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CAPÍTULO 5

REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍAEN EL PERÚ

RAÚL PÉREZ-REYES

Gerente de Estudios Económicos y equipo de expertos del Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía y Minería del Perú

1. Política energética y perspectivas

La política energética en el Perú busca promover un mejor uso de los recursosenergéticos relativamente abundantes en el país, tales como el gas natural y laenergía hidráulica, en sustitución de los relativamente escasos y caros. En estalínea, se promueve (a través del Ministerio de Energía y Minas-MINEM) el uso defuentes renovables de energía, y se anticipa un cambio gradual en la estructura dela matriz energética del Perú.

GRÁFICO 1. Transición esperada de la matriz energética

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

En cumplimiento de esta política, en agosto del 2004, se puso en operaciónel Proyecto Gas Natural de Camisea con el cual se cambió las perspectivas de

desarrollo del sector energético en el país y se generó impactos signifi

cativos en lacomposición del parque generador. Con la entrada del proyecto y con la diferencia

Situación Actual (2005)

Situación Futura

HidroenergíaBiocombustiblesEnergías no convencionales

Petróleo

Gas NaturalLGNEnergíasRenovables

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184 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ

entre el precio que pagaban los generadores y el precio que pagaban el resto deconsumidores de gas natural, se motivó la conversión de varias centrales térmicasa centrales térmicas de gas natural y el ingreso de nuevas centrales de similar tec-nología. En el marco de esta política, se ha logrado que las centrales a gas natural

representen el 16% (715 MW) de la capacidad efectiva del parque generador.En los próximos años, se busca promover la demanda de gas natural con finesde uso vehicular; para ello se ha establecido, en el contrato de explotación de gasnatural, un precio de US$ 0.8 por millón de BTU en los casos de compra de gasnatural con fines de uso vehicular.

2. Diseño institucional del sector energético

El diseño institucional del sector energético se encuentra conformado por lassiguientes instituciones públicas:

MINEM: Ministerio de Energía y Minas

Es el ente que se encarga del diseño y la ejecución de la política energética enel país. Con esta finalidad, en el MINEM se realiza planificación referencial y seemite normas de carácter sectorial. Estas funciones, se ejercen, principalmente,a través de la Dirección General de Electricidad (DGE) y Dirección General deHidrocarburos (DGH).

OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y MineríaEs el ente autónomo que se encarga de la regulación del sector energético.

Inicialmente, se denominaba Organismo Supervisor de la Inversión en Energía(OSINERG), institución creada mediante Ley n.º 26734 (de diciembre de 1996).Recientemente, con la Ley n.º 28964 (del 24 de enero del 2007), se le transfirió lascompetencias de Supervisión y Fiscalización de la Gran y Mediana Minería enmateria de Protección al Medio Ambiente y Seguridad e Higiene Minera, pasandoa denominarse OSINERGMIN.

Dos normas son importantes en el ejercicio de sus funciones: el Decreto Su-premo n.º 054-2001-PCM (del 9 de mayo de 2001) con el que se aprueba su Re-

glamento General, y en el cual se detallan sus funciones (incluyendo las funcionesde su Presidente y Consejo Directivo); y la Ley n.º 27699 (de abril del 2002) «LeyComplementaria de Fortalecimiento Institucional» mediante la cual se amplió susfacultades en materia normativa y sancionadora.

Cabe señalar que mediante la Ley Marco de los Organismos Reguladores de losServicios Públicos (del 29 de julio del 2000), se estableció que un director de OSI-NERGMIN se nombraría a propuesta de INDECOPI; dos directores a propuestade la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM), incluyendo al presidente; undirector a propuesta del MEF; y un director a propuesta del Ministerio de Energía y Minas.

De acuerdo a ley, se estableció que OSINERGMIN recibiría el 0,5% de lafacturación de las empresas eléctricas y parte del 0,75% de la facturación de las

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CAP. 5.—REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 185

empresas de hidrocarburos (en este último caso, también se destina una parte alMinisterio de Energía y Minas-MINEM).

Con la aprobación de la Ley General de Presupuesto (del 2003), se otorgó alos organismos reguladores un tratamiento presupuestario similar al tratamientootorgado a los ministerios, aunque se establecieron determinadas restricciones entérminos de ejecución. Desde la aprobación de esta Ley, las modificaciones de cua-dros de personal se establecen mediante Resolución Suprema y no por Resolucióndel Titular del pliego.

Mediante el Decreto Supremo n.º 032-2001-PCM (de marzo del 2001) se es-tableció que sería obligación de los Organismos Reguladores ejercer sus funcionescon la mayor transparencia posible. Posteriormente, mediante el Decreto Supremon.º 124-2001-PCM (de diciembre de 2001) y la Ley n.º 27838 (de octubre de 2002),se perfeccionó el sistema de transparencia orientándolo hacia una mayor dispo-

nibilidad de información. Sin embargo, se ha identifi

cado que la disponibilidadde información no es suficiente y se requiere de mayor capacidad de la poblaciónen el procesamiento de dicha información, especialmente, en materia de fi jacióntarifaria.

INDECOPI: Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual

Es el ente que se encarga de promover la competencia y proteger la PropiedadIntelectual (patentes, derechos de autor, entre otros) dentro del país. En el caso delsubsector eléctrico, su labor se encuentra orientada al control de fusiones, mien-tras que, en el caso del subsector hidrocarburos, su responsabilidad se encuentraorientada a autorizar el uso de balones de prueba utilizados en la medición delcombustible (serafines), entre otras funciones.

3. Regulación y funcionamiento del subsector eléctrico

Se pueden distinguir cinco funciones en la cadena de valor del sector eléc-trico: la generación, la transmisión, la operación del sistema, la distribución y lacomercialización. En la primera y la última se presentan características competi-

tivas, mientras que en las restantes se evidencian características monopólicas. Laposibilidad de coordinación entre estas funciones, competitivas y monopólicas, seencuentra en función de la posibilidad de eliminación de las fuentes de conflicto(costos de transacción) entre las empresas en el segmento competitivo y las empresasen el segmento monopólico, de la creación de nuevas instituciones con el fin delograr un funcionamiento eficiente del sistema (operador del sistema y operadordel mercado), y de la formación de condiciones de competencia.

El diseño del mercado eléctrico, cuya reforma se remonta al año 1992, sebasó en el modelo chileno, donde existe desintegración vertical, libre entrada ala actividad de generación, libre contratación para los grandes usuarios (aquellos

que superan 1 MW de demanda de potencia), pero las tarifas entre generadores ydistribuidores no son libre sino reguladas por el OSINERGMIN.

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G R Á F I C O 2 . O r g a

n i g r a m a d e O S I N E R G M I N

F u e n t e : O S I N E R G M I N .

Ó r g a n o d e C o n t r o l

I n s t i t u c i o n a l

O fi c i n a d e

C o m u n i c a c i o n e s

C O N S E J O

D I R E

C T I V O

P r e

s i d e n c i a

A s e s i r í a d e l a A l t a

D i r e c c i ó n

O fi c i n a s D e s c o n c e n t r a d a s y

A t e n c i ó n a l U s u a r i o

T R I B U N A L D E S O L U C I Ó N

D E C O N T R O V E R S I A S

C U E R P O C O L E G I A D O

D E S O L U C I Ó N D E

C O N T R O V E R S I A S

S e c r e t a r í a

G e n e r a l

T R I B U N A L D E

A P E L A C I O N E S D E

S A N C I O N E S E N T E M A S

D E E N E R G Í A Y M I N E R Í A

J U N T A D E A P E L A C I O N E S

D E R E C L A M O S D E

U S U A R I O S

S e c r e t a r í a T é c n i c a d e

Ó r g a n o s R e s o l u t i v o s

O fi c i n a d e E s t u d i o s

E c o n ó m i c o s

G E R

E N C I A

G E N E R A L

O fi c i n a d e

A d m i n i s t r a c i ó n y

F i n a n z a s

O fi c i n a d e

S i s t e m a s

O fi c i n a d e

P l a n e a m i e n t o y

C o n t r o l d e G e s t i ó n

D i v i s i ó n d e

G e n e r a c i ó n y

T r a n s m i s i ó n

E l é c t r i c a

D i v i s i ó n d e

D i s t r i b u c i ó n

E l é c t r i c a

D i v i s i ó n d e G a s

N a t u r a l

G E R E N C I A D E

F I S C A L I Z A C I Ó N

E L É C T R I C A

G E R E N C I A

L E G A L

G E R E N C I A D E

F I S C A L I Z A C I Ó N D E G A

S

N A T U R A L

O F I C I N A S

R E G I O N A L E S

G E R E N C

I A D E F I S C A L I Z A C I Ó N

D E H

I D R O C A R B U R O S

L Í Q U I D O S

G E R E N C I A D E

F I S C A L I Z A C I Ó N

M I N E R A

U n i d a d e s d e

F o r m a c i ó n

U n i d a d e s d e

F i s c a l i z a c i ó n

U n i d a d e s d e

F i s c a l i z a c i ó n

O R G A N I Z A C I Ó N O S I N E R G M I N

G E R E N C I A A D J U N T A

D E R E G U L A C I Ó N

T A R I F A R I A

D i v i s i o n e s

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Indicadores económicos

En el año 2006, se alcanzó 25.558,7 GWh en producción de energía eléctrica,cifra superior en 7,6% a la producción alcanzada en el año 2005. En el año 2007este crecimiento habría sido incluso mayor. De esta producción, el 74,8 % se generóen centrales hidráulicas y el 25,2%, en centrales térmicas. En esta producción, lasempresas generadoras que tuvieron mayor contribución fueron Electroperú (28,7%) y Edegel (24,7%). A continuación se muestra un gráfico de la producción de energíaeléctrica según empresa.

Con respecto a la producción por tipo de sistema, el 98,1% de la produccióntotal tuvo su origen en el SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional), mien-tras que, el 1,9% restante tuvo su origen en los «Sistemas Aislados».

Los departamentos con mayor energía eléctrica producida fueron Huancave-lica (28,6%) y Lima (24,1%) seguidos de Junín, Ancash, Moquegua, Ucayali, yArequipa. Con estos departamentos se alcanzó el 81,9% de la producción total deenergía eléctrica.

GRÁFICO 3. Producción de energía eléctrica por empresa

Foto de fondo: Central Hidroeléctrica El Mantaro.

Fuente: Anuario Estadístico 2006-GART. Elaboración propia.

Tarifa de Generación

Con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas se estableció la libreentrada de cualquier inversionista en el segmento de generación y se diseñó unsistema tarifario basado en criterios económicos asociados a los costos marginalesde generación de energía y potencia (Peak Load Princing).

En la actualidad, la generación eléctrica se encuentra organizada a través de

un ente conformado con las empresas generadoras y transmisoras denominado«COES-SINAC» (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado

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Nacional) el cual tiene como función principal asegurar el abastecimiento al menorcosto posible. En particular, la organización de la generación eléctrica se basa en lautilización de las centrales con el menor costo de generación. Este criterio tambiénse utiliza en el cálculo de las tarifas en barra (que incluye el precio de generación

y un peaje por el acceso al sistema de transmisión), las cuales se calculan conside-rando la demanda y la demanda esperadas para los dos próximos años, en base alos cuales se calcula el precio de energía. A éste se le adiciona el pago por potenciao capacidad basado en el costo fi jo de la unidad que sea la eficiente para abastecerincrementos de la demanda en las horas punta. Las tarifas en barra vigentes parael período mayo 2006-abril 2007 se muestran a continuación:

CUADRO 1. Precio medio en subestación base Lima 220 Kv(ctv. US$/kWh)

Mes Potencia Energía Total

Abril 2006 1,92 3,1 5,02

Mayo 2006 1,62 2,87 4,49

Variación –15,63% –7,42% –10,56%

Fuente: Anuario estadístico 2006-GART .

Tarifa de Transmisión

En el caso de la transmisión se reconocen los costos medios efi

cientes de la em-presa de transmisión, un monopolio natural. Asimismo, se ha otorgado al reguladorla potestad de no considerar inversiones ineficientes.

En mayo de cada año se calculan los costos anuales que corresponden a laanualidad de la inversión descontada al 12% (aVNR ) más los costos de operación ymantenimiento del año (CoyM). Estos costos se cubren mediante el ingreso tarifario(IT) y el peaje (Pj).

El ingreso tarifario es el valor resultante de las diferencias entre los precios en lasbarras de retiro y los precios de ingreso de energía al sistema. Este valor se transfieredesde los generadores hacia las empresas transmisoras mediante una remuneración

con la cual se busca cubrir el costo de las instalaciones de transmisión. La diferenciaentre el costo total anual y el ingreso tarifario se cubre mediante un peaje o cargocomplementario el cual se calcula considerando diferentes criterios.

En el caso de las líneas principales (aquellas de uso común y donde el flujo deenergía es bidireccional), el peaje se cobra mediante un cargo mensual por potenciael cual se transfiere desde los generadores hacia sus clientes. En el caso de las líneassecundarias (aquellas de uso exclusivo y donde el flujo de energía es unidireccional),el cargo complementario se paga considerando dos criterios: si la línea es usada poralgunos generadores, éstos pagan el costo anual de la misma en función al «uso»de la línea; y si la línea es usada por una distribuidora con el fin de abastecer a los

clientes de su área de concesión, su costo se cobra a los usuarios mediante un cargoequivalente en energía.

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CUADRO 2. Peaje secundario por transmisión en energía(ctm. S/. /kWh)

Empresa Concesionarios/SST En AT En MT

Electronorte

Electronorte 0,1578 0,5527

Depolti 0,4133 0,4906

Adinelsa 0,1195 0,1589

Total 0,6906 1,2023

Electronoroeste

Electronoroeste 0,5434 0,8855

Adinelsa 0,0839 0,1229

Total 0,6273 1,0084

HidrandinaHidrandina 0,6453 0,8893Egenor 0,0118 0,0118

Total 0,6571 0,9011

Electrocentro

Electrocentro 0,9828 1,6144

Adinelsa 0,1671 0,1936

Total 1,1499 1,8080

Electrocentro

Electrocentro-Pasco -..- 0,2088

Adinelsa 0,0116 0,0398

Total 0,0116 0,2486

Luz del Sur Luz del Sur 0,6566 1,0353

Edelnor Edelnor 0,5110 0,9856

Electroandes Electroandes 0,8028 1,4844

Electro Sur Medio Electro Sur Medio 0,5789 1,2231

Edecañete Total 1,6087 2,0745

Seal Seal 0,5831 1,2003

Emsemsa/Edelnor Cahua – 0,2163

Fuente: Anuario estadístico 2006-GART.

Tarifa de Distribución

En la distribución de electricidad, el modelo tarifario impuesto se basa en elreconocimiento de costos medios eficientes empleando el concepto de competenciapor comparación (Modelo Empresa Eficiente-Yardstick Competition ), calculándosecada cuatro años un Valor Nuevo de Reemplazo de la Inversión (VNR) y los Costos

de Explotación, los cuales sumados conforman el Valor Agregado de Distribución(VAD).

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El procedimiento consiste en construir una «Empresa Modelo Eficiente» con-siderando diferentes «Sistemas de Distribución Típicos», obtenidos en base a laclasificación de los sistemas de acuerdo a diferentes indicadores de densidad decarga, según los cuales se calculen los costos eficientes de los diferentes concesio-

narios. El VNR reconocido corresponde a los costos de renovar las obras y bienesfísicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes(art. N.º 76 de la LCE).

Por último, la LCE establece que luego de calcular un VAD unitario por sectortípico (dividiendo el VAD entre la máxima demanda), se procederá a verificar quelas tarifas calculadas por sectores típicos generen una TIR (tasa interna de retorno)en el rango de 8% a 16%. Si ello no se cumple se ha establecido que las tarifas seajusten al límite inferior o superior.

CUADRO 3. Valor agregado de distribución y cargos fi jos

Unidad Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 SectorEspecial

VADMT S/./kW-mes 11.965 8.701 13.852 26.645 33.972 18.050

VADBT S/./kW-mes 41.092 34.108 45.900 49.047 70.076 22.791

CFE S/./mes 2.047 2.087 2.103 1.188 1.243 2.350

CFS S/./mes 3.484 3.510 3.493 5.894 8.298 13.924

CFH S/./mes 4.108 4.131 3.493 5.894 8.298 13.924

CER ctm. S/./

kVar.h

4.016 4.016 4.016 4.016 4.016 4.016

Donde:• VADMT : Valor Agregado de Distribución en Media Tensión.• VADBT : Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión.• C FE : Cargo fi jo mensual de medición simple de energía.• CFS : Cargo fi jo mensual de opción tarifaria de potencia y simple medición de energía.• CFH : Cargo fi jo mensual de opción tarifaria horaria.• CER : Cargo por energía reactiva.

Demanda de energía eléctrica

En el 2006, se logró un nivel 22.300,5 GWh en ventas de energía eléctrica, cifraque significó un incremento de 7,8% en relación con las ventas efectuadas en elaño anterior. El 54,6% se vendió en el mercado regulado mientras que el 45,4%restante, se vendió en el mercado libre.

Se presentó un mayor consumo de energía eléctrica en Lima (49,5%), seguidade Moquegua, Ica, Ancash, Junín, y Arequipa, cada departamento, representandomenos del 7% del consumo nacional. Los mayores consumos de energía se registra-ron en el sector industrial (54,6%), residencial (23,8%) y comercial (18,7%); siendoel servicio de alumbrado público (2,9%) el de menor participación.

Se registró un mayor volumen de ventas de energía eléctrica hacia los clientesfinales (libres y regulados) siendo Luz del Sur (20,8%) y Edelnor (20,8%) las empre-sas de mayor participación, seguidas de Enersur, Edegel, Electroperú, Hidrandina,

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Termoselva, Electro Andes, Electronoroeste, y Seal, cada empresa con una parti-cipación menor al 9%. En conjunto, con las empresas mencionadas, se alcanzó el80% de las ventas finales.

Marco regulatorio

Mediante la promulgación del la Ley de Concesiones Eléctricas-Decreto LeyN.º 25844 (de noviembre de 1992) se inició la reforma del sector eléctrico. Con estanorma se modificó la organización de la industria y se definieron las funciones delas diferentes instituciones involucradas en el funcionamiento del sector. Posterior-mente, mediante Decreto Supremo D.S. N-º 020-97-EM (de noviembre de 1997)se aprobó la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos-NTCSE, mediantela cual se estableció los estándares y compensaciones a cumplirse en materia decalidad del suministro, calidad del producto y alumbrado público; incluyéndose un

cronograma de aplicación por etapas.

4. Regulación y funcionamiento del sub-sector gas natural

Reservas y Producción de Gas Natural

De acuerdo a British Petroleum en el 2006 se habría registrado 12 trillones depies cúbicos (12 x 1012 pies cúbicos) de reservas probadas de gas y con informacióndel Ministerio de Energía y Minas (MINEM) la producción fiscalizada habría al-

canzado 62,7 billones de pies cúbicos (62,7 x 109

pies cúbicos) en el año. Ello daríaun ratio reservas / producción de 191. Recientemente se habrían descubierto másreservas, alcanzando los 16 TPC (tera pies cúbicos).

El 82% de la producción fiscalizada de gas natural se concentró en la SelvaPeruana donde se encuentran las dos empresas con mayor participación en laproducción nacional Pluspetrol y Aguaytía. Asimismo, un 10% fue producido enla Costa y un 8% en el zócalo continental.

Primera etapa: Precio en Boca de Pozo

No se regula el precio del gas natural en Boca de Pozo, es decir, se deja que seadeterminado por la interacción libre de los agentes del mercado (de acuerdo alartículo 77.° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos), pero hasta un límite máximodeterminado por la cláusula octava Numeral 8.4.4.1 literal a) del Contrato deLicencia de explotación del Lote 88 de Camisea, en el cual se especifica un topemáximo de 1,0 y 1,8 dólares americanos por millón de BTU (British Thermal Unit),en los casos de generadores eléctricos y demás usuarios, respectivamente.

CUADRO 4. Instituciones estatales del sector eléctrico

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Institución Principales funciones

Ministerio de Energía yMinas (MINEM)

• Se establece la política sectorial y se promulga las normas corres-pondientes.

• Se otorga concesiones.• Se elabora el plan indicativo de expansión: generación- trans-

misión.• Se aprueban los procedimientos de la operación del Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional.

Organismo Supervisorde la Inversión enEnergía y Minería

(OSINERGMIN)

• Se vela por el cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas(LCE).

• Se fiscalizan las obligaciones de los concesionarios establecidas enla ley y su reglamento.

• Se fiscaliza la adecuada prestación del servicio público de elec-tricidad.

• Se fiscaliza el cumplimiento de las funciones del Comité de Ope-ración Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-

SINAC).• Se supervisa la calidad y suministro de la energía.• Se determinan semestralmente los porcentajes de participación

de mercado de las empresas.• Se supervisa el sector minero en materia de seguridad y medio

ambiente.

Gerencia Adjuntade RegulaciónTarifaria (GART– OSINERGMIN)

• Se establecen las tarifas de generación, transmisión y distribuciónde electricidad.

• Se establecen las condiciones de ajuste de las tarifas a clientefinal.

• Se establecen las tarifas de transporte y distribución de gas naturalpor ductos.

• Se publican los precios de referencia de los combustibles líqui-dos.

Instituto Nacionalde Defensa de laCompetencia y dela Protección de laPropiedad Intelectual(INDECOPI)

• Se promueve la competencia.• Se protege la Propiedad Intelectual (patentes, derechos de autor,

entre otros)• Se vela por el cumplimiento de la Ley Antimonopolio y Antioli-

gopolio (Ley 26876).

Fuente: Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y sus modi fi catorias. Elaboración propia.

CUADRO 5. Precio máximo del gas natural en Boca de Pozo

Tipo de Usuario Precio Máximo (US$ por Millón de BTU)

Generador Eléctrico 1,00

Otros 1,80

Fuente: Contrato de Licencia de explotación del Lote 88 de Camisea.

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Segunda etapa: Tarifas de transporte por la Red Principal

Se regulan las Tarifas de Trasporte por Red Principal, con el criterio que lasmismas provean al concesionario los recursos necesarios y le permita cubrir loscostos eficientes de la prestación del servicio. Estas tarifas se han establecido en laregulación tarifaria del año 2006, mediante la Resolución n.º 112-2006-OS/CD(Consejo Directivo de OSINERGMIN), y son aplicables en el período tarifario quecomprende entre el 1 de mayo de 2006 y el 30 de abril de 2008.

CUADRO 6. Tarifa de transporte

Tipo de Usuario Tarifa Máxima en Moneda Extranjera ( US$ / millar m3 )


Otros 39,37 Nota: Estas tarifas son aplicables en el período tarifario que comprende del 1 de mayo de 2006 al 30 de abril de

2008.

Fuente: Resolución n.º 112-2006-OS/CD.

Se cuenta con 18 empresas en el transporte de gas natural vía ductos.

CUADRO 7. Ductos de transporte de gas natural

Tipo de Ducto Empresa Nombre de los Ductos

Ductos Mayores

1. Petróleos del Perú 1. Oleoducto Nor Peruano

2. Pluspetrol Norte, S. A.2. Ductos del Lote 8

3. Ductos del Lote 1AB

Ductos Medianos

3. Empresa Eléctrica Piura, S. A. 4. Ductos EEPSA

4. The Maple Gas Corporationdel Perú 5. Ductos de Refinería Pucallpa

5. Aguaytía Energy del Perú,S.R.L. 6. Ductos de Gas Aguaytía

6. Olympic Perú INC Sucursaldel Perú

7. Ductos de Gas Olympic PerúINC

7. Graña Montero Petrolera 8. Ducto de Petróleo Lote I

8. Petrobras Energy del Perú 9. Gasoducto del Lote X

9. Petrotech Peruana, S. A. 10. Oleoducto

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Tipo de Ducto Empresa Nombre de los Ductos

Ductos Menores

10. Petróleos del Perú11. Ductos de Refinería Talara

12. Ductos de Refi

nería Iquitos11. Petrolera Monterrico 13. Oleoductos del Lote II

12. Compañía Petrolera RíoBravo, S. A. 14. Ductos del Lote IV

13. Mercantile Perú Oil & Gas,S. A. 15. Ductos del Lote III

14. Graña Montero Petrolera16. Ductos del Lote V

17. Gasoducto del Lote I

15. Sapet Development PerúINC.

18. Ductos del Lote VI

19. Ductos del Lote VII

20. Gasoducto del Lote VI

16. Petrobras Energy del Perú 21. Oleoductos del Lote X

17. Petrotech Peruana, S. A. 22. Gasoducto

18. Empresa Petrolera UnipetroABC 23. Ductos del Lote IX

Fuente: OSINERGMIN-GFHL (Unidad Exploración y Explotación).

Tercera etapa: Tarifas de distribución de la Red Principal

Se regulan las Tarifas de «Distribución por Red Principal» y de «Distribución enBaja Presión», con el criterio, que la misma provea al concesionario los recursos ne-

cesarios que les permita cubrir los costos eficientes de la prestación del servicio.

CUADRO 8. Tarifa de distribución

Tipo de Usuario Tarifa Máxima en Moneda Extranjera ( US$ / millar m3 )


Otros 8,6061

Nota: Estas tarifas son aplicables en el período tarifario que comprende del 1 de mayo de 2006 al 30 de abril de

2008. Fuente: Resolución n.º 112-2006-OS/CD.

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CUADRO 9. Tarifa de distribución en baja presión (otras redes)

Categoría deconsumidor

Margen de Distribución (MD)( US$ / 103 m3 )

Margen Comercial (MC)

US$/ cliente-

mes

US$/

(m3/día) - mes

A 119,70 5,1755 —

B 52,67 8,6061 —

C 18,98 — 0,144

D 11,50 — 0,087

Nota: Estas tarifas son aplicables en el período tarifario que comprende entre el 2004 y el 2008.

Fuente: Resolución n.º 097-2004-OS/CD.

El Sistema de Distribución se ha conformado con los siguientes elementos: a)Estación de Regulación de Puerta de Ciudad (City Gate); b) Redes de Distribuciónsegún nivel de presión; c) Estaciones Reguladoras y d) Acometidas.

Precios a consumidores fi nales

La distribución de gas natural proveniente de Camisea se ha concesionado enLima y Callao a la empresa Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda) y en el distri-

to de Pariñas (provincia de Talara, departamento de Piura), a la Empresa de GasTalara, S. A. (GASTALSA).

En el caso de Lima y Callao, el precio que se cobra al usuario del gas naturalde Camisea, se ha conformado por los siguientes factores: a) Precio del gas na-tural en Boca de Pozo (en Camisea), b) Tarifa de la Red Principal (Transporte yDistribución de gas natural vía Red Principal) y c) Tarifa de Distribución en BajaPresión (otras redes).

Infraestructura de los intercambios internacionales

En el Perú no se cuenta con interconexiones hacia otros países, sin embargo sehan elaborado dos proyectos de integración. El primer proyecto se denomina «Elgasoducto Sudamericano» y el segundo, «Gas Natural Licuefactado (LNG)». Segúnlo formulado en el primero, se espera exportar el gas en su mismo estado a través degaseoductos con el fin de llevarlo hacia las costas de Chile. En el caso del segundo,se espera cambiar el estado del gas natural de gaseoso a líquido y conformar eldenominado Gas Natural Licuefactado (Liquifed Natural Gas-LGN), de tal maneraque, su transporte sea posible vía marítima hacia México.

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)

C o n c e p t o s d e l a t a r i f a

q u e p a g a e l u s u a r i o fi n a l

U n i d a d

C a t e g o r í a s s e g ú n N i v e

l e s d e C o n s u m o

C a t e g o

r í a A

C a t e g o r í a B

C a t e g o r í a C

C a t e g o r í a D

C o n s u m o

H a s t a

3 0 0

m 3 / m e s

C o n s u m o

3 0 1 – 1 7 . 5 0 0

m 3 / m e s

C o n s u m o

1 7 . 5 0 1

– 3 0 0 . 0 0 0

m 3 / m e s

C o n s u m o

M á s d e

3 0 0 . 0 0 0

m 3 / m e s

P r e

c i o d e g a s

• P r e c i o d e g a s e n b o c a d e p o z o

S / . / G J

6 , 8

2

6 , 8 2

6 , 8 2

6 , 8 2

T r a n s p o r t e y d i s t r i b u c i ó n v í a r e d

P r i n c i p a l

• T a r i f a d e t r a n s p o r t e v í a R e d

P r i n c i p a l

S / . / 1 0 0 0 m 3

1 2 2 , 2

0 4 6

1 2 2 , 2 0 4 6

1 2 2 , 2 0 4 6

1 2 2 , 2 0 4 6

• T a r i f a s d e d i s t r i b u c i ó n v í a R e d

P r i n c i p a l

S / . / 1 0 0 0 m 3

2 6 , 7 1 1 5

2 6 , 7 1 1 5

2 6 , 7 1 1 5

2 6 , 7 1 1 5

D i s t r i b u c i ó n e n o t r a s r e d e s

• C

a r g o fi j o d e d i s t r i b u c i ó n

S / . / C l i e n t e -

M e s

2 , 9 9

6 3

3 7 , 6 1 2 7

0 , 5 0 7 6

0 , 3 0 6 7

• C a r g o V a r i a b l e d e d i s t r i b u c i ó n

S / . / 1 0 0 0 m 3

4 1 7 , 1

1 9 4

1 8 3 , 5 3 9 5

6 6 , 1 3 9 7

4 0 , 0 7 4 1

F u e n t e : O S I N E R G M I N - G A R T .

C U A D R O 1 0 .

C o n c e p t o s d e l a t a r i f a q u e p a g a e l u s u a r i o fi n a l

E m p r e s a : G a s N a t u r a l d

e L i m a y C a l l a o S . R . L .

( C á l i d d a )

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GRÁFICO 4. Infraestructura de las interconexiones

Proyecto «Gasoducto Sudamericano» Proyecto «LNG»

Fuente: OSINERGMIN – GFGN.

Regulación de las exportaciones e importaciones

Mediante la Ley Orgánica de Hidrocarburos, se ha otorgado a los productoresde gas natural el derecho de exportación libre (sin impuestos ni regalías). Sólo enel caso del Lote 88 se estableció la restricción de satisfacer la demanda local por untérmino de veinte años (tema que se ha incluido en el Plan Referencial). Adicional-mente, mediante otra ley, se otorgó a las plantas de procesamiento de gas naturallos mismos beneficios que otorgaba la Ley Orgánica de Hidrocarburos (estabilidadlegal, tributaria, cambiaria, otros beneficios). Asimismo, se firmó un Convenio deInversión, en el cual se acordó mantener reservas suficientes que permitan cumplircon el «Plan Referencial» y con el «Proyecto LNG». Con el objetivo de alinear losobjetivos y cumplir estos acuerdos, los productores de gas natural se han compro-metido contractualmente a venderle gas natural a la empresa PERU LNG, en un

volumen suficiente que le permita a esta empresa vender 4.2 TM/año de LNGdurante dieciocho años.

Demanda de gas natural

Durante el 2006, la mayor demanda de gas natural proveniente de Camisease registró en la generación eléctrica (61% de las ventas de Pluspetrol) siendo Ete-vensa y Edegel las empresas generadoras con mayor participación en la demanda.Por otro lado, se registró una menor participación de los clientes industriales y las

empresas distribuidoras (16% y 17%, respectivamente).

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CUADRO 11. Consumo de gas natural por tipo de uso, 2006

Tipo de Uso 2006m3

2006m3 / DC %

Generación eléctrica 671.909.004 1.840.847 61%Gran Industria (Independientes) 172.910.638 473.728 16%

Empresas Distribuidoras 186.220.805 510.194 17%

Otros 66.970.943 183.482 6%

Total 1.098.011.390 3.008.250 100%

Nota: m3 / DC: metros cúbicos por día calendario.

Fuente: OSINERGMIN – GART (Anuario Estadístico).

Marco regulatorio

El subsector gas natural se encuentra regulado mediante los siguientes dispo-sitivos legales:

CUADRO 12. Marco regulatorio del subsector gas natural

N.º DispositivoLegal Título del Dispositivo Fecha de

Publicación

Leyes

1. Ley n.º 26221 Ley Orgánica de Hidrocarburos 19/08/1993

2. Ley n.º 26885 Ley de Incentivos a las Concesiones de ObrasPúblicas de Infraestructura y Servicios Públicos 03/12/1997

3. Ley n.º 27133 Ley de Promoción de desarrollo de la Industriadel gas natural 03/06/1999

Decretos Legislativos (D. Leg.)

4. D. Leg. n.º 674

Marco de las normas que promueven laparticipación del sector privado en las obraspúblicas de infraestructura y de serviciospúblicos

27/09/1991

Decretos de Urgencia - D. U.

5. D. U. n.º 022-99

Se declaró de necesidad e interés nacional eldesarrollo del proyecto de Camisea el mismoque comprende los segmentos de explotacióntransporte y distribución, bajo el ámbito deltexto Único Ordenado aprobado por el DecretoSupremo n.º 059-96-PCM

21/04/1999

6.D. U. n.º 045-

2002Establece la aplicación de la garantía otorgadapor el Estado Peruano 03/09/2002

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Publicación

Decretos Supremos - D. S. (Presidencia del Consejo de Ministros-PCM)

7. D.S. n.º 059-96-PCM

Marco de las normas que promueven la partici-pación del sector privado en las obras públicas deinfraestructura y de servicios públicos

26/12/1996

8. D.S. n.º 060-96-PCM

Aprueba el Texto Único Ordenado de las normascon rango de Ley que regulan la entrega en Con-cesión de las Obras Públicas de Infraestructura yServicios Públicos

27/12/1996

9. D.S. n.º 054-97-PCM

Modificó el artículo 30° del Texto Único Orde-nado de las normas con rango de ley que regulanla entrega en Concesión de las Obras Públicas de

Infraestructura y servicios Públicos.

30/10/1997

Decretos Supremos – D.S. (Ministerio de Energía y Minas-EM)

10. D. S. n.º 040-99-EM

Reglamento de la Ley de Promoción del Desa-rrollode la Industria del Gas Natural

15/09/1999

12. D. S. n.º 042-99-EM

Reglamento de Distribución de Gas Natural porRed de Ductos 15/09/1999

11. D. S. n.º 081-2007-EM

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos porDuctos 22/11/2007

Resoluciones de OSINERGMIN (Consejo Directivo)

13. n.º 084-2003-OS/CD

Resolución que fi ja tarifas de Transporte de GasNatural por Ductos correspondiente a la RedPrincipal del Proyecto Camisea

23/05/2003

14. n.º 077-2004-OS/CD

Procedimiento de Cálculo de la Garantía por RedPrincipal (GRP) del Proyecto Camisea 27/04/2004

15. n.º 078-2004-OS/CD

Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Trans-porte y Distribución de Gas Natural por Ductospara el caso de la Red Principal de Camisea

27/04/2004

16. n.º 263-2005-OS/CD

Procedimientos y Métodos de Cálculo para la De-terminación de la Viabilidad Técnica-Económicade Nuevos Suministros de gas natural

11/09/2005

17. n.º 507-2006-OS/CD

Reemplazan Cargos Máximos por corte y reco-nexión del servicio de distribución de gas naturalcontenidos en la Resolución N.º 371-2006-OS/CD, por la cual se fijaron cargos máximos porcorte del servicio de distribución de gas naturalpara la concesión de Lima y Callao, a ser cobra-dos al usuario final.

13/10/2006

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Publicación

18. n.º 0388-2007-

OS/CD

Tipificación y Escala de Multas y Sanciones dela Gerencia de Fiscalización de gas natural deOSINERGMIN

13/072007

Fuente: Diario Oficial El Peruano: www.elperuano.com.pe. Elaboración propia

5. Regulación y funcionamiento del subsector hidrocarburoslíquidos

En Perú, se busca desarrollar la economía del sub-sector hidrocarburos en unmarco de libre competencia y con participación de la inversión privada. Dentro del

marco de esta política, se fiscaliza el cumplimiento de la normativa por parte de laspersonas naturales y jurídicas que desarrollan actividades dentro del sector.

Reservas y producción de petróleo

El 2006 se registró 382,9 millones de barriles de reserva petróleo y una produc-ción de 28,3 millones de barriles siendo Pluspetrol el principal productor (58,01%).Si se mantiene constante esta producción anual y se asume que no se incrementanlas reservas, se esperaría un horizonte de catorce años más de producción de pe-tróleo en el país antes que se agoten las reservas disponibles.

Mercado y organización empresarial

El mercado peruano de hidrocarburos líquidos se encuentra dividido básica-mente en dos submercados: el mercado de Combustibles Líquidos (CL) y el mer-cado de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

En el mercado de combustibles líquidos las refinerías se encargan de procesarlos combustibles líquidos y las plantas de almacenamiento, de almacenarlo. Losmayoristas se encargan de ordenar a las plantas el despacho del combustible a un

determinado agente. El despacho efectivo se realiza a través de los transportistas,que a su vez son comercializadores minoristas. Luego de ser transportados, loscombustibles se comercializan mediante establecimientos de venta al público (grifos,estaciones de servicios, grifos flotantes o grifos rurales).

En el caso del mercado de GLP, las plantas de abastecimiento se encargan desuministrar el GLP a los consumidores directos y a las plantas envasadoras, las cua-les se encargan de envasarlo en balones y ofertarlo a los establecimientos de venta.El GLP comercializado proviene de las refinerías o del mercado externo.

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GRÁFICO 5. Agentes en el mercado de combustibles líquidos y GLP

Agentes en combustibles líquidos Agentes en GLP

Fuente: OSINERGMIN (GFHL-Comercialización, Ductos y Terminales) y MINEM (DGH).

Estructura de precios

GRÁFICO 6. Estructura del precio de los combustibles(S/. por galón)

Nota: (*) Precio del GLP expresado en Nuevos Soles por Litro.

Fuente: MINEM-DGH (Informe mensual de diciembre 2006). Elaboración propia.

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Como se muestra en el gráfico anterior, en promedio, el 33% del precio final delos combustibles se explica por los impuestos. En el caso del GLP y las gasolinas, elMargen Comercial alcanza una participación importante dentro de la estructurade los precios.

Formación de Precios, Márgenes y Nivel de Competencia

Dadas las características del mercado peruano de combustibles líquidos y GLP(oligopolio de refinerías y demanda inelástica), se ha identificado que los refinadoresencontrarían económicamente racional adoptar una política de discriminación deprecios entre el mercado interno y externo. De esta manera, se explicaría por quécuando se vende al mercado externo se cobra un precio de exportación, mientasque cuando se vende al mercado interno, se cobra un precio cercano al precio deimportación. Adicionalmente, considerando las características oligopólicas de la in-

dustria, se ha concluido que las empresas refi

nadoras estarían ejerciendo un poderde mercado el cual se estaría reflejando en un elevado margen comercial.

Adicionalmente, se evidencia integración vertical entre mayoristas y estacionesde servicio mediante franquicias las cuales estarían determinando que el mayorista y la estación de servicio calculen márgenes comerciales en forma separada, elevan-do consecuentemente los precios. Considerando, adicionalmente, la existencia dediferentes costos de búsqueda, diferentes beneficios por servicios complementarios, y diferentes factores tecnológicos que enfrentan los diversos comercializadoresminoristas dentro del país, se ha logrado explicar el elevado grado de dispersiónde los precios pagados por los consumidores finales (dentro de las regiones y a lolargo del tiempo).

Regulación y Mecanismos de Estabilización de Precios

En Perú se aplica medidas con el fin de atenuar los efectos adversos de la vo-latilidad de los precios sobre los consumidores finales del mercado interno. Entreotras medidas, se ha considerado conveniente publicar los precios de importación y exportación del petróleo con el fin de brindar una referencia de los precios alos agentes del mercado, y una mayor transparencia a las actividades comercialesdel sector. Asimismo, se ha considerado conveniente implementar, a través delMINEM, un mecanismo de estabilización de precios mediante la creación de unFondo denominado «Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles (FEPC)»,con el cual se busca evitar que la volatilidad de los precios del petróleo y de susproductos derivados afecte la capacidad adquisitiva del ingreso disponible de losconsumidores finales.

Potencial de los biocombustibles

Debido al nivel elevado de los precios del petróleo en el mercado internacional,se está promoviendo el uso de energías alternativas (gas natural, hidroelectricidad,energía eólica, energía geotérmica, y biocombustibles) dentro del país. En el caso

de los biocombustibles, se ha configurado el siguiente marco regulatorio y de in-centivos:

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CUADRO 13. Marco Regulatorio del subsector biocombustibles

Dispositivo Legal Título del Dispositivo Legal Fecha depublicación

Marco Regulatorio

1. Ley 28054 Ley de Promoción del Mercado de Biocombus-tibles 08/08/2003

2. D. S. 013-2005-EM Reglamento de la Ley de Promoción del Mercadode Biocombustibles 31/03/2005

3. D. S. 021-2007-EM Aprueban Reglamento para la Comercializaciónde Biocombustibles 20/04/2007

Marco de incentivos y promoción al sector de los biocombustibles

4. D. S. 071-2006-RE(RE: RelacionesExteriores)

Ratifican Acuerdo Complementario al AcuerdoBásico de Cooperación Científica y Técnicapara la Implementación del Proyecto Desarrollode Cultivos Alternativos para la producción deBiocombustibles suscrito con Brasil.

01/12/2006

5. Resolución n.º014-2007 Agenciade Promoción de laInversión Privada

Aprueban Directiva «Lineamientos del Programade Promoción del Uso de Biocombustibles-PROBIOCOM»

03/03/2007

6. Resolución n.º 105-2007-PCM

Constituyen la Comisión Organizadora delPrimer Congreso de Biocombustibles y EnergíasRenovables «Energía Limpia para Todos»

26/04/2007

Fuente: Diario O fi cial El Peruano (www.elperuano.com.pe). Elaboración propia.

A nivel mundial, se siembra más oleaginosas; y en muchos países, se ha estable-cido el uso obligatorio del biodiésel.

Con esta política se han atenuado los efectos del precio del petróleo en variaseconomías del mundo debido a la sustitución gradual que se realiza del petróleo y de sus productos derivados; sin embargo, se ha elevado la renta de la tierra, seha generado una mayor demanda de las oleaginosas elevándose los precios inter-nacionales de granos y aceites, y se ha generalizado la percepción de un mayorriesgo futuro de las áreas destinadas a cultivos alimenticios al considerarse el nivelcreciente en la producción de los biocombustibles.

En síntesis, con la producción de biocombustibles se han generado impactos enel sector agrícola; sin embargo, los biocombustibles tienen impacto potencial enel sector eléctrico por sus potenciales usos en la cogeneración eléctrica. Se podríaconsiderar estos elementos de costo y beneficio en la regulación del sector, consi-

derando los impactos esperados en el sector agrícola (producción de alimentos) yen el sector eléctrico (producción de energía eléctrica).

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GRÁFICO 7. Cadena productiva y comercializadora de biodiésel

Fuente: Empresa Peruana de Combustibles (PECSA).

Supervisión y fi scalización del sector de los biocombustibles

De la experiencia de OSINERGMIN, se han identificado tres factores a con-siderar en la supervisión y fiscalización de este sector: a) La producción masivade biocombustible podría convertir al mismo en un medio de adulteración deotros combustibles, b) Las estaciones de servicios tendrían que adecuar aún mássu infraestructura con el objetivo de comercializar nuevos productos (biodiésel ybioetanol), c) Se requerirá definir los porcentajes de mezclas máximos permisiblesde los biocombustibles con otros combustibles líquidos. Considerando estos facto-res, se concluye que sería conveniente realizar ajustes en la normativa del sector,entre los cuales, se podría considerar los efectos del desarrollo de este sector en laeconomía nacional, y sus costos y beneficios en otros sectores.

Con el objetivo de desarrollar el mercado, se ha considerado conveniente elevarla preferencia de los agentes del consumo (preferencia de los consumidores) y de losagentes de la producción (perfiles de riesgo de los emprendedores). Con este fin, seha identificado la posibilidad de implementar campañas de difusión que incentivenel reconocimiento de la tecnología de producción de biocombustibles, una mayorproducción y su uso masivo en el desarrollo de las actividades económicas del país,mediante la creación de conciencia en la población en materia de «Mejora Am-biental» y «Energía limpia». Con estos elementos, se podría incentivar una mayorcompetencia en el sector de los biocombustibles, y motivar a los agentes a buscarla competitividad en factores de calidad y rechazo a la informalidad, y otorgar, enconsecuencia, menor preocupación al factor precio.

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Demanda de combustibles líquidos

Del análisis del mercado peruano, se concluye que la cantidad demandada decombustibles líquidos se encuentra relacionada en forma inversa con sus precios

siendo, además, poco sensible a las variaciones de sus precios (demanda inelástica).Asimismo, se evidencia una elevada dispersión de los precios de los combustibleslíquidos a nivel geográfico y a lo largo del tiempo. Esta dispersión se explica por ladiferencia en la política de impuestos de cada región y la cercanía o lejanía de lasplantas de refinación.

Demanda de derivados del petróleo y carburantes

Entre los combustibles líquidos principalmente demandados se considera diésel2, gasolinas de bajo octanaje, y petróleo industrial 500; mientras que en la clasifica-ción de la demanda según tipos de consumidor se consideran como representativosa plantas de abastecimiento, consumidores directos, establecimientos de venta, ydistribuidores minoristas.

CUADRO 14. Demanda de derivados de petróleo y carburantes

Agentes Combustibles líquidoscon mayor demanda

Precio promediode los combustibles

Plantas de abastecimiento• Diésel 2• Gasolina de 84 octanos Precio mayorista

• Diésel 2: 9,52 (soles por galón)

• Gasolina 84 octanos: 9,11 (soles porgalón)• Petróleo industrial 500: 4,82 (soles

por galón)Precio en Establecimiento de Venta• Diésel 2: 10,60 (soles por galón)• Gasolina 84 octanos: 10,85 (soles

por galón)

Consumidores directos • Diésel 2• Petróleo industrial 500

Distribuidores minoristas• Diésel 2• Petróleo industrial 500

Establecimientos de venta• Diésel 2• Gasolina de 84 octanos

Fuente: OSINERGMIN – GFHL (Sistema de Control de Órdenes de Pedido «SCOP» y Sistema «PRICE»)

Marco regulatorio del subsector hidrocarburos

Se cuenta con diversos instrumentos de regulación, supervisión, fiscalización y sanción con los cuales se busca incentivar el cumplimiento de la normativa delsector, supervisando proactivamente y evaluando la gestión de las empresas super-visadas mediante indicadores de cumplimiento de la normativa pertinente a suactividad, tipificando infracciones y estableciendo sanciones disuasivas de la con-ducta infractora. Si se verifica el incumplimiento de las metas establecidas en cadaindicador, o se verifica el incumplimiento de la normativa del sector, se aplica una

sanción monetaria y/o no monetaria considerando lo establecido en la tipificaciónde infracciones y escala de multas y sanciones del sector.

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CUADRO 15. Instrumentos de regulación, supervisión, fi scalización y sanción(subsector hidrocarburos)

Objetivo Instrumento de Supervisión yFiscalización Resultados

• Control metrológico-Com-bustible líquido

(Que se despache el volu-men ofrecido)

• Resolución n.º 400-2006-OS/CD.

Procedimiento para el controlmetrológico en grifos y estacionesde servicio y para el control de ca-lidad de los combustibles líquidos y otros productos derivados de loshidrocarburos

• De 55% grifos desaprobados en el2003, se ha pasado a tener 15% degrifos desaprobados en el segundosemestre del 2006.

• Control de calidad-Com-bustible líquido

(Que no se adultere el com-bustible)

• De 12% de grifos desaprobadosen el 2003, se ha pasado a tener2% de grifos desaprobados en elsegundo semestre del 2006

• Control de Peso Neto-GLP

(Que el balón de GLP o

GLP a granel despachadotenga el peso ofrecido)

• Guía de Instrucciones GI-01 – 2004.

Supervisión del Peso Neto de los

Cilindros de GLP en todas lasplantas envasadoras registradasen la DGH-MINEM (más ade-lante se hará extensivo a otrosagentes de la cadena de comer-cialización)

• De 16% de plantas envasadorasdesaprobadas en el 2006, se ha pa-sado a 8% envasadoras desaproba-

das en el 2006.

• Control de Calidad-GLP(Que el GLP se encuentredebidamente almacenado ycumpla con los estándaresde calidad)

• Resolución 728-2007-OS/CD.Proyecto de «Procedimientopara el Control de Calidad delgas Licuado de Petróleo (GLP)».Alcance: comprende a los agentesparticipantes de la cadena de co-mercialización.

• Con la aplicación de este proce-dimiento se espera reducir el por-centaje de agentes que almacenenGLP en condiciones inadecuadas y agentes que comercialicen GLPpor debajo de los niveles de cali-dad exigidos.

• Control de la comerciali-zación y/o informalidad

(Que los establecimientosde combustibles líquidos yGLP sean formales, y queel despacho de Turbo A1 nose desvíe a otros usos).

• Fiscalización SCOP.Sistema de información que regis-tra los despachos de combustibleslíquidos y GLP, en toda la cadenade comercialización.

• En el caso de combustibles líqui-dos, la informalidad se ha reducidode 42% de establecimientos infor-males en el año 2002 a 9% aprox.en el 2006.

• En el caso de GLP, la informalidadse ha reducido de 67% en el 2002a 35% en el 2006.

• Módulo Complement arioSCOP.

El SCOP cuenta con un módulocomplementario para el registrode las transacciones comercialesdel combustible de aviación Tur-bo A1.

• Los despachos de Turbo A1 estáncontrolados (desde las plantas desuministro a las plantas de ventasaeropuerto), evitando el desvío aotros usos cooperando así con lareducción en la evasión de im-puestos.

• Eliminar el contenido delplomo en la gasolina

• D. S. 034-2003-MTCRetiro total del plomo en las gaso-linas del mercado nacional(MTC: Ministerio de Transporte y Comunicaciones)

• A diciembre del 2006, las gasoli-nas producidas en las seis refineríasexistentes no presentan contenidosde plomo inorgánico.

• Eliminar el contenido deazufre en la gasolina

• D. S. 025-2005-EMReducción progresiva del conteni-do de azufre en los combustiblesDiésel 1 y 2.

• A diciembre del 2006, todas lasrefinerías cumplen con el límitemáximo admitido de contenidode azufre en el diésel 2

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Objetivo Instrumento de Supervisión yFiscalización Resultados

• Protección al Medio Am-biente

(Que la empresa supervisa-da cumpla con la normativamedio ambiental)

• PAMA (Programa de Adecua-ción y Manejo Ambiental. Se

supervisa el cumplimiento delos vencidos en el año 2002)• PAC (Programas Ambientales

Complementarios. Son aplica-bles ante incumplimiento de losPAMA vencidos)

• Los lotes cerrados por verter aguasde producción contaminas al suelo

reinyectan el agua de producción,presentan PACs y asumen nuevoscompromisos de inversión.

• Generar transparencia enel mercado

• D.S 043-2005-EMSistema «Facilito». Los usuariosson informados acerca de los pre-cios de los combustibles y distri-buidores autorizados.

• Se promueve la competencia y latransparencia en el mercado. Losagentes registran sus precios y susvariaciones, y los consumidores semantienen informados de los pre-cios y proveedores autorizados.

• Disuadir la conducta in-

fractora(Que las empresas internali-cen sus costos evitados y/ouna parte del daño ocasio-nado a la sociedad por elincumplimiento de unanorma y/o el desarrollo desu actividad).

• Resolución 028-2003-OS/CD y

sus modificatorias.Escala de Multas y Sanciones delsub-sector hidrocarburos. Se pre-sentan monto máximos de multaasociados al peor escenario posi-ble con el incumplimiento de unanorma. Se consideran sancionesmonetarias y no monetarias.

• Las empresas son disuadidas de

cometer la infracción y están in-centivadas a evitar, o en su defecto,procurar menores daños a la socie-dad por externalidades derivadasdel incumplimiento de la norma odel desarrollo de su actividad.

Fuente: OSINERGMIN (Informe de Gestión Período 2002-2006). Elaboración propia.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Documentos de InvestigaciónDAMMERT, Alfredo; José GALLARDO y Raúl GARCÍA (2005), Reformas Estructurales en el Sector

Eléctrico Peruano, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSI-NERGMIN), Oficina de Estudios Económicos (OEE), Documento de Trabajo n.º 5,septiembre 2005, Lima, Perú.

DAMMERT, Alfredo y Fiorella MOLINELLI (2006), ¿Qué signi fi ca el Proyecto Camisea? , OrganismoSupervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), Oficina de EstudiosEconómicos (OEE), Documento de Trabajo n.° 23, octubre 2006, Lima, Perú.

PÉREZ-REYES, Raúl y Arturo VÁSQUEZ (2006), La Organización Económica de la Industria de

Hidrocarburos en el Perú: La Comercialización del GLP envasado, Organismo Supervisor de laInversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), Oficina de Estudios Económicos(OEE), Documento de Trabajo n.° 21, agosto 2006, Lima, Perú.

Fuentes Estadísticas

BP Statistical Review of World Energy 2007, Historical data 1965-2006 .http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6848&contentId=7033471

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Fuentes Legales

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(20/08/1993).Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles, Ley n.° 28054 (07/08/2003).Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, D. S. n.° 042-2005-EM

(14/10/2005).

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