revisiÓn del marco regulatorio del sector elÉctrico ... · entender la situación ... transfiera...

REVISIÓN DEL MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANOSBCC‐10 PROSEMER‐OSINERGMIN

Presentación de los resultados preliminares

13 de Septiembre de 2016

Nota: Los resultados, interpretaciones y conclusiones expresadas en este documento son de exclusiva responsabilidad delequipo del consultor y no deben atribuirse de manera alguna a Osinergmin o a alguno de sus funcionarios.

INTRODUCCIÓN1

Presentación del equipo de trabajo

Introducción general al proyecto

Objetivo: Identificar mejoras y adecuaciones para que el marco regulatorio del sector eléctrico incorpore las mejores prácticas internacionales y promueva la prestación de un servicio confiable en condiciones de calidad y eficiencia

Metodología:

Definir un camino para alcanzar dicho modelo

Establecer un modelo para el futuro

Entender la situación actual

1 2 3 4Informes

Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Ahora

Contenidos de la presentación de hoy

1

2

3

4

Introducción – 9:00 a 9:30 hs

La situación actual – 9:30 a 10:15 hs

Un modelo para el futuro – 10:15 a 11:00 hs

Propuesta de reforma – 11:15 a 12:00 hs

5 Reflexiones – 12:00 a 12:45 hs

6 Cierre – 12:45 a 13:00 hs

Receso de 15 minutos

LA SITUACIÓN ACTUAL2

DIAGNÓSTICO DE LA PROBLEMÁTICA1) Actuación del Estado a través de la promoción de

inversión con mecanismo de mercado2) Actuación del Estado a través de la regulación, en

particular de la transmisión y distribución3) Actuación del Estado a través de su rol como

empresario

4) Despacho en base a

costos auditados

para algunos y en base a oferta de

precio para otros

5) Alto porcentaje de la

generación contratada vía licitaciones que

transfieren riesgo de oferta a la

demanda

7) Exceso de oferta debido

a una demanda

menor que la esperada por el Gobierno

24) Tarifas altaspara los clientes

regulados

8) Éxodo de clientes

regulados que pueden optar

por libres hacia el

mercado no regulado

6) Bajosprecios spot

9) Desajuste entre el precio spot y el precio

que se transfiera en la tarifa

eléctrica para los clientes

regulados

10) Regulación de la transmisión fragmentada

11) Modelo de empresa

eficiente no refleja la realidad

12) Subsidios cruzados en la

transmisión

13) Falta de incentivos

regulatorios para

promover la calidad del

servicio

14) Falta de mecanismos

para promover la

eficiencia productiva de las empresas

públicas

17) Incapacidad de planificar

la sub-transmisión

18) Incapacidad

para fijar límites

efectivos entre la transmisión y

distribución

15) Falta de dialogo entre el regulador y

la empresa para acordar un plan de negocios

16) Incapacidad de

financiar el servicio

universal y otras

requerimientos con la tarifas

27) Altos cargos de transmisión e incertidumbre

22) Proceso de

privatización incompleto

23) Restricciones del gobierno al gasto de inversión de empresas públicas

21) Ineficiencia de las empresas

estatales

28) Cargos de transmisión no

reflejan los costos

25) Baja calidad 26) Riesgo de sostenibillidad

económica

20) Incertidumbre (incapacidad

para predecir) los cargos de

red

19) Brecha de inversión

1) Actuación del Estado a través de la promoción de inversión con mecanismo de mercado

4) Despacho en base a costos auditados para algunos y en base a

oferta de precio para otros

5) Alto porcentaje de la generación contratada vía licitaciones que transfieren

riesgo de oferta a la demanda

7) Exceso de oferta debido a una demanda menor que la esperada

por el Gobierno

24) Tarifas altas para los clientes regulados

8) Éxodo de clientes regulados que pueden optar por libres hacia

el mercado no regulado

6) Bajos precios spot

9) Desajuste entre el precio spot y el precio que se transfiera en la tarifa

eléctrica para los clientes regulados

2) Actuación del Estado a través de la regulación, en particular de la transmisión y distribución

9) Desajuste entre el precio spot y el precio que se transfiera en la tarifa eléctrica para los

clientes regulados

10) Regulación de la

transmisión fragmentada

11) Modelo de empresa eficiente no refleja la

realidad

12) Subsidios cruzados en la

transmisión

17) Incapacidad de planificar la sub-

transmisión

18) Incapacidad para fijar límites efectivos entre la

transmisión y distribución

15) Falta de dialogo entre el regulador y la empresa para acordar un plan de negocios

16) Incapacidad de financiar el servicio universal y otras

requerimientos con la tarifas

25) Baja calidad

26) Riesgo de sostenibillidad

económica

19) Brecha de inversión

20) Incertidumbre (incapacidad para

predecir) los cargos de red

27) Altos cargos de transmisión e incertidumbre

24

8

21

13

3) Actuación del Estado a través de su rol como empresario

13) Falta de incentivos regulatorios para

promover la calidad del servicio

14) Falta de mecanismos para promover la

eficiencia productiva de las empresas públicas

27) Altos cargos de transmisión e

incertidumbre

22) Proceso de privatización incompleto

23) Restricciones del gobierno al gasto de

inversión de empresas públicas

21) Ineficiencia de las empresas

estatales

28) Cargos de transmisión no reflejan

los costos

20) Incertidumbre (incapacidad para

predecir) los cargos de red

2526) Riesgo de sostenibillidad

económica

18

8

UN MODELO PARA EL FUTURO3

Visión general del trabajo realizado

Creamos tres modelos de desarrollo

• Modelo 1 – Mayor uso de mercados

• Modelo 2 – Competencia con límites

• Modelo 3 – Mayor uso de reglas y planeamiento

Creamos un criterio de evaluación que refleja los objetivos del sector

Evaluamos los tres modelos en base a como estos resolverían los problemas del sector

Evaluamos los tres modelos (más un modelo representando el statu quo) en base al criterio de evaluación

Recomendamos el Modelo 1 como nuestro preferido, aunque los resultados de la evaluación sugieren que los tres modelos podrían ser exitosos

El modelo de desarrollo preferido

En el Modelo 1 imaginamos un sector eléctrico peruano reformado que es mucho más abierto a la competencia y el uso de los mercados, en ambos niveles mayorista y minorista

Esto significa una mayor libertad para la forma en que los generadores y otros usuarios, inclusive la misma demanda a través de la gestión de su propio consumo, son capaces de entrar en el mercado al por mayor

Este modelo podría necesitar estar apoyado en un nuevo mercado de capacidad, notando que la forma precisa de dicho mercado puede quedar abierta a un proceso de consulta con los actores interesados

A nivel minorista todos los clientes estarían libres de elegir a su proveedor

Estos cambios necesitarían estar apoyados por algún tipo de reestructuración de la industria para maximizar la competencia y requerirían de monitoreo por parte de Osinergmin

Modelo 1: Mayor uso de mercados – Características diferenciadoras

El modelo de desarrollo preferido

En el Modelo 1, así como también en los otros modelos analizados, la regulación de las redes de transmisión y distribución se realizaría siguiendo un método diferente al actualmente utilizado

Este es un método estándar utilizado ampliamente alrededor del mundo para regular monopolios naturales como las redes de energía o agua

Mediante este método, el regulador calcula los ingresos requeridos en base a una ecuación que garantiza que (siempre y cuando la empresa sea eficiente) se cubren los costos económicos de brindar el servicio

Una característica fundamental de este método es que protege a las empresas del riesgo de que sus activos se vuelvan redundantes (en Inglés: Stranded costs risk)

Modelo 1: Mayor uso de mercados – Características comunes a los otros modelos

El modelo de desarrollo preferidoModelo 1: Mayor uso de mercados – Más detalles (parte I)

Segmento CaracterísticasGobernancia Mayor enfoque en los mercados donde sea posible (generación y retail), para lo cual se necesitan

nuevas estructuras de gobernancia.Fortalecer a Osinergmin, en particular, en relación con sus poderes para monitorear el Mercado.Mejorar la transparencia del proceso de planificación y coordinación.

Proporcionar la responsabilidad de aplicar las decisiones de política del gobierno en materia de seguridad del suministro de forma explícita a un tercero, por ejemplo Proinversión. Dar un claro mandato a Osinergmin para supervisar esta aplicación de políticas. Proporcionar a ambas instituciones con los poderes y competencias necesarios para garantizar que se cumplan los objetivos buscados.

Estructura de la industria

Separación vertical para proporcionar una mayor transparencia y oportunidades para una competencia efectiva. Notamos que la solución parcial de unidades de negocio separadas verticalmente dentro de una misma sociedad sería un sustituto poco efectivo, ya que requiere un cumplimiento operativo significativo para asegurar que la separación del trabajo es efectiva. En consecuencia la separación vertical real es preferible, ya sea por separación de la propiedad o, al menos, la separación en compañías separadas independientes pero en co-propiedad.

Mayor participación privada en la distribución para crear un entorno en el que la regulación por incentivos es efectivo. La evidencia internacional es que incentivar las empresas estatales de una manera sostenible es difícil a menos que algún tipo de participación privada se implemente (esto podría hacerse a través de medios menos extremos que la privatización, como por ejemplo a través de contratos de gestión, a pesar de que la evidencia sugiere que lo óptimo sería que esto se haga como una transición hacia plena participación privada en donde se encuentra el mayor efecto). Esto también ayudará a resolver las preocupaciones acerca de estar la obtener fondos para invertir en sub-transmisión.

El modelo de desarrollo preferidoModelo 1: Mayor uso de mercados – Más detalles (parte II)

Segmento CaracterísticasGeneración / Mercado mayorista

El mercado actual podría ser reformado a través de la eliminación de las limitaciones existentes para ofertar precios de energía libremente. De esta forma los generadores podrían ofertar el precio de energía que ellos consideren adecuado, no necesariamente el costo marginal de corto plazo. Esto podría fomentar un uso más eficiente de la capacidad existente y las señales para el desarrollo de nuevas capacidades cuando esto sea necesario (a través de señales de precios altas).

Incluso un mercado de energía liberalizado puede no generar ingresos suficientes para mantener la base de activos cubriendo tanto los costos tanto fijos como los variables, sobre todo cuando hay un exceso de oferta. Por lo tanto, el desarrollo de un mercado de capacidad para señalizar que costos adicionales es preciso recuperar ayudará a asegurar la sostenibilidad a largo plazo de los activos de generación.

La demanda (a través de la gestión de su consumo) debe ser capaz de participar en los mercados como una forma de proporcionar opciones alternativas para el desarrollo de la capacidad de generación.

Regulación de redes

Reemplazar los enfoques existentes para regulación de precios (Empresa modelo y regulación por contrato) por un enfoque más tradicional denominado RAB x WACC, determinando la base de activos (RAB) mediante las inversiones efectivamente realizadas (sujeto a revisiones regulatorias con pruebas explícitas como por ejemplo pruebas de prudencia ex ante o de eficacia ex-post) en lugar de mediante un concepto ingenieril de la eficiencia. Si la provisión competitiva a través de 3ros sigue siendo una necesidad, asegurar que el enfoque usado para las licitaciones y la contratación es coherente con los elementos más tradicionalmente regulados y que las diferencias de enfoque no provoque distorsiones en los cargos.

El modelo de desarrollo preferidoModelo 1: Mayor uso de mercados – Más detalles (parte III)

Segmento Características

Regulación de redes

Utilice una tasa de rentabilidad de mercado basada en el WACC para fomentar la inversión y si se necesitan inversiones críticas considerar el uso de adiciones limitadas pero explícitas al WACC(por ejemplo una prima adicional del 1%).

Desarrollar una mayor concentración en un pequeño número de resultados (outcomes o outputs) clave que valoran los consumidores e incentivar a las empresas para lograr ofrecer estos resultados de manera eficiente.

Redefinir el límite entre la transmisión y la distribución, especialmente en relación a la sub-transmisión, y si es necesario emprender un ejercicio de transferencia de activos entre los diferentes actores.

Transmisión Reformar la planificación y coordinación a través de una mejora en la provisión de información y apoyo para la conexión a tiempo y mínimo costo de la nueva generación.

Reformar el proceso de planificación y coordinación para que exista una mayor transparencia. Esto debería implicar un proceso coordinado de planes de mediano plazo publicados periódicamente, por ejemplo cada año, por el COES, que establezcan las proyecciones de oferta y demanda, así como los planes de inversión de transmisión necesarios para facilitar la conexión y evacuación de nueva capacidad de generación.

Proporcionar poderes a Osinergmin para que pueda evitar el retraso de una empresa de red en invertir evitando así retrasos innecesarios en conexiones de nueva carga o generación. Esto podría incluir reglas para la prestación de servicios por terceros si el titular está limitado en su capacidad de prestar el servicio (por ejemplo, como en el caso de los distribuidores estatales que no pueden invertir en sub-transmisión).

El modelo de desarrollo preferidoModelo 1: Mayor uso de mercados – Más detalles (parte IV)

Segmento Características

Retail / Mercado minorista

Proporcionar incentivos para que las empresas consideren opciones alternativas como contratos interrumpibles, y permitirles participar en los mercados al por mayor.

Implementar competencia completa en el mercado minorista (full retail Access). En el período intermedio, reformar las normas para la posibilidad de cambio de régimen de los clientes de MT se aproxime más a la capacidad / requisitos de contratación de los distribuidores.

MÁS DETALLES SOBRE REGULACIÓN DE REDES

A network regulation regime should deliver….

Introduction

• Efficiency

A regime should incentivise companies to have

1. Allocative efficiency – the right level of output given the cost of a service

2. Productive efficiency – the best use of existing assets to deliver the output

3. Dynamic efficiency – the best investments to meet future demand and to respond to changing

technology etc.

• Predictability

Stakeholders should be able to predict how the regime will react to events occurring – such as planned

investment not taking place or a cost over‐run occurring*

Note: * This, and other key issues, should be enshrined in a set of regulatory principles

And also……

Introduction

• Expectation of an appropriate return for investors (including FCM)Investors should expect to be able to earn, if they meet the expected efficiency levels, the relevant market cost of capital (the required return), this means that for an efficiently operating firm, investments in aggregate should be zero NPV.

This return should encompass both changes in capital value as well as income – so a total return – and needs to address inflation. This is the heart of Financial Capital Maintenance (FCM).

• RobustnessThe regime needs to be able to adjust to changing circumstances and not require significant change.

• Better Regulation outcomesInternationally there are also concepts of good or better regulation which ought to be incorporated into any regulatory regime, specifically:

• Transparency

• Low regulatory burden

• Targeted interventions*

Note: * For example, offering a higher rate of return for a required specific class of investment as opposed to achieving this through a higher return on all investments, eg interconnection assets in France linking the three gas zones

Currently a Model Efficient Firm approach is used which…

Overview of the existing regime

Fuente: GART - OSINERG.MIN

VNREmpresas de Distribución

VAD Aprobado

Determinación de Sectores

COyMEmpresas de Distribución

Estudio de Costos del VADEmpresa Modelo

Tarifa BaseVAD

Constantes y Variablesde Cálculo

8%<= TIR<=16%

Ajuste VAD

Ingresos

SI

NO

1

2

3

Common concerns and problems raised with the MEF approach are…

Problems

• The approach is divorced from reality – the assumption of an efficiently designed network

which ignores history sets a strict benchmark

• It is a static measure not a dynamic one and so does not capture investment during the

price control period (although it is dynamic in the sense of the static value being

recalculated at each price determination)

• It does not incorporate quality of service or allow for improvements in quality of service

• The boundary values of 8% and 16% have not been updated and their robustness for

financial viability has not been checked

Many countries use a system which….

An alternative approach

• Uses a similar set of building blocks ie operating costs, WACC and Regulatory Asset Base

(RAB) – note we do not discuss operating costs further in this presentation

• But focuses on the existing assets employed and how these change during the life of the

price control period, so allowing revenues to be established which remunerate both

existing and future capital

• This requires:

• Determination of a RAB value for each year of the control

• Estimation of the WACC

• Calculation of the depreciation charge using the RAB and asset life

• We refer to this as a RAB x WACC approach

Assessment against criteria (1)

Criteria MEF RAB x WACC

Allocative efficiency

If applied correctly then very goodas the most efficient design of the network is being used

Good - scores less well as historicaldecisions that may now deviate from the efficient network are incorporated*

Productiveefficiency

Very good as the best applicabletechnology is assumed to be used

Good - scores less well as historical decisions about technology choice are incorporated into the value*

Dynamic efficiency

Poor as investment to achieve the MEF is not taken into account

Very good as investments are incentivised

Overall efficiency

Good and potentially strong incentives for outperformance as all benefits are retained by the company - consequent potential negative impact on quality of service

Good with a potentially pragmatic mix of incentives and a fair allocation of outperformance. Realistic chance that the company can outperform

Predictability Poor as often the determination of the MEF is a “black box”

Provided that the rules are clear this should provide very good predictability

Note: * assumes that there are few stranded assets and limited technological change

How do the approaches compare against the requirements for network regulation?

How do the approaches compare against the requirements for network regulation?

Assessment against criteria (2)

Criteria MEF RAB x WACC

Investor returns Poor to good as the approach provides the opportunity to possibly only earn the lower boundary return even if all targets are met – this could cause a financeability problem

Very good as the approach incorporates FCM and consequently provides the opportunity to earn the market determined required return

Robustness Should be able to handle changes each time it is re-estimated but not good at handling change during the life of a price control

Should be robustness provided that the rules are clear and allow for the possibility of change

Transparency Poor owing to the concerns about the “black box” approach

Very good as process should be clear

Regulatory burden Low Potentially very high

Targeted Good Good

The decision depends on the relative weight placed on criteria

Overall assessment

• MEF is a good approach if already at a steady state and the primary concern then is

about allocative and productive efficiency (although still concerns about maintaining

quality levels hence need for improved monitoring and enforcement)

• However, if not at a steady state position and growth and quality issues need to be

addressed, incentivising investment and achieving dynamic efficiency means that the

RAB x WACC approach is more appropriate

• Given the situation facing Peru at the moment, we would recommend using the RAB x

WACC approach

• There are, however, implementation issues that need to be considered

PROPUESTA DE REFORMA4

PRIMERA PARTE: PLAN DE IMPLEMENTACIÓN

Electricity sector reform is almost a unique process in every country in which it is undertaken. However, “typical” features of the overall process generally include:

The Process of Electricity Sector Reform

1. Problem Identification and Development of Proposals: This stage can take years and often begins at a highly decentralised level, with participants from industry, academia, and policymakers all contributing over time. Eventually, coherence either emerges organically or is imposed, leading to clearer “high level” proposals or recommendations.

2. Government Policy Statement: Often, a formal statement of Government (or other appropriate authority) policy and commitment to a general reform picture and objectives is published. This serves to focus reform development and to identify roles and responsibilities of actors.

3. Development and Refinement of Proposals; Implementing Legislation: Based on the Policy Statement, proposals can be defined and detailed by advisors and industry working groups. At some point, the proposals will be detailed enough to allow any required implementing legislation to be prepared.

4. Detailed Implementation Actions: This incorporates development of documentation (industry codes, etc), IT / software needs, and other actions required to allow changes to “go live”.

This “typical” process needs to be adapted to each country’s specific circumstances.

Today, we are in the first phase of this process in Peru. If the recommendations made by the Consulting team are generally accepted in Policy (the 2nd stage), then the following principles could guide the path of reform implementation:

Specific Considerations / Principles

1. Take immediate actions where any changes are robust to future circumstances and legislative needs are minimal.

• These might include “technical fixes” and implementing advisory services for certain long‐lead time changes.

2. Begin detailed development and implementation of “agreed” reforms and more detailed studies to allow policymakers to make more difficult choices of “not‐yet‐agreed” reforms.

• “Fast track” any needed legislative changes for “agreed” reforms, and allow further debate of any more difficult reform questions. “Not yet agreed” reforms can only be those which do not materially affect the early implementation of “agreed” reforms

• At this (or earlier) stage, a commitment to equitable treatment of existing privately held economically values should be made

3. Continue implementation, and make any decisions necessary regarding “not‐yet‐agreed” reforms.

This suggests a phased implementation process for sector reform in Peru.

In the table below, we set out the major recommended reform interventions, organised by industry segment and “time phase” of the process:

A Phased Time Path

Time Period Network Regulation Wholesale Market Retail

Immediate (within 1 Year)

1. Develop Rate of Return Methodology

2. Develop QoS Metrics

3. Revise Transmission Charges

4. Consider “Privatisation‐like” Options”

5. Revise MV Customer Switching Rules

Short‐Term (1 – 3 years)

6. Implement “Building Blocks”7. Develop Preferred

Market Details8. Consider Retail Options

Medium – Long Term (3 years +)

9. Implement “Privatisation‐like” Options if Appropriate

10. Define and Implement Market Rules

11. Retail Implementation

There are five steps which can begin immediately, or with (probably) limited legislative changes:

Immediate Steps

1. Rate of Return Methodology: The transition to a “building blocks” approach to network regulation will require a methodology for determining WACC. Developing and consulting on this methodology can begin immediately.

2. Development of Quality of Service Metrics: In anticipation of a future linkage between QoSmeasures and network revenue regulation, a specific set of metrics, baselines and targets should be developed (if not already in place).

3. Revise Transmission Charge Surcharge Structure: Surcharges more appropriately related to energy purchases (rather than network peak load) should be removed from the transmission toll and incorporated into energy market “uplift” if feasible.

4. Consider “privatisation‐like” Options for SOE Distributors: Financial advisors (and others) should explore and define feasible options for re‐starting private sector participation into the sector.

5. Revise MV Customer Switching Rules: The rules should reflect distributor contracting cover requirements (for “exit”) and also practical lead times for “re‐entry”

There are three steps in this phase:

Short‐Term Steps

6. Implement “Building Blocks” for Network Regulation: This entails a transition from the current approach (“Model Efficient Firm”) to a more traditional approach using a Regulated Asset Base and corporate WACC. There will be a defined process linking QoS performance to company returns. The development of the necessary documentation of this approach will likely not be complete for the 2018 – 2021 control period, but consideration might be given to adopting the change mid‐period.

7. Develop Preferred Wholesale Market Details: The consultants have recommended the wholesale market of “Model 1” but recognise that other approaches are feasible. Policymakers should themselves endorse a specific choice, but they might wish to take additional time to finalise this choice. Once finalised, development of more specific details can begin.

8. Consider Retail Options: The degree of retail competition will probably be the principal “long lead time” item for which to development agreement and specific proposals. At this stage, it is appropriate to give further consideration of options, recognising the potential costs (including metering / profiling, data collection, settlement systems etc) balanced against perceived benefits. One outcome of this stage might be the consideration of a pilot project approach.

There are three steps in this phase:

Medium‐to‐Long Term Steps

9. Implement “Privatisation‐Like” Options: To the extent that it is agreed to either privatise or have another form of private sector participation (e.g., long‐term concessions) for SOE distributors, financial advisors and others will have to be engaged to implement transactions.

10. Define and Implement Wholesale Market Rules: It will be necessary to write wholesale market rules (for energy and, probably, capacity markets) and design and implement financial settlement systems. Model financial hedge contracts will have to be developed (and, probably, auctioned for ST contract coverage) before the market “goes live”. A period of “shadow” market operations might also be considered.

11. Retail Implementation: The full set of rules, procedures and settlement systems must be developed if retail customer contestability is to be broadened from the current level. This can, if desired, take place in phased manner after the implementation of the new wholesale market.

The items we have discussed previously are the major technical changes. While they are being designed and implemented, a number of parallel actions must also take place:

Parallel Actions

1. Legal Issues: Revisions to primary and secondary legislation need to be defined and undertaken.

2. Institutional Capacity Building: Changing market structures may require institutional development in a number of areas, including development of market monitoring / competition expertise, technical expertise, and development of consultative approaches and cost‐benefit analysis related to market interventions in general.

3. Review Industrial Organisation: To the extent that a more competitive and liberalised wholesale market model is adapted, a formal review of potential market power within the generation sector should be undertaken, with mitigation measures defined.

4. Transition Arrangements: Existing arm’s‐length long‐term contracted arrangements should ideally be maintained or compensated throughout the reforms. This will require identification of such arrangements and development of equitable transitional arrangements.

5. Development of Energy Policy: Reform issues will substantially occupy policymakers. Still, the “usual” set of policy questions (renewable energy, interconnections, smart grids etc) will need continual consideration.

Sector reform of the scale contemplated here is a substantial undertaking.

Time Frame and Level of Effort

• The Time Frame is measured in years, not months

• The “finish” date is always hostage to the formal decision of policymakers to go forward

• International experience varies widely, but implementation of a “simple” wholesale market change (such as Model 1 might represent) might take 2 – 4 years from policy statement to implementation

• Network regulation changes might take one or two years to finalise, with more time spent depending on how consultation is handled

• Retail market implementation can be enormously time consuming

• Participation is not restricted to just external consultants and advisors

• Much of the “real work” will have to be done in industry committees

• A formal project management structure with defined responsibilities to Government must be in place

In the late 1990s, the UK changed from a wholesale market “pool” to a model involving “physical” bilateral contracting with a separate balancing market:

Time Frame – an Example

• July 1998: The regulator makes change recommendations to Government

• October 1998: Government White Paper adopting regulations

• November 1998: Government defines change programme responsibilities

• October 1999: Detailed plans for new market arrangement largely developed

• July 2000: Utilities Act 2000 provides the legal basis for the reforms

• March 2001: New market “goes live”

Note that this reform had no substantial changes to network regulation or retail markets, nor implementation of a capacity market (unlike the full set of Peru reforms)

SEGUNDA PARTE: PROPUESTA LEGISLATIVA

Reforma legislativa

‐ Los contratos vigentes se respetan:

Los contratos en los que el Estado ha otorgado algún tipo de garantía o ingresos garantizados, semantienen vigentes y se cumplen en todos sus extremos. Cualquier modificación o ajuste a loestablecido en dichos contratos deberá tener el consentimiento expreso de las partes. Esto incluye loscontratos para promover infraestructura de generación, transmisión y gas natural producto delicitaciones de PROINVERSIÓN, MINEM y OSINERGMIN.

Lo mismo aplica para el caso de los contratos para el mercado regulado ya sea bilaterales o producto delicitaciones de OSINERGMIN (Ley 28832) y para contratos del mercado libre; que tampoco pueden sermodificados por Leyes. En estos casos, tendrá que existir una etapa transitoria de migración progresivaa los nuevos formatos de contratación.

‐ Los ingresos garantizados con cargos especiales se mantienen, sin embargo se revisan losmecanismos de recolección de subsidios mediante cargos a la transmisión:

Las garantías de ingresos otorgadas por contratos deben respetarse. Debido a las distorsiones que loscargos de subsidios introducen en las señales de precios de transmisión, se reevaluará la fuente ymecanismo de recolección de los fondos reasignándolos a donde tengan un menor impactodistorsionador. Ello con el objetivo de devolver gestionabilidad y eficiencia a las tarifas de transmisión.

Premisas de la reforma

Reforma legislativa

Se ha evaluado las principales normas cuya modificación/reforma debe evaluarse para la implementación del Modelo 1 principalmente en las reformas de los segmentos de mercado mayorista, regulación de redes de transmisión y distribución, y mercado minorista.

Las principales normas que requieren revisión son:

(i) Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, incluyendo normas de control de concentraciones.

(ii) Ley de Generación Eficiente y sus reglamentos de desarrollo (Usuarios Libres, Mecanismo de Compensación PNG, Cogeneración, Transmisión, Mercado Mayorista y Mercado de Corto Plazo, Licitaciones, COES).

(iii) Normas de Subsidio mediante Cargos Asociados a los Peajes de Transmisión (potenciales y actuales).

(iv) Ley Marco de Organismos Reguladores y su reglamento, incluyendo Reglamento General de OSINERGMIN

Las reformas más importantes están relacionadas a los modelos de mercado de capacidad, bolsa mayorista de energía (mercado mayorista) y la metodología RAB (regulación de redes), así como las funciones/facultades/principios del OSINEGMIN asociados a dichos modelos.

¿Qué normas deben reformarse?

CAMBRIDGE ECONOMIC POLICY ASSOCIATESQueens House, 55‐56 Lincoln’s Inn FieldsLondon WC2A 3LJ

Tel: +44 20 7269 0210Fax: +44 20 7405 [email protected]

NEGOCIOS GLOBALES INTELIGENTESJr. El Bucaré 595, Urb. Camino RealLa Molina, Lima 13, Perú

Tel: 511 6377341 / [email protected]

Contacto

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