en las mejores condiciones para el usuario.

ANEXO D


D2.16. CALIDDA

CALIDDA ha propuesto una definición de Cogeneración, como sigue: “COGENERACIÓN Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinada al consumo propio o de terceros y destinada a procesos industriales o comerciales. Para efectos de la adquisición de gas natural y del uso de la Red Principal, la cogeneración será considerada como generación de conformidad con la definición de generador eléctrico que para tal efecto define la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural y su Reglamento.”


La propuesta mantiene el concepto original prepublicado, con una mayor precisión sobre su aplicación, por tanto se ha incorporado la definición sugerida.

ANEXO D


D2.17. Ing. Antonio Tella - Pluspetrol

1.- Sobre Centrales Térmicas a Gas y Cogeneración

El Ing. Tella adjunta las siguientes sugerencias a fin de que sean consideradas, a criterio de la Comisión, en la redacción final del Anteproyecto de Ley:

“

a) Para apoyar el proceso de instalación de nuevas Centrales Térmicas a Gas Natural, el Ministerio de Energía, o el organismo competente que corresponda debería determinar y ofrecer la ubicación de sitios posibles para su instalación, con sus correspondientes estudios de impacto ambiental y factibilidad técnica eléctrica como un medio para acelerar y facilitar el proceso.

b) Caracterizar centrales eléctricas con despacho básicamente en "horas de punta" dentro de una proyección de hidrología media esperada, fijándoles condiciones flexibles respecto de la contratación comercial de gas natural (Condiciones Take or Pay, transporte, distribución, etc.) que no sean aplicables a las Centrales con despacho esperado de base.

c) Reglamentar adecuadamente todo lo relacionado con Centrales Térmicas que se definan como Centrales de Cogeneración en sus aplicaciones industriales, para que no queden expuestas a restricciones de acceso a red de transporte y distribución u objeciones de la competencia.

”


Con relación al punto b) relacionado con la especificación de plantas de punta, para obtener condiciones flexibles de contratación de gas natural, se debe mencionar que el Anteproyecto de Ley contiene en su Cuarta Disposición Complementaria precisiones para los Suministros de Electricidad y de Gas Natural en ese sentido.

Lo solicitado en el punto c) corresponderá ser tratado en la reglamentación que especifique los criterios y condiciones de promoción para la cogeneración eficiente, de acuerdo a lo establecido en la Décima Disposición Complementaria del Anteproyecto publicado.

ANEXO D


D2.18. Ing. Alfredo Sausa Cornejo

1.- Propuesta sobre el mecanismo de subasta

“Se entiende que el objetivo del anteproyecto es proponer una norma que permita asegurar un desarrollo eficiente de la generación eléctrica; y que se propondría mecanismos de competencia de manera eficiente en el mercado de generadores que repercutiría no sólo en afianzar o garantizar el abastecimiento de energía eléctrica sino también en tarifas convenientes para el usuario final.

De la lectura del anteproyecto no se concluye con claridad este objetivo. La inclusión del mecanismo de subasta (o licitación) donde se aprecie competencia real entre generadores no es un aporte del anteproyecto. Sólo podrá haber licitación para la demanda que no haya sido contratada por los distribuidores y usuarios libres según como se desprende de los numerales 4.2, 4.3 y artículo 8° del anteproyecto, lo cual es una fuerte limitación al objetivo trazado. Es decir, no existiría competencia real entre los generadores. Pareciera que este artículo estuviera diseñado para conservar en lo posible el status actual de las generadoras.

En tal sentido, debería introducirse como alternativa la competencia en el mercado de generadores, con un mecanismo de subasta para toda la demanda de los distribuidores para los próximos dos o cuatro años, en las cuales se tome los precios regulados sólo como una referencia máxima.”


Todo mercado competitivo requiere un número grande de vendedores y en el caso del mercado eléctrico un número grande de generadores. Idealmente cada generador debería ser un tomador de precios, es decir, un generador sin capacidad para afectar el precio del mercado, debido a su tamaño relativo. En contraste, un monopolio tiene la posibilidad de elevar los precios sin el temor que otro vendedor pueda cobrar precios más baratos y quitarle el cliente. El monopolista puede producir menos que un mercado perfectamente competitivo y elevar los precios obteniendo un beneficio con ello.

En la práctica ningún mercado es perfectamente competitivo y los mismos funcionan más o menos en el intermedio de los extremos entre el monopolio y el mercado perfecto. Si un mercado tiene sólo unos cuantos productores, los mismos actuarán más como un monopolio y, en cierta medida, podrían fijar el precio.

La medida más eficaz para limitar el poder de mercado es asegurar un número grande de competidores, para lo cual es importante fomentar el ingreso de nuevos generadores, expandir el área geográfica del mercado liberando las restricciones de transmisión, y asegurar condiciones apropiadas de salida a las plantas que resulten antieconómicas. Adicionalmente, es importante asegurarse que la demanda pueda responder al incremento de los precios y asegurar suficiente cobertura contractual (de largo plazo), de tal modo que la cantidad de energía transada en el mercado de corto plazo sea relativamente pequeña.

En un mercado pequeño, como el peruano, con pocos generadores, la competencia en el mercado es muy limitada, por ello el esquema que se busca es la competencia por el mercado. Al respecto, se ha previsto que el disparador sea la demanda no contratada;

ANEXO D


puede presentarse esta situación, ya sea porque no existe oferta suficiente o porque los generadores consideran que los Precios en Barra no son adecuados o porque desean especular, en cuyo caso se exponen a la competencia de posibles nuevos competidores atraídos por contratos a largo plazo con precios firmes.

La Ley de Concesiones Eléctricas considera a la actividad de generación como de libre competencia, por lo que no se podría obligar a los generadores que no lo deseen a presentarse a la licitación. Para cualquier inversionista, existente o nuevo entrante, el poder firmar contratos de largo plazo es un atractivo importante, y si los generadores existentes no desean participar, facilitarán el ingreso de nuevos competidores.

2.- Sobre los roles del Ministerio y del OSINERG

”Con el Anteproyecto, el Ministerio de Energía y Minas se vería mermado indebidamente o innecesariamente como órgano rector del Sector Energía y Minas, puesto que sus facultades normativas las cedería en la práctica al OSINERG deformando o desnaturalizando la razón de ser de esta entidad. Se advierte falta de claridad, más bien confusión, de las funciones entre el OSINERG y el MEM y en determinados artículos – como la quinta disposición complementaria y final – se contempla una superposición inevitable entre las acciones de estas dos entidades. Incluso se percibe en diferentes artículos, con sorpresa, a OSINERG algo así como parte, el que fija las reglas o normas, y finalmente como árbitro o juez.

El Ministerio debe conservar su rol normativo como herramienta intransferible para asegurar la política del Estado en aspectos energéticos. Transferir este rol a OSINERG – como se pretende en algunos aspectos que precisa el Anteproyecto – se estaría desnaturalizando a esta entidad y estaría concentrándose en otros aspectos que no le corresponde.

Las directivas o normas que podría emitir el OSINERG están referidas o restringidas a la aplicación o interpretación de tarifas, procedimientos de fiscalización, supervisión, manejo de reclamos del servicio energético, dentro del marco de su ley de creación y de las normas aprobadas por el MEM.

Adicionalmente, se percibe un excesivo incremento y controlismo innecesario en la participación del OSINERG en el negocio de la electricidad. Para ilustrar esto, se ve en artículos como 8.5, 8.3, etc.”


En la versión final del Anteproyecto de Ley, el Ministerio de Energía y Minas mantiene su rol normativo y responsable de definir las políticas del Sector. Asimismo, OSINERG interviene como Organismo Regulador en todo lo que atañe a los aspectos regulatorios y de fiscalización que le corresponden.

Es preciso indicar que la operación del sistema, por ejemplo, tiene un impacto económico importante en el mercado de corto plazo y como tal constituye una actividad operativa que debe fiscalizarse, y para ello se deben establecer normas y procedimientos que cumplan con los objetivos de la Ley.

Finalmente, con relación a que la propuesta supone un excesivo controlismo de parte del OSINERG, es necesario indicar que los aspectos regulatorios y de fiscalización constituyen funciones inherentes al Organismo Regulador tal como se dijo previamente.

En este sentido, los ejemplos citados están referidos al cumplimiento del OSINERG con la responsabilidad de iniciar la puesta en marcha de los mecanismos de prevención

ANEXO D


para que no se presente un déficit de oferta (numeral 8.3 en la versión publicada) o de velar para que los procesos de licitación se efectúen en las mejores condiciones de competencia (numeral 8.5 en la versión publicada), aspectos que sólo pueden ser tratados, dentro de su ámbito de competencia, por el Organismo Regulador.

3.- Sobre la conformación del Directorio del COES

”En el numeral 6.3 del artículo 6° del Anteproyecto, no se comprende el por qué de la exclusión de los usuarios regulados en la conformación del Directorio del COES si el mismo le reconoce como Agente del Mercado. Más bien es cuestionable que participe en este directorio el OSINERG y que a su vez como precisa el numeral 6.6 del mismo artículo sea fiscalizador del mismo directorio. En tal sentido debe incluirse como miembro en el directorio al representante del usuario regulado y excluir al OSINERG del mismo. Este representante debería ser designado por el MEM como resultado de un concurso de méritos, independiente de algún poder político, del Ejecutivo y de las empresas del sector eléctrico.”


El Directorio esta compuesto por profesionales independientes, que no representan ni a los Agentes ni a la Autoridad.

OSINERG sólo forma parte del Comité que selecciona a los Directores, en base a un concurso público de méritos. La conformación contemplada en la versión final del Anteproyecto de Ley considera el comité de selección integrado por un representante del Ministerio de Energía y Minas, de OSINERG, de los generadores, transmisores y distribuidores.

4.- Sobre la conformación del Comité Consultivo

”De manera similar debe considerarse como parte del comité consultivo que se menciona en el numeral 6.9 a los usuarios regulados”.


El Comité Consultivo está conformado por representantes de los Agentes que participan en el Mercado de Corto Plazo.

5.- Sobre la remoción del Director Ejecutivo del COES

“En 6.11 se dispone que el OSINERG puede abrir un proceso investigatorio al Director Ejecutivo del COES. ¿No quedamos que el COES es un ente autónomo?”


En la versión final del Anteproyecto de Ley no se considera la participación de OSINERG en el proceso de remoción de miembros del Directorio o del Director Ejecutivo.

ANEXO D


6.- Sobre la aprobación del Plan de Transmisión

“El numeral 6.13 inciso a) debe disponerse que el COES elabora el Plan de Transmisión operativo de corto y mediano plazo, con la aprobación del MEM. Debe excluirse la parte que dice “...previa verificación de parte de OSINERG del cumplimiento de los criterios y metodología aprobados”.

Obviamente, para que el MEM pueda aprobar el Plan de Transmisión del COES debe contar con las herramientas para ello: es decir debe verificar el cumplimiento de sus normas que aprueban la metodologías, procedimientos aprobados, etc., y no debe contar con restricciones a priori conforme está diseñado este numeral.”.


La versión final del Anteproyecto de Ley al respecto es la siguiente:

“6.14 Complementariamente a las funciones previstas en la Ley de Concesiones Eléctricas, el COES:

a) elabora la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio, de conformidad con lo establecido en el Reglamento;”

7.- Sobre la aprobación de las normas y procedimientos relacionados con la operación y administración del mercado de corto plazo

“De manera similar, el inciso b) del numeral 6.13 debe replantearse y precisarse que el COES propone al MEM para su aprobación, las normas y procedimientos en materia de operación y administración del Mercado de Corto Plazo. La justificación de esta disposición es que el MEM es el órgano normativo, no el OSINERG.”


La operación y administración del mercado de corto plazo constituye un aspecto operativo que le corresponde regular y fiscalizar al OSINERG. Las normas y procedimientos que se dicten al respecto están subordinadas a los criterios generales que dispone la Ley para su aplicación y que deben estar acordes con la política del Sector que establece el Ministerio de Energía y Minas en el ámbito de su competencia.

8.- Sobre política y criterios para la elaboración del Plan de Transmisión

“Por lo mismo que se precisa en párrafos anteriores, la QUINTA disposición transitoria debe replantearse en el sentido que le corresponde al MEM el Plan de Transmisión y no es necesario la intervención del OSINERG para aprobación del mismo Plan restringiendo el accionar del MEM. De mantener el párrafo como el anteproyecto, el MEM sólo participaría decorativamente.”


En la Quinta (ahora Sexta) Disposición Complementaria publicada (no Transitoria como menciona el Sr. Sausa) se establece que los criterios y metodología de planificación serán aprobados por el Ministerio.

ANEXO D


9.- Sobre el Plan de Transmisión y el rol del Ministerio

”En concordancia con lo anterior, el último párrafo de la Segunda Disposición Transitoria debería modificarse, en el sentido que es el MEM el que efectúe el Plan de Transmisión.”


En la versión final del Anteproyecto de Ley se ha retirado el referido párrafo, en razón de que no se requiere de dicha etapa transitoria para la elaboración del Plan de Transmisión, para lo cual el Ministerio deberá adoptar las medidas que se requieran.

ANEXO D


D2.19. Ing. Mario López

1.- Sobre los Procedimientos del COES y su aprobación

En su presentación de comentarios, el Ing. López expone lo siguiente:

“ 1. En el aspecto de Normas y Procedimientos Técnicos relativos a la operación y

administración del mercado de Corto Plazo, es importante que los agentes del Sistema tengan claramente definidas las funciones de cada organización, en este caso del Ministerio y el OSINERG, de esta manera mantener separada la función normativa de la función fiscalizadora, lo cual es muy saludable si se quiere promover un ambiente de sana competencia con normas y procedimientos transparentes para los agentes del mercado eléctrico.

2. Hasta la fecha el Ministerio a través de la Dirección General de Electricidad está cumpliendo eficientemente con lo dispuesto por el literal d) del Artículo 86° del Reglamento de la Ley de C.E. que señala:

El Directorio (del COES) tendrá las siguientes funciones:

a)............ b)............ c)............ d) Proponer al Ministerio para su aprobación, los procedimientos a que se refiere los

incisos c) y d) del artículo 40° de la Ley; y, e)............

3. Es preciso señalar que a la fecha el Ministerio ha revisado y aprobado treinta y un (31) Procedimientos del COES, los mismos que han sido revisados y muchos de ellos mejorados desde el año 2000. En este sentido, el Ministerio a través de la DGE continua atendiendo, previo análisis y evaluación de distintas propuestas de Procedimientos que el COES presenta, a fin de adecuarlos a la evolución del SEIN, entre otros, mencionamos por su relevancia los referidos al cálculo de la Potencia Firme de las unidades generadoras integrantes del COES y los de Ingresos por Potencia.

4. Por otra parte el Ministerio también está cumpliendo con profesionalismo y en la oportunidad que señala la Ley y el Reglamento de la L.C.E. con la fijación y determinación de parámetros utilizados en diversos Procedimientos Técnicos del COES, entre las que se señala a continuación:

• Fijación de las Horas de Regulación y Probabilidad de Excelencia Mensual para evaluar la potencia firme hidráulica (dispuesto por el Art. 110°, inciso d) del RLCE)

• Determinación de las Horas de Punta del Sistema para evaluar la indisponibilidad de unidades de generación (dispuesto por el Art. 110°, inciso e) del RLCE)

• Fijación del Margen de Reserva del Sistema (dispuesto por el Art. 112°, inciso e) del RLCE)

ANEXO D


Estos parámetros se han fijado y determinado con base en estudios realizados en la Dirección General de Electricidad, con el apoyo de Consultores elegidos mediante concurso, lo cual aparentemente antes del año 2000 no se realizaba, ya que no se encontró ningún estudio elaborado sobre estos parámetros ni referido a los procedimientos técnicos del COES. Actualmente las fijaciones de estos parámetros están debidamente sustentados.”

5. La aprobación de Normas y Procedimientos Técnicos relativos a la operación del Sistema de la cual está encargada el Ministerio conforme dispone el Articulo 86°, literal d) del RLCE, es una función adecuadamente asignada al Ministerio, entidad que cuenta en la DGE con profesionales capacitados con un importante respaldo académico y experiencia laboral real en el área de operaciones y viene cumpliendo sus funciones de manera organizada y eficiente.

6. Es inconcebible que una misma entidad fiscalice, regule, investigue, sancione y apruebe normas y procedimientos referidas a la operación del SEIN, debe tomarse en cuenta que tan solo el tema de los Procedimientos Técnicos del COES es un tema que merece atención especial con presencia activa y sólida del Ministerio de Energía y Minas, en consecuencia las propuestas de Normas y Procedimientos del COES en materia de operación del Sistema, deben continuar siendo aprobadas por el Ministerio, de esta manera las Normas y Procedimientos mencionados contará con la jerarquía y respaldo legal suficiente para su cumplimiento, y de cuya fiscalización se encargará el OSINERG como le corresponde.

7. El Anteproyecto, pretende tomar, injustificadamente, cada vez más funciones que viene desarrollando positivamente el MEM, y por el rol que desempeña (fiscalizador) se estaría desnaturalizando la función del OSINERG al pretender ser juez y parte, lo que sería una señal negativa para los integrantes del Sistema.

8. El Anteproyecto está incrementando innecesariamente la participación del OSINERG en aspectos de la operación del SEIN, lo que pondría en riesgo los avances y logros del Ministerio.

“

Propuesta del Sr. López

“Por lo expuesto, se recomienda mantener lo dispuesto por el literal d) del Artículo 86° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en el sentido que en materia de operación y administración del mercado de Corto Plazo, el COES propone al Ministerio para su aprobación, los procedimientos a que se refiere los incisos c) y d) del artículo 40° de la Ley.”


Véase la respuesta de la Comisión al comentario del Sr. Sausa sobre el particular.

En el análisis de las causas que condujeron a la situación crítica del año 2004 han intervenido una serie de deficiencias conceptuales que recomiendan corregir el enfoque básico del marco regulatorio Precisamente, la definición de la Potencia Firme y de los Ingresos por Potencia han sido algunos de los temas que se considera han sido determinantes de la situación que se desea superar y, en ese sentido, el Anteproyecto de Ley hace énfasis en la revisión de estos aspectos como factores relevantes para asegurar los ingresos esperados que hagan atractivo invertir en generación.

Con relación a los comentarios referentes a la calidad de los estudios realizados por consultores convocados por la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio,

ANEXO D


es preciso señalar que estos no han sido cuestionados; es más, se han tenido en cuenta al definir el enfoque del Anteproyecto de Ley. Del mismo modo, la calidad o experiencia del personal de la DGE, no ha sido materia de cuestionamiento por parte de la Comisión. La propuesta contenida en el Anteproyecto de Ley se ha definido en función de lo que mas conviene a los intereses del sistema, y a la sociedad en general.

Comisión Creada por Ley N° 28447

Integrantes de la Comisión:

Cayo Mata, Juan M. (Pres.) Aguinaga Díaz, Jorge Dammert Lira, Alfredo

Ormeño Salcedo, Víctor

Grupo de Trabajo:

Cámac Gutiérrez, Daniel Espinoza Quiñones, Luis Butrón Fernández, César

Mendoza Gacon, Jaime Uribe González, Manuel

Aragón Castro, Ismael Armas Infante, Humberto

osinergmin 2005 libro blanco - proyecto de ley para asegurar el desarrollo eficiente de generación...

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