Informe de Situaci n de las Tarifas El ctricas · 2001. 7. 19. · INFORME 1993 - 2000 7...

© Comisión de Tarifas de Energía Av. Canadá 1460, Lima 41, Perú Teléfonos (511) 224 0487 | (511) 224 0488 Fax (511) 224 0491E-mail [email protected] Web page http://www.cte.org.pe 19932000

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I N F O R M E D E S I T U A C I Ó ND E L A S T A R I F A S E L É C T R I C A S

C O M I S I Ó N D E T A R I F A S D E E N E R G Í A

Documento preparado por Macroconsult para la Comisión de Tarifas de EnergíaFebrero del 2001

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Presentación 6

Introducción 7

1. Antecedentes 8

2. La Regulación y el Modelo Tarifario en el Sector Eléctrico. 12

Justificación de la Regulación 14

Marco Institucional y Regulatorio 15

Agentes Económicos y Mercados 17

Alcances de la Regulación 19

El Papel de los Organismos del Sector 20

El Modelo Tarifario 24

Generación y Transmisión 25

Distribución 31

3. El Proceso de Privatización en el Sector Eléctrico. 36

Antecedentes 38

Marco General de Promoción de la Inversión Privada 38

El Proceso de Privatización en el Sector 39

Generación 41

Transmisión 41

Distribución 42

La Venta de Acciones Remanentes 43

Resultados Obtenidos 43

Estructura de Propiedad Actual 44

4. Las Tarifas Eléctricas. 46

Evolución de las Tarifas 48

Periodo 1975 - 1992 48

Período 1993 - Noviembre 2000 49

Análisis de los Modelos Tarifarios Internacionales 54

Comparación de los Sistemas Tarifarios 54

Los Marcos Regulatorios en Latinoamérica 55

Comparación Internacional 56

Consumidor Residencial 59

Consumidor Comercial 60

Consumidor Industrial 60

5. Las Opciones Tarifarias y sus Condiciones de Aplicación 62

Tipos de Medición 64

Diferencias entre los Costos de Energía y Potencia entre Opciones Tarifarias 67

Análisis de Sensibilidad 70

Precios Medios de Energía y Potencia en Media Tensión 70

Precios Medios de Energía y Potencia en Baja Tensión 71

Índice


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5

Elección entre Opciones Tarifarias y Modulación del Consumo 73

Caso 1: Elección de Opción Tarifaria Adecuada 73

Caso 2: Modulación de Carga 74

Caso 3: Correcta Contratación de Potencia 75

Caso 4: Consumo Estacional y No Estacional 76

Caso 5: Elección de opción de cliente residencial 77

6. Costos y Calidad del Servicio Eléctrico 80

Concesiones en el Sector Eléctrico 82

Condiciones de Prestación del Servicio Público de Electricidad 82

Conexión 82

La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos 83

7. Situación Económica y Financiera de las Empresas Eléctricas y su Correlación con las Tarifas Eléctricas. 86

Evolución 88

Situación Actual 91

Resultados Consolidados 91

Resultados por Actividad 94

Indicadores Financieros 96

Comportamiento Bursátil de las Empresas Eléctricas en el Perú 100

Perspectivas - Planes y Proyectos de Inversión 102

Comparación Internacional 104

Correlación entre Tarifas y Resultados Económicos de las Empresas Eléctricas 106

Proyección de los Resultados Económicos 107

8. Indicadores de Desempeño y Eficiencia en el Sector 110

9. Evolución de los Indicadores Técnicos, Comerciales y Tarifarios del Sector 1993 -2000 114

Indicadores Técnicos 116

Generación de Energía 116

Transmisión de Energía 117

Distribución de Energía 118

Indicadores de Gestión Comercial 121

Producción de Energía 121

Ventas de Energía 122

Facturación 122

Clientes 123

Indicadores Tarifarios por Actividad 124

Generación: Tarifas en Barra 124

Transmisión: Peaje de Conexión 125

Distribución: Valor Agregado de Distribución 125

10. Índice de Cuadros y Gráficos 128

Índice de Cuadros 128

Índice de Gráficos 130


Presentación

En el año 1992 se promulgó el D.L. N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y en el año 1993 se emitió el D.S. N°009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, con los cuales se inició el proceso de reforma del sectoreléctrico, que prevé la participación de los inversionistas privados en el desarrollo de las actividades de generación,transmisión y distribución eléctrica en forma separada y reserva para el Estado los roles normativos, fiscalizadores ytarifarios. La Ley encargó a la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) la regulación de las tarifas de las actividades degeneración, transmisión y distribución eléctrica para el servicio público de electricidad. Asimismo, dicha Leydeterminó un régimen de libertad de precios de generación para los usuarios con potencias mayores de 1000 kW.

Luego de ocho años de funcionamiento del sector, los resultados pueden resumirse en lo siguiente: El 80% de lasempresas eléctricas pertenecen al sector privado y se cuenta con un parque de generación con una reserva de 55%,capaz de soportar con eficacia el crecimiento de la demanda y los problemas climatológicos como el Fenómeno delNiño. El coeficiente de electrificación en el país ha crecido desde un 56% hasta un 73%, con cobertura de servicioeléctrico a 3,3 millones de usuarios. Los niveles de pérdidas de electricidad se han reducido de un 22% a un 10%.En general el sector eléctrico se ha fortalecido y se ha integrado el sistema eléctrico nacional a través de la línea detransmisión Mantaro-Socabaya. Los agentes del mercado han recibido las señales de precios que han permitido eldesarrollo del sistema eléctrico peruano mediante tarifas competitivas con relación a otros países con similaresmarcos regulatorios, económicos y geográficos como Argentina, Chile y Bolivia.

Durante estos años de inicio y consolidación de la reforma del sector, la CTE ha jugado un rol importante comoorganismo técnico en la determinación de tarifas económicas y eficientes que han permitido dar señales para lograrel equilibrio de los ofertantes y demandantes de electricidad. Debido a la alta performance y solvencia técnicademostrada por la CTE, en 1999 se adicionó la función reguladora de transporte y distribución de gas natural porductos así como del transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, a las funciones de regulación de la generación,transmisión y distribución de electricidad que desarrollaba hasta ese entonces. Este reconocimiento a la gestiónreguladora en el sector eléctrico ha permitido que a futuro el alcance de la gestión se amplíe al sector hidrocarburos,para lo cual mediante Ley Nº 27116 se cambió la denominación por la de Comisión de Tarifas de Energía (CTE).

No obstante lo avanzado, existen aún varias materias por mejorar en el sector, como reafirmar la participación yestabilidad de la regulación, afectada recientemente por la dación de la Ley Marco de los Organismos Reguladoresque resta autonomía y disminuye la calidad de los Consejos Directivos. Otros aspectos pendientes son la revisión delmarco regulatorio de los sistemas de transmisión y lograr un mayor acceso del sector rural al servicio de electricidad.

Es un honor presentar a las autoridades del gobierno, inversionistas, consultores, bancos de inversión, entidadesgubernamentales, usuarios de electricidad y público en general el INFORME DE SITUACIÓN DE LAS TARIFASELÉCTRICAS 1993-2000 documento que da testimonio de los resultados del funcionamiento del sector eléctricoy del comportamiento de las tarifas de electricidad.

Finalmente, quiero agradecer a todos los profesionales, empresas, y entidades nacionales e internacionales queaportaron información y especialmente a MACROCONSULT quién fue la encargada de desarrollar el presenteestudio por encargo de la CTE.

Jorge Cárdenas BustíosVicepresidente / Encargado de la PresidenciaComisión de Tarifas de Energía

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7

Introducción

Desde su creación, la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) ha sido el ente encargado de establecer el precio delservicio eléctrico en el Perú. A partir de la modernización del marco regulatorio, iniciada en 1992, la CTE tiene elencargo específico de fijar las tarifas en las actividades eléctricas sujetas a regulación. Éstas incluyen las correspon-dientes a las transacciones entre los generadores y los distribuidores para el mercado regulado, los peajes de transmisióny el valor agregado de distribución. Según la Ley de Concesiones Eléctricas, la CTE " ... es un organismo técnico y des-centralizado del Sector Energía y Minas con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa, responsable de fijarlas tarifas de energía eléctrica y las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas naturalpor ductos y de distribución de gas natural por ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la presente Ley y las nor-mas aplicables del subsector de Hidrocarburos".

La CTE se concentró en la realización de estudios y actividades destinadas a elaborar sus primeras fijaciones, esta-bleciendo las tarifas en barra en mayo de 1993 y el valor agregado de distribución en noviembre de ese mismo año.Desde entonces, la CTE ha emitido una serie de resoluciones, unificando los criterios y formatos para que lasempresas reguladas tengan la información más transparente posible. Paralelamente, la CTE, consciente de la necesidadque los diversos agentes del sector cuenten con la mayor información específica, viene publicando de manera oportunadocumentos tales como los Anuarios Estadísticos, Memorias e Informativos.

Luego de 8 años de aplicación del marco regulatorio y, en particular, de la fijación de tarifas, queda claro que éste seha mostrado muy eficiente para lograr los objetivos que se trazó el gobierno con la reforma. Son indicadores de esteéxito el importante incremento de la cobertura, y la mejora en una serie de indicadores de eficiencia, destacando lareducción de las pérdidas de energía en distribución, las inversiones en capacidad de generación y la suficienciafinanciera de las empresas.

Al mismo tiempo, luego de estos años se han identificado las limitaciones existentes y las mejoras pendientes en elmarco regulatorio, así como la necesidad de adecuarlo a nuevas realidades, como la generación eléctrica utilizandogas natural y los contratos "take or pay", o la necesidad de fomentar entre los privados las inversiones en servicioscomo la transmisión.

antecedentesantecedentes

AntecedentesI

Antecedentes1


El sector eléctrico peruano ha pasado históricamente por diferentes etapas vinculadas a la forma de organización y ala estructura de propiedad imperante.

En 1972 se produce en nuestro país la estatización de los servicios eléctricos, por la que el Estado concentró todaslas actividades de la industria eléctrica. Es decir, operaba bajo una estructura verticalmente integrada entre las acti-vidades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Las empresas creadas para tal fin fueron: Elec-trolima y Electroperú.

En los años ochenta se inició a nivel mundial el proceso de reforma; consistente principalmente en el fomento de losmecanismos de libre mercado en la industria eléctrica, y la participación privada. Es en Sudamérica donde se da ini-cio a dicha reforma, luego sería en los países de Oceanía y posteriormente en Europa, los países nórdicos y más re-cientemente, en Norteamérica. En nuestro continente1, Chile fue el pionero, iniciando la reforma en 1982, seguidode Argentina (1992), Perú2 (1993), Colombia y Bolivia (1994) y recientemente Brasil (1998).

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Años

Gráfico 1 Inicio de la Reforma en Diferentes Países

Fuente: Hugh Rudnick (1999). I Reunión Internacional G&T CIER 99

1973 - 1992

1992 - a la fecha

Hasta 1972

Estatal

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Estatal / PrivadaPropiedad

Gráfico 2 Estructura de Propiedad en la Industria Eléctrica

En el Perú, desde el año 1992 el paradigma cambia hacia uno de desintegración vertical a través de la implementaciónde un conjunto de reformas estructurales que enfatizan la propiedad privada y el uso de mecanismos de mercado.

Bajo este contexto, en 1992 se promulgó la Ley de Concesiones Eléctricas que estableció la nueva organización delsector, con diferentes mercados y regímenes de precios. Así, se determina que las diferentes actividades pueden serdesarrolladas por personas naturales o jurídicas (nacionales o extranjeras), el libre acceso a la actividad de generación

1 En términos del año en que se procedió a su implementación.2 La promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas se da en noviembre de 1992.

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11

El cambio hacia la propiedad

privada es importante ya que

establece una estructura de

incentivos más acorde con la

búsqueda de eficiencia.

y el otorgamiento de concesiones exclusivas para las actividades de transmisión y distribución. Paralelamente se es-tablece un régimen de regulación de precios para los usuarios finales que tienen un consumo menor a 1 MW, lalibre fijación de precios para los clientes con consumos por encima de dicho nivel y un mecanismo de transferenciasde energía y potencia entre los generadores; valorizando la energía transferida a precio Spot (costo marginal instan-táneo). Para un mejor funcionamiento del sistema se encargó el despacho centralizado y su administración al Comi-té de Operación Económica del Sistema (COES), integrado por las empresas de generación y transmisión del siste-ma interconectado.

Con el objetivo de dar señales claras y sostenibles a las empresas del sector y a los usuarios sobre los costos origina-dos al sistema por sus decisiones de producción y consumo, la reforma planteó que en aquellos mercados donde elusuario no tuviera la posibilidad de elegir entre diferentes alternativas, la regulación de precios debería considerar, obien los costos marginales incurridos - como en el caso de la generación - o bien los costos medios, como en los ca-sos de la transmisión y distribución. Mientras que en los mercados donde es posible la elección entre diferentes op-ciones, tales como el mercado de clientes libres y la negociación de contratos entre generadoras, la determinación deprecios se realizaría por consideraciones de oferta y demanda.

Para que los objetivos trazados por la reforma del sector fuesen exitosos, eran necesarios, no sólo la privatización -entendida como la transferencia a inversionistas privados de la propiedad de los activos que antes se encontraban enmanos del Estado, así como de su administración - sino también la implementación de mecanismos de mercado quepermitieran la asignación eficiente de los recursos.

El cambio hacia la propiedad privada es importante ya que establece una estructura de incentivos más acorde con labúsqueda de eficiencia. En efecto, los privados buscan optimizar sus costos, aplicando las mejores técnicas en la ges-tión de negocios e innovando constantemente para competir eficientemente. En cambio, el manejo de las empresaspúblicas usualmente responde a criterios diferentes, muchas veces políticos, que las vuelven ineficientes.

Por otro lado, el tipo de mecanismo de incentivos adoptado para la asignación de los recursos depende fundamen-talmente de la estructura de mercado que, en el caso particular de la industria eléctrica presenta una combinación deaspectos monopólicos y competitivos entre las diferentes actividades.

I

regulaciónregulación

T A R I F A R

I O E N E L S E C T O R E L É C T R I C O

Justificación de la Regulación

Marco Institucional y Regulatorio

Agentes Económicos y Mercados

Alcances de la Regulación

El Papel de los Organismos del Sector

El Modelo Tarifario

RegulaciónII

L A R E G U L A C I Ó N Y E L M O D E L O

La Regulación y el Modelo Tarifarioen el Sector Eléctrico2


Justificación de la RegulaciónEn general, las actividades eléctricas son comparables, en sus principios de funcionamiento, con otras actividadeseconómicas y productivas. Estas son efectuadas por privados que las "eligen" como opción de inversión de la que es-peran obtener una rentabilidad razonable.

Sin embargo, se registran dos diferencias fundamentales. En primer lugar, la energía eléctrica es valorada por la so-ciedad en su conjunto como un servicio básico que se desea y se necesita recibir, esencial para el desenvolvimientode la economía y otras actividades. En tal sentido, posee un carácter de servicio público.

Por tanto el desarrollo de las actividades eléctricas exige el establecimiento de una relación contractual entre laempresa y el Estado, en donde se normen y se regulen los derechos y obligaciones de la persona jurídica que ten-dría a su cargo la prestación de los servicios. Para este efecto se diseñan marcos regulatorios y se otorgan contra-tos de concesión.

La segunda característica peculiar es que las actividades de distribución y transmisión se desarrollan en condicionesde monopolio natural, lo cual se constituye en una falla de mercado3 que no permite el mejor aprovechamiento derecursos si no se le regula adecuadamente.

Esto significa que tales actividades tienen características técnicas y económicas que hacen aconsejable que cada unasea desarrollada por un único operador, ya que toda otra solución en la que exista más de un prestador compitiendose reflejará en un mayor costo para los usuarios.

Tal concepto de monopolio natural se diferencia de los monopolios jurídicos, en los cuales se otorgan privilegios yprotecciones a un determinado prestador más allá de la necesidad real dada por la naturaleza de los costos.

Este hecho de conceder la actividad bajo la figura de un monopolio obliga al Estado concedente a fijar los preciosmáximos que puede aplicar el prestador de dicho monopolio.

Esta situación se debe a que, si se analiza el comportamiento de un agente económico que opera en un monopolio,se observa que bajo la premisa de maximizar su beneficio, el prestador ofrecerá los servicios a precios más altos y encantidades y calidades inferiores a las que se ofrecería en un mercado de competencia perfecta.

Por lo tanto, la intervención del Estado en las dos modalidades señaladas anteriormente (establecimiento de marcosregulatorios y contratos de concesión, y la fijación de precios) se ve justificada. Sin embargo, el Estado puede inter-venir en la economía en diferentes maneras, cada una de las cuales implica un grado distinto. No obstante ello, se hareconocido que es más eficiente que el Estado cumpla más bien un rol de supervisor/regulador de los mercados, quede empresario.

3 Otras fallas de mercado son: las externalidades, información asimétrica y bienes públicos.

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15

La reforma vigente del sector

eléctrico se inicia a fines del

año 1992, con la promulga-

ción de la Ley de Concesiones

Eléctricas (LCE) y su posterior

reglamentación.

Marco Institucional y RegulatorioLa reforma vigente del sector eléctrico se inicia a fines del año 1992, con la promulgación de la Ley de ConcesionesEléctricas (LCE) y su posterior reglamentación. El marco general definido por estas normas fue complementado conla dación de otras, como la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico, que buscaba introducir instan-cias previas para la autorización ante eventos de concentración en el sector, y la Norma Técnica de Calidad donde seestablece la regulación sobre la calidad de los servicios eléctricos, entre otros aspectos. Dentro de este marco debenconsiderarse adicionalmente las diferentes resoluciones de carácter operativo, como la fijación de precios y el estable-cimiento del margen de reserva, entre otras emitidas por la CTE.

Como ya se mencionó, las reformas implementadas buscaban una asignación eficiente de los recursos del sector, asícomo propiciar la participación de los inversionistasprivados para mejorar la calidad del servicio e incre-mentar su cobertura, roles que no podían ser asumi-dos por el Estado.

Para lograr este objetivo resultaba necesaria la desinte-gración de las actividades del sector, las mismas quehasta entonces eran realizadas por el Estado como untodo, tal como se observa en el gráfico 4. Una vez seg-mentadas las actividades, se alentaría la competenciadirecta en aquellas en donde fuese posible hacerlo o, encaso contrario, se trataría de replicar un resultado com-petitivo a través de incentivos que guiasen las decisio-nes de los agentes económicos de manera eficiente.

II

Nov. 1992Ley Nº 25844

Feb. 1993DS Nº 009-93-EM

Oct. 1997DS Nº 020-97-EM

Nov. 1997DS Nº 017-98-ITINCI

Ley de Concesiones

Eléctricas (LCE)

Reglamentode la LCE

Norma Técnica de Calidad

de los Servicos Eléctricos

Ley Antimonopolioy Antioligopolio

del SectorEléctrico

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Gráfico 3 Secuencia del Nuevo Marco Regulatorio

El marco regulatorio fija pre-

cios y trata de establecer una

estructura de incentivos que si-

mule un ambiente competitivo.


De esta manera, dentro del sector se reconocen las actividades que se resumen a continuación: en primer lugar, setiene a la actividad de generación que corresponde a la producción de energía y provisión de potencia al sistema, con-tando para ello con un conjunto de centrales hidráulicas y térmicas. En esta actividad existen libre acceso y mínimasbarreras a la entrada, buscándose proveer al sistema al mínimo costo de generación.

Las siguientes actividades vienen a ser la transmisión y distribución, que son las encargadas de "transportar" la ener-gía desde los centros de producción hasta los centros de consumo, correspondiendo a la primera los niveles de alta ymuy alta tensión, y a la segunda los de mediana y baja tensión.

A pesar de las características de monopolio natural que poseen estas dos actividades, el marco regulatorio fija preciosy trata de establecer una estructura de incentivos que simule un ambiente competitivo. En efecto, para la actividadde transmisión se busca que las decisiones de los privados sean las correctas, ya que la retribución de transmisión só-lo reconoce las inversiones óptimas. Asimismo, se fomenta la inversión privada en la expansión de las líneas de trans-misión cuando el sistema lo requiere, a través del concurso público en la licitación de obras bajo el esquema BOOT(construir - operar - transferir) entre diferentes postores.

Por su parte, en la actividad de distribución se establece una empresa de referencia con costos eficientes, con la cualla empresa real debe competir ("yardstick competition"), lo que le genera incentivos para ser eficiente, ya que logra-rá una rentabilidad mayor si logra superar ciertos estándares en el período en que éstos estén vigentes.

Generación

Transmisión

Distribución

Cliente

Generación

Transmisión

Distribución

ClienteCliente

CompetenciaComercialización

Competencia

Regulación

Regulación

Cliente

Gráfico 4 Desintegración de las Actividades del Sector

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II

Por otro lado, con la finalidad de promover la competencia en el mercado de clientes finales se establece el principiode “Libre Acceso” (Open Access); es decir, cualquier operador, mediante el pago respectivo, puede usar las instala-ciones de transmisión y distribución de los concesionarios, teniendo como única restricción su capacidad operativa.Sin embargo, la problemática del libre acceso tiene una serie de complicaciones, debido a los comportamientos es-tratégicos de los agentes.

Finalmente, la actividad de comercialización es la encargada de la facturación, medición y atención al usuario final,entre otras tareas. Aunque es considerada como potencialmente competitiva, el marco regulatorio la incluye actual-mente dentro de la actividad de distribución, funcionando como un solo negocio.

Si bien el marco regulatorio promueve la competencia, es necesario indicar que en el caso de la generación ésta noes directa, es decir, que cada generador pueda ofertar precios y cantidades, ya que ni el precio entre generadores (pre-cio spot) ni el precio generador - distribuidor (precio en barra) es realmente producto de la competencia directa, si-no más bien el resultado de la operación económica del sistema.

Por su parte, la actividad de transmisión enfrenta grandes retos cuando se quiere alcanzar el objetivo de una compe-tencia efectiva, ya que es una actividad complementaria y esencial para llegar a los usuarios finales. Uno de los temasimportantes es el de los derechos de transmisión, sobre el cual aún existe una gran discusión a nivel mundial, de có-mo definir tales derechos a fin de que sean prácticos, tengan sentido real para todo el mundo y, especialmente cómoasignarlos, a fin de darle legalidad al eventual contrato social que pudiera existir detrás de ellos.

Otro tema es el de la expansión del sistema de transmisión. Esta requiere que primero exista la decisión de construirla instalación y los medios que garanticen su pago. Al margen de que se tome la decisión, si la garantía de pago re-quiere que se califique al sistema como "sistema principal de transmisión", esto puede dar lugar a ineficiencias queno se aprecian en el corto plazo.

Existen, al margen de los señalados, otros problemas importantes en la industria eléctrica que requieren de un aná-lisis muy exhaustivo. Sin embargo, ello está fuera del alcance del presente estudio, por lo que el resto del documen-to sólo analizará de manera objetiva el marco regulatorio.

Agentes Económicos y MercadosEl marco regulatorio define a los diferentes actores económicos y los mercados en que interactúan, distinguiéndoseentre aquellos encargados de la oferta del servicio eléctrico, los usuarios propiamente dichos, y las instituciones re-guladoras y facilitadoras del funcionamiento de los mercados.

Como consecuencia de la separación vertical de las actividades los agentes participantes en el mercado eléctrico, porel lado de la oferta están agrupados en generadores, transmisores y distribuidores. De ellos nos hemos ocupado en elacápite anterior.


Por el lado de la demanda se distingue entre usuarios regulados y libres. Los primeros son los que tienen un consu-mo de potencia menor a 1 MW de potencia fijado en el reglamento, y se localizan dentro de un área de concesióndeterminada, en donde la provisión del servicio por parte del distribuidor se realiza a un precio regulado; los segun-dos superan este límite de consumo y pueden ser abastecidos por generadores o distribuidores con quienes negocianlibremente los precios del servicio. El límite se estableció en el reglamento y puede ser modificado de acuerdo a laevolución del mercado. Estas últimas transacciones sirven de referencia al regulador, ya que se ha normado que lastarifas reguladas no pueden diferir en +/- 10% de los precios libremente pactados.

Debido a las características físicas de la energía eléctrica, específicamente la imposibilidad de almacenarla, es necesa-rio el abastecimiento instantáneo de la demanda, es decir, la generación de energía en el momento en que los usua-rios la necesiten. Este hecho origina una necesidad de coordinación a fin de lograr el despacho de energía con el me-nor costo posible; esta labor ha sido encargada al Comité de Operación Económica del Sistema (COES). La coordi-nación de la operación en tiempo real es efectuada por el representante de los titulares del sistema principal de trans-misión en calidad de "coordinador" de la operación del sistema.

Un hecho a destacar es que la programación del despacho considera en todo momento el mínimo costo, lo cual esindependiente de los contratos que puedan tener los generadores y que están obligados a cumplir. Este hecho gene-ra que, en algunos casos, los generadores que no inyecten energía necesaria al sistema para cumplir con sus contra-tos, debido a sus costos, puedan "comprar" energía a otros generadores menos costosos. Ello origina un mercado in-termedio (mercado spot) en donde las transferencias necesarias de potencia y energía entre generadores son determi-nadas por el COES, con la consecuente transferencia de recursos financieros. Sin embargo, los generadores que de-cidan vender en el mercado spot toda la energía que despachen asumen una serie de riesgos -como un fuerte ciclohidrológico- que pueden reducir apreciablemente los costos de energía. En el gráfico 5 se observan las diferentestransferencias entre los agentes económicos del sector.

Sistema de Transmisión

Generador 2COES

Cliente Libre 1 Precio Regulado

Precio Regulado

Tarifa en Barra

Demanda y Generación

Demanda y Generación

Precios Horarios Precios Horarios

Precio Libre

Cliente Regulado

Distribución 1

Precio Regulado

Tarifa en Barra

Cliente Regulado

Distribución 2

Transferencias de energía y potencia en el COES

Cliente Libre 1

Precio Libre

Generador 1

Gráfico 5 Transferencias entre los Diferentes Agentes del Sector

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El desarrollo de la actividad de

generación es libre previa

concesión o autorización.

Alcances de la RegulaciónLos objetos de la regulación han sido básicamente re-feridos a la estructura de mercado y a la conducta delos agentes económicos. El cuadro 1 se muestra los as-pectos que han sido considerados.

Dentro de la regulación de la estructura, un primer as-pecto a tomar en cuenta es la regulación de la entradaa las distintas actividades. Para la actividad de genera-ción se establece que el ingreso es libre, previa conce-sión4 o autorización5. Mientras que para la actividad de transmisión la concesión6 tiene carácter de exclusiva, para laactividad de distribución la concesión7 es exclusiva, sólo en una determinada área geográfica.

En el ámbito de la concentración de mercado, la regulación establece límites tanto para la integración horizontal co-mo para la vertical, con el fin de evitar actos que disminuyan, dañen o impidan la competencia. Para el primer ca-so, se establece como límite máximo el 15% de la participación en el mercado relevante; para el segundo, dicho lí-mite es del 5%. Si se desea lograr niveles iguales o mayores de concentración se debe solicitar una autorización pre-via de Indecopi, la misma que se evalúa, para considerar si afecta o no la competencia en la actividad.

Por otra parte, respecto a la regulación de la conducta es importante resaltar la normatividad de la calidad del servi-cio eléctrico, en especial por el monopolio al que están sujetos los usuarios finales. En efecto, se establecen los están-dares mínimos de calidad que deben cumplirse, obligatoriamente para el caso del suministro a los usuarios regula-dos, y de manera voluntaria para el suministro a usuarios libres.

Dichos estándares contemplan aspectos referidos al "producto", como la tensión, la frecuencia y las perturbaciones,y al "suministro", como la continuidad del servicio. Un tercer aspecto observado es el "servicio comercial", directa-mente relacionado con el trato al cliente, por el cual se exige al proveedor del servicio que cuente con un sistema ade-cuado de solución de reclamos y de atención a sus usuarios.

Por otro lado, la regulación de tarifas y la de riesgos están relacionadas, ya que el modelo tarifario establece una ren-tabilidad, tanto para la actividad de transmisión como para la de distribución.

II

Regulación

EntradaConcentración VerticalConcentración Horizontal

Estructura

Conducta RiesgosTarifas Calidad

Cuadro 1 Alcances de la Regulación

4 “La generación de energía eléctrica que utilice recursos hidráulicos y geotérmicos, cuando la potencia instalada sea superior a 10 MW”5 “Se requiere autorización para desarrollar la actividades de generación termoeléctrica y la generación hidroeléctrica y geotérmica que no requiera concesión, cuando la

potencia instalada sea superior a 500 kW”6 “La transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbres por parte de éste.”7 “La distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad, cuando la demanda supere los 500 kW”

Enmarcado dentro del proceso

de reformas económicas, el

papel del Estado en el sector

eléctrico es el de normar, regu-

lar y fiscalizar.


El Papel de los Organismos del SectorEnmarcado dentro del proceso de reformas económicas, el papel del Estado en el sector eléctrico es el de normar,regular y fiscalizar. Con este fin se reformularon y fortalecieron las funciones de distintas instituciones ya existentes,creándose otras con tareas específicas. Los diferentes organismos reguladores o supervisores del sector están fuerte-mente relacionados y cada uno cumple diferentes funciones, por lo que es necesaria una estrecha coordinación paraalcanzar los objetivos de la reforma. En el cuadro 2 se especifican las principales funciones de cada organismo delsector y en el Gráfico 6 se muestran sus interrelaciones.

MEM – DGE Política sectorial y normas.

Otorgamiento de concesiones.

Plan indicativo de expansión: generación – transmisión.

Aprobación de procedimientos para la optimización de la operación y valorización de las transferencias

de potencia y energía.

Fijación de variables incidentes en potencia firme (horas de regulación, probabilidad de excedencia).

Fijación de variables sobre distribución del pago por potencia (margen de reserva, incentivos al

despacho y contratación, factores de distribución horaria del precio de potencia).

CTE Fijación de tarifas en barra (energía y potencia) al nivel de generación cada seis meses y sus fórmulas

de actualización.

Peaje de conexión del sistema principal, fijado anualmente.

Fijación del Valor Agregado de distribución (VAD) cada cuatro años y fórmulas de actualización.

Fijación de las condiciones de ajuste de las tarifas a cliente final

Cálculo del costo de racionamiento.

Fijación del precio básico de la potencia de punta.

Fijación de los costos de conexión, reposición y mantenimiento.

Fijación del margen de reserva firme objetivo de cada sistema (cada 4 años).

Fijación de la tasa de indisponibilidad de la unidad de punta (cada 4 años).

Fijación de las tarifas de transporte y distribución de gas natural por ductos

OSINERG Vela por el cumplimiento de la LCE.

Fiscalización: obligaciones de los concesionarios establecidas en la ley y reglamento.

Prestación del servicio público de electricidad.

Cumplimiento de las funciones de los Comités de Operación Económica del Sistema (COES).

Supervisión de calidad y el suministro de energía.

Determinación semestral de los porcentajes de participación de mercado de las empresas.

INDECOPI Evaluación implicancias sobre la competencia: Concentración entre las actividades 5% y 15% para la

integración vertical y horizontal.

Fuente: LCE, Reglamento y sus modificaciones.

Cuadro 2 Funciones de los Entes Reguladores / Supervisores

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

21

II

El Ministerio de Energía y Minas (MEM)El MEM ejerce a través de la Dirección General de Electricidad (DGE) su potestad para normar y planificar el de-sarrollo del sector. Asimismo, tiene la función de otorgar concesiones y autorizaciones para efectuar las diferentes ac-tividades eléctricas.

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG)En el año 1996 se creó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), cuya función es fiscalizaren el ámbito de electricidad e hidrocarburos el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas dispuestas en laLCE, así como las referidas a la conservación y protección del medio ambiente en el desarrollo de estas actividades,encargándose también de hacer cumplir las normas de calidad en el servicio.

El Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI)Por su parte, el INDECOPI está encargado de velar por la competencia en el sector mediante el estudio de las con-centraciones que la disminuyan, perjudicando al usuario, así como de las prácticas que limiten la libre concurrenciaen las diferentes actividades.

La Comisión de Tarifas de Energía (CTE)La Comisión de Tarifas de Energía (CTE) tiene facultades regulatorias, toda vez que tiene como función principalla fijación de tarifas para los servicios sujetos a regulación, así como de otras variables relacionadas con la determi-nación del precio de energía y potencia en el mercado regulado.

RegulaciónNormatividad Fiscalización y Reclamos Consumidor

Consumidor y Competencia

Normatividady Concesión

Usuarios

Empresas

COES

MEM CTE OSINERG INDECOPI

Fiscalización

Normatividad y Planeamiento

FiscalizaciónRegulaciónde Precios

Gráfico 6 Relaciones Entre los Entes Reguladores / Supervisores del Sector


Misión de la CTESu misión es lograr una regulación del sistema de precios que permita reflejar tanto en el corto como en el largo plazo:

• La eficiencia en los costos de la industria eléctrica y del gas natural, con una búsqueda del equilibrio entre la ofertay demanda en los diferentes mercados regulados que comprenden a ambas industrias.• Un entorno apropiado para el desarrollo de los sistemas eléctricos y sistemas de transporte y distribución de gasnatural, en un marco de mercado y de competencia, con la fijación de señales apropiadas a la inversión y garantíasa los clientes del servicio.

Organización La CTE cuenta con un Consejo Directivo cuyas decisiones se manifiestan a través de acuerdos y resoluciones, queson de obligatorio cumplimiento para las empresas eléctricas sujetas a regulación de precios. Dicho consejo está com-puesto por cinco miembros designados para un período de cinco años, propuestos por las siguientes instituciones:

• Un representante de la Presidencia del Consejo de Ministros, quien lo presidirá.• Un representante del Ministerio de Energía y Minas.• Un representante del Ministerio de Economía y Finanzas.• Un representante del Ministerio de Industria, Turismo, Integración y Negociaciones Comerciales Internacionales.• Un representante del Instituto Nacional de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI).

Además, la CTE está conformada por una Secretaría Ejecutiva, integrada por profesionales altamente calificados, ypersonal de apoyo eficiente. Como órgano administrativo encargado de dar apoyo técnico al Consejo Directivo, laSecretaría Ejecutiva está conformada por tres niveles, de acuerdo con lo que muestra el Cuadro 3.

Nivel División Funciones

Nivel de Dirección Secretario Ejecutivo Responsable de la dirección general de la Secretaría y más alto nivel técnico

administrativo de la CTE. Le corresponde programar, dirigir, coordinar, supervisar

y evaluar las actividades que se requieran para el cumplimiento de los objetivos.

Nivel de línea División de Generación y Transmisión Eléctrica Encargada de la ejecución y revisión de estudios técnicos para la determinación

de las tarifas en barra, así como para otros asuntos relativos a su área.

División de Distribución Eléctrica Encargada de la ejecución y revisión de estudios técnicos para la

determinación del VAD y de las tarifas a usuarios finales del servicio

público de electricidad, así como otros asuntos relativos a su área.

División de Gas Natural Encargada de la evaluación y cálculo de las tarifas para el transporte por la red

principal y de distribución de gas, así como de la evaluación técnica y eco-

nómica de los proyectos de instalación de las redes principales y de distribución.

Nivel de Apoyo Oficina de Administración Encargada de ejecutar las labores propias de la gestión administrativa, en los

aspectos de logística y personal, así como la gestión económica y financiera.

Cuadro 3 Estructura y Organización de la Secretaría Ejecutiva de la CTE

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

23

La CTE es un organismo técnico

y descentralizado del sector

Energía y Minas, que goza de

autonomía funcional, econó-

mica, técnica y administrativa.

Autonomía de la CTELa CTE es un organismo técnico y descentralizado del sector Energía y Minas, que goza de autonomía funcional,económica, técnica y administrativa, lo que garantiza la naturaleza técnica de sus decisiones. Los miembros del Con-sejo Directivo son nombrados por resolución refrendada por el Presidente del Consejo de Ministros y además por eltitular del Sector, en caso de los representantes de los Ministerios, designados por un período de cinco años.

Resoluciones de la CTELas principales resoluciones de la CTE se pueden agrupar en dos grandes categorías: las referidas a la generación ytransmisión eléctrica, y las correspondientes a la distribución. Además, recientemente, con la concesión de la explo-tación, transporte y distribución del gas natural, la CTE ha iniciado la fijación de las respectivas tarifas en distribucióny transporte de gas natural por ductos.

Dentro de las resoluciones de generación y transmisión se encuentran las que fijan las tarifas en barra y fórmulas deactualización para suministros a que se refiere el Artículo 43º inciso c) de la Ley de Concesiones Eléctricas, las cualesson publicadas en abril y octubre de cada año. Asimismo, cada año se publican las resoluciones que fijan los peajesde transmisión.

Por otro lado, en cuanto a distribución, se han emitido resoluciones que fijan los factores de ponderación de energía(Ep) y el Factor de Balance de Potencia (FBP), aplicables para el cálculo de las tarifas de energía, y que son estable-cidas cada año. Asimismo, se encuentra vigente la resolución de 1997 que fijó por un período de cuatro años el ValorAgregado de Distribución (VAD) y sus respectivas fórmulas de actualización. En 1998 se emitieron algunas resolu-ciones, como la fijación del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Transmisión Mantaro-Socabaya, así comotambién la resolución que aprueba el "Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor deBalance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP)". Finalmente, mediante resolución Nº 024-97 P/CTE,se fijaron las opciones tarifarias y las condiciones de aplicación de las tarifas a los clientes finales. Actualmente se hatransferido a la CTE la potestad para fijar los peajes por el uso de los sistemas de distribución.

A partir de 1999 la CTE inicia la fijación de las Tarifas de Distribución del Gas Natural en Baja Presión por Ductos,así como las fórmulas de actualización. Asimismo, se le encarga la supervisión de los términos tarifarios establecidosen el contrato de concesión con el transportista de gas natural y la fijación de las fórmulas de actualización.

II

El modelo tarifario incorpora me-

didas que coadyuvan a alcanzar

la eficiencia, tanto en términos

estáticos como dinámicos.


En los últimos 5 años, la fijación de precios ha demandado un mayor análisis, debido a la interconexión de lossistemas eléctricos y a la concesión del gas natural. Por otro lado, durante los primeros años de la reforma se emitie-ron un gran número de resoluciones de reconsideración, en especial en los años en que se fijaron los parámetros queafectaban directamente las tarifas, como la fijación del VAD y el factor de balance de potencia coincidente en horaspunta (FBP). En el Cuadro 4 se presenta un resumen de las resoluciones emitidas por la CTE.

8 Actualmente, la CTE también fija los peajes por el uso de los sistemas subtransmisión de las empresas de distribución.

El Modelo TarifarioDentro de la Ley de Concesiones Eléctricas, un elemento importante es el diseño de la regulación tarifaria. En efec-to, de acuerdo a la ley se fijan los siguientes precios8, donde los tres primeros precios son fijados por la CTE, mien-tras que el último lo determina el Comité de Operaciones Económica del Sistema (COES):

• Las ventas de generadoras a distribuidoras destinadas al servicio público de electricidad.• Las compensaciones a los titulares de los sistemas de transmisión (principal y secundaria).• Las ventas a clientes del servicio público de electricidad.• Los costos marginales instantáneos y el precio de potencia que permiten la valorización de las transferencias de

potencia y energía entre generadoras.

Para las ventas de generadoras a distribuidoras destinadas al servicio público de electricidad se fijan semestralmentelos "precios en barra" de energía y potencia, que se calculan a partir de un precio básico sobre el que se aplica un fac-tor de penalización por las pérdidas de energía y potencia en la transmisión. En adición, anualmente se fija un "peaje

Tipo de Resolución 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000*

Regulación de Precios 3 3 3 7 7 6 11

Dirimencias 0 1 5 1 1 0 0

Modificatorias 2 2 2 6 3 2 2

Recursos de Reconsideración 8 18 9 29 16 4 11

Aprobación de Publicaciones 3 2 3 4 5 3 2

Notificación 0 0 0 1 0 0 0

Autorización 0 0 0 0 0 0 1

Total 16 26 22 48 32 15 27

* A noviembre

Cuadro 4 Resumen de las Resoluciones de la CTE

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

25

II

por conexión" que los generadores deben abonar a los propietarios de los sistemas de transmisión. Finalmente, lastarifas para los usuarios finales del servicio de electricidad son obtenidas añadiendo a los precios en barra el VAD.Con el fin de explicar mejor el modelo tarifario, a continuación se desarrollan algunas definiciones relevantes:

• Barra: es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica.• Potencia: es la capacidad máxima de producción de una unidad de generación en un momento del tiempo y se mi

de en Watts o Vatios (W), o sus equivalentes9.• Energía: se refiere al flujo de producción de una unidad de generación durante un cierto tiempo y se mide en

Kilowatt hora (kW.h) o sus equivalentes10.

El modelo tarifario incorpora medidas que coadyuvan a alcanzar la eficiencia, tanto en términos estáticos como di-námicos. En el primer caso, por el lado de la oferta, las empresas no pueden trasladar sus ineficiencias a los consu-midores finales, ya que el modelo se basa en los costos de empresas eficientes, aunque en el caso de las actividadesde distribución existe cierta flexibilidad al reconocerse porcentajes de pérdidas de energía con un cronograma de re-ducción paulatina.

Por el lado de la demanda, se han incorporado las opciones tarifarias que dan a los usuarios finales la posibilidad deelegir, en función de los sistemas de medición disponibles y los costos diferenciados de electricidad en los periodosde punta y fuera de punta, aquella opción que refleje mejor su patrón de consumo o, en caso contrario, adecuar es-te patrón a fin de lograr la menor facturación posible. No obstante, para acceder a las opciones tarifarias el usuariodebe de asumir el costo del equipo de medición.

Por su parte, la eficiencia dinámica es fomentada a través de la flexibilidad del modelo tarifario para incorporar loscambios tecnológicos y en costos. En efecto, en la fijación tarifaria se reconoce el valor nuevo de reemplazo, el cualrepresenta el costo de renovar las obras y los bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología ya precios vigentes. Asimismo, el esquema tarifario considera algunos factores para el reajuste de las tarifas máximaspara cada actividad - generación, transmisión y distribución - tales como el índice de precios al por mayor, los preciosde los combustibles, los derechos arancelarios, el precio internacional del cobre y/o aluminio y el tipo de cambio.

a) Generación y TransmisiónEl uso de los costos marginales de corto plazo (CMgCP) del sistema como señal de precios en la actividad de gene-ración, se basa en la imposibilidad práctica de fijar los precios en función de un costo marginal de largo plazo. Sinembargo, usar los costos de corto plazo supone que el parque generador está "económicamente adaptado" a la de-manda, lo cual no necesariamente sucede en la realidad (ver Recuadro).

9 1 kW=1000W, 1 MW=1000kW, 1 GW=1000MW10 1 kW.h=1000W.h, 1 MW.h=1000kW.h, 1 GW.h=1000MW.h


El Sistema Económicamente Adaptado (SEA)De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, de noviembre de 1992, el SEA es aquel sistema eléctrico en el que existe unacorrespondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio.

Conviene resaltar que el reconocimiento de un SEA hace que los inversionistas siempre tomen las mejores decisiones de lar-go plazo al elegir el tamaño óptimo de su "planta", ya que de no hacerlo, el modelo los penaliza al reconocerles sólo el di-mensionamiento adecuado de sus instalaciones de transmisión. Por su parte, el establecimiento de los estándares de costosimplica que el inversionista en transmisión toma todas las medidas necesarias para reducir su costo medio.Fuente: LCE y Otros

El Costo Marginal de Corto Plazo (o Instantáneo)La programación del despacho de energía se realiza tomando en cuenta los costos variables de generación para cada centraleléctrica, por lo que aquella central que tiene el menor costo variable es la primera en despachar. Para cuando la deman-da de energía alcanza sus niveles más elevados durante el día, es decir entre las 18:00 y 23:00 horas, se encuentran fun-cionando aquellas unidades generadoras que presentan los costos más elevados.

En el gráfico adjunto se observa que para una cantidad demandada Q1, el costo marginal instantáneo es igual al costovariable de la unidad de generación C5, ya que es la última en ingresar a despachar energía; suponiendo que en lossiguientes 15 minutos la cantidad demandada se incrementa hasta Q2, entonces el costo marginal instantáneo será iguala C7, que es el costo variable de última unidad de generación.

En un sistema económicamente adaptado, el ingresoobtenido de la venta de toda la energía al costo mar-ginal instantáneo, más el ingreso de la venta de todala potencia al precio de potencia, es equivalente alcosto de capital (inversión) del sistema más el costo deoperación del sistema. El precio de potencia corres-ponde al costo de ampliar la capacidad de generaciónpara lograr la cobertura de la demanda durante lashoras "punta", cuando existe mayor riesgo de fallas enel suministro. En términos operativos, este costo es laanualidad de la inversión más los costos de operacióny mantenimiento de una central de generación deter-minada como la más eficiente por la CTE.

A nivel de empresas, la potencia remunera los costos fi-jos de inversión únicamente de la unidad de punta;

c5

US$

c7

Q1 Q2 MW.h

Gráfico 7 Costo Marginal Instantáneo

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

27

El precio básico de energía se

define como un promedio

ponderado de los costos mar-

ginales de energía de corto

plazo (CMgCP) esperados para

los próximos 48 meses.

mientras que para las demás unidades, parte de su costo fijo es remunerado a través de la marginalidad de las unidades quese encuentran por encima de ellas en el orden de despacho.

El marco regulatorio establece las tarifas, con el fin de brindar al mercado señales relativamente estables en los contratosque tengan entre sí los agentes del sector. Sin embargo, cuando alguna generadora adquiere compromisos mayores a la energíaque logró despachar, debe cubrir el déficit comprando energía y potencia en el mercado spot, lo cual es valorizado usandolos costos marginales instantáneos. Estas transferencias son valorizadas mensualmente dentro del COES.Elaboración: Macroconsult S.A.

II

La primera etapa en la fijación de la tarifa en barra, que viene a ser el precio al que se realizan las transacciones en-tre generador y distribuidor para abastecer a los clientes regulados, parte por la fijación del precio básico de energíay potencia del sistema11.

El precio básico de energía se define como un promedio ponderado de los costos marginales de energía de corto pla-zo (CMgCP) esperados para los próximos 48 meses, considerando la demanda de energía prevista, el parque gene-rador existente y el programado, los precios de los combustibles y el costo de falla.

Por su parte, el precio básico de potencia de punta se refiere a la anualidad del costo de desarrollar la central genera-dora más económica para suministrar potencia adicional en horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.

Ambos precios básicos están asociados a una barra que se le llama "barra base" y que se define como la barra dondeestá concentrada la mayor carga del sistema.

En base al uso de modelos de optimización de la operación del sistema (ver recuadro) se determinan los CMgCP pa-ra los próximos cuarenta y ocho meses (ver Gráfico 8).

11 En adelante sólo se hará alusión al costo (o precio) marginal, pero debe entenderse como costo (o precio) del sistema

El precio básico de potencia

se determina utilizando los

costos eficientes de la unidad

de generación más económica.


Finalmente, el precio básico de energía12, en función de la definición dada anteriormente, es aquel que iguala los cos-tos a los ingresos actualizados, usando la tasa de descuento definida en la LCE. Este procedimiento busca suavizar lagran volatilidad de los costos marginales - que dependen fuertemente de la hidrología, la demanda y otros factoresno previsibles - y a la vez permitir recuperar todos los costos incurridos por los operadores en el caso que el sistemase encuentre económicamente adaptado.

Por su parte, el precio básico de potencia se determina utilizando los costos eficientes de la unidad de generación máseconómica para abastecer el incremento de la máxima demanda. Estos costos incluyen, además de los costos de co-nexión al sistema de transmisión, los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación y mantenimientode la unidad de punta.

El método utilizado para identificar la unidad de punta, según la CTE consiste en "evaluar la economía de un con-junto de alternativas de abastecimiento (configuradas de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta) pa-ra abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta de un pe-ríodo de cuatro años"13.

Hidrología

Proyección de la demanda

Programade obras

Costos Variables

Costo deRacionamiento

Precio Básico de Energía=

0

CMgCP46 CMgCP47 CMgCP48

46 47 48

CMgCP1 CMgCP2 CMgCP3

1 2 3

Cmgi * Qi(1 + r)n

Qi(1 + r)n

12 Como el precio básico de energía debe ser el mismo para los cuarenta y ocho meses, entonces es posible simplificar la ecuación para obtener la que se observa en el Gráfico 8. La tarifa en barra resulta de dividir ambos valores actualizados.

13 Resolución Nº 030 - 2000 P/CTE, publicada el 21 de diciembre del 2000.

Gráfico 8 Precio Básico de Energía y Potencia

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29

II

Los Modelos de Optimización de la Operación del SistemaLa determinación del precio básico de energía parte con el cálculo de los CMgCP. Éstos se derivan de la aplicación de mo-delos de optimización que simulan la operación económica del parque generador, obteniéndose el despacho óptimo, losCMgCP mensuales.

De manera resumida, en el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) el modelo busca determinar las decisiones óptimasde operación, es decir aquellas que permiten, en cada etapa mensual, minimizar el costo total de operación y falla. Paraello utiliza programación dinámica estocástica a fin de establecer el valor del agua embalsada14 y, mediante simulacionesdeterminar las estrategias de operación del parque generador. En el caso del Sistema Interconectado del Sur (SISUR), seutilizó hasta hace poco el modelo "Análisis y Cálculo del Costo Marginal" (CAMAC, por sus siglas en inglés). Es un mo-delo de despacho de energía para múltiples barras y permite calcular los CMgCP optimizando la operación del sistema hi-drotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales.

Por otro lado, ante la puesta en servicio de la línea de interconexión Mantaro - Socabaya y a "la imposibilidad de exten-der y usar los modelos existentes para la determinación de los costos marginales"15, la programación y operación eficientedel Sistema Interconectado Nacional (SINAC) requiere un nuevo modelo. Para ello, la CTE ha desarrollado el modelocomputacional "Planeamiento Estocástico con Restricciones en Sistemas Eléctricos" (PERSEO). Es un modelo multinodal,que considera varios embalses y permite evaluar el desempeño del sistema ante diversos escenarios hidrológicos conformadoscon secuencias hidrológicas generadas con los registros históricos. Además, refleja con mayor precisión las restricciones ope-rativas y económicas de las unidades de generación, las restricciones de las instalaciones de transmisión entre otras. Dado eltipo de modelación y las restricciones consideradas, el modelo permite determinar de manera más refinada el plan óptimode operación (energía, potencia, pérdidas, caudales regulados y turbinados, etc.), CMgCP en las barras y otros costos delsistema como congestión y fallas. Fuente: CTE

14 Esto parte del problema de decisión entre el consumo presente del agua versus un empleo futuro. Así, se dice que el agua embalsada se está empleando óptimamente cuando al extraer una pequeña cantidad de agua del embalse, la disminución del costo instantáneo es igual al mayor costo futuro de operación del sistema.15 Ver informativo CTE año 4, número 3 (2000).

Las Tarifas en Barra y los Costos de Transmisión La segunda etapa en la fijación de las tarifas en barra consiste en expandir los precios básicos de energía y potenciahacia las otras barras de referencia del sistema haciendo uso de las "pérdidas marginales" de transmisión y adicionan-do el "peaje por conexión".

Tanto las pérdidas marginales como el peaje por conexión se utilizan para el cálculo de la retribución de la transmi-sión. Para entender la lógica subyacente en el uso de estas variables, es necesario analizar las características económi-cas y tecnológicas de esta actividad.


Como se ha mencionado anteriormente, la actividad de transmisión es un monopolio natural debido principalmen-te a la existencia de economías de escala16, lo cual implica que si se cobrara al costo marginal de corto plazo, el ope-rador del sistema de transmisión no podría financiar sus gastos en el largo plazo, ya que sus costos medios de largoplazo son mayores a los correspondientes costos marginales.

Los costos incurridos por la empresa transmisora comprenden los costos de inversión, operación y mantenimiento.El costo medio es el resultante de dividir la sumatoria de los costos de transmisión entre la cantidad. En el gráfico 9se observa tanto el costo medio de corto plazo como el de largo plazo; además el valor monetario de las pérdidas mar-ginales y medias, cuya diferencia corresponde al ingreso tarifario como se explica más adelante.

Ante tal situación y con el fin de alcanzar el objetivode eficiencia, la LCE establece que se debe cobrar porel uso de las instalaciones de transmisión mediante elcosto marginal (valor de las pérdidas marginales),mientras que la diferencia del costo medio no cubier-ta debe ser financiada a través del pago de peajes porconexión (costo fijo). Es decir, la tarifa por el "servi-cio de transmisión" es la suma del costo marginal ydel costo fijo.

Como se observa en el Gráfico 9, para una demandade energía de Q1 el valor de las pérdidas marginaleses P1, el cual es reconocido por la CTE en el sistematarifario. Sin embargo, se sabe que las verdaderas pér-didas de transmisión son las pérdidas medias, por loque al reconocerse las pérdidas marginales se está ob-teniendo un excedente17 cuyo valor equivale al área Y,el cual es conocido como "ingreso tarifario". Sin em-

bargo, la empresa transmisora requiere recuperar sus costos medios (Cme), para lo cual el marco regulatorio estable-ce que la diferencia no cubierta con el ingreso tarifario, que suele ser mínima, se recupere a través del peaje de cone-xión que correspondería a la suma de las áreas Z y X.

Hasta antes de la interconexión nacional, el procedimiento empleado por la CTE18 para determinar las pérdidas mar-ginales difería según el sistema interconectado19. Así, para el SICN los factores de pérdidas, y por lo tanto las pérdi-das marginales, se determinaban considerando el despacho económico del sistema mediante simulaciones detalladasdel flujo de potencia en las líneas de transmisión. Por su parte, en el SISUR, dado que el modelo para el cálculo de

Z

Y

X

Q1 Energía

Cos

tos

CM

e P

1 P

0

Valor de las Pérdidas Marginales

Valor de las Pérdidas Medias

CMeCP

CMeLP

CMgLP

Gráfico 9 Curvas de Costos de Transmisión

16 Las economías de escala se deben a la presencia de importantes costos fijos (valor de franjas de terreno,obras de acceso, montaje, estructuras de tamaño mínimo, etc.)y a los fuertes aumentos de capacidad derivados de cambios en el voltaje.17 Las pérdidas marginales son calculadas en base a una función cuadrática en la energía transmitida, por lo tanto éstas son mayores a las pérdidas medias.18 Ver resolución Nº 014- 2000 P/CTE, publicada el 11 de junio. 19 Dado que en el año aún no entraba en funcionamiento la línea Mantaro - Socabaya.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

31

Para el sistema principal, el

peaje por conexión se define

como la diferencia entre el

costo medio de transmisión y

el ingreso tarifario.

los costos marginales es multinodal, los factores pérdidas de las seis barras referenciales resultan de la aplicación delmodelo, mientras que para el resto de barras se trata de simular flujos de potencia esperados para condicioneshidrológicas promedios para un año; en caso de incoherencias se determinan tales factores por medio de una inter-polación con los factores de las seis barras referenciales.

Para la determinación del peaje, el sistema de transmisión es dividido en un sistema principal - definido como aquélen donde el flujo de la energía puede ir en dos direcciones, por lo que no se puede identificar exactamente qué ge-neradores usan la infraestructura - y un sistema secundario, en donde el flujo de la energía es unidireccional y es fac-tible identificar a los usuarios. Para este último los peajes se calculan línea por línea.

Para el sistema principal, el peaje por conexión se define como la diferencia entre el costo medio de transmisión y elingreso tarifario. Por su parte, el peaje por conexión unitario se calcula dividiendo el peaje total del sistema de trans-misión entre la máxima demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. Es importante notar que el mode-lo de fijación de tarifas de transmisión también asume un Sistema Económicamente Adaptado.

El costo medio de transmisión comprende la anualidad20 del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de trans-misión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en ba-se a la noción de un sistema económicamente adaptado a la demanda.

En la actualidad el peaje para los sistemas secundarios está siendo fijado por la CTE, por lo que si un generador su-ministra energía eléctrica en dichas barras o utiliza las instalaciones de un concesionario de distribución, ya no re-quiere ponerse de acuerdo con los propietarios para establecer las compensaciones por el uso de las instalaciones.

b) DistribuciónLa distribución de energía es un monopolio natural, condición derivada de la presencia de economías de escala21,por lo que es indispensable regular el precio de esta actividad (VAD), basándose en principios de eficiencia y utili-zando mecanismos que simulen competencia.

Frente a este contexto, el modelo tarifario establece que los costos medios a reconocer en la fijación de la tarifa a ni-vel de distribución son los dados por una empresa modelo eficiente, haciendo competir a las distribuidoras con di-cha empresa ("yardstick competition").

II

20 Calculada a una tasa de actualización del 12% prevista en la Ley.21 En particular son más frecuentes las economías de densidad. Localidades más densas son más económicas de abastecer que aquellas más dispersas. Dado que la densidad y el tamaño del sistema eléctrico están correlacionados, se tiene que el costo medio de distribución disminuya al aumentar el tamaño del sistema atendido.


El Valor Agregado de DistribuciónEn concreto, en el sistema de distribución el precio eficiente está representado por el Valor Agregado de Distribución(VAD) de una empresa modelo eficiente. El VAD representa el costo total en que incurre la empresa distribuidorade electricidad para poner a disposición del cliente la potencia y energía desde la barra equivalente de media tensiónhasta el punto de empalme de la acometida respectiva.

Sus componentes son:• Costos asociados al cliente independientemente de su demanda de potencia y consumo de energía.• Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.• Costos estándares de inversión (Valor Nuevo de reemplazo - VNR), de operación y mantenimiento (eficientes) por

unidad de potencia suministrada.

Retomando el análisis de los componentes del VAD se tiene que los costos de inversión estándar son calculados co-mo la anualidad del VNR de un sistema económicamente adaptado, considerando su vida útil y la tasa anual de ac-tualización de 12% real.

Por su parte, los costos asociados al cliente corresponden a los costos de comercialización, tales como la lectura, pro-cesamiento y emisión de la factura, reparto y cobranza. Estos costos son independientes de la demanda de potenciay consumo de energía. Mientras que las pérdidas estándares de distribución de potencia y energía comprenden tan-to las pérdidas físicas como las comerciales.

La LCE y su reglamento establecen el procedimiento seguido para la determinación del VAD. A continuación sedescribe de manera resumida en el gráfico 10.

VNREmpresas deDistribución

Tarifa BaseVAD

VAD Aprobado

Benchmark

Yardstick

Ingresos

Ajuste VAD

SI

8%<=TIR<=16%

Determinación de los Sectores

Estudio de Costosdel VAD

Constantes y Variables de Cálculo

EpFBPFEEFactores de Expansión de PérdidasFactores de CoincidenciaFactores de ContribuciónHoras de Utilización

NO

COyMEmpresas deDistribución

Gráfico 10 Proceso de Fijación del VAD

Fuente: CTE

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33

II

El VAD se calcula para cada nivel de tensión y para cada sector típico mediante estudios de costos; el sector típicose determina en función de una serie de parámetros como: el consumo promedio anual por cliente, la potencia ins-talada en subestaciones de distribución por km de red de media tensión, la longitud de redes de baja tensión prome-dio por cliente de baja tensión y la longitud de redes de media y baja tensión por consumo anual.

El estudio de costos requiere de la recopilación de información técnica, comercial y económica del sistema eléctricoseleccionado como representante del sector típico, posteriormente se valida la información y se revisa inicialmentelos costos de explotación, gastos indirectos, estructura de la organización y remuneraciones, en base a esta informa-ción se obtiene el VNR propuesto por las empresas, el cual sirve como referencia para obtener el VNR de la empre-sa modelo eficiente. Ésta se construye considerando un desarrollo óptimo de las redes y asignando los recursos de ex-plotación técnica y comercial, para calcular los componentes del VAD eficientes.

Costos y Rentabilidad: El Valor Nuevo de Remplazo (VNR)El VNR representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología yprecios vigentes, considerando además:

• Los gastos financieros durante el periodo de construcción, calculados con una tasa de interés que no puede ser superior a la tasa de actualización de 12% establecida por ley.

• Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas.• Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

El VNR de las empresas de distribución eléctrica es fijado por la CTE. Para dicho fin los concesionarios reportan la infor-mación de sus instalaciones y la CTE, de acuerdo a lo que señala la LCE, puede rechazar fundadamente la incorporaciónde bienes innecesarios.

El concepto del VNR se utiliza en dos contextos, el primero para calcular las inversiones de los bienes físicos de la empresamodelo que se toma de base para el cálculo del VAD, el segundo para que la CTE fije el VNR de los bienes físicos de lasempresas concesionarias. Luego de calculado el VAD, la CTE debe proceder a verificar la rentabilidad, para lo cual se cal-cula los ingresos haciendo uso de la tarifa base (elaborado a partir del VAD calculado en el estudio). Asimismo, se calculalos costos estándares del ejercicio anterior tomando como inversión base el VNR (base del cálculo de la TIR) de las empre-sas distribuidoras. El cálculo debe averiguar si la TIR resultante se encuentra dentro del rango 8% y 16%. De ser así, elVAD resultante del estudio queda aprobado, caso contrario se corrige.


El VNR supone realizar un análisis crítico de las instalaciones actuales, buscando el mínimo costo total que permite pres-tar el mismo servicio con la tecnología más económica. Los costos unitarios considerados para el cálculo de las inversionesson los costos de mercado internacional alcanzables por las empresas distribuidoras en el país, dado el marco institucionaly legal para los procesos de importación de insumos y equipos que las empresas requieren para la proyección y mantenimien-to de las empresas de distribución.

La valuación de activos a valor nuevo de reemplazo para efecto de la determinación de las tasas internas de retorno sobrela inversión es un criterio utilizado frecuentemente en la regulación tarifaria. El punto de partida de este criterio es que elmercado no valoriza los activos a su precio histórico, sino al valor presente de obtener el mismo servicio provisto por el an-tiguo activo. Este criterio es distinto del de valuación a costo de reproducción, lo que permite que el regulador replique elrazonamiento de un operador racional al remplazar los activos actualmente dedicados a la prestación del servicio por otrosque son técnica y económicamente eficientes. Fuente: CTE

Posteriormente, utilizando el VAD obtenido, se determina, para los siguientes 25 años, el flujo de ingresos netos porsector típico aplicando las fórmulas tarifarias.

Finalmente, considerando como inversión inicial el VNR reconocido para las empresas, se calcula la Tasa Interna deRetorno (TIR), que iguala los ingresos netos actualizados al VNR. Si esta tasa arroja un valor entre 8% y 16%, en-tonces se aprueba el VAD calculado, caso contrario ésta debe de ajustarse hasta que la TIR se encuentre en el lí-mite del rango más próximo.

c) Actualización de las TarifasLas tarifas de electricidad reconocen los costos eficientes de generación, transmisión y distribución de la energía eléc-trica, las mismas que son reguladas por la CTE de conformidad con los criterios y procedimientos que señala la Leyde Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

Las tarifas en barra (tarifas de generación) son reguladas semestralmente en los meses de mayo y noviembre de cadaaño. Los peajes de transmisión (tarifas de transmisión) son regulados anualmente en el mes de mayo. La tarifa de dis-tribución se regula cada cuatro años en el mes de noviembre.

Según los criterios y procedimientos de la Ley, las tarifas deben conservar su valor real. Con tal finalidad, las Reso-luciones de la CTE que fijan las tarifas, incluyen los procedimientos de actualización de las mismas para los perio-dos comprendidos entre regulaciones.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

35

Las Resoluciones de la CTE

que fijan las tarifas, incluyen

los procedimientos de actuali-

zación de las mismas para los

periodos comprendidos entre

regulaciones.

Mensualmente se calculan y evalúan los factores de actualización de las tarifas (generación, transmisión y distribución)que resultan de la aplicar fórmulas que consideran indicadores macroeconómicos y precios de los combustibles.

II

Generación Transmisión Distribución

i) Índice de Precios al Por Mayor (IPM) i) Índice de Precios al Por Mayor (IPM) i) Índice de Precios al Por Mayor (IPM)

ii) Tipo de Cambio (TC) ii) Tipo de Cambio (TC) ii) Tipo de Cambio (TC)

iii) Tasa Arancelaria (TA) iii) Tasa Arancelaria (TA) iii) Tasa Arancelaria (TA)

iv) Precios de insumos (o referenciales) iv) Índice del Precio del Aluminio (IPAL)

utilizados en la generación de energía

• Diesel 2 (D2)

• Residual 6 (R6)

• Residual Fuel Oil (PRFO)

• Carbón Bituminoso (PCB)

El reajuste de las tarifas de generación y transmisión se aplica cuando alguno de los factores sufre una variación mayoral 5% respecto al vigente.

Asimismo, el reajuste de las tarifas de distribución se aplica cuando alguno de los factores de actualización del valoragregado de distribución (VAD) tenga una variación mayor al 3% respecto al vigente o cuando las tarifas en barrasufran alguna variación.

privatizaciónprivatización

E N E L

Antecedentes

Marco General de Promoción de la Inversión Privada

El Proceso de Privatización en el Sector

La Venta de Acciones Remanentes

Resultados Obtenidos

Estructura de Propiedad Actual

PrivatizaciónIII

P R O C E S O D E P R I V A T I Z A C I Ó N

S E C T O R E L É C T R I C O

El Proceso de Privatizaciónen el Sector Eléctrico3


AntecedentesA inicios de los 90, luego de varias décadas de una presencia estatal importante en todas las actividades económicas,los resultados eran desalentadores, destacándose el hecho de que la mayor parte de las empresas públicas arrojabanpérdidas, que para 1990 representaban más del 4% del PBI. En particular, el sector eléctrico atravesaba por una se-vera crisis derivada de la insuficiente inversión estatal y el deterioro de la infraestructura por fenómenos como el te-rrorismo. Ello se traducía en una capacidad de generación al borde del racionamiento, llegándose a un déficit de ofer-ta de más de 20% respecto a la demanda y a un nivel de cobertura menor de 50%, además de una serie de deficien-cias en la calidad del servicio y fuertes pérdidas de energía, que en 1993 alcanzaban un 21,8% para las actividadesde distribución.

Marco General de Promoción de la Inversión PrivadaUna de las herramientas para enfrentar los problemas del sector eléctrico era la inversión privada. Promover la par-ticipación de los agentes privados en el sector tenía como principales objetivos los siguientes:

• Redefinir el papel del Estado en el sector.• Fomentar la eficiencia y la competencia.• Aumentar la oferta de energía y garantizar el suministro.• Maximizar en la medida de lo posible los ingresos del Estado.

Bajo este contexto, en 1991 se promulgó la Ley de Promoción de la Inversión Privada en las Empresas del Estado(Decreto Ley 674), en donde se establecía la forma y los mecanismos de transferencia vía concesiones o venta de activos.

Estas medidas se complementaron con la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada (Decreto Ley 757)que garantiza el desarrollo de la inversión bajo los principios de libre competencia, libre iniciativa e igualdad de de-rechos para inversionistas privados y extranjeros. En el caso de estos últimos, se expidió además el Decreto Ley 662que faculta la firma de Convenios de Estabilidad Jurídica con rango de ley para garantizar una serie de derechos enmateria tributaria, laboral, de libre disponibilidad de divisas y de exportación, así como estabilidad del derecho a lano-discriminación. Dichos convenios estarán vigentes aun si se promulgasen nuevas normas, por lo que constituyenleyes entre las partes y tienen un plazo de vigencia de 10 años contados a partir de su celebración.

En 1993, se consolidó este régimen en la nueva Constitución. También, se suscribieron acuerdos internacionales deprotección a la inversión extranjera y de resolución de conflictos vía arbitraje internacional, tales como el MIGA(Multilateral Investment Guaranty Agency), el OPIC (Overseas Private Investment Corporation) y el ICSID (Inter-national Centre for Settlement of Investment Disputes). Además, se han suscrito Convenios Bilaterales de Promo-ción a la Inversión con varios países. Todos ellos son similares y constan de cláusulas estándares sobre no-discrimi-nación, libre transferencia de divisas al exterior, compensación en caso de expropiación, solución de conflictos porarbitraje, principio de subrogación en los contratos de seguros por riesgo no comercial, entre otras.

En este contexto se promulga la Ley de Concesiones Eléctricas, que separa las distintas actividades eléctricas y defi-ne los mecanismos regulatorios, incentivando de este modo la participación del inversionista privado en el sector.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

39

En mayo de 1996, se constituyó

un Comité Especial para llevar

a cabo la promoción de la in-

versión privada en las empresas

regionales de servicio público.

El Proceso de Privatización en el SectorEl proceso de privatización en el sector se inició en mayo de 1992, con la inclusión de las empresas Electrolima yElectroperú dentro del Proceso de Promoción de la Inversión Privada y la constitución del Comité Especial encar-gado de transferirlas al sector privado. A fin de facilitar la privatización, previamente se procedió al saneamiento fi-nanciero de la mayoría de las empresas públicas de electricidad.

Electrolima era en ese entonces la empresa de distribución más grande del país y la segunda generadora, después deElectroperú. Como paso previo a su venta se le dividió de acuerdo a criterios de cobertura geográfica en cinco em-presas: la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte (Edelnor), la Empresa de Distribución Eléctrica de Li-ma Sur (Edelsur), la Empresa de Generación Eléctrica de Lima (Edegel), la empresa de Distribución de Energía Eléc-trica de Chancay (Edechancay) y la Empresa de Distribución Eléctrica de Cañete (Edecañete)

Por su parte, Electroperú, la principal empresa de generación eléctrica del país, también fue dividida en tres unida-des: Egenor, encargada de las hidroeléctricas Carhuaquero y Cañón del Pato, así como de las centrales térmicas deChimbote, Trujillo, Chiclayo y Piura; Cahua que contaba con la central hidroeléctrica homónima y posteriormenteEtevensa, propietaria de la central térmica de Ventanilla. Asimismo, se creó la empresa eléctrica de Piura (Eepsa) apartir de la infraestructura de generación térmica de Petroperú en Talara.

En mayo de 1996, se constituyó un Comité Especial para llevar a cabo la promoción de la inversión privada en lasempresas regionales de servicio público que se mencionan a continuación:

• Electro Sur Medio (Ica, Huancavelica y Ayacucho).• Hidrandina (Ancash, La Libertad, Cajamarca, parcialmente Huánuco y Lima). • Electrocentro (Junín, Pasco, parcialmente Huánuco, Huancavelica y Lima). • Electronorte (Lambayeque, Amazonas y Cajamarca). • Electronoroeste (Piura y Tumbes). • Electro Sur Oeste (Arequipa).• Electrosur (Moquegua y Tacna). • Electro Sur Este (Cuzco y Puno). • Empresa de Generación Eléctrica de Machu Picchu. • Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa. • Empresa de Generación del Sur.

III

La buena pro fue otorgada al

consorcio peruano canadiense

Transmantaro, liderado por Hy-

dro Quebec (Línea de Transmi-

sión Mantaro - Socabaya).


En el Cuadro 5 se muestra la cronología de las privatizaciones realizadas hasta la fecha.

Fecha Empresa Participación Millones de Consorcio Ganador Forma de pagoPrivatizada (%) dólares

Abr. 94 Edelnor 60,0 176,5 Distrilima

Abr. 94 Luz del Sur 60,0 212,1 Ontario Quinta AVV

Abr. 95 Cahua 60,0 41,8 Sipesa (Electro Cahua) A plazos 8 años

Oct. 95 Edegel 60,0 524,4 Generandes Co.

Dic. 95 Etevensa 60,0 120,1 Endesa Por capitalización

Dic. 95 Edechancay 60,0 10,3 Distrilima

Abr. 96 Edechancay 0,7 Trabajadores

Jun. 96 Egenor 60,0 228,2 Dominion

Jun. 96 Edecañete 100,0 8,6 Luz del Sur

Ago. 96 Edegel 10,0 73,8 Trabajadores

Ago. 96 Luz del Sur 5,0 31,9 Trabajadores

Oct. 96 Eepsa 40,2 40,0 Cabo Blanco Por capitalización

Nov. 96 Eepsa 19,8 19,7 Cabo Blanco

Dic. 96 Luz del Sur 22,4 162,5 OPV

Feb. 97 Electro Sur Medio 98,2 51,3 HICA 50% a plazo y 50% inversión

Nov. 98 Electronorte 30,0 22,1 Rodriguez Banda

Nov. 98 Hidrandina 30,0 67,9 Rodriguez Banda

Nov. 98 Electrocentro 30,0 32,7 Rodriguez Banda

Nov. 98 Electronoroeste 30,0 22,9 Rodriguez Banda

Feb. 99 Luz del Sur 3,2 10,0 OPV

Abr. 99 Edegel 7,0 30,9 OPV

Oct. 99 Egenor 30,0 60,0 Duke Energy

Nov. 99 Edegel 5,4 24,3 OPV

Ene. 00 Edegel 17,5 83,9 OPV

Mar. 00 Cahua 30,0 9,5 Skanska Bot -

Nordic Power Invest

Fuente: COPRIElaboración: Macroconsult S.A.

Cuadro 5 Proceso de Privatización en el Sector

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

41

a) GeneraciónEl proceso de privatización en este subsector se inició en abril de 1995. En dicha fecha, el Estado vendió medianteConcurso Público Internacional el 60% de su participación en la Empresa de Generación Eléctrica Cahua (ahoraCahua S.A.), resultando ganadora la propuesta del Sindicato Pesquero del Perú (Grupo Sipesa) que ofertó US$ 41,8millones. En marzo del año 2000, el grupo Skanska Bot AB y Nordic Power Invest AB se adjudicó el 30% de la em-presa, que el Estado mantenía bajo su control, ofreciendo US$ 9,5 millones.

En octubre de 1995, el Estado vendió el 60% de las acciones de la generadora Edegel al consorcio Generandes Co.(conformado por Endesa y Energy Corporation) por US$ 373,5 millones, comprometiéndolo además a ampliar lacapacidad de la central térmica de Santa Rosa en 100 MW en menos de un año. La venta se completó con tres ofer-tas públicas de valores (OPV) en abril y noviembre de 1999 y en enero de 2000.

En diciembre de 1995 se realizó la subasta de Etevensa bajo la modalidad de capitalización, previo incremento de lacapacidad instalada. El postor ganador fue Generalima, cuyo principal accionista es Endesa, quien por una partici-pación del 60% se comprometía a incrementar la capacidad en 280 MW en un plazo de 18 meses. La inversión arealizarse era de US$ 120,1 millones.

Posteriormente, en junio de 1996, Inversiones Dominion Perú con Duke Energy a la cabeza adquiere el 60% de lasacciones de Egenor por US$ 228,2 millones y el compromiso de ampliar su potencia efectiva en 100 MW.

Por último, en noviembre de 1996 se realizó la subasta de Eepsa resultando ganador el Consorcio Cabo Blanco, encabe-zado por Endesa, mediante la capitalización de US$ 40 millones requeridos para la instalación de una planta de 80 MWde potencia (40,2% de las acciones tipo A) y la compra del 19,8% de las acciones de tipo B, por US$ 19,7 millones.

b) TransmisiónAunque el Estado decidió mantener la propiedad de las empresas de transmisión eléctrica existentes, es decir la Em-presa de Transmisión del Centro (Etecen) y la Empresa de Transmisión del Sur (Etesur), recientemente se ha opta-do por incentivar la inversión privada para reforzar y ampliar las líneas de transmisión e interconexión mediante eluso de contratos de tipo BOOT (Build-Own-Operate-Transfer). A través de esta modalidad de participación priva-da, se licita la ejecución de una determinada infraestructura a cambio de la cual se concesiona la explotación de lamisma durante un periodo de tiempo determinado, devolviéndose al Estado una vez finalizada.

El caso más importante ha sido la concesión para la construcción y explotación de la línea de interconexión Manta-ro - Socabaya durante un periodo de 33 años a partir de la fecha de cierre del acto de adjudicación, ocurrida en fe-brero de 1998. La buena pro fue otorgada al consorcio peruano canadiense Transmantaro, liderado por Hydro Que-bec, quien presentó una oferta económica por un valor de US$ 179,2 millones.

III


También se debe mencionar la concesión, bajo este mismo esquema, de las obras para el reforzamiento de los sistemaseléctricos de transmisión del sur en enero de 1999, la misma que fuera otorgada por un periodo de 32 años a RedEléctrica del Sur (Redesur), de propiedad de Red Eléctrica de España.

Para el año 2001 se encuentra programada la licitación para concesionar las líneas eléctricas Oroya - Carhuamayo -Paragsha y su derivación hacia Antamina y la línea Aguaytía - Pucallpa, que posibilitará la interconexión de esta úl-tima localidad con el sistema principal.

c) DistribuciónLas privatizaciones se inician a mediados de 1994 con la venta del 60% de las acciones de Edelnor y de Edelsur, lasempresas de distribución más grandes del país. En el caso de Edelnor, la empresa fue adjudicada al consorcio Distri-lima, formado por Endesa (España) y Enersis (Chile), que presentó una oferta de US$ 176,5 millones. Por su parteEdelsur (posteriormente denominada Luz del Sur) fue adquirida por el consorcio Ontario Quinta con una propues-ta de US$ 212,1 millones (Ver Cuadro 6).

En febrero de 1997 se transfirió el 100% de las acciones de la empresa Electro Sur Medio al consorcio HICA, de ca-pitales argentinos y peruanos, que presentó una oferta por US$ 51,3 millones.

Dentro de esta actividad, la privatización más reciente ocurrió en noviembre de 1998, en que se adjudicó un 30%de las acciones que el Estado poseía en las empresas regionales Electronorte, Hidrandina, Electronoroeste y Electro-centro. La buena pro fue otorgada al grupo José Rodríguez Banda S.A., empresa del grupo Gloria, que ofertóUS$ 145,6 millones, acogiéndose a la modalidad de pago a plazos.

Monto Porcentaje Año Pago por Cobertura Número (millones US$) cliente (US$) de Clientes

Distribuidoras

Edelnor 294,2 60 1994 469,8 76% 626 168

Luz del Sur 353,5 60 1994 707,6 76% 499 640

Electrocentro 32,7 30 1998 436,7 36% 249 538

Hidrandina 67,9 30 1998 788,4 50% 287 003

Electronorte 22,1 30 1998 521,1 51% 141 497

Electronoroeste 22,9 30 1998 471,8 52% 161 687

Electro Sur Medio 51,3 100 1996 590,6 45% 86 826

Cuadro 6 Privatización de Empresas Distribuidoras

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

43

Las transacciones más impor-

tantes han sido las correspon-

dientes a Luz del Sur, Edegel y

Egenor, en las que el Estado

vendió toda su participación.

La Venta de Acciones RemanentesA través de las privatizaciones mencionadas anteriormente, el Estado transfirió al sector privado paquetes acciona-rios mayoritarios que les permitiesen el control de las empresas eléctricas adquiridas, reservándose un determinadoporcentaje de acciones para su posterior oferta en los mercados de capitales. Estas acciones han sido vendidas paula-tinamente a través de diferentes mecanismos, tales como la transferencia a inversionistas institucionales (AFPs, Fon-dos de Inversión, etc), ofertas públicas de venta (OPV) y subastas, así como también la venta de estas acciones a laciudadanía en general a través del mecanismo de participación ciudadana.

En este sentido, las transacciones más importantes han sido las correspondientes a Luz del Sur, Edegel y Egenor, enlas que el Estado vendió toda su participación, obteniendo un total de US$ 157,9 millones, US$ 139,2 millones yUS$ 60 millones respectivamente por las acciones remanentes.

Resultados ObtenidosLa participación de inversionistas privados en el sector es sin duda uno de los factores que ha propiciado la mejorade una serie de indicadores de cobertura, calidad y eficiencia en el sector.

En el caso de la distribución destaca la reducción de pérdidas de energía, de un 21% en 1996 a un 11,5% en el 2000a nivel consolidado, disminuyendo a cerca del 9% en los casos de Edelnor y Luz del Sur. Asimismo, se aprecia unimportante incremento de la cobertura eléctrica, de un 59% en 1994 a un 72% en la actualidad, destacando una vezmás los casos de Edelnor y Luz del Sur, que han logrado una cobertura del 100% en su área de concesión.

Si bien la recaudación de ingresos se suele considerar un objetivo secundario del proceso de privatización, entre 1994y el 2000 se habría obtenido una importante suma por dicho concepto, totalizando un valor de US$ 1 938 millo-nes en ingresos directos (los que no incluyen US$ 160,1 millones por capitalizaciones en Etevensa y Eepsa), cuyosmejores resultados se alcanzaron durante 1996.

III

Con posterioridad al proceso

de privatización se han produ-

cido algunos cambios en la

estructura de propiedad.


Por otro lado, se estima que la inversión de las empre-sas privatizadas en el sector alcanzó los US$ 700 millo-nes, superando ampliamente los compromisos adqui-ridos en el proceso. En el caso de la generación, se pro-dujeron incrementos de capacidad en Etevensa (349MW), Egenor (216 MW), Edegel (137 MW) y Eepsa(94 MW), mientras que en distribución destacan lasinversiones realizadas por Luz del Sur y Edelnor.

Estructura de Propiedad ActualComo ya se mencionó, el Estado mantiene todavía elcontrol y la propiedad total de los sistemas de trans-misión eléctrica, salvo en las líneas concesionadas ba-jo el esquema BOOT. Asimismo, tiene una presenciaimportante en la distribución - fundamentalmente enlas empresas que atienden al sur del país, representan-

do el 28% de los ingresos del sub sector - y aún posee participación en empresas como Edelnor y Etevensa. Por otrolado, resulta significativa su participación en la capacidad de generación que alcanza un 37,4% de la capacidad efec-tiva del sistema nacional, en la que destacan el Complejo Hidroeléctrico del Mantaro y las empresas Electro Orien-te y Electro Ucayali, que abastecen las principales ciudades de la selva. En el Cuadro 7 se muestra el control de lasempresas eléctricas.

Con posterioridad al proceso de privatización se han producido algunos cambios en la estructura de propiedad, loscuales hicieron que grupos como el español Endesa, que adquirió Enersis de Chile, pasara a controlar a las genera-doras Edegel, Eepsa y Etevensa y a la distribuidora Edelnor. Algo análogo sucedió con Egenor, de cuya propiedadparticipaba Duke Energy a través de Inversiones Dominion Perú, cuando en octubre de 1999 obtiene un 30% adi-cional consolidándose como el controlador de la empresa. También cabe resaltar que se ha producido un cambio enla propiedad de Luz del Sur, pasando a manos de la americana Sempra Energy.

388,6

976,1

1 548,7 1 574,31 719,9

1 845,11 937,7

0

500

1000

1500

2000

2500

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Gráfico 11 Ingresos Directos Acumulados por Privatización en el Sector (millones US$)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

45

Distribuidoras Control Ventas (%)

Seal Estado 6,1

Electro Sur Este Estado 2,7

Electro Oriente (aislados) Estado 1,6

Electrosur Estado 1,5

Electro Ucayali (aislados) Estado 0,7

Edelnor Endesa (Inversiones Distrilima) 34,4

Luz del Sur Sempra Energy International 34,0

Hidrandina Privado 6,0

Electrocentro Privado 4,4

Electro Sur Medio Late S. A (nacional - Consorcio HICA) 3,2

Electronoroeste Privado 3,0

Electronorte Privado 2,1

Edecañete Sempra Energy International (Luz del Sur) 0,4

Generadoras Control Capacidad efectiva (%) Producción (%)

Electroperú Estado 22,2 40,7

Egasa Estado 8,1 8,3

Electroandes Estado 4,5 6,6

Egesur Estado 1,6 1,4

Egemsa Estado 0,8 0,5

Chavimochic Estado 0,2 0,0

Edegel Endesa (Consorcio Generandes) 20,6 18,5

Etevensa Endesa (Consorcio Generalima) 14,0 0,2

Egenor Duke Energy International 10,8 9,0

Enersur Tractebel 5,6 6,9

Aguaytia Participación de Duke 4,0 1,9

Eepsa Endesa (Consorcio Cabo Blanco) 3,3 3,3

Cahua Grupo Skanska Bot AB y Nordic Power Invest AB 2,8 2,6

Shougesa Shougang 1,5 0,0

Cuadro 7 Control de las Empresas Eléctricas

III

Transmisoras

Control del Estado en las principales empresas (ETECEN y ETESUR)

Contratos BOOT con Transmantaro (US$ 179,8 millones) y Red Eléctrica de España (US$ 74,5 millones)

Fuente: Copri, Memorias Anuales, CTEElaboración: Macroconsult

tarifastarifas

T A R I F A S

TarifasIV

E L É C T R I C A S

Evolución de las Tarifas

Análisis de los Modelos Tarifarios Internacionales

Comparación Internacional

Las Tarifas Eléctricas4


Evolución de las Tarifasa) Periodo 1975 - 1992Hasta 1993 no se fijaban las tarifas siguiendo principios de eficiencia, por lo que se tuvo que afrontar una serie deproblemas, derivados de un manejo político de las mismas. Así, en años como 1983, cuando inició sus operacionesla Comisión de Tarifas Eléctricas (hoy Comisión de Tarifas de Energía), las tarifas cubrían tan sólo un 75% de loscostos de electricidad. Esto obligó a realizar fuertes y sucesivos reajustes que tomaran también en cuenta los incre-mentos previstos en la inflación, la devaluación y los precios de los combustibles. Para entonces, las tarifas eran de-terminadas sobre la base de los costos contables de las empresas de electricidad, de manera que los ingresos de lasmismas debían cubrir sus costos y gastos operativos. Sin embargo, existía una fuerte influencia de criterios políticosque obligaban a mantener los precios por debajo de sus costos, la misma que se hizo más patente durante el perio-do 1985-1990.

Como consecuencia, durante muchos años las empresas de electricidad acumularon fuertes pérdidas operativas, lasque en 1989 alcanzaron a US$ 226 millones, es decir, el 150% de sus ingresos. De esta manera se afectó su capaci-dad para generar recursos y llevar adelante los planes de inversión necesarios en el sector.

Los problemas macroeconómicos de los años 80 acentuaron este panorama. Períodos de recesión y alta inflación afec-taron el desempeño de las empresas eléctricas. Las ventas de energía a importantes sectores, como el industrial, se re-dujeron; la inflación elevó los costos de servicio y, en un marco de control de precios, las tarifas no podían ajustarseconvenientemente. En el Cuadro 8 se presenta una evolución del precio y costo medio operativo de electricidad.

Año Precio medio Costo medio Relación precio/costo(1) (2) (1)/(2)

1985 3,64 3,33 109%

1986 3,37 5,11 66%

1987 2,28 2,63 87%

1988 1,50 2,27 66%

1989 1,90 4,83 39%

1990 4,57 6,19 74%

1991 4,65 5,08 92%

Fuente: CTE

Cuadro 8 Precio y Costo Medio Operativo de la Electricidad (ctv. US$/kW.h)

Como se puede apreciar en el cuadro anterior, entre 1985 y 1990 el precio medio de la electricidad se encontrabapermanentemente por debajo del costo promedio registrado por las empresas.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

49

Durante muchos años las

empresas de electricidad

acumularon fuertes pérdidas

operativas, las que en 1989

alcanzaron a US$ 226 millones.

b) Período 1993 - Noviembre 2000Acorde con lo dispuesto por la Ley de Concesiones Eléctricas, en 1993 entró en vigencia el nuevo sistema tarifario.En noviembre de dicho año la CTE estableció por un período de cuatro años los valores máximos de los precios enbarra, el valor agregado de distribución, las fórmulas tarifarias y las de actualización. En octubre de 1997 se fijó unanueva estructura tarifaria para los siguientes cuatro años.

IV

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992

Residencial Industrial Comercial Promedio

Gráfico 12 Evolución del Precio Medio de Electricidad por Tipo de Consumo 1975 - 1992 (ctv. US$/kW.h)

En las tarifas de media tensión,

se observa que durante los

últimos 3 años se han mantenido

relativamente estables.


Como se observa en el Gráfico 13, a partir de la reforma en 1993 las tarifas, en especial la residencial, comienzan a sin-cerarse para reflejar su verdadero valor y se reducen los subsidios entre tipos de consumo. Desde comienzos de 1997 yhasta los primeros meses de 1999 se observa una tendencia decreciente de las tarifas, para posteriormente estabilizarse.

Por su parte, en el caso de las tarifas residenciales, también se aprecia un incremento de los precios al inicio de la re-forma, que se explica una vez más por la necesidad de llevar las tarifas a costos. Sin embargo, desde 1997 se apreciauna tendencia decreciente.

Las tendencias mostradas en la evolución de las tarifas se aprecian con mayor detalle en la evolución de los preciospunta y fuera de punta en Media y Baja tensión, que vienen a ser los referentes más adecuados con el nuevo sistematarifario, que distingue explícitamente las tarifas por tipo de cliente.

En el primer caso, es decir, en las tarifas de media tensión, se observa que durante los últimos 3 años se han mante-nido relativamente estables, luego de haber mostrado una tendencia decreciente desde mediados de 1997 (ver Grá-fico 14). Sin embargo, se aprecia el proceso de sinceramiento tarifario, destacando las distorsiones existentes en añoscomo 1993, donde el precio en punta era menor que el precio fuera de punta.

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Industrial (Punta) Industrial (Fuera de Punta) Comercial (Punta) Comercial (Fuera de Punta) Residencial

ctv.

US

$/kW

.h

Gráfico 13 Evolución del Precio Medio de Electricidad por Tipo de Consumo 1993 - 2000

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

51

En el caso de las tarifas de baja tensión se aprecia un incremento de los precios hasta 1996, producto de la aplica-ción del nuevo esquema tarifario y la eliminación de subsidios cruzados. Sin embargo, a partir de 1996 hasta la ac-tualidad, las tarifas en baja tensión mantienen un nivel relativamente estable (ver Gráfico 15).

El alumbrado público, al igual que las tarifas residenciales, eran servicios que recibían importantes subsidios con an-terioridad a la reforma, por lo que se aprecia un incremento de los precios. Sin embargo, al igual que en los casos an-teriores, conforme el sistema tarifario se va consolidando, se aprecia en 1999 una importante reducción y, a partir deesa fecha, una relativa estabilidad en las tarifas por este servicio, ubicándose al terminar el año 2000 en ctv. US$ 9,37por kW.h.

Punta Fuera de Punta

0,00

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3,00

4,00

5,00

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Nov

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Gráfico 14 Evolución del Precios Medios en Media Tensión

Fuente: CTEElaboración: Macroconsult S.A.

IV


Por otro lado, se observa que el incremento de las tarifas residenciales durante el periodo de análisis ha sido menorque la inflación acumulada, cualquiera sea el nivel de consumo. Además, durante los años 1996 y 1997, mientras elnivel de precios aumentaba, las tarifas decrecían, notándose que sólo en 1999 la tasa de inflación ha sido menorque el crecimiento de las tarifas, lo que se explica por el impacto que sobre éstas tuvo la elevación de los precios in-ternacionales de los combustibles.

Punta Fuera de Punta Alumbrado Público

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Gráfico 15 Evolución del Precio Medio de Electricidad en Baja Tensión

Fuente: CTEElaboración: Macroconsult S.A.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

53

El incremento de las tarifas re-

sidenciales durante el periodo

de análisis ha sido menor que

la inflación acumulada, cual-

quiera sea el nivel de consumo.

En la última resolución tarifaria correspondiente a tarifas en barra vigente a partir del 1 de noviembre del 2000, sefijaron por primera vez los precios de potencia y energía en las barras base del SINAC, constituido por la integra-ción física del SICN y SISUR. La interconexión nacional ha permitido una mayor eficiencia en el uso de la energía,al posibilitar la utilización de los excedentes de potencia del ex Sistema Centro Norte en el ex Sistema Sur. Esto harepercutido en las tarifas, apreciándose reducciones importantes en las barras de Cuzco (16,8%), Socabaya (12,6%),Azángaro (11,3%) y Tacna (10,1%), con la consecuente disminución en las tarifas residenciales que, en comparacióncon el mismo mes del año anterior, presentaron disminuciones de 8,7% en Cuzco, 7,0% en Arequipa, 6,0% en Tac-na y 5,8% en Puno.

Vari

ació

n (%

)

15 kW.h -2,4% 3,4% 13,2% 2,5% 17,2%

65 kW.h -6,1% 2,3% 16,2% 2,2% 14,2%

125 kW.h -6,8% 2,1% 16,8% 2,1% 13,6%

Diesel 2 -6,7% -26,0% 104,1% 35,1% 90,5%

Residual 6 2,4% -32,3% 135,2% 6,3% 73,2%

Inflación 6,5% 6,0% 3,7% 3,7% 21,5%

1997 1998 1999 2000 Acumulada

Fuente: CTE

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-40

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40

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Gráfico 16 Variación de las Tarifas Residenciales, Combustibles e Inflación Lima

IV

Comparando los marcos regu-

latorios en función de estos

tres principios, observamos

que la regulación en Chile es la

más parecida a la peruana.


Análisis de los Modelos Tarifarios Internacionalesa) Comparación de los Sistemas TarifariosAunque las reformas en el sector eléctrico en Latinoamérica, y en particular en los países seleccionados, se iniciaronen diferentes períodos y presentan distintos grados de profundización, en general se observa que el desarrollo del sec-tor se guía por principios que promueven la eficiencia y competitividad.

Son tres los principios que guían nuestro marco regulatorio:

La neutralidad, es decir, que cada consumidor debe pagar por el costo que ocasiona al sistema eléctrico. En el Perú,éste lo puede hacer eligiendo la opción tarifaria que más le convenga.

La equidad, que prohibe la discriminación injustificada, evitándose por ejemplo que dos consumidores con las mis-mas características paguen diferentes montos por el mismo servicio. Así, en el Perú las tarifas contemplan diferenciaspor potencia, energía y nivel de tensión, pero no por el tipo de actividad o uso.

La eficacia, por cuanto el sistema tarifario fomenta la eficiencia económica y la utilización racional de la energía.

Comparando los marcos regulatorios en función de estos tres principios, observamos que la regulación en Chile es lamás parecida a la peruana. El caso boliviano se podría considerar comparativamente menos equitativo, pues no se per-mite la diferenciación horaria por potencia, mientras que Argentina sería menos neutral, pues no es posible que losclientes elijan diferentes opciones de acuerdo a su consumo. Por su parte, en Colombia se presentan las mayores defi-ciencias, ya que posee un esquema de subsidios cruzados, en particular entre los clientes residenciales (ver Cuadro 9).

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

55

b) Los Marcos Regulatorios en LatinoaméricaAdemás de los sistemas tarifarios aplicados a los consumidores finales, existe una serie de diferencias en los esquemasregulatorios de las distintas actividades eléctricas en Latinoamérica, que también incide sobre las tarifas aplicadas.

En Argentina existe un mercado mayorista abierto (CAMMESA) en el que se fomentan transacciones menos rígidasentre los agentes, como la posibilidad de que las empresas distribuidoras compren en el mercado spot en circunstan-cias propicias, lo que representa un mayor avance en el fomento de la competencia y la transparencia. Asimismo, eltamaño para los clientes libres es menor, lo que posibilita una mayor competencia y un mayor número de opciones.

Incluso en Chile, si bien la regulación resulta muy similar a la nuestra, se presentan dificultades en los mecanismosde pago por transmisión y la definición de las llamadas "áreas de influencia".

En el Cuadro 10 se muestra una descripción comparativa de los marcos regulatorios en los países seleccionados.

Característica / País Perú Colombia Chile Argentina Bolivia(Ciudad) Lima Bogotá Medellín Santiago Buenos Aires La Paz

Neutralidad ✔ X X ✔ X X

Cliente con libertad de

elección tarifaria Si No No Si No Si

Equidad ✔ X X - ✔ -

Tarifas horarias de potencia Si No No Si Si Si

Tarifas horarias de energía Si No Si No Si No

Tarifa según uso o actividad No Si Si No Si Si

Tarifas estacionales Si No No Si No No

Tarifas según el tipo de instalaciones

de distribución (aérea/subterránea)1 No No No Si No No

Tarifas residenciales según

estratos de consumo No Si Si No No Si

Tarifas diferenciadas según

nivel de tensión Si Si Si Si Si Si

Eficacia

Cliente con posibilidad de utilizar

eficazmente la electricidad Si No No Si Si Si1 Aérea o subterráneaFuente: Situación Tarifaria en el Sector Eléctrico Peruano

Cuadro 9 Características de los Sistemas Tarifarios de los Países Seleccionados

IV


Comparación InternacionalLos países seleccionados para realizar la comparación internacional de tarifas son Argentina, Bolivia, Chile, Colombiay Perú, eligiéndose dentro de ellos a aquellas empresas cuya área de concesión incluye a las capitales de dichos países(ver Cuadro 11). Para efectuar la comparación se utilizaron los respectivos pliegos tarifarios a noviembre del año 2000.

Las empresas elegidas son Edenor y Edesur que proveen de energía a la capital federal y al Gran Buenos Aires; Elec-tropaz cuya área de concesión es la Paz; Chilectra que abastece a Santiago; Codensa que atiende a la ciudad de Bo-gotá y Edelnor y Luz del Sur que se reparten la concesión de la ciudad de Lima.

Cuadro 10 Comparación de los Marcos Regulatorios Latinoamericanos

Ente Regulador

Argentina Perú Chile Bolivia Colombia

ENRE (Ente Reguladorde Electricidad) regulade transmisión nacionaly la distribución enBuenos Aires

Un Mercado libre para Grandes Usuarios Mayores (más de 1 MW),debe contratar al menos un 50% con el generador, Grandes Usuarios Menores (entre 30 kW y 2 MW), y Grandes Usuarios Particulares (entre 30 kW y 100 kW)

Separación de activi-dades y libre acceso en generación

Despacho en función de costos marginales

Coordinación centraliza-da (CAMMESSA), incluye representantes de los clientes libres y las distribuidores

Posibilidad de transac-ciones físicas en el mercado spot - compra de distribuidoras

Monopolio regulado.Acceso universal

Tarifas incluyen cargopor congestión que vana un fondo para finan-ciar inversiones

Monopolios locales regulados

Tarifas máximas con ta-sa de actualización

CTE (Comisión de Tari-fas de Energía) regulaprecios de electricidad(generación, transmisióny la distribución) y gas

Un mercado libre (accesoa clientes con demanda mayor a 1MW) y el regulado

Separación de activida-des y libre acceso engeneración

Fijación semestral deprecios en barra en fun-ción a costos marginales

Coordinación centraliza-da (COES), con partici-pación de generadoresy transmisora

Posibilidad de transac-ciones físicas en el mercado spot entre generadores

Competencia por concesiones, concesio-nes reguladas. Accesouniversal

Peajes anuales prorra-teados entre generado-res en función de supotencia firme


Tarifas máximas con tasa de actualización

CNE (Comisión Nacionalde Energía) regulaprecios en electricidad ygas y formula de políticaenergética

Un mercado libre (accesoa clientes con demanda mayor a 200 kW) y el regulado

Separación de activida-des y libre acceso en generación

Fijación semestral de precios en barra en fun-ción a costos marginales

Coordinación centralizada(CDEC), con participaciónde mayores generadores

Posibilidad de transaccio-nes físicas en el mercadospot entre generadores

Competencia por conce-siones, concesiones regu-ladas. Acceso universal

Peajes anuales prorra-teados entre generado-res en función de su potencia firme por áreasde influencia


Tarifas máximas con tasa de actualización

Superintendencia Nacionalde Electricidad

Un mercado libre (accesoa clientes con demandamayor a 2 MW) y el regulado


En mercado de contratosprecios y condiciones libres, compras de déficiten el mercado spot aprecios regulados

Coordinación centralizadapor el Comité Nacionalde Despacho de carga(CNDC)

Posibilidad de transac-ciones físicas en el mercado spot entre generadores

Monopolio regulado. Acceso universal

Peajes anuales prorra-teados entre generado-res en función de su potencia firme por áreasde influencia


Tarifas máximas con tasade actualización, proyec-ción de costos y demanda

CREG fijación de preciosa usuarios de serviciopúblico

Existencia de un mercadolibre (acceso a clientescon demanda mayor a0,5 MW) y el regulado


Despacho centralizado através de una Bolsa deEnergía

Compra de comercializa-dores en el MEM sobreuna base spot

Contratos de coberturade precios a largo plazo

Monopolio regulado.Acceso universal

Peajes anuales prorra-teados entre generado-res en función de su potencia firme


Tarifas máximas con tasade actualización

Estructura de Mercado

Marco Regulatorio

Generación

Transmisión

Distribución

Elaboración: Macroconsult

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

57

Los países seleccionados para

realizar la comparación interna-

cional de tarifas son Argentina,

Bolivia, Chile, Colombia y Perú.

Como es sabido, los consumidores tienen diferentes cargas de consumo y por lo tanto generan diferentes costos alsistema que dependen de su patrón de consumo y de la intensidad de uso.

Frente a esta situación, se hizo una selección de los consumidores más representativos, tipificándolos de acuerdo aciertas características. Así, un consumidor residencial presenta un consumo de energía de 100 kW.h al mes, de loscuales el 78% los consume en horas punta, una potencia de 4,75 kW y se abastece en baja tensión. Mientras que unconsumidor comercial presenta un consumo de energía de 36 MW.h al mes, 100 kW de potencia, consume la ma-yor cantidad de consumo de energía en horas fuera de punta y se abastece en baja tensión. Por último, se tiene alconsumidor industrial con 280,8 MW.h de consumo promedio al mes y 950 kW de potencia (ver Cuadro 12).

País/Empresa Localización de Número de Densidad Energía Número dela Concesión clientes (cl/km2) Facturada empleados

Argentina

Edenor - Edesur GBA y Capital 4 357 548 25 207 5 259

Bolivia

Electropaz La Paz 280 637 911 267

Chile

Chilectra Santiago 1 239 n.d. 8 425 1 383

Colombia

Codensa Bogotá 1 628 n.d. 8 226 1 904

Perú

Edenor - Luz del Sur Lima 1 495 280 6 822 1 313

Fuente: CIER y Memorias anuales de empresas

Cuadro 11 Caracterización de las Empresas Distribuidoras Seleccionadas

Unidad Residencial Comercial Industrial

Energía HP kW.h 78 3 600 98 280

Energía HFP kW.h 22 32 400 182 520

Energía total kW.h 100 36 000 280 800

Potencia HP kW 5 30 600

Potencia HFP kW 2 100 950

Max Potencia kW 5 100 950

Factor de calificación 0 0 1

Calificación FP FP P

Fuente: CTE

Cuadro 12 Caracterización de los Consumidores Típicos

IV

Dado que un consumidor ra-

cional busca minimizar la factu-

ra por el pago de su consumo

de energía y potencia, elegirá

la opción tarifaria que más se

adecúe a su patrón de consumo.


Sobre la base de las características anteriormente mencionadas, dado que un consumidor racional busca minimizarla factura por el pago de su consumo de energía y potencia, elegirá la opción tarifaria que más se adecúe a su patrónde consumo. Nótese que en los diferentes países seleccionados para efectuar la comparación se presentan opcionestarifarias con características distintas, por lo que se ha tomado como referencia el consumo de potencia, el nivel detensión con el cual es abastecido y el consumo de energía, a fin de homogeneizar las opciones tarifarias entre los di-ferentes países (ver Cuadro 13).

De este modo, en el Perú al consumidor residencial le corresponde la opción tarifaria BT5, mientras que al consu-midor comercial que se abastece en baja tensión le corresponde la opción BT2 y el consumidor industrial elegiría laopción tarifaria MT2.

En Argentina, el consumidor residencial se encontraría dentro de la opción tarifaria T1-R1, ya que ésta se aplica só-lo a consumidores con un consumo de energía menor a 150 kW.h de energía al mes, una demanda de potencia in-ferior a 10 kW, y que se abastecen en baja tensión. Al cliente comercial le correspondería la opción T3-BT debido aque su demanda de potencia es mayor a 50 kW y se abastece en baja tensión. Por último, al cliente industrial le co-rresponde la opción T3-MT, cuyas condiciones de aplicación son las mismas que la anterior con la diferencia que seabastece en media tensión.

Para el caso de Bolivia, se asocia al consumidor residencial con la opción cuyas condiciones implican un consumode potencia menor a 10 kW y un suministro de energía en baja tensión. En tanto que para un consumidor comer-cial se requiere un consumo de potencia mayor a 50 kW, un consumo de energía significativo (entre 2 y 50 MW.h)y que sea abastecido en baja tensión. Para el consumidor industrial, se replican las condiciones anteriores excepto ladel consumo de energía que puede llegar hasta 5000 MW.h.

Por su parte, en Chile al consumidor residencial le corresponde la opción BT1.a, cuyas condiciones son similares alas del caso peruano. Asimismo, para un consumidor comercial le correspondería la opción BT4.3, que tiene carac-terísticas similares a la BT2 del Perú con demandas de potencia que fluctúan entre 10 y 60 kW, estableciéndose ade-más la factura en función de la energía y potencia que se consume, ya que ésta se calcula en función de la mediciónde la energía y potencia en punta y fuera de punta. Por último, al consumidor industrial le corresponde la opciónAT4.3 ya que se aplica al cliente cuyo consumo de energía puede llegar hasta 5000 GW.h.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

59

Finalmente, se tiene que para Colombia la opción tarifaria para el cliente residencial es la que corresponde a la cate-goría residencial estrato 4, destinada a pequeñas demandas y que no presenta las distorsiones de los subsidios exis-tentes entre los niveles inferiores y superiores. Al cliente comercial le corresponde la opción de la categoría comer-cial pero del nivel 1, ya que las condiciones de aplicación establecen que son clientes en baja tensión, con un consu-mo de potencia inferior a 500 kW. Al consumidor industrial le corresponde la opción de la categoría industrial delnivel 2 que se alimenta en media tensión.

Residencial Comercial Industrial

Argentina

Edenor-Edesur T1-R1 T3-BT T3-MT

Bolivia

Electropaz B4-PD-R-BT-110V C2-GD-BT E-GD-MT

Chile

Chilectra BT1.a Area 1A BT4.3 Area 1A AT4.3 Area 1A

Colombia

Codensa Estrato 4 Comercial Niv1 BT Industrial Niv2 MT

Perú

Edelnor-Luz del Sur BT5 BT2 MT2

Fuente: CIER, condiciones de aplicación de opciones tarifarias de los países, otros.

Cuadro 13 Equivalencias entre Opciones Tarifarias para Consumidores Típicos

a) Consumidor ResidencialComo se observa en el cuadro 12, este tipo de consumidor presenta una demanda de energía de 100 kW.h al mes.Los resultados indican que el consumidor residencial argentino paga el mayor precio medio, aproximadamente US$ 104por MW.h sin impuestos, seguido del consumidor peruano, quien paga 10% menos. Por su parte, los clientes resi-denciales de Chile, Bolivia y Colombia presentan los menores precios medios, siendo este último el país en dondese presenta el menor costo por consumo de energía, que asciende a US$ 66,5 cuando no incluye los cargos por re-gulación, despacho e indisponibilidades del sistema de transmisión. Este país sigue presentando el menor costo porconsumo de energía (US$ 74,5 por MW.h) aún cuando se incluyan los cargos mencionados anteriormente.

A pesar de que el Perú es el segundo país con menores costos fijos, sin embargo presenta los mayores costos varia-bles, lo que hace que los precios medios se incrementen sustancialmente. Esto no sucede en Colombia, en dondeCodensa tiene costos fijos nulos y costos variables 15% menores que los de Edelnor y Luz del Sur.

Si consideramos el efecto impositivo, observamos que los precios medios después de impuestos mantienen su ante-rior ubicación, aunque las diferencias entre países cambian significativamente. En el caso de Argentina, debido a sufuerte carga impositiva, los precios aumentan aproximadamente en 37%, mientas que en el Perú tal incremento as-ciende al 18%. Por su parte Colombia presenta la menor carga impositiva, lo que refuerza su ubicación como el paíscon las tarifas más bajas.

IV


b) Consumidor ComercialEn el cuadro 12 se presenta la estructura de consumode este tipo de cliente, cuya demanda mensual ascien-de a 36 MW.h de energía y 100 kW de potencia.

Como se observa en el gráfico adjunto, las tarifas eléc-tricas comerciales en Bolivia resultan las más onero-sas, con un precio medio de US$ 105 por MW.h sinimpuestos, seguido de las tarifas colombianas. Encambio, las tarifas comerciales en Argentina resultanser las más bajas dentro de la muestra analizada, ubi-cándose en US$ 51,9. Por su parte los precios mediosen Perú y Chile se ubican en un rango intermedio yresultan muy similares, situándose entre 20% y 25%por encima de las tarifas argentinas.

Considerando los impuestos, el ordenamiento de losprecios medios no varía, aunque la diferencia entre latarifa en Argentina y las demás disminuye significati-vamente, debido a su mayor tasa impositiva (37%)respecto a Chile (19%), Perú (18%), Bolivia (15%) yColombia22 (10%).

c) Consumidor IndustrialEn el cuadro 12 se presenta la estructura de consumo para este tipo de cliente, el cual tiene una demanda mensualde 280,8 MW.h y 950 kW.

Con relación a los precios que afectan a los consumidores industriales dejando de lado el tema impositivo, observamosque los precios medios más altos se presentan en Colombia, alcanzando los US$ 67,7 por MW.h, seguido del Perú, endonde llegan a US$ 56,9 y US$ 56,2 por MW.h correspondiente a los clientes de Luz del Sur y Edelnor, respectiva-mente. En tanto, las tarifas mas bajas corresponden a Bolivia y Argentina con un precio medio de US$ 52,1 por MW.h.

Esta situación varía cuando se consideran los impuestos. De este modo, el precio medio en Argentina pasa a ser elmás alto, mientras que el resto mantiene su ubicación anterior, estrechándose sus diferencias debido a las desigualescargas impositivas.

0

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14

EdenorEdesur Edelnor Electro Paz

Sin Impuestos Con Impuestos

Luz del Sur CodensaChilectra

Gráfico 17 Precio Medio Residencial (ctv. US$ / kW.h)

Residencial

Opción Tarifaria Precio Medio (ctv. US$/kW.h)Empresa Sin Impuestos Con Impuestos

T1-R1 Edenor/Edesur 10,0 13,7

BT5 Luz del Sur 9,4 11,0

BT5 Edelnor 9,3 11,0

BT1. a Chilectra 8,9 10,0

B4-PD-R-BT-110V Electro Paz 7,9 9,1

Estrato 4 Codensa 6,7 7,3

22 Similar al caso del consumidor residencial, el precio medio Comercial no incluye el cargo por regulación, despacho e indisponibilidades del sistema de transmisión.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

61

Por otro lado, es importante resaltar que las opciones ta-rifarias peruanas tienen la ventaja de considerar caracte-rísticas estacionales. En el ejemplo 4 de la sección 5.2, sedescribe la ventaja de contratar consumos de potenciapor períodos estacionales, con el consecuente ahorro enel pago de la factura de consumo para el usuario. Una po-sibilidad análoga sólo existe en Chile que presenta un car-go por consumo de energía en el verano.

Los resultados presentados sobre la ubicación de las tarifasperuanas respecto a algunos países seleccionados, se pue-den explicar por una serie de factores entre los cuales es-tán las diferencias en el marco regulatorio y tributario. Sinembargo, una parte de estas diferencias se pueden asociaral impacto de los costos de generación sobre las tarifas fi-nales, debido a que el parque generador peruano posee unimportante componente térmico y a la influencia de losprecios de los combustibles derivados del petróleo.

En el resto de países analizados, la difusión del gas na-tural como insumo de generación permite obtenercondiciones más ventajosas, constituyendo un ele-mento diferenciador importante, destacando el casode Argentina, donde el gas ha permitido que el costode generación disminuya significativamente, ubicán-dose actualmente cerca de US$ 24 por MW.h, encomparación con el caso peruano, donde este costo seubica cerca de US$ 40 por MW.h. En el futuro próxi-mo el Perú se encaminaría a este resultado gracias a lasposibilidades abiertas con la realización del proyectodel gas de Camisea.

0

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14

Electro Paz Codensa Luz del Sur Edelnor ChilectraEdenorEdesur


Gráfico 18 Precio Medio Comercial (ctv. US$ / kW.h)

Comercial


C2-GD-BT Electro Paz 10,5 12,0

Comercial Niv 1 Codensa 8,1 9,0

BT2 Luz del Sur 6,5 7,6

BT2 Edelnor 6,4 7,5

BT4,3 Chilectra 6,2 7,4

T3-BTEdenor/Edesur 5,2 7.1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Codensa Luz del Sur Edelnor ChilectraEdenorEdesur Electro Paz


Gráfico 19 Precio Medio Industrial (ctv. US$ / kW.h)

Industrial


Industrial Niv 2 Codensa 6,8 6,8

MT2 Luz del Sur 5,7 6,7

MT2 Edelnor 5,6 6,6

AT4.3 Chilectra 5,3 6,3

T3-MT Edenor/Edesur 5,2 7,8

E-GD-MT Electro Paz 5,2 6,0

IV

opcionesopcionesOpciones

Y S U S C O N

TarifariasV

L A S O P C I O N E S T A R I F A R I A S

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

Tipos de Medición

Análisis de Sensibilidad

Elección entre Opciones Tarifarias y Modulación del Consumo

Las Opciones Tarifariasy sus Condiciones de Aplicación


De acuerdo a la política tarifaria vigente, los usuarios finales pueden elegir entre diferentes opciones tarifarias y op-tar por aquélla que le resulte más económica. La elección de la opción tarifaria más conveniente dependerá de lospatrones de consumo de energía de cada usuario, caracterizados mediante sus curvas de carga.

El diseño de estas opciones contempló la diferenciación en base a los sistemas de medición para cada alternativa yno como se hacía anteriormente, en función del uso de la energía. Por ende, no hay diferencias explícitas entre tari-fas comerciales, industriales, de uso general y otras.

Para entender la concepción de las diferentes opcionestarifarias, se debe considerar la definición actual dehoras punta (HP), que abarcan desde las 18:00 hastalas 23:00 horas y las horas fuera de punta (HFP) quecorresponde a horas restantes. Esta diferenciación ho-raria tiene una serie de consecuencias sobre los costosde las empresas, ya que el costo de la energía en horaspunta es mayor que el costo en horas fuera de punta.

En la actualidad existen ocho opciones tarifarias, tres enmedia tensión (MT) y cinco en baja tensión (BT). Nohay opciones en el nivel de alta tensión debido a que sususuarios asumen el costo de tener las instalaciones paratomar la energía a ese nivel (transformadores en mediatensión) y suelen tener un consumo por encima del quetipifica al cliente regulado, negociando por tanto el su-ministro de energía bajo condiciones particulares.

Tipos de MediciónLas opciones tarifarias BT2 y MT2 consideran mediciones de energía activa y de potencia tanto en horas "punta"como "fuera de punta", y por lo tanto, reflejan con mayor exactitud el consumo del usuario, esperándose su rápidadifusión ante la reducción de los costos de los equipos de medición. La potencia considerada puede ser contratada,en cuyo caso no se requiere de la existencia de un medidor de máxima demanda, o leída, según lo desee el cliente.

Por su parte, las opciones BT3 y MT3, consideran sólo dos mediciones para la energía activa, mas no para la poten-cia, mientras que en las BT4 y MT4 se registra una medición simple, tanto de la energía activa como de la poten-cia. Ambas permiten la medición o contratación de potencia. En estos casos se establece que las empresas concesio-narias pueden diferenciar a sus consumidores, calificándolos como "clientes de punta", si su demanda media en ho-ras punta es mayor a 0,5 veces la demanda máxima, o "clientes fuera de punta", en caso contrario. Esta calificaciónse revisa mensualmente.

5

Horas

Día de mayor consumo

Día de menor consumo

kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Gráfico 20 Curva de Carga

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

65

El diseño de éstas opciones

contempló la diferenciación en

base a los sistemas de medi-

ción para cada alternativa.

Por último, las opciones tarifarias BT5 y BT6 son diferentes respecto a las anteriores, que sólo consideran un tipode medición simple, energía activa en la BT5 y una pensión fija por potencia en la BT6. La opción BT5 se aplica aaquellos usuarios que no superan un consumo de potencia de 20 kW, aunque a esta opción pueden acogerse consu-midores más grandes siempre y cuando cuenten con sus limitadores de potencia. La opción BT6 considera consu-mos especiales con alta participación en horas punta, tales como letreros luminosos, semáforos y cabinas telefónicas.

Cargos FacturadosTodas las opciones están sujetas a un cargo fijo mensual. Las opciones MT2, MT3, MT4 y sus correspondientes enbaja tensión, mantienen cargos por energía activa en horas punta y fuera de punta según corresponda, y cargos porpotencia. Sin embargo, la opción MT2 considera además dos tipos: de cargo por potencia en horas punta y cargospor exceso de potencia en horas fuera de punta (igual a la diferencia entre las potencias facturadas en horas "fuera depunta" y "en punta", siempre que sea positiva). Asimismo, se considera un cargo por energía reactiva cuando éstasupera el 30% de la energía activa. Cabe señalar que este tipo de energía inutilizable viene asociada a la energía ac-tiva, aunque en diferentes magnitudes dependiendo del tipo de equipo.

La opción BT5 es una tarifa monómica que tiene dos cargos de facturación, un cargo fijo y un cargo variable (el car-go por energía activa); mientras que la opción BT6 adiciona al cargo fijo, el cargo variable correspondiente al con-sumo por potencia. En el Cuadro 14 se presentan los diferentes cargos para las diferentes opciones tarifarias

De acuerdo a los procedimientos tarifarios existentes, las empresas distribuidoras calculan sus correspondientes plie-gos tarifarios, los mismos que son revisados por la CTE. Se facturan las cantidades medidas por los cargos de la op-ción tarifaria correspondiente. La facturación es mensual.

V


Opción Medición de Suministro Cargos de facturación

MT2 Medición de dos energías activas y dos a) Cargo fijo mensual

potencias activas 2E2P b) Cargo por energía activa en horas de punta

c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta

Energía: Punta y fuera de punta d) Cargo por potencia en horas punta

Potencia: Punta y fuera de punta e) Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta

f) Cargo por energía reactiva

MT3 Medición de dos energías activas y una a) Cargo fijo mensual

potencia activa 2E1P b) Cargo por energía activa en horas de punta


Energía: Punta y fuera de punta d) Cargo por potencia

Potencia: Máxima del mes o contratada e) Cargo por energía reactiva

Calificación: P y FP

P: Cliente presente en punta

FP: Cliente fuera de punta

MT4 Medición de una energía activa y una a) Cargo fijo mensual

potencia activa 1E1P b) Cargo por energía activa

c) Cargo por potencia

Energía: Total del mes d) Cargo por energía reactiva

Potencia: Máxima del mes o contratada




BT2 Medición de dos energías activas y dos a) Cargo fijo mensual

potencias activas 2E2P b) Cargo por energía activa en horas de punta


Energía: Punta y fuera de punta d) Cargo por potencia en horas punta

Potencia: Punta y fuera de punta e) Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta

f) Cargo por energía reactiva

BT3 Medición de dos energías activas y una a) Cargo fijo mensual

potencia activa 2E1P b) Cargo por energía activa en horas de punta


Energía: Punta y fuera de punta d) Cargo por potencia

Potencia: Máxima del mes o contratada e) Cargo por energía reactiva




BT4 Medición de una energía activa y una a) Cargo fijo mensual

potencia activa 1E1P b) Cargo por energía activa

c) Cargo por potencia

Energía: Total del mes d) Cargo por energía reactiva

Potencia: Máxima del mes o contratada




BT5 Medición de energía activa total 1E a) Cargo fijo mensual

b) Cargo por energía activa

BT6 Exclusivamente para casos especiales 1P a) Cargo fijo mensual

b) Cargo por potencia activa

Cuadro 14 Opciones Tarifarias para Clientes en Media y Baja Tensión

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

67Diferencias entre los Costos de Energía y Potencia entre Opciones TarifariasComparando los precios de potencia y energía entre las diferentes opciones tarifarias los agentes pueden formarseuna mejor idea de los beneficios potenciales de elegir la opción tarifaria adecuada. Así, dentro de las opciones en me-dia tensión, en la opción tarifaria MT2 se tiene que un cliente industrial que consuma energía de manera adecuada,es decir, más en horas fuera de punta y menos en horas punta, obtendrá un ahorro significativo en su factura. El cos-to de la potencia en hora punta es 3,6 veces el costo de la potencia en hora fuera de punta, mientras que el costo dela energía en hora punta es 1,6 veces el costo de la energía en hora fuera de punta (ver Gráfico 21).

V

Potencia Energía

0

5

10

15

20

25

30

35

Pp Pfp

S/.

/ k

W-m

es

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Ep Efp

ctm

. S/.

/ k

W.h3,6

1,0

1,6

1,0

Gráfico 21 Costos de la Opción Tarifaria MT2

En el caso de la opción tarifaria MT3, el costo de la potencia en hora punta es 1,3 veces el costo de la potencia enhora fuera de punta, mientras que el costo de la energía en hora punta es 1,6 veces el costo de la energía en hora fue-ra de punta.

Un cliente industrial que con-

suma energía de manera ade-

cuada, obtendrá un ahorro

significativo en su factura.


Respecto a la opción MT4, el costo de la potencia en hora punta es 1,3 veces el costo de la potencia en hora fuerade punta.

Potencia Energía

0

5

10

15

20

25

30

Pp Pfp

S/.

/ k

W-m

es

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Ep Efp

ctm

. S/.

/ k

W.h

1,3 1,01,6

1,0


Potencia

0

5

10

15

20

25

30

Pp Pfp

S/.

/ k

W-m

es

1,3

1,0

E

Precio de la Energía

0

2

4

6

8

10

12

14

ctm

. S/.

/ k

W.h


Dentro de las opciones de baja tensión, en el caso de la opción BT2, el costo de la potencia en hora punta es 2,2 ve-ces el costo de la potencia en hora fuera de punta, mientras que el costo de la energía en hora punta es 1,6 veces elcosto de la energía en hora fuera de punta.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

69

En el caso de la opción BT3, el costo de la potencia en hora punta es 1,2 veces el costo de la potencia en hora fue-ra de punta y para la energía, su costo en punta es 1,6 veces el costo de la energía en hora fuera de punta.

V

Potencia

0

10

20

30

40

50

60

Pp Pfp

S/.

/ k

W-m

es

1,2

1,0

Energía

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Ep Efp

ctm

. S/.

/ k

W.h

1,6

1,0

Gráfico 25 Costos de la Opción Tarifaria BT3

Energía

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Ep Efp

ctm

. S/.

/ k

W.h

1,6

1,0

Potencia

0

10

20

30

40

50

60

70

Pp Pfp

S/.

/ k

W-m

es

2,2

1,0


Finalmente, en la opción BT4 el costo de la potencia en punta es 1,2 veces el costo de la potencia en hora fuera de punta.


Análisis de Sensibilidada) Precios Medios de Energía y Potencia en Media TensiónDebe tenerse en cuenta que la conveniencia de una opción tarifaria en un momento dado puede revertir debido acambios en el patrón de consumo de la empresa o incluso de su tamaño. Así, existen ciertos rangos de consumo den-tro de los que resultan preferibles determinadas opciones. Estos rangos se pueden identificar calculando los preciosmedios por MW.h para diferentes niveles de consumo. Por ejemplo, tratándose de media tensión sería indiferentecontratar entre las opciones MT2 ó MT3, que consideran doble medición de energía y la opción MT4 que consi-dera una sola medición de energía. Así, se observa que mientras su consumo en horas punta no supera un 24% delde fuera de punta, es indiferente entre las opciones MT2 ó MT3. Fuera de este rango, les convendría adoptar la op-ción MT4.

Potencia

0

10

20

30

40

50

60

Pp Pfp

S/.

/ k

W-m

es

1,2

1,0

E

Precio de la Energía

0

2

4

6

8

10

12

14

ctm

. S/.

/ k

W.h


10,0

10,5

11,0

11,5

12,0

12,5

13,0

0,02

0,06

0,10

0,14

0,18

0,22

0,26

0,30

0,34

0,38

ctm

. S/.

/ k

W.h

Relación EHP/EHFP

MT4

MT2/MT3 (P y FP)

Gráfico 27 Energía - Precio Medio Tarifas Binomias (Media Tensión)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

71

Debe tenerse en cuenta que la

conveniencia de una opción

tarifaria en un momento dado

puede revertir debido a cam-

bios en el patrón de consumo

de la empresa.

Algo similar sucede con la potencia. Así por ejemplo, para aquellos clientes calificados como "fuera de punta" seríaconveniente que opten por la MT2 si su potencia en horas punta fuese menor al 55% de su demanda leída, mien-tras que para aquellos calificados "en punta" sólo resultaría interesante si consumiesen menos del 80% de la poten-cia total en horas punta.

V

0

5

10

15

20

25

30

35

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

S/.

/KW

-mes

Relación PHP/PHFP

MT2

MT3FP/MT4FP

MT3P/MT4P

Gráfico 28 Potencia - Precio Medio Tarifas Binomias (Media Tensión)

b) Precios Medios de Energía y Potencia en Baja TensiónEn el caso de la Baja tensión se aprecia de forma incluso más clara, el hecho que el sistema tarifario otorga señalespara un uso más eficiente de la energía premiando a los clientes que demandan una menor proporción de energía ypotencia en horas punta.

La elección adecuada de una

opción tarifaria dependerá de

una serie de factores asocia-

dos al ciclo productivo de

cada empresa.


5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

17,0

0,02

0,06

0,10

0,14

0,18

0,22

0,26

0,30

0,34

0,38

ctm

. S/.

/ k

W.h

Relación EHP/EHFP

BT2/BT3 (P y FP)

BT4

Gráfico 29 Energía - Precio Medio Tarifas Binomias (Baja Tensión)

0

10

20

30

40

50

60

70

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

S/.

/KW

-mes

Relación PHP/PHFP

Gráfico 30 Potencia - Precio Medio Tarifas Binomias (Baja Tensión)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

73

Elección entre Opciones Tarifarias y Modulación del ConsumoLa elección adecuada de una opción tarifaria dependerá de una serie de factores asociados al ciclo productivo de ca-da empresa, pudiendo generarle ahorros significativos de energía y dinero. Es por esto que resulta importante eva-luar la idoneidad de la elección, así como las alternativas que tiene la empresa para minimizar sus costos de energía.

Erróneamente, la empresa puede haber contratado potencia en exceso con relación a la que requiere o puede haberoptado por ciertas alternativas que consideran mediciones poco convenientes de su consumo de energía en horaspunta y fuera de punta. Alternativamente, las empresas pueden optar por la autogeneración en horas punta ó repro-gramar su horario de actividades.

En el caso de una empresa minera que opera bajo la opción MT3 ó BT3 podría resultar beneficioso adelantar su ho-rario de trabajo y concentrarlo en horas fuera de punta, para así contratar una menor potencia y ser calificado comocliente fuera de punta, con el consiguiente ahorro.

También, en el caso de aquellos clientes con opciones BT2 o MT2 cuya máxima demanda se da en horas fuera depunta y que tienen un consumo de tipo estacional, se puede lograr una importante reducción de los costos energé-ticos, acogiéndose a una tarifa estacional, siempre que el período de mayor consumo de estos clientes no sea coinci-dente con el período punta del sistema de distribución.

A continuación se muestran algunos ejemplos de elección tarifaria y su incidencia en los costos de la empresa.

a) Caso 1: Elección de Opción Tarifaria AdecuadaUn cliente caracterizado como "fuera de punta"(por ejemplo un industrial con un ciclo producti-vo diurno) y que tenga contratado un suministrode media tensión (MT), tiene tres opciones posi-bles, aunque sólo una de ellas le genera la menorfacturación. El ejemplo siguiente muestra la fac-turación mensual que deberá pagar si su consumofuese de 360 kW.h al mes.

Comparando los resultados obtenidos en cada unade estas tres opciones, queda claro que, de acuerdoa las características de su consumo, la opción tari-faria MT2 es la más conveniente para la empresa,significándole un ahorro de hasta 18% en su fac-turación respecto a la opción más costosa que es laMT4 (ver Cuadro 15).

V

Energía mensual consumida:En horas punta = 3 600 kW.hEn horas fuera de punta = 32 400 kW.h

Tensión de suministro: 10 KV (MT)Cliente calificado como "Fuera de punta"

0h 18h 23h 24hTiempo (horas)

100

30

Po

tenc

ia (k

W)

Gráfico 31 Elección de Opción Tarifaria en Media Tensión


b) Caso 2: Modulación de CargaEn el caso de un cliente con un consumo concentrado enhoras punta (60%), puede resultar difícil que logre unahorro de costos significativo mediante el cambio deopción tarifaria y quizá le sería más conveniente modularsu consumo, alterando su curva de carga hasta llegar a unconsumo fuera de punta de 84% (por ejemplo, adelan-tando su turno de trabajo algunas horas). Los cálculosdemuestran que de este modo podría obtener un ahorrode 37 % manteniendo la opción tarifaria, en este ejemplola BT2 (ver Cuadro 16).

Opción Tarifaria Facturación Precio MedioS/./mes ctm. S/./kW.h

MT2 5 480 15,22

MT3 (presente en horas fuera de punta) 6 091 16,92

MT4 (presente en horas fuera de punta) 6 446 17,91

Fuente: CTE (calculado con el Pliego de tarifario del 4 de noviembre del 2000 - Luz del Sur)

Cuadro 15 Elección de la Opción Tarifaria en Media Tensión

0h 24hTiempo (horas)

Por modular

Actual

Po

tenc

ia (k

W)

Gráfico 32 Ahorro Económico por Modulación de Carga

Opción Tarifaria: BT2

Energía Energía Horas Potencia Potencia Horas Factor Precio MedioHoras Punta Fuera de Punta Horas Punta Fuera de Punta de Carga ctm. S/./kW.h

60% 40% 100% 100% 0,5 33,20

16% 84% 40% 100% 0,5 24,29


Cuadro 16 Ahorro Económico por Modulación de Carga

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

75

En ciertos casos un cliente

puede estar pagando en exceso

al tener contratado un nivel de

potencia mayor al que requiere

en horas punta.

c) Caso 3: Correcta Contratación de PotenciaEn ciertos casos un cliente puede estar pagando en exce-so al tener contratado un nivel de potencia mayor al querequiere en horas punta. Analicemos el caso de un clien-te dentro de la opción BT4 que tiene contratado 180MW de potencia cuando su demanda máxima en horasllega a 100 MW.

Esto podría deberse a que cuando firmó el contrato teníaplanes de expansión que luego no se concretaron o sim-plemente a que no hizo una buena elección y no tiene ca-pacidad de realizar una buena medición. En este caso, sise le facturara de acuerdo a su máxima demanda leída lo-graría un ahorro de 38% (ver Cuadro 17).

V

0h 18h 23h 24h

180

100

Tiempo (horas)

Demanda horas fuera de punta

Demanda horas de punta

Potencia contratada

Po

tenc

ia (k

W)

Gráfico 33 Exceso en Contratación de Potencia

Cuadro 17 Correcta Contratación de Potencia

Opción Tarifaria: BT4 (presente en horas punta)

Potencia (kW) Facturación Precio MedioS/./mes ctm. S/./kW.h

100 11 493 25,54

180 15 823 35,16


Si el cliente ha optado por la

BT2 ó la MT2, puede adecuar su

facturación a la estacionalidad

de su consumo.


d) Caso 4: Consumo Estacional y No EstacionalExisten casos de clientes cuya demanda energética posee un patrón marcadamente estacional a lo largo del año, debi-do por ejemplo a las características de su ciclo productivo o al mayor consumo de energía por el uso de aire acondi-cionado en verano (ver Gráfico 34 y Cuadro 18).

950 kW

350 kW400

600

800

0

200

1000

1200

1400

1600

1800

Dem

and

a (k

W)

2000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Máxima demanda del sistema día: 25.09.98

Máxima demanda del sistema de distribución

Gráfico 34 Diagrama de Carga de un Cliente Estacional

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

77

Si el cliente ha optado por la BT2 ó la MT2, puede adecuar su facturación a la estacionalidad de su consumo,contratando en ambos períodos diferentes potencias para las horas punta y fuera de punta y lograr de esta forma unahorro importante en comparación a si mantuviese una medición anual. En el ejemplo se estima que el ahorro anualalcanza un 137% (ver Cuadro 19).

Cuadro 18 Potencia a Contratar en la Opción MT2

Opción Período kW

Cliente estacional Período estacional alto (6 meses)

Hora punta 600

Hora fuera de punta 950

Período estacional bajo (6 meses)

Hora punta 50


Cliente no estacional Período anual

Hora punta 600


Fuente: CTE

V

Cuadro 19 Facturación de Potencia - Consumo Estacional y No EstacionalOpción Tarifaria Horas Facturación Mensual S/. Facturación Anual S/.

MT2 Horas punta (periodo alto y bajo) 50 kW x 31,62 S/./kW-mes = S/.1 581 18 972

Consumo Horas fuera de punta (periodo alto y bajo) (950-50) kW x 8,54 S/./kW-mes = S/.7 686 92 232

Estacional Total S/. 9 267 111 204

MT2 Horas punta 600 kW x 31,62 S/./kW-mes = S/.18 972 227 664

Consumo No Horas fuera de punta (950-600) kW x 8,54 S/./kW-mes = S/. 2 989 35 868

Estacional Total S/. 21 961 263 532


e) Caso 5: Elección de opción de cliente residencial Un cliente residencial muestra un diagrama de carga diario como el que puede observarse en el Gráfico 35. En él se pue-de apreciar la potencia demandada en cada hora, así como el consumo de energía por el uso de algunos electrodomés-ticos y aparatos eléctricos convencionales en el hogar. Este cliente residencial consume una mayor cantidad de energíaeléctrica en horas fuera de punta. Su registro de consumo mensual se muestra en el Cuadro 20.


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas

Po

tenc

ia

Horno Computadora

Stereo

Cocina Terma chica Terma grande Foco

Potencia TotalLicuadora Lavadora-Secadora Ventilador

Televisor

Plancha Refrigeradora

Gráfico 35 Diagrama de Carga Diaria de un Cliente Residencial

Cuadro 20 Registros de Consumo Mensual

Energía HFP kW.h 820,5

Energía HP kW.h 228,75

Total Energía kW.h 1049,25

Potencia Media kW 1,46

Potencia Máxima HFP kW 4,65

Potencia Máxima HP kW 1,75

Pmax kW 4,65

Factor de Carga 0,31

Número de días día 30

Factor de Calificación 0,33

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

79

Este consumidor puede elegir alguna otra opción en baja tensión diferente a la tradicional BT5. Para ello es posiblecalcular el precio medio que pagaría por cada opción según sus niveles de consumo. Los resultados indican quepara sus 1 049,25 kW.h, para este cliente la opción "BT5" necesitaría superar un consumo de energía superior a los3 410 kW.h para que la opción BT2 sea ligeramente preferida. Las opciones BT3 o BT4 serían inconvenientes paraun cliente residencial encontrándose siempre muy por arriba de las otras dos.

V

31,00

31,50

32,00

32,50

33,00

33,50

34,00

525

787

1 31

2

1 83

6

2 36

1

2 88

5

3 41

0

3 93

5

4 45

9

4 98

4

5 50

9

6 03

3

6 55

8

7 08

2

7 60

7

8 13

2

8 65

6Energía (kW.h)

ctm

. S/.

/ k

W.h

BT2 BT3 BT4 BT5

Gráfico 36 Comparación Precios Medios: Consumo Residencial

calidadcalidad

D E L S E R

VIV I C I O E L É C T R I C O

CalidadC O S T O S Y C A L I D A D

Concesiones en el Sector Eléctrico

Condiciones de Prestación delServicio Público de Electricidad

Costos y Calidad del Servicio Eléctrico6


Concesiones en el Sector EléctricoEl marco regulatorio del sector eléctrico establece las condiciones bajo las cuales se presta el servicio de electricidad.Ellas son parte importante del esquema de fijación tarifaria, en la medida que la calidad del servicio prestado a losusuarios finales depende no sólo de la gestión comercial de los operadores, sino de las inversiones que éstos realicenen la mejora de los suministros e instalaciones en general.

En este sentido, los concesionarios en todas las actividades del sector están sujetos al cumplimiento de un conjuntode obligaciones orientadas a asegurar el adecuado abastecimiento de electricidad a los clientes, en óptimas condicionesde calidad.

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, los concesionarios de generación, transmisión y distribución tienen,entre otras, las siguientes obligaciones:

• Efectuar los estudios y/o la construcción de las obras en los plazos señalados en el respectivo contrato de concesión.• Conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operación eficiente.• Aplicar los precios regulados que fije la CTE.• Presentar información técnica y económica a los organismos normativos y reguladores.

Particularmente en el caso de los distribuidores, sus obligaciones incluyen además:

• Dar servicio a quien lo solicite dentro de su zona de concesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con sus propiaslíneas, en un plazo no mayor a un año y que tengan carácter de servicio público de electricidad.

• Tener contratos vigentes con empresas generadoras que garanticen su requerimiento total de potencia y energía, por los siguientes 24 meses como mínimo.

• Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de concesión.

De esta forma, los concesionarios deben cumplir ciertas obligaciones de tipo técnico y comercial que garanticen unaadecuada provisión del servicio.

Condiciones de Prestación del Servicio Público de Electricidada) ConexiónLa prestación del servicio público de electricidad está garantizada para todo usuario que lo solicite, debiendo cum-plir con los requisitos y pagos establecidos por la Ley y de acuerdo con las condiciones técnicas que rijan en su zonade concesión.

Para que un usuario obtenga un suministro de energía eléctrica, debe solicitarlo al concesionario y cubrir los costosde instalación, los cuales incluyen el equipo de medición y protección y su respectiva caja. La inversión realizada porel usuario quedará registrada a su favor, aunque deberá abonar al concesionario el costo de mantenimiento y un mon-to que permita su reposición en un plazo de 30 años.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

83

El marco regulatorio del sector

eléctrico establece las condi-

ciones bajo las cuales se presta

el servicio de electricidad.

De acuerdo con el marco legal del sector, el concesionario podrá exigir al usuario una contribución reembolsable, pa-ra el financiamiento de la extensión de las instalaciones hasta el punto de entrega. El usuario podrá elegir la moda-lidad de esta contribución entre alguna de las siguientes opciones:

• Aportes de KW.• Construcción de las obras de extensión por el solicitante.• Financiamiento por el solicitante para ejecutar las obras requeridas.

Además, el usuario tendrá derecho a que se le reconozcan las contribuciones que realice mediante la entrega de ac-ciones de la empresa, bonos u otras modalidades que garanticen la recuperación real de las mismas.

En el caso de electrificación de nuevas zonas urbanas habitadas dentro del área de concesión, los interesados ejecu-tarán las instalaciones eléctricas referentes a la red secundaria y Alumbrado Público, conforme al proyecto previa-mente aprobado y bajo la supervisión de la respectiva empresa concesionaria. El VNR será determinado por el con-cesionario en dos oportunidades: al aprobar el proyecto (VNR referencial) y al recepcionar la obra (VNR definitivo,que no debe superar en 10% al VNR referencial).

Las instalaciones pasarán a favor del concesionario, quien deberá reembolsar al interesado el monto correspondien-te al VNR calculado para dichas instalaciones.

b) La Norma Técnica de Calidad de los Servicios EléctricosEn octubre de 1997 se aprobó la Norma Técnica de Calidad, cuya aplicación es de mandato imperativo en el mer-cado regulado (y afecta a las actividades de generación, transmisión y distribución) y supletoria en el caso del mer-cado libre. La norma regula varios temas respecto a la prestación del servicio eléctrico.

VI

Debe tenerse en cuenta que

en el caso de equipos sofisti-

cados un cambio abrupto en

el nivel de tensión del sumi-

nistro puede ocasionar daños

considerables.


En primer lugar se tienen aquellas disposiciones con relación a la Calidad del Producto, abordándose aspectos como:

1) La tensión de alimentación, medida cada 15 minutos, con un límite de tolerancia en la entrega de +- 5% para elurbano y +-7,5% para el rural entre la red de alta tensión y las líneas de baja tensión, obligándose al pago de com-pensaciones por mala calidad en el caso de sobrepasar dicho límite. Debe tenerse en cuenta que en el caso de equi-pos sofisticados un cambio abrupto en el nivel de tensión del suministro puede ocasionar daños considerables.

2) La frecuencia, para la que se establecen porcentajes de variación de acuerdo a si son sostenidas, súbitas o diarias.

3) Las perturbaciones, identificándose dos tipos principales, el "flicker"23, fenómeno asociado a una mayor luminan-cia en el suministro y que puede causar molestias a la población y las "armónicas"24, originadas por una variación irre-gular en las ondas, las que pueden dar lugar a distorsiones en el sistema tales como efectos capacitivos y mayores pér-didas de energía. También se establecen límites de tolerancia y compensaciones en el caso de su transgresión.

Un segundo tipo de obligaciones corresponde a las Obligaciones del Suministrador, el cual debe adquirir todos losequipos de medición y registro, tener plenamente identificados a sus clientes, efectuar los cálculos requeridos y cum-plir con las compensaciones por calidad.

Un tercer aspecto normado se refiere a la Calidad del Servicio, principalmente a través de la fijación de compensa-ciones por la ocurrencia de interrupciones en el suministro, estableciéndose un rango de 2 a 6 interrupciones entrealta tensión y baja tensión, semestralmente. En cuanto a la duración ponderada de las mismas, el rango fluctúa en-tre 4 a 10 horas.

Un cuarto aspecto se refiere a la Calidad del Servicio Comercial, que considera aspectos relacionados con la atenciónal usuario. Se establece que la atención de nuevos suministros o la ampliación de capacidad se realizará en un plazode entre 7 y 66 días dependiendo de la potencia y la necesidad de modificar redes o no. En el caso de reconexiónpor corte del servicio, el plazo es de 24 horas.

23 El Flicker se produce cuando se dan importantes oscilaciones de potencia eléctrica en la red (como cuando operan hornos de arco), lo que origina variaciones en la tensión, las cuales generan el parpadeo de las fuentes luminosas.24 Las distorsiones armónicas vienen a ser deformaciones de una onda sunusoidal de tensión o correinte eléctrica generada por cargas no lineales (variaciones de velocidad, sistemas de rectificación, hornos eléctricos o microondas, televisores, entre otros) que afectan la operación de los sistemas eléctricos y reducen su vida útil.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

85

Por otro lado, se establece un procedimiento de reclamos que los usuarios del servicio público de electricidaddeben seguir cuando consideren que el servicio que reciben no cumple con los estándares de calidad establecidos.Recibido el reclamo, el órgano competente del concesionario tiene 30 días calendarios para resolverlo, pudiendoemitir resolución o no (silencio administrativo). En el primer caso, el usuario cuenta con 10 días hábiles siguien-tes a la notificación para interponer los siguientes recursos ante el concesionario: Recurso de Reconsideración, elcual debe sustentarse con nueva prueba instrumental. Este recurso será resuelto por el concesionario en un plazomáximo de diez días. Recurso de Apelación, el cual debe sustentarse en diferente interpretación de las pruebas ofre-cidas. El concesionario deberá declarar la inadmisibilidad o improcedencia dentro de cinco días hábiles de recibi-do el recurso declarado.

A pesar de los recursos anteriores, el concesionario puede emitir una resolución que no sea de conformidad para elusuario. Ante esta situación, o cuando se presente el segundo caso (silencio administrativo), el usuario puede pre-sentar su reclamo ante el Osinerg, o a la autoridad que le represente en las localidades ubicadas fuera de la capital dela República, quien realizará las investigaciones respectivas y tomará las medidas correctivas a que hubiera lugar enun plazo máximo de 30 días calendarios de presentada la solicitud. De esta manera, Osinerg y las entidades designa-das deberán notificar a los concesionarios y entidades que desarrollan las actividades de generación, transmisión ydistribución de energía eléctrica las infracciones que hayan cometido, para que sean subsanadas y, de ser el caso, apli-carles las respectivas sanciones.

Un último aspecto contemplado se refiere a la Calidad del Servicio Público, referida a los tramos que no cumplencon los niveles de luminancia y alumbramiento normados, con un margen de tolerancia de 10%. Al inicio la normapreveía una aplicación por etapas: la primera etapa, con duración inicialmente de un año y medio para la adquisi-ción de la infraestructura necesaria, el conocimiento de las normas y planes pilotos de medición, sin penalidades. Lasegunda etapa, correspondiente a un periodo de aplicación y pequeñas penalidades. Mientras que la tercera incluíalos planes de mejoramiento de la calidad y reducción de perturbaciones eléctricas, siendo las penalidades en este ca-so de carácter disuasivo e importantes.

VI

VS I T U A C I Ó N E C O N Ó M I C A

D E C O R R E L A C I Ó N C O N

situaciónsituación

Evolución

Situación Actual

Indicadores Financieros

Comportamiento Bursátil de lasEmpresas Eléctricas en el Perú

Perspectivas - Planes y Proyectos de Inversión

Comparación Internacional

Correlación Entre Tarifas y ResultadosEconómicos de las Empresas Eléctricas

Proyección de los Resultados Económicos

SituaciónIIY F I N A N C I E R A

L A S E M P R E S A S E L É C T R I C A S Y S U L A S T A R I F A S E L É C T R I C A S

Situación Económica y Financiera de las Empresas Eléctricasy su Correlación con las Tarifas Eléctricas7


EvoluciónDesde 1994, año en que se inicia el proceso de privatización en el sector eléctrico, la situación económica y finan-ciera de las empresas del sector ha tenido, en términos generales, una evolución favorable, la misma que se manifies-ta en el importante incremento de sus ingresos, la reducción de sus costos y el consecuente crecimiento de sus utili-dades. El sinceramiento de las tarifas eléctricas, el crecimiento de la demanda energética, la mayor cobertura eléctri-ca y la eficiencia alcanzada en los manejos operativo, económico y financiero de las empresas luego de su privatiza-ción, explican en términos generales este desempeño.

En cuanto a la evolución de las cuentas del balance, tal como se aprecia en el Cuadro 21, los activos totales del sec-tor eléctrico, se han incrementado en 17% debido principalmente a la inversión en activos fijos realizada en el sec-tor. Por su parte, el patrimonio ha crecido en 27% debido a los aumentos de capital producidos, así como por lageneración de utilidades en cada ejercicio; en cambio el pasivo total ha disminuido en 2% durante el periodo encuestión, con marcada preponderancia del endeudamiento de largo plazo.

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Activo

Activo Corriente 816 819 917 973 974 938

Activo No Corriente 5 541 5 810 6 016 6 598 6 398 6 473

Activo Fijo 4 221 5 007 5 051 5 367 5 171 5 584

Otros Activos No Corrientes 1 320 803 965 1 231 1 227 889

Total Activos 6 357 6 629 6 933 7 571 7 372 7 411

Pasivo y Patrimonio

Pasivo Corriente 495 332 367 475 556 701

Pasivo No Corriente 1 711 1 510 1 378 1 711 1 778 1 453

Total Pasivo 2 205 1 842 1 744 2 186 2 334 2 154

Patrimonio Neto 4 152 4 787 5 189 5 385 5 038 5 257

Total Pasivo y Patrimonio 6 357 6 629 6 933 7 571 7 372 7 411

Cuadro 21 Balance General Consolidado (en millones de US$)

Como puede apreciarse en los gráficos 37 y 38, de 1994 a 1999 la composición del activo, tanto corriente como nocorriente, casi no ha variado, representando este último el 87% del total. Respecto al pasivo y al patrimonio, se ob-serva una reducción en el endeudamiento externo de largo plazo (pasando de 27% en 1994 a 20% en 1999), sien-do el patrimonio neto el que más se incrementa durante estos años.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

89

Desde 1994, la situación eco-

nómica y financiera de las em-

presas del sector ha tenido, en

términos generales, una evolu-

ción favorable.

El Cuadro 22 evidencia la evolución favorable de las principales cuentas del estado de resultados, a nivel consolidado.Así, en 1999, los ingresos totales alcanzaron los US$ 1 666 millones, los gastos, los US$ 1 306 millones, un 78,4%de los ingresos, y las utilidades operativas, los US$ 360 millones.

VII

Patrimonio Neto 65,3%Pasivo No corriente 26,9% Pasivo Corriente 7,8%

Activo No Corriente 87,2%Activo Corriente 12,8%

Gráfico 37 Composición de las Cuentas del Balance 1994

Activo No Corriente 87,3%Activo Corriente 12,7%

Patrimonio Neto 70,9%Pasivo No corriente 19,6% Pasivo Corriente 9,5%

Gráfico 38 Composición de las Cuentas del Balance 1999

La evolución favorable en los

resultados económicos se

puede apreciar en el desem-

peño del indicador de GIR (ge-

neración interna de recursos).


La evolución favorable en los resultados económicosse puede apreciar en el desempeño del indicador deGIR (generación interna de recursos), que es la su-ma de las utilidades operativas con las provisiones delas empresas.

Cabe indicar, sin embargo, que a nivel de empresaslos desempeños durante el periodo 1994 -1999 hansido diferentes. En 1994, 12 de las 21 empresas eléc-tricas existentes en ese entonces presentaron pérdidasoperativas, mientras que en 1999 este número se re-dujo a 8 de un total de 37 empresas. Esto se observaen el Cuadro 23, en el que se compara los resultadosobtenidos por algunas empresas durante este periodo.

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Ingresos 1 207 1 445 1 540 1 794 1 553 1 666

Gastos 1 185 1 266 1 223 1 461 1 257 1 306

Provisiones del Ejercicio 310 240 211 243 228 216

Utilidad (Pérdida) de Operación 23 178 318 334 296 360

Generación Interna de Recursos 333 418 529 576 524 577

Utilidad Neta 140 84 292 337 156 220

Fuente: Anuarios Estadísticos CTE

Cuadro 22 Resultado Económico de las Empresas de Electricidad (en millones de US$)

200

250

300

350

400

450

500

550

600

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Mill

one

s d

e U

S$

Gráfico 39 Evolución de la Generación Interna de Recursos

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

91

Situación Actuala) Resultados ConsolidadosComo se observa en el Cuadro 24, a junio del 2000 se aprecia una contracción en el nivel de activos del sector res-pecto a junio de 1999, a pesar de las mayores inversiones en activo fijo, que se origina fundamentalmente en la re-ducción de la cuenta inversiones en valores por la transferencia de acciones de las empresas regionales de electricidadque el Estado mantenía en Electroperú y que pasaron al FONAFE. En contrapartida se produjo una reducción desu capital social.

VII

Cuadro 23 Evolución de las Principales Cuentas Financieras de las Empresas Eléctricas (en millones de US$)

Empresa Ingresos Generación de Recursos Utilidad Neta 1994 1999 1994 1999 1994 1999

Electrosur 15,4 14,3 1,3 2,5 0,3 0,8

Edelnor 206,0 253,7 22,3 66,9 0,8 30,6

Luz del Sur 221,8 267,9 18,0 69,0 5,4 40,7

Electrocentro 38,2 36,6 0,1 7,5 -11,9 0,8

Electro Sur Medio 21,2 26,6 3,1 3,7 -0,1 0,3

Seal 41,2 51,1 7,1 4,2 3,8 0,4

Electro Sur Este 22,8 30,6 3,2 5,2 -3,3 0,1

Hidrandina 50,9 54,1 5,9 4,3 3,3 0,1

Electronorte 19,3 22,6 -0,6 2,2 -3,3 -1,5

Electronoroeste 34,3 27,3 -3,0 1,1 0,0 -2,4

Electro Oriente 17,0 21,8 2,1 4,9 -1,8 0,6

Emsemsa 0,5 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0

Electroperú 268,2 238,8 162,2 122,3 149,5 80,3

Edegel 123,8 114,0 78,4 89,6 44,7 42,7

Etevensa 34,2 30,1 6,7 24,1 0,6 9,8

Egasa 19,9 65,6 13,2 34,9 6,0 14,0

Egemsa 15,0 23,8 7,8 -6,3 0,4 -20,3

Etecen 25,6 61,7 11,6 48,2 -4,2 15,8

Etesur 2,9 7,3 1,9 3,9 -5,0 1,5


En la composición del activo a junio del 2000,existe una fuerte preponderancia del activo fijo, talcomo se observa en el Gráfico 40, situación que serepite al interior de cada actividad. Del total delactivo consolidado, las generadoras poseen un64%, las distribuidoras el 29% y las transmisorasel 7% restante.

En cuanto a la composición del pasivo y patrimo-nio a junio del 2000, las principales cuentas laconstituye el capital social, que representa pocomás del 65% y las deudas de largo plazo con el23%. Las empresas de generación presentan elmayor nivel de endeudamiento con un 74% detotal, mientras que la deuda de las distribuidorasrepresenta el 22%, correspondiendo el restante4% a las empresas de transmisión.

Respecto al resultado económico, durante el pri-mer semestre del 2000 los ingresos consolidadosde las empresas eléctricas muestran un importan-te incremento respecto de los obtenidos en seme-jante período del año anterior, mientras que los

Cuadro 24 Balance General Consolidado (en millones de US$)

Junio 1999 Junio 2000

Activo

Activo Corriente 1 057 901

Activo No Corriente 6 315 5 968

Activo Fijo 5 226 5 713

Otros Activos No Corrientes 1 088 256

Total Activos 7 371 6 869

Pasivo y Patrimonio

Pasivo Corriente 699 676

Pasivo No Corriente 1 719 1 591

Total Pasivo 2 418 2 267

Patrimonio Neto 4 953 4 602

Total Pasivo y Patrimonio 7 371 6 869

Activo Fijo 83,2% Otros Activos Corrientes 5,7%Ctas. Por Cobrar Comerciales 3,6%Caja - Bancos 3,8%

Otros Activos No Corrientes 3,7%

Gráfico 40 Composición del Activo: Junio 2000

Capital Social 65,5%Pasivo No Corriente 23,2%Pasivo Corriente 9,8%

Otras Cuentas del Pasivo 1,5%

Gráfico 41 Composición del Pasivo y Patrimonio: Junio 2000

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

93

Con respecto al balance a ju-

nio del 2000 de las empresas,

según actividades que reali-

zan, las empresas generado-

ras concentran el mayor nivel

de activos totales de las em-

presas del sector eléctrico

gastos del sector se elevaron en una proporción menor. Como consecuencia de ello, tanto la utilidad operativa co-mo la utilidad neta agregadas subieron en US$ 104 millones y US$ 106 millones respectivamente, mientras que lageneración de recursos lo hizo en US$ 63 millones (ver Cuadro 25).

VII

Cuadro 25 Resultado Económico de las Empresas de Electricidad (en millones de US$)

Junio 1999 Junio 2000

Ingresos 782 926

Gastos 629 669

Utilidad (Pérdida) de Operación 153 257

Otros Ingresos (Egresos) 1 -40

Utilidad (Pérdida) antes del REI 154 217

REI -24 18

Utilidad antes Impto. a la Renta 130 235

Participación Trabajadores 5 4

Impuesto a la Renta 44 43

Utilidad (Pérdida) Neta 82 188

Provisiones del Ejercicio 153 112

Generación Interna de Recursos 306 369

Dicha mejoría se debe a los resultados positivos obtenidos por las generadoras, en primer lugar, y a las distribuido-ras, en segundo término. En el caso de las generadoras, esto se explicaría en parte por el ingreso de nuevas genera-doras en el consolidado y al incremento de las tarifas en barra por el mayor precio de los combustibles, así como porla importante reducción del gasto en alquileres por la transferencia de activos de Centromín a Egecen (antes ElectroAndes). En el caso de las distribuidoras, este resultado se explica por el incremento de los ingresos en la mayoría delas empresas de este rubro, sobre todo las más importantes, Edelnor y Luz del Sur, así como por la mejor gestión ope-rativa, traducida en menores gastos de personal en proporción a los ingresos y en menores compras de energía vin-culadas a la reducción de pérdidas.


b) Resultados por ActividadCon respecto al balance a junio del 2000 de las empresas, según actividades que realizan, las empresas generadorasconcentran el mayor nivel de activos totales de las empresas del sector eléctrico con US$ 4 375 millones, a pesar quese registró una reducción de 11,1% del total de activos de estas empresas con respecto al segundo trimestre del añoanterior. De otro lado, las empresas transmisoras tienen un nivel de activos de US$ 525 millones, que representa unadisminución 1,5% respecto a junio de 1999. Finalmente, las empresas distribuidoras alcanzaron los US$ 1 969 mi-llones de activos totales, registrando un incremento de 2,6% (ver Cuadro 26).

En las empresas generadoras, se aprecia una reducción de los pasivos de 9,3% (US$ 1 678 millones), mientras quelas transmisoras incrementaron su nivel de pasivo en 29%. Además, se observa un leve incremento en el pasivo delas empresas distribuidoras, que registran un crecimiento de 0,8% (US$ 507 millones).

Cuadro 26 Resumen del Balance General (Cifras Ajustadas Millones US$)

Generación Transmisión DistribuciónJun-99 Jun-00 Jun-99 Jun-00 Jun-99 Jun-00

Activo

Activo Corriente 675,1 527,3 118,8 109,8 262,8 263,6

Activo No Corriente 4 243,4 3 847,5 414,5 415,6 1 656,7 1 705,4

Activo Fijo 3 215,6 3 654,4 387,9 396,2 1 622,6 1 662,0

Otros Activos No Corrientes 1 027,8 193,2 26,5 19,3 34,1 43,4

Total Activo 4 918,5 4 374,8 533,2 525,4 1 919,5 1 969,0

Pasivo y Patrimonio

Pasivo 1 850,7 1 677,7 63,9 82,4 503,5 507,3

Pasivo Corriente 436,4 436,9 12,6 12,1 250,0 227,3

Pasivo No Corriente 1 414,3 1 240,8 51,3 70,3 253,5 280,0

Patrimonio Neto 3 067,8 2 697,1 469,4 443,0 1 416,0 1 461,7

Total Pasivo y Patrimonio 4 918,5 4 374,8 533,2 525,4 1 919,5 1 969,0

Con respecto al Estado de Ganancias y Pérdidas a junio del 2000, las empresas generadoras registraron unos ingresosmayores que en junio de 1999. Cabe señalar que los mayores ingresos fueron consecuencia del incremento del pre-cio del petróleo en dicho periodo de análisis, el cual contribuyó al aumento de las tarifas en barra. De esta forma,

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

95

obtuvieron una utilidad operativa de US$ 174 millones, debido principalmente a los aumentos en los ingresos de lasgeneradoras y reducción de sus gastos, sobre todo de cargas de personal, de provisiones de terceros y otros.

Las empresas transmisoras muestran un crecimiento del ingreso de 7,5%, que asciende a la cifra de US$ 37 millo-nes, explicado principalmente por el incremento en sus ingresos por peaje. Por otro lado, su nivel de gastos se redu-jo en 3,8%, llegando a la cifra de US$ 21 millones. Todo lo anterior da como resultado un incremento en la utili-dad operativa que alcanza la cifra de US$ 17 millones.

En el caso de las distribuidoras, los ingresos ascendieron a US$ 460 millones, mientras que sus gastos alcanzaron lacifra de US$ 394 millones. En consecuencia, las utilidades operativas de las empresas distribuidoras llegaron a losUS$ 66 millones.

VII

Cuadro 27 Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas (Cifras Ajustadas Millones US$)

Generación Transmisión DistribuciónJun 99 Jun 00 Jun 99 Jun 00 Jun 99 Jun 00

Ingresos 350,5 428,5 34,6 37,2 396,4 460,0

Gastos 255,3 254,6 21,5 20,6 352,0 393,5

Combustibles y Lubricantes 95,2 43,8 13,2 0,0 44,4 9,3

Compra de energía -0,5 82,1 6,2 0,0 -4,2 258,3

Cargas de personal 94,7 18,0 19,4 3,2 40,2 25,3

Servicios de terceros -29,7 38,3 1,4 2,7 4,5 37,8

Provisiones del ejercicio 65,0 56,7 20,8 12,2 44,7 43,5

Otros Gastos 2,0 15,7 0,9 2,6 2,4 19,3

Utilidad (Pérdida) de Operación 15,8 173,9 5,2 16,6 22,6 66,5

Ingresos (Gastos) no Operativos 47,2 -49,4 14,7 -2,7 19,7 -17,1

Utilidad (Pérdida) Neta 68,7 124,5 13,7 13,8 70,8 49,4

Generación Interna de Recursos 163,9 230,6 26,8 28,7 115,3 110,0

Durante el primer semestre del presente año, 8 de las 37 empresas de electricidad registraron pérdidas netas, siendolas de Egenor (US$ 8,1 millones), Egemsa (US$ 4,5 millones) y San Gabán (US$ 2,5 millones) las de mayor mag-nitud. Por otro lado, las empresas con mayores utilidades netas durante este periodo fueron Electroperú (US$ 69,1millones), Luz del Sur (US$ 27,0 millones) y Edelnor (US$ 15,1 millones).

Actualmente, la mayor proporción de los ingresos del sector corresponde a las empresas de distribución, con el 50%de éstos, seguido de las empresas de generación, con el 46%, mientras que los ingresos de las transmisoras represen-tan tan sólo el 4% de los ingresos totales. Sin embargo, a nivel de utilidad operativa son las generadoras quienes con-tribuyen en mayor grado a la utilidad del sector, con el 68% de las mismas (principalmente por el desempeño deElectroperú), seguido de las distribuidoras, con el 26% y las transmisoras, con el 6%.


Indicadores Financieros En los gráficos siguientes se muestra la evolución de los principales indicadores financieros durante el periodo deanálisis, a fin de alcanzar un mejor entendimiento sobre la marcha del sector en aspectos tales como liquidez,solvencia, rentabilidad y gestión de cobranza.

Como se aprecia en el Gráfico 42, durante 1994 a 1996 el sector presentó niveles de liquidez elevados y crecientes,en concordancia con los resultados económicos obtenidos. A partir de 1997, se inició un período de crisis económicaque alcanzó al sector y repercutió negativamente en su situación financiera. Desde entonces la capacidad de lasempresas eléctricas para afrontar sus obligaciones de corto plazo ha disminuido progresivamente, pasándose, entérminos consolidados, de una razón corriente de 2,50 en 1996 a 1,33 en junio del 2000.

1,7

3,3

1,2

1,72,5

8,0

1,92,52,5

10,9

1,62,5

2,0

8,0

1,5 2,01,8

7,0

1,1

1,8

5,9

1,01,3 1,3

1,3 1,3

9,1

1,2

0

2

4

6

8

10

12

Generadoras Transmisoras Distribuidoras Consolidado

1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 42 Evolución de la Liquidez: Razón Corriente

Este deterioro se presenta en las actividades de generación y distribución eléctrica, aunque de manera diferenciada.Mientras la razón corriente en el caso de las primeras ha disminuido en un 49% entre 1994 y 1999, en el caso de lassegundas ha mostrado una reducción del 21% en dicho ratio. En cambio la liquidez de las empresas de transmisióneléctrica se han incrementado en 79% en dicho periodo.

Debemos mencionar, sin embargo, que los índices de liquidez mostrados por el sector resultan comparativamentemayores a los presentados por otras empresas de servicios o la industria en general. Así, a junio del 2000 las generadorasmostraban una razón corriente de 1,55, las transmisoras de 9,42 y las distribuidoras de 1,16.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

97

En relación con otros sectores

económicos, las empresas

eléctricas presentan los niveles

de apalancamiento más bajos

en nuestro país.

Por otra parte, los índices de solvencia del sector a junio del 2000 presentan una ligera mejoría respecto a los defines de 1994. Luego de un período de reducción de la deuda respecto al patrimonio en 1995 y 1996, con nivelesde apalancamiento del 38% y 34% respectivamente, dicha relación se ha incrementado hasta alcanzar, en junio delos corrientes un 49%, en términos agregados.

VII

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Generadoras Transmisoras Distribuidoras Consolidado

1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 43 Indicadores de Solvencia - Endeudamiento Patrimonial

En términos desagregados, a junio del 2000 las empresas más solventes son las del rubro de transmisión, con índicesde endeudamiento patrimonial del 19%, seguidas por las distribuidoras con un 35%, mientras que, como podríaesperarse, las generadoras presentan un nivel de endeudamiento relativo mayor, alcanzando en dicha fecha un índicedel 62%. Finalmente, es importante señalar que salvo en el caso de las empresas transmisoras, la proporción de deudacorriente del sector respecto al total de sus obligaciones se ha incrementado. En el caso de las generadoras, este

Tanto a nivel desagregado co-

mo consolidado, la gestión de

las cuentas por cobrar en las

empresas eléctricas se ha

vuelto más eficiente.


incremento ha sido progresivo, acentuándose en 1999, en que constituyó un 27% del total; mientras que en elcaso de las distribuidoras, dicha proporción alcanzó en 1999 un 51%. Las transmisoras en cambio han reducido, entérminos relativos, su endeudamiento de corto plazo, que en 1994 representó un 90% del total de su deuda y en1999 sólo el 25%. Cabe resaltar que, en relación con otros sectores económicos, las empresas eléctricas presentan losniveles de apalancamiento más bajos en nuestro país.

En lo que respecta a la rentabilidad generada por las actividades eléctricas, durante el periodo de análisis se aprecia,tanto a nivel global como en términos desagregados, una importante mejoría en los indicadores más importantes.

58,4

7,6

28,7

47,9 50,7

15,3

60,5

35,7

73,4

33,5

47,3

20,6

55,2

80,8

41,5

47,8

30,0

15,1

72,1

17,9

47,4

35,1

73,5

36,1

22,3

76,3

46,8

25,1

Generadoras Transmisoras Distribuidoras Consolidado0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 44 GIR (% del Ingreso) por Actividades

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

99

En cuanto a la generación de recursos, en el caso de las empresas generadoras se encuentra en 46,8%, pero no havenido mostrando un comportamiento tendencial durante los últimos años. Por el contrario, las empresas de trans-misión y las de distribución vienen mejorado progresivamente sus ratios hasta alcanzar en 1999 niveles de 76% y22% sobre sus ventas respectivamente.

La evaluación de la gestión, el desempeño de las cobranzas y la gestión de gastos operativos, se refleja en los gráficosque se presentan a continuación.

169,0

86,0

115,0

71,3

126,2

74,9

57,6

116,4

77,7

48,942,7

71,7

51,6 51,866,7

55,7

43,7

69,2

42,4 42,5

61,1

Generadoras Transmisoras Distribuidoras0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 45 Evolución del Período Medio de Cobranza

VII

Tanto a nivel desagregado como consolidado, la gestión de las cuentas por cobrar en las empresas eléctricas se ha vueltomás eficiente, disminuyendo ostensiblemente el periodo promedio de cobros durante el periodo de análisis. En general, elperiodo de cobranza que en 1994 era de 135 días, en 1999 pasó a 62 días. A nivel desagregado, el mejor desempeñoen esta reducción la han tenido las generadoras cuyo periodo de cobranza ha disminuido en 113 días, mientras que lareducción en los casos de las distribuidoras y las transmisoras ha sido de 45 y 42 días respectivamente.

Respecto a la evolución de los costos del sector, se aprecia que los costos de combustibles y suministros y las comprasde energía se han mantenido prácticamente invariables, como proporción de las ventas, durante los últimos seis años.En cambio, los gastos de personal y servicios de terceros sí han experimentado una disminución considerable y ya en1999 representaron un 17% de los ingresos del sector, es decir, cinco puntos menos que en 1994.


En el análisis por sector se observa un comportamiento disímil, mientras que en el caso de las generadoras se incre-mentaron los costos de combustibles y suministros así como la compra de energía, manteniéndose igual los gastosde personal y servicios; en el caso de las distribuidoras, las compras de energía no han sufrido mayores variacionesen el periodo, reduciéndose más bien y significativamente los gastos de personal y servicios de terceros, gasto quetambién se ha reducido en el caso de las empresas de transmisión.

Comportamiento Bursátil de las Empresas Eléctricas en el PerúLa actividad bursátil de las empresas del sector eléctrico se inicia con la inscripción en la Bolsa de Valores de Limade las primeras empresas privatizadas, es decir, Luz del Sur, Edelnor y Edegel, en 1996 y Egenor en 1997, viéndoseimpulsada por la negociación de las acciones que poseían los trabajadores de estas empresas al ejercer la opción decompra prevista en sus procesos de privatización.

Como se puede apreciar en el gráfico siguiente, la negociación con dichas acciones tuvieron un importante creci-miento durante 1997, viéndose afectada en 1998, año en que el Fenómeno El Niño y las crisis financieras asiática yrusa repercutieron negativamente en nuestro mercado de valores. Durante 1999, el monto negociado con accioneseléctricas alcanzó su valor máximo a la fecha, US$ 266 millones aproximadamente, representando el 8,9% del mon-to total transado en acciones, que se explica por el fuerte dinamismo que mostraron las acciones de Egenor y Luz delSur. Sin embargo, durante el primer semestre del 2000, la negociación con acciones eléctricas, siguiendo la tenden-cia del mercado se contrajo notablemente, representando sólo el 2,1% del volumen total transado en renta variable.

15,1

21,3

26,5

16,5

21,920,5

13,4

19,5 19,6

10,8

18,7 18,7

16,1

18,4 19,5

15,917,8 17,7

13,1

15,7 13,7

0

5

10

15

20

25

30

Generadoras Transmisoras Distribuidoras

1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 46 Gasto en Personal y Servicio de Terceros (en % de los ingresos)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

101

La actividad bursátil de las em-

presas del sector eléctrico se ini-

cia con la inscripción en la Bolsa

de Valores de Lima de las prime-

ras empresas privatizadas.

Aunque actualmente se encuentran listadas en bolsaquince empresas eléctricas, la participación del sectoren la actividad bursátil se explica fundamentalmentepor las negociaciones que se realizan con las accionesde Edegel, Egenor y Luz del Sur, que en 1999 con-centraron el 91% del volumen negociado por el sector,aumentando su participación a 95% durante el primersemestre del 2000. Dichas acciones se caracterizanpor su alta liquidez, presentando una frecuencia denegociación mayor al 90%.

Por otra parte, la capitalización bursátil a fines de 1999del conjunto de las empresas eléctricas cotizantesalcanzó los US$ 1 041 millones, habiendo descendidoen junio del 2000 a US$ 866 millones. En el Cuadro28 adjunto se muestra la evolución de la capitalizaciónbursátil de las principales empresas del sector.

VII

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

44 815,7

1996

264 420,7

1997

186 158,6

1998

266 317,6

1999

26 356,5

Junio 2000

Gráfico 47 Volúmenes Negociados en Acciones del Sector Eléctrico (Miles US$)

Luz del Sur 37%Egenor 31%Edegel 23%

Otros 9%

Gráfico 48 Participación en el Volumen deNegociación de Acciones Eléctricas (en la BVL 1999)

Egenor 11%Luz del Sur 14%Otros 5%

Edegel 70%

Gráfico 49 Participación en el Volumen de Negociaciónde Acciones Eléctricas (en la BVL Junio 2000)

Durante el presente año se cul-

minó la construcción de la línea

de transmisión Mantaro - Soca-

baya (Huancavelica - Arequipa).


En este cuadro se evidencia la tendencia decreciente en el valor de mercado de las acciones eléctricas. Cabe señalarque en los casos de Edelnor y Luz del Sur, hasta agosto de 1998 sólo cotizaban en bolsa acciones de clase B (aque-llas adquiridas por los trabajadores o mediante oferta pública), por lo que las estadísticas de la Bolsa de Valores refe-ridas a la capitalización de dichas empresas han sido corregidas para incorporar el valor de las acciones de clase A.En agosto de 1999, de acuerdo al convenio de estabilidad accionaria establecido en la privatización de dichas empresas,se produce la conversión de los dos tipos de acciones mencionadas en acciones comunes, por lo que a partir dedicha fecha, la capitalización de dichas acciones, estima el valor de mercado de las empresas en su totalidad.

Perspectivas - Planes y Proyectos de InversiónDurante el presente año se culminó la construcción de la línea de transmisión Mantaro - Socabaya (Huancavelica -Arequipa), de aproximadamente unos 800 Km de longitud, que permiten el intercambio de energía entre los SistemasCentro-Norte (2 100 MW), en el que predomina la generación de origen hidráulico, y el Sistema Sur (450MW), endonde la generación es básicamente térmica. Esta obra, realizada por el Consorcio Transmantaro, liderado por laempresa canadiense Hydro Québec, con una inversión aproximada de US$ 179 millones, permitiría la transferenciade excedentes entre los sistemas, mejorando las condiciones de operación, previéndose una reducción de 4% en lastarifas en barra de dicho sistema. Otras inversiones que reforzarán el flujo eficiente de energía en el sur del país sonaquellas relacionadas con la construcción de varias líneas y subestaciones de transmisión por parte de la españolaRedesur, que implican un desembolso cercano a los US$ 75 millones.

Empresa 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Edegel 438 288 356 764 217 622 185 156 133 375

Egenor 137 628 71 547 85 975 72 007

Edelnor 766 107 501 349 352 652 309 970 265 946

Luz del Sur 599 411 574 791 319 856 353 510 304 338

Cuadro 28 Capitalización Bursátil Principales Empresas Eléctricas (miles de US$)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

103

Finalmente, hay que resaltar los efectos que tendrá el proyecto de gas de Camisea sobre el sector eléctrico. En elmediano plazo se prevé una reducción de las tarifas de energía de hasta un 15%, debido a los menores costos degeneración (que disminuirían hasta en un 25%), por el reemplazo de centrales térmicas caras que utilizan derivadosdel petróleo o carbón, por el gas proveniente de Camisea. Asimismo, esto implicaría la necesidad de menores márgenesde reservas de potencia (en la actualidad un 45%) y la menor dependencia del ciclo hidrológico. Se espera que ya parael año 2004 se encuentren en funcionamiento dos turbinas de 150 MW cada una, operando con gas, probablementepor la conversión parcial de la Central de Ventanilla, cuya propietaria actual es Etevensa. En los Cuadros 29 y 30 sereseñan los principales proyectos de inversión en generación y transmisión eléctrica previstos para los próximos años.

VII

Ingreso Proyecto Inversionista

Ene 2001 Reingreso C. Hidroeléctrica Machupicchu (U. Pelton 30 MW) EGEMSA

Feb 2001 Reingreso C. Hidroeléctrica Machupicchu (U. Pelton 30 MW) EGEMSA

Mar 2001 Reingreso C. Hidroeléctrica Machupicchu (U. Pelton 30 MW) EGEMSA

Mar 2001 C. Hidroeléctrica Chimay (142 MW) EDEGEL-PERENE

May 2001 C. Hidroeléctrica Cañon del Pato: Embalse de Regulación Diaria San Diego EGENOR

Dic 2002 C. Hidroeléctrica Yuncán (130 MW) ELECTROANDES

Jul 2003 TV Nº 2 a Carbón 2 de la Central Térmica Ilo 2 (125 MW) ENERSUR

Mar 2004 Turbina de Gras 2 x 150 MW (Gas de Camisea)

Fuente: Resolución Nº 014-2000 P/CTE

Cuadro 29 Principales Proyectos en Generación

Ingreso Proyecto Inversionista

Dic 2000 Línea Trasmisión S.E Santuario-S.E. Convertidor Chilina EGASA

Mar 2001 Sub Estación Puno 220/138/10,5 REDESUR

Mar 2001 Sub Estación Tacna 220/66/10,5 REDESUR

Mar 2001 Línea Trasmisión Puno - Montalvo, Moquegua (192,7 Km) REDESUR

Mar 2001 Línea Trasmisión Montalvo, Tacna (126,5 Km) REDESUR

Jun 2001 Ampliación de la Subestación Tintaya (celda de salida) ETESUR

Jun 2001 Ampliación de la Subestación Azángaro (celda de llegada) ETESUR

Dic 2001 Línea Trasmisión Azángaro-Puno (113 Km) ETESUR

Jul 2002 Ampliación de la Subestación Puno (celda de llegada) ETESUR

Dic 2002 Ampliación de la Subestación Tintaya (celda de llegada) BHP Tintaya

Jun 2003 Ampliación de la Subestación Quencoro (celda de línea, sistema doble barra) ETESUR

Jun 2003 Ampliación de la Subestación Tintaya (celda de llegada de línea) ETESUR

Fuente: Resolución Nº 014-2000 P/CTE

Cuadro 30 Principales Proyectos en Transmisión


Por otro lado, las empresas de distribución tienen un presupuesto anual de inversión para mejorar y expandir las redes,el alumbrado público e instalaciones eléctricas, conducentes a mejorar la calidad de atención al usuario, reducir laspérdidas de energía e incrementar el acceso al servicio. En el caso de aquellas empresas que han alcanzado un altogrado de electrificación y cobertura en su zona de concesión, como aquellas que atienden Lima Metropolitana,predomina la inversión en proyectos por calidad, mientras que en aquellas con bajos índices de electrificación, serápreponderante, en el mediano plazo, la inversión en proyectos por demanda.

En ese sentido, tanto Luz del Sur como Edelnor han previsto inversiones en los próximos años. Esta última empresainvertiría en el reforzamiento de la seguridad de la red así como en el tendido eléctrico de la Ciudad Pachacútec yde las pampas de Ancón, las que se encuentran dentro de la zona de concesión de la empresa. Asimismo, el GrupoGloria realizaría inversiones en el próximo quinquenio, de las cuales dos tercios aproximadamente corresponderíana proyectos de expansión y el resto a programas de reforzamiento de instalaciones.

Comparación Internacional A continuación analizamos brevemente, a través de determinados indicadores, los desempeños de las principales empresaslatinoamericanas del sector eléctrico durante 1999, comparándolos con los alcanzados por las empresas nacionales.

En lo que respecta a las empresas de distribución se observa que, en términos generales, las empresas más eficientesen Latinoamérica presentan pérdidas de energía menores a 8%, ingresos superiores a US$ 350 000 por empleadoy una relación mayor a 1 millón de clientes por empleado, destacándose entre éstas las nacionales Luz del Sur yEdelnor (ver Cuadro 31).

Empresa Venta de Energía Clientes Número Ingresos / Empleados MW / Cliente / Pérdidas de (GW.h) (en miles) Empleados (miles US$) Empleado Empleado Energía (%)

Chilectra 8 425 1 239 1 383 337 6 092 896 5,4

CGE 2 427 593 744 226 3 262 797 6,0

Rio Maipo 1 050 274 181 367 5 801 1 514 5,6

Edesur 12 325 2 105 2 630 345 4 686 801 7,8

Edenor 12 982 2 252 2 629 343 4 938 856 13,7

Electropaz 911 280 267 246 3 411 1 047 9,4

Elfec 519 209 227 162 2 288 919 8,7

Eletropaulo 35 582 4 473 6 646 325 5 354 673 14,0

Cerj 7 694 1 559 1 782 257 4 318 875 15,3

Coelce 5 708 1 652 1 958 164 2 915 844 11,2

Coelba 9 029 2 689 3 320 161 2 720 810 14,6

Luz del Sur 3 399 657 589 472 5 771 1 115 8,2

Edelnor 3 423 843 724 363 4 728 1 165 9,9

Codensa 8 502 1 746 1 213 390 7 009 1 439 14,4

Fuente: Memorias de las empresasElaboración: Macroconsult S.A.

Cuadro 31 Empresas de Distribución Eléctrica: Principales Indicadores de Eficiencia Año 1999

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

105

Las empresas de distribución

tienen un presupuesto anual de

inversión para mejorar y expan-

dir las redes, el alumbrado pú-

blico e instalaciones eléctricas.

En cuanto a los indicadores financieros, se observa que durante 1999 la generación de recursos (Ebitda / Ingresos),alcanzó en promedio el 28,5% de los ingresos de las empresas seleccionadas. En las empresas de mejor rendimientotal ratio superó el 30%. Respecto al rendimiento neto, se destacan los resultados alcanzados por las chilenas Chilectray Compañía General de Electricidad y en menor medida Luz del Sur (ver Cuadro 32).

Por otro lado, el periodo de cobros en aquellas empresas con mejor gestión fue menor a 60 días, mientras que larazón corriente fue en promedio inferior a uno. Finalmente, y excluyéndose los datos extremos, la estructura deuda- capital de la muestra fue de 50%-50%, observándose la preponderancia de la deuda de largo plazo, que en promedioalcanzó el 58,4% del total.

VII

Cuadro 32 Empresas de Distribución Eléctrica: Principales Indicadores Financieros Año 1999

Empresa País Ingresos Margen Ebitda / Margen Retorno Periodo de Razón Deuda /(US millones) Bruto Ingresos Neto Patrimonial Cobros (en días) Corriente Patrimonio

Chilectra Chile 466,1 36,4% 27,0% 26,7% 21,2% 299 1,20 1,67

CGE Chile 168,5 35,9% 30,4% 50,6% 15,4% 49 1,46 0,71

Edesur Argentina 906,3 14,8% 23,2% 2,5% 2,1% 54 0,44 0,37

Edenor Argentina 902,0 34,3% 30,8% 10,0% 9,8% 65 0,58 0,76

Electropaz Bolivia 68,1 35,5% 41% * 9,4% 11,4% 60 1,16 1,16

Elfec Bolivia 39,7 20,1% 27% * 10,7% 10,5% 80 0,89 0,84

Eletropaulo Brasil 2160,0 22,1% 27,0% 10,5% 14,6% 88 0,80 1,99

Cerj Brasil 457,3 49,6% 17,8% -5,6% -18,7% n,d, 0,79 8,68

Coelce Brasil 322,0 n,d, 30,2% 13,0% 6,1% 108 1,13 0,43

Coelba Brasil 535,7 31,8% 31,1% -8,7% -7,7% 55 0,69 1,37

Luz del Sur Perú 278,0 28,1% 28,1% 15,2% 18,0% 65 0,84 0,70

Edelnor Perú 263,0 25,1% 27,3% 12,1% 8,4% 74 0,83 0,60

Codensa Colombia 473,2 2% ** n.d. 7,5% 4,4% n.d. n.d. n.d.

Promedio 27,2% 28,5% 10,6% 6,2% 70 0,87 1,60

* Estimado n.d = no disponible

** Año 1998

Fuente: Memorias de las empresasElaboración: Macroconsult S.A.


Correlación entre Tarifas y Resultados Económicos de las Empresas EléctricasEn el gráfico 50 se presenta la evolución de los precios medios de venta de las empresas distribuidoras en su conjunto,así como la de su desempeño económico en el periodo 1994 - 1999.

Como se aprecia, luego de un periodo de sinceramiento de las tarifas eléctricas, en que los precios medios obtenidos porlas distribuidoras alcanzan su mayor valor durante 1996, éstos muestran una tendencia a la baja a partir de 1997 y hasta1999. En este mismo lapso, el conjunto de empresas de distribución eléctrica ha mejorado su desempeño económicode manera sostenida, salvo en 1998 en que la generación interna de recursos cayó 1% respecto al año anterior.

0

2

4

6

8

10

12

1994 1995 1996 1997 1998 1999

ctv.

US

$/kW

.h

0

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100

120

140

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180

200

Mill

one

s U

S$

Precio Medio Regulado Precio Medio Total Generación de Recursos

Gráfico 50 Evolución de los Precios Medios y Resultados Financieros de las Distribuidoras

Si bien la evolución de las tarifas eléctricas ha influido en el nivel de ingresos de las empresas del sector, no se ha es-tablecido una correlación directa con los resultados económicos que éstas han obtenido, lo que se verifica al obser-var el comportamiento de las tarifas, la utilidad operativa y la generación de recursos durante el periodo 1997 -1999.Esto se explicaría porque dichos resultados responden fundamentalmente a las ganancias en eficiencia alcanzadas,principalmente por las empresas privatizadas, y que se traducen en menores costos y gastos de operación, así comopor los mayores volúmenes de energía vendida, que reducen los costos fijos unitarios.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

107En el caso de las generadoras, tanto el precio medio regulado como el precio medio total evolucionan de maneraidéntica, incrementándose hasta 1996, estancándose en 1997 y reduciéndose entre 1998 y 1999, tal como se apreciaen el Gráfico 51. En dicho periodo, la generación de recursos ha tenido un comportamiento similar al de los precios,salvo en 1999 en que mostró un crecimiento de 9% cuando los precios cayeron 2%.

Se espera que los ingresos de

este sub sector crezcan mode-

radamente durante los próxi-

mos años, previéndose una lige-

ra disminución en el año 2004.

VII

0

1

2

3

4

5

6

ctv.

US

$/kW

.h

0

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150

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250

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350

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Mill

one

s U

S$

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Precio Medio Regulado Precio Medio Total Generación de Recursos

Gráfico 51 Evolución de los Precios Medios y Resultados Económicos de las Generadoras

Proyección de los Resultados EconómicosEn este acápite, se estiman los resultados económicos por tipo de actividad para el periodo 2000- 2004 (ver Cuadro 33).

En lo que se refiere a los generadores eléctricos, se espera que sus ventas en el mercado regulado (es decir a lasempresas de distribución) tengan un crecimiento moderado, con una tasa promedio anual del 4,7%, acorde con lasestimaciones de crecimiento poblacional y la dinámica de nuestra economía en general. Sin embargo la puesta enfuncionamiento de determinados proyectos de inversión, principalmente mineros, así como una mayor participaciónde los generadores eléctricos en las ventas a los clientes libres existentes en detrimento de las distribuidoras, permitiríauna mayor expansión de sus ventas físicas. Por otra parte, consideramos que los precios de generación sufrirán unareducción de aproximadamente 20% entre el 2000 y el 2004, explicada en parte por la disminución de las tarifas enbarra del Sistema Interconectado Sur gracias a la interconexión, la reducción esperada en los costos de los hidrocar-buros, la entrada de centrales más eficientes y la influencia de Camisea en el cálculo de las tarifas. De esta manera,se espera que los ingresos de este sub sector crezcan moderadamente durante los próximos años, previéndose unaligera disminución en el año 2004 por la caída en sus precios de venta.


Cuadro 33 Proyección de los Resultados Económicos de las Generadoras (US$ millones)

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Ingresos 773 879 923 983 1 003 996

Gastos 536 560 604 646 681 696


Otros Ingresos (Egresos) -49 -85 -67 -32 -33 -58

Utilidad (Pérdida) antes del REI 188 234 252 304 289 242

REI -13 32 30 28 26 24

Utilidad antes Impto. a la Renta 175 266 282 332 315 266

Participación Trabajadores 5 5 8 10 9 8

Impuesto a la Renta 37 40 51 60 57 48

Utilidad (Pérdida) Neta 132 221 223 263 249 210



Respecto a las empresas de distribución, asumimos un crecimiento de sus ventas físicas a clientes regulados ligera-mente superior al que presentan las empresas de generación y una reducción paulatina de sus ventas a clientes libres.En cuanto a los precios, éstos se reducirían en 11% entre el 2000 y el 2004, debido a la caída prevista de los preciosen barra, aunque en menor porcentaje debido a los costos de transmisión y el valor agregado de distribución. Comoconsecuencia, los ingresos del subsector tendrían un ascenso paulatino, conforme se incremente la demanda, estimán-dose un crecimiento de 15% en los ingresos de las distribuidoras en el periodo 2000 - 2004 (ver Cuadro 34).

Si bien se prevé que los márgenes operativos durante este periodo estén por encima de los obtenidos en el quinquenioanterior (alrededor del 30% de los ingresos), éstos tenderían a disminuir ligeramente debido a la evolución de losgastos como provisiones y otros asociados con la implementación de nuevas plantas de generación o la conversióny/o potenciación de las existentes.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

109

Asimismo, se estima que el

margen operativo del subsector

continuará elevándose debido a

los ahorros que se alcanzarían

por un menor nivel de pérdidas

de energía y por la reducción de

determinados gastos.

Asimismo, se estima que el margen operativo del subsector continuará elevándose debido a los ahorros que se alcanzaríanpor un menor nivel de pérdidas de energía y por la reducción de determinados gastos. Sin embargo, considerandolos logros alcanzados en eficiencia desde que se iniciara el proceso de privatización (principalmente en las dos distri-buidoras más importantes), el incremento del margen operativo resultaría menor que durante el quinquenio anterior.De esta manera, esperamos que hacia el 2004, los márgenes de operación de las distribuidoras alcancen en promedio16% de sus ingresos, es decir 4,5 puntos por encima del promedio en 1999. Esto tendría su correlato en una mayorgeneración de recursos, que hacia el 2004 llegaría al 26% de los ingresos, estimándose asimismo que la utilidad netasería para entonces del 12%.

VII

Cuadro 34 Proyección de los Resultados Económicos de las Distribuidoras (US$ millones)

Empresas de Distribución 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Ingresos 824 928 926 937 948 951

Gastos 757 803 792 798 801 799


Otros Ingresos (Egresos) 4 -7 -1 4 9 13

Utilidad (Pérdida) antes del REI 102 112 134 142 155 165

REI 11 9 7 6 5 5

Utilidad antes Impto. a la Renta 113 121 141 148 160 170

Participación Trabajadores 3 4 7 7 8 9

Impuesto a la Renta 36 39 42 45 48 51

Utilidad (Pérdida) Neta 73 79 91 96 104 111



indicadoresindicadores

VY E F I C I E N C I A

IndicadoresIII

I N D I C A D O R E S D E D E S E M P E Ñ O

E N E L S E C T O R

Indicadores de Desempeñoy Eficiencia en el Sector


Una primera dimensión en la evaluación de los resultados de la reforma del sector se refiere a los indicadores de co-bertura y número de clientes atendidos. En relación a la cobertura, se aprecia un incremento significativo del servi-cio, que pasó de un 55,9% a fines de 1993 a un 72,2% en 1999. Con la implementación del nuevo marco regula-torio, las empresas habrían recibido los incentivos adecuados para lograr estos resultados. Así, en la actualidad el nú-mero de usuarios supera los 3,3 millones.

8

Clientes Coeficiente de Electrificación

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

Núm

ero

de

Clie

ntes

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Co

efic

ient

e d

e E

lect

rific

ació

n

1985 1986 1988 1990 1992 1994 1996 19981987 1989 1991 1993 1995 1997 1999

Gráfico 52 Indicadores de Cobertura del Sector

Otra dimensión importante en la evaluación de la re-forma son las ganancias en eficiencia productiva porlas empresas, la cual tiene un fuerte impacto en las ta-rifas ya que elimina los costos innecesarios en la pro-visión del servicio. Uno de los factores que explica eldesempeño de las actividades se deriva del marco re-gulatorio en el cual se establece el esquema de incen-tivos y la fijación de estándares, aunque las empresastienen algún margen de maniobra para mejorar algu-nos indicadores.

En el caso de las empresas generadoras, un indicadorde eficiencia es el número de MWs instalados portrabajador, el cual muestra una tendencia creciente,

243

432

638703

799

9831 015

0

200

400

600

800

1000

1200

1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 53 Número de Clientes por Trabajador

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

113

Otra dimensión importante en

la evaluación de la reforma son

las ganancias en eficiencia

productiva por las empresas.

principalmente en los primeros años de la reforma, pasando de 1,86 en 1996 a 3 en el primer semestre del 2000.

Aunque se aprecia una ligera disminución en las pérdidas de energía de las transmisoras, alcanzando un 6,5% en1999, en el año 2000 gracias a las inversiones realizadas y la interconexión, éstas se reducirían de forma apreciable.

Sin embargo, los logros más importantes en este nivel se refieren a las empresas distribuidoras, que luego de estar enuna situación bastante difícil - en años como 1993, donde las pérdidas alcanzaron el récord de 21,8% - han logradoreducirlas a un porcentaje de 10,4% en la actualidad. Ello se debe, tanto al cronograma de reducción de pérdidas dela CTE, como a los mecanismos tarifarios que otorgan a las empresas las ganancias por la reducción de costos, la si-guiente fijación tarifaria correspondiente.

VIII

Pérdidas estándar Pérdidas reconocidas Pérdidas reales

7,9% 7,6% 7,5% 7,4% 7,3% 7,3% 7,2% 7,2%

9,0% 8,6% 8,5% 8,4% 7,7%4,8% 4,2% 3,6%

19,7%

17,1%

14,6%

12,4%11,5%

10,4%

20,6%21,8%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Junio 2000

Gráfico 54 Evolución de las Pérdidas de Energía de las Distribuidoras 1993 - Junio 2000

evoluciónevolución

E V O L U C I Ó N D E L O S

Y T A R I F A R I O S D E L

EvoluciónIX I N D I C A D O R E S

T É C N I C O S , C O M E R C I A L E SS E C T O R 1 9 9 3 - 2 0 0 0

Indicadores Técnicos

Indicadores de Gestión Comercial

Indicadores Tarifarios por Actividad

Evolución de los Indicadores Técnicos, Comercialesy Tarifarios del Sector 1993 - 20009


En esta última sección, con la finalidad de complementar el análisis de las reformas en el sector, se resume la evolu-ción de los principales indicadores de gestión técnica y comercial en las actividades de generación, transmisión y dis-tribución. Estos indicadores permiten un mejor seguimiento y evaluación de la actuación del organismo regulador yel desempeño de las empresas.

Indicadores Técnicosa) Generación de EnergíaDesde 1993 se ha registrado un importante incremento en la capacidad de generación eléctrica que durante los pri-meros años de la década resultó insuficiente para atender la creciente demanda, debido a la falta de inversión en elsector y a las pérdidas de infraestructura originadas por el terrorismo, entre otros factores. Si en 1994 el margen dereserva era de tan sólo un 21%, en la actualidad éste alcanza cerca de un 55% de la máxima demanda del SistemaInterconectado Nacional (SINAC), gracias a las inversiones realizadas, promovidas por el proceso de privatización ya la desaparición del fenómeno terrorista.

Si bien la capacidad de generación hidráulica sigue siendo predominante, representando hasta un 83% de la energíaa nivel nacional, las nuevas inversiones se han orientado principalmente hacia centrales térmicas, y desde 1997 secuenta, aunque en pequeña escala, con centrales a gas natural (Aguaytía y Eepsa). Asimismo, empresas como Ener-sur han concretado recientemente inversiones en centrales a base de carbón. Esta generación a gas iría empezando atomar una participación algo más importante hacia el 2004, con la posibilidad de contar con el gas de Camisea, elparque generador empezaría a sufrir un importante cambio estructural.

Po

ten

cia

Efe

ctiv

a (M

W)

Gas Natural

Oferta Térm.

Oferta Hid.

% Reserva

Demanda

1980 1981 19831982 1984 19861985 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

0,0

526,5

1 578,0

45,1%

1 450,5

0,0

526,5

1 628,0

48,5%

1 450,5

0,0

526,5

1 628,0

45,5%

1 480,4

0,0

528,7

1 628,0

47,9%

1 458,3

0,0

549,5

1 694,7

47,0%

1 527,1

0,0

560,7

1 828,0

54,2%

1 548,7

0,0

570,7

1 828,0

37,2%

1 748,5

0,0

570,7

1 828,0

32,8%

1 806,4

0,0

570,7

1 963,0

54,2%

1 845,6

0,0

570,7

1 963,0

41,8%

1 786,4

0,0

574,7

1 963,0

34,6%

1 885,3

0,0

574,7

2 038,0

30,4%

2 003,1

0,0

574,7

2 038,0

32,5%

1 972,2

0,0

759,8

2 038,0

28,4%

2 179,3

0,0

759,8

2 038,0

21,0%

2 311,9

0,0

574,7

1 963,0

34,6%

1 885,3

0,0

809,5

2 043,2

21,5%

2 347,0

0,0

1 347,8

2 089,7

45,5%

2 535,5

237,8

1 455,6

1 994,7

28,4%

2 179,3

237,8

1 503,7

2 090,3

50,1%

2 552,0

237,8

1 628,7

2 240,8

54,8%

2 654,0

54%

45% 49% 46% 48%

47%

37% 33%37% 42%

35%30% 32%

28%

21% 23% 22%

44% 45%50%

55%

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

2 200

2 400

2 600

2 800

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

4 000

4 200

4 400

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

Gráfico 55 Evolución de la Oferta y Máxima Demanda

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

117b) Transmisión de EnergíaPor su parte, el Perú contaba para 1999 con unos 8 361 km;de los cuales aproximadamente el 14% de éstos estánconsiderados como sistemas de transmisión principal,que permiten el flujo de energía en dos direcciones.Las líneas que conforman el sistema principal estánconstituidas principalmente por líneas de 220 kV (querepresentan el 36% del total de todas las líneas) a pe-sar que el sistema principal tiene alrededor del 24,4%del total de las líneas de 220 kV. Cabe recordar queson las transmisoras Etecen y Etesur las que poseen es-tas líneas y además, recientemente el Sistema de Trans-misión Principal se ha incrementado con los 605 kmde la línea Mantaro - Socabaya, administrada porTransmantaro (ver Cuadro 35).

Respecto a las líneas de transmisión secundaria, es im-portante señalar que éstas han venido incrementandode forma importante su importancia dentro del siste-ma y que representan alrededor del 86% del total delíneas. Dentro de estas líneas, destacan las de 60 kV, yaque son alrededor del 26% del total de líneas. Cabe re-cordar que las líneas de transmisión secundarias perte-necen básicamente a las empresas distribuidoras.

IX

Empresa Tensión (kV) Total

Edecañete 60 52,6

Edelnor 30 9,6

60 324,3

66 54,9

220 18,6

Electrocentro 33 104,8

44 76,1

60 61,5

69 76,0

Electronoroeste 33 22,7

60 289,9

Electro Norte 60 6,6

Electro Oriente 60 54,5

138 179,0

Electro Puno 60 138,5

Electrosur 33 106,3

66 58,4

Electro Sur Este 33 185,5

60 303,7

Electro Sur Medio 60 424,3

Electro Ucayali 60 13,0

Etecen 60 30,4

138 326,3

200 320,7

220 2 838

Etesur 138 868,6

220 107,0

Hidrandina 33 51,3

34,5 66,1

60 220,5

66 263,7

138 200,9

Luz del Sur 60 254,2

220 9,8

Seal 33 243,2

Fuente: CTE

Cuadro 35 Longitud de las Líneas de Transmisión por Nivel de Tensión

Con la finalidad de comple-

mentar el análisis de las refor-

mas en el sector, se resume la

evolución de los principales

indicadores.

El incremento de la cobertura

observado en los últimos años

ha tenido su correlato en las

inversiones realizadas por las

empresas distribuidoras en

redes de media y baja tensión.


Empresa Total

Edecañete 17,2

Edelnor 1 721,6

Electrocentro 126,5

Electronoroeste 141,6

Electronorte 70,6

Electro Oriente 84,0

Electro Puno 50,0

Electrosur 66,0

Electro Sur Este 98,3

Electro Sur Medio 123,5

Electro Ucayali 58,0

Etecen 1 427,8

Etesur 243,5

Hidrandina 585,8

Luz del Sur 1 782,6

Seal 173,8

c) Distribución de EnergíaEl incremento de la cobertura observado en los últimos años ha tenido su correlato en las inversiones realizadas porlas empresas distribuidoras en redes de media y baja tensión, que actualmente alcanzan los 98 100 km de líneas. Así,se observa que entre las fijaciones tarifarias de 1997 y el 2000, los kilómetros de líneas de media tensión se incre-mentaron en un 55,2%, mientras que las de baja tensión destinadas al servicio privado lo hicieron en un 23,1%. Pa-ralelamente, las redes destinadas al alumbrado público también se incrementaron en un 18,5%. En cuanto al núme-ro de subestaciones, éstas también se han incrementado en un 43,3% en los últimos 4 años, alcanzando las 31 510unidades (ver Cuadro 37).

Cuadro 36 Capacidad de Transformación 1999 (MVA)

Respecto a la capacidad de transformación, para 1999 fueron, a parte de la transmisora Etecen, las empresas deLima, las que mejor capacidad de transformación presentaron, siendo estas empresas Luz del Sur y Edelnor dondeLuz del Sur fue la más importante de las 3. Luz del Sur, Edelnor y Etecen representaron el 73% de la capacidad detransformación total (26%, 25%, y 21% respectivamente). Ver Cuadro 36.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

119

Fijación del VNR 30/06/1997 km Unidades km km

Empresa Red MT Subest. MT/BT Red BT (SP) Red BT (AP)

Coelvisa 136,2 0,0 0,0 0,0

Edecañete 268,3 239,0 252,2 185,2

Edelnor 2 281,6 4 126,0 6 803,0 5 518,6

Electrocentro 2 514,4 3 160,0 3 616,4 2 552,0

Electronoroeste 780,0 1 425,0 1 720,3 1 806,6

Electronorte 424,1 745,0 1 122,3 699,0

Hidrandina 1 784,8 1 833,0 3 076,6 2 960,6

Electro Oriente 320,7 562,0 1 127,6 951,3

Electrosur 849,1 842,0 674,3 638,9

Electro Sur Este 3 152,5 2 290,0 3 901,1 3 178,7

Electro Sur Medio 678,8 830,0 1 028,8 939,3

Electro Ucayali 112,4 146,0 368,2 330,5

Emsemsa 33,8 68,0 114,4 32,5

Luz del Sur 2 339,9 4 662,0 6 423,6 4 804,1

Seal 911,5 1 031,0 2 150,0 2 726,2

Sersa 9,9 22,0 48,6 50,0

Total 16 597,9 21 981,0 32 427,3 27 373,5

Fijación del VNR 30/06/2000 km Unidades km km

Empresa Red MT Subest. MT/BT Red BT (SP) Red BT (AP)

Coelvisa 199,3 0,0 1,0 0,0

Edecañete 292,5 282,0 277,0 157,0

Edelnor 2 855,9 7 155,0 8 357,4 7 181,1

Electrocentro 4 419,9 4 304,0 5 200,4 3 626,6

Electronoroeste 1 455,8 1 619,0 2 164,9 2 162,2

Electronorte 932,8 1 112,0 1 637,8 1 485,0

Hidrandina 2 780,7 2 754,0 4 114,3 3 589,8

Electro Oriente 339,5 711,0 1 452,1 1 326,3

Electro Puno 2 210,3 607,0 991,3 1 022,9

Electrosur 1 041,0 1 011,0 940,1 868,5

Electro Sur Este 3 617,9 2 353,0 2 547,6 1 696,2

Electro Sur Medio 1 209,9 1 131,0 1 202,6 830,5

Electro Ucayali 118,4 186,0 453,3 377,8

Emsemsa 33,8 68,0 114,4 32,5

Luz del Sur 2 699,6 5 559,0 7 471,0 5 677,3

Seal 1 545,1 2 636,0 2 932,9 2 347,3

Sersa 9,9 22,0 48,6 50,0

Total 25 762,2 31 510,0 39 906,6 32 431,0

SP: Servicio ParticularAP: Alumbrado Público

Fuente: CTE

Cuadro 37 Subestaciones y Longitud de las Líneas de Distribución

IX


Tal como se mostró en los indicadores de desempeño del sector, en general se puede afirmar que hay una tendenciaimportante hacia la reducción de las pérdidas de energía por parte de las empresas distribuidoras.

En el caso de Electrocentro, entre 1995 y 1998 logra una reducción de aproximadamente 10% en sus pérdidas, man-teniéndose en el nivel alcanzado en 1998 hasta ahora. También es el caso de Edecañete, Electrosur y Electro Sur Me-dio, aunque esta última empieza a reducir de manera significativa sus pérdidas recién a partir de 1998.

El caso de Edelnor (Lima Metropolita) y el de Luz del Sur, dos de las empresas más importantes, es muy similar. Ambasmuestran una tendencia decreciente desde 1993, que se suaviza a partir de 1998 aproximadamente, logrando para el año2000 una reducción alrededor del 10% desde 1993. Edelnor (Zonal Chancay) por su parte, si bien muestra la misma efi-ciencia en lo que a reducción de pérdidas de energía se refiere, esta reducción se da de manera menos uniforme.

De otro lado, Sersa y Electro Ucayali llaman la atención debido a que si bien han reducido sus pérdidas, hubo algu-nos años en que éstas se incrementaron, superando incluso el 35% de pérdidas entre los años 1994 y 1999.

Finalmente, hay que señalar que Electro Oriente no ha mostrado una reducción de pérdidas de energía apreciable,lo que sería explicado por el hecho de tener problemas estructurales y operar en un sistema aislado. Por otra parte,Seal tampoco muestra un avance importante si se le compara con el resto de las distribuidoras.

Pérdidas Reconocidas* Acumulado al I Semestre de 2000 Pérdidas Estándar Pérdidas Reales

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000*

7,9% 7,6% 7,5% 7,4% 7,3% 7,3% 7,2% 7,2%

9,0% 8,6% 8,5% 8,4% 7,7%

4,8% 4,2% 3,6%

10,4%11,5%12,4%

14,6%

17,1%

21,8%20,6%

19,7%

0%

5%

10%

15%

20%

25%Total Perú (1990-2000*)

Electro Puno

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electrosur

0%5%

10%15%20%25%30%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electro Ucayali

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electro Sur Medio

0%5%

10%15%20%25%30%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Seal

0%5%

10%15%20%25%30%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Hidrandina

0%5%

10%15%20%25%30%35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

EdeCañete

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electronorte

0%5%

10%15%20%25%30%35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electronoroeste

0%5%

10%15%20%25%30%35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electrocentro

0%5%

10%15%20%25%30%35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Edelnor (Lima Met.)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Luz del Sur

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Edelnor (Zonal Chancay)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electro Sur Este

0%5%

10%15%20%25%30%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Electro Oriente

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Sersa (Rioja)

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Gráfico 56 Pérdidas de Energía por Empresa 1993 - 2000 - (*)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

121

Se puede afirmar que hay una

tendencia importante hacia la

reducción de las pérdidas de

energía por parte de las em-

presas distribuidoras.

Indicadores de Gestión Comerciala) Producción de EnergíaRespecto a la producción de energía se puede afirmar que el caso de la energía producida por generación hidráulicaviene mostrando una clara tendencia creciente en los últimos años, que fluctúa en promedio alrededor del 7,1%.Tomando una producción esperada para el año 2000 sería alrededor de 15 750 GW.h, lo que representaría alrededordel 86% de la producción total de los sistemas, que bordearía los 18 300 GW.h.

En el caso de la energía producida por generación térmica no se muestra una tendencia regular, lo cual se explica bá-sicamente por el hecho de que la energía que puede despachar este tipo de centrales está condicionada por el ciclo hi-drológico. Se puede observar que entre los años 1993 y 1995 la producción de las centrales térmicas tuvo un crecimien-to promedio muy alto, pero para el año 1996 se da una caída en la producción del orden del 6%. Al año siguiente, esdecir, en 1998, tiene una recuperación muy importante, dado que alcanza un incremento de 109% en su producciónde energía, para nuevamente caer en 1999, y se espera que continúe esta tendencia decreciente para el año 2000.

En promedio, la producción de energía se ha venido incrementando en los últimos años, por lo que se tiene uncrecimiento aproximado para el período de 8,4%, asociada a un incremento de la demanda y la incorporación deautoproductores al sistema.

IX

Tipo de Generación 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000-I

Hidráulica 10 247 11 505 11 511 11 848 12 210 13 338 14 074 7 857

Térmica 875 998 1 555 1 459 3 049 3 437 3 297 1 109

Total 11 122 12 503 13 066 13 307 15 259 16 774 17 371 8 966

Fuente: Comisión de Tarifas de Energía (CTE)

Cuadro 38 Producción de Energía de Servicio Público (en GW.h)


b) Ventas de EnergíaEn el caso de las ventas de energía por niveles de tensión se espera que para el año 2000 se alcancen unas ventastotales cercanas a los 15 400 MW.h. Sin embargo, se han observado comportamientos diferentes entre sus compo-nentes, asociados a la evolución de las ventas en el mercado libre y regulado.

Para el mercado libre se tiene que en promedio, y tomando como esperado de las ventas para el año 2000 algo másde 7 000 GW.h, éstas tendrían un crecimiento en los últimos 7 años alrededor del 18% anual. Cabe destacarque entre los años 1997 y 1998 se da un fuerte incremento en el nivel de ventas de energía en este mercado de-bido básicamente a la interconexión de las generadoras Electroandes, Enersur y Shougesa.

El mercado regulado, a diferencia del mercado libre, muestra una tendencia creciente más estable, dado que enpromedio se ha venido incrementando en 6,6% anual desde el inicio de la reforma.

Se puede concluir diciendo que el total de ventas de energía según niveles de tensión ha venido mostrando unatendencia creciente en los últimos años y que en promedio ha crecido 10,8% anualmente.

Cuadro 39 Evolución de las Ventas de Energía por Niveles de Tensión (en GW.h)

Nivel de Tensión 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 I sem. 2000

Libre MAT 836 828 949 1 116 1 932 2 255 2 541 1 312

AT 517 698 813 847 1 340 1 680 1 696 901

MT 1 251 1 563 1 620 1 553 1 836 2 297 2 356 1 266

BT 8 9 7 1 0 0

Subtotal 2 604 3 089 3 390 3 525 5 115 6 234 6 593 3 479

Regulado AT 12 14 16 8 6 3

MT 987 1 279 1 394 1 547 1 753 1 910 2 079 1 120

BT 4 720 4 966 5 016 5 215 5 518 5 832 5 970 3 059

Residencial 3 064 3 185 3 150 3 184 3 383 3 638 3 766 1 952

No Residencial 1 656 1 781 1 866 2 031 2 135 2 195 2 203 1 107

Subtotal 5 707 6 245 6 422 6 776 7 287 7 750 8 055 4 183

Total 8 311 9 335 9 811 10 300 12 402 13 984 14 648 7 661

Fuente: CTE

c) Facturación En el Cuadro 40 se puede observar que el importe total facturado en el mercado libre ha venido creciendo a tasasbastante altas desde 1993, tomando en cuenta que para el año 2000 se estima un valor aproximado de 370 millones deUS$. Con estas cifras, se tiene que desde el año 1993 hasta el año 2000 la facturación en este mercado ha venido cre-ciendo en promedio 20,1% anual, siendo el año 1997 donde obtuvo el mayor incremento dentro de los años en aná-lisis dado que alcanzó el 46,8% de variación respecto al año 1996, básicamente por la variación que experimentó la fac-turación del nivel MAT, que es explicada por la interconexión de las empresas Electroandes, Shougesa y Enersur.

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

123

En el caso del importe facturado en el mercado regulado, cabe destacar que desde el año 1993 hasta el año 1997 mostróvariaciones crecientes, para luego pasar a tasas decrecientes durante los años 1998 y 1999 debido a la evolución de la ac-tividad económica. Tomando como facturación esperada para el año 2000 unos US$ 1 100 millones se espera un creci-miento del orden del 10,5% para ese año, debido en parte al incremento de las tarifas por la evolución de los precios delos combustibles. Esto da que en promedio se tenga una tasa de crecimiento de 12,7% anual aproximadamente.

Finalmente, para la facturación total, la tasa de crecimiento promedio anual para los años que componen la mues-tra ha sido de 14,8%, siendo el año 1998 el único año en que la facturación total decreció.

IX


Libre

MAT 34 35 36 46 112 117 136 74

AT 22 29 37 42 53 72 76 43

MT 67 83 97 98 109 120 118 67

BT 1 1 1

Sub-Total 123 146 171 188 276 310 329 183

Regulado

AT 1 1 1 1

MT 57 81 95 107 116 107 113 66

BT 304 457 555 600 623 573 561 303

Residencial 171 282 354 374 392 364 360 196

No Residencial 133 175 201 226 231 209 201 107

Sub-Total 361 537 650 708 741 680 674 369

Total 484 684 821 895 1 017 990 1 004 553

Fuente: CTE

Cuadro 40 Facturación por Ventas de Energía (en millones de US$)

d) ClientesEn el caso de los clientes libres, en promedio han venido incrementando su número en un 7,5% anual a partir delaño 1993, esperando que el número de clientes libres para el año 2000 halla sido 295 aproximadamente. En cadaaño mostró esa tendencia creciente a excepción de 1996, en que decreció 4,5%.

En el caso del total de clientes regulados, su número se ha venido incrementando de manera muy significativa desde1993, alcanzando un crecimiento promedio hasta 1999 de 7,7%. Así, en el año 2000 el número de clientes superaríalos 1,3 millones. La gran mayoría de estos usuarios son regulados con suministro en baja tensión.

Indicadores Tarifarios por Actividada) Generación: Tarifas en BarraEn general, se observa que los precios medios en barra de las barras Socabaya y Cusco han estado por encima de labarra Lima en alrededor de un 6% debido básicamente a la composición del parque generador del Sistema Sur, pre-dominantemente térmico, pero, al final del período caen gracias a los efectos de la Interconexión Nacional, que ha po-sibilitado un flujo más eficiente de la energía y reducido en forma apreciable el precio de la potencia en estas barras.


Cuadro 41 Evolución del Número de Clientes


Libre MAT 9 8 7 8 11 17 14 15

AT 36 36 26 28 34 36 41 40

MT 146 148 151 146 153 157 170 164

BT 17 10 9 1 1

Total Libre 191 192 201 192 207 211 226 219

Regulado AT 13 15 17 13 10 10

MT 2 891 3 290 3 742 4 306 4 851 5 368 5 774 6 062

BT 2 101 786 2 306 120 2 484 570 2 773 506 2 954 110 3 046 893 3 211 038 3 281 284

BT-Residencial 1 871 025 2 074 562 2 251 337 2 518 347 2 701 472 2 790 670 2 948 706 3 023 915

BT-No Residencial 230 761 231 558 233 233 255 159 252 638 256 223 262 332 257 369

Total Regulado 2 104 677 2 309 410 2 488 325 2 777 827 2 958 978 3 052 274 3 216 822 3 287 356

Total 2 104 868 2 309 602 2 488 526 2 778 019 2 959 185 3 052 485 3 217 048 3 287 575

Fuente: CTE

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

5,50

May

97

Jun

97Ju

l 97

Ago

97

Set

97

Oct

97

Nov

97

Dic

97

Ene

98

Feb

98

Mar

98

Ab

r 98

May

98

Jun

98Ju

l 98

Ago

98

Set

98

Oct

98

Nov

98

Dic

98

Ene

99

Feb

99

Mar

99

Ab

r 99

May

99

Jun

99Ju

l 99

Ago

99

Set

99

Oct

99

Nov

99

Dic

99

Ene

00

Feb

00

Mar

00

Ab

r 00

May

00

Jun

00Ju

l 00

Ago

00

Set

00

Oct

00

Nov

00

Dic

00

ctv.

US

$/kW

.h

Cusco Lima Socabaya

Gráfico 57 Evolución de los Precios Medios en Barra

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

125

En octubre de 1993 se fijaron

los VAD por nivel de tensión

para los tres sectores típicos

existentes, que tomaban como

referencia las ciudades de Lima,

Cuzco y el Valle del Mantaro.

IX

b) Transmisión: Peaje de ConexiónComo se muestra en el Gráfico 58, el valor del peaje del sistema principal de transmisión se ha venido mantenien-do estable en los últimos años, mostrando un ligero incremento del orden del 2,7% desde fines de 1998 hasta se-tiembre del año 2000. A partir de octubre del año 2000, se muestra un fuerte incremento del 22,4% respecto al mesanterior, manteniéndose estable para los meses siguientes. Este incremento en el valor del peaje es explicado por losUS$ 179,2 millones que costó la puesta en funcionamiento de la nueva línea de transmisión Mantaro - Socabaya yotras menores como Socabaya - Moquegua.

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

Interconexión Nacional(Línea Mantaro - Socabaya)

Nov

98

Dic

98

Nov

00

Dic

00

Ene

99

Feb

99

Mar

99

Ab

r 99

May

99

Jun

99

Jul 9

9

Ago

99

Set

99

Oct

99

Nov

99

Dic

99

Ene

00

Feb

00

Mar

00

Ab

r 00

May

00

Jun

00

Jul 0

0

Ago

00

Set

00

Oct

00

Gráfico 58 Evolución del Peaje de Transmisión Principal - SICN (US$ por kW - mes)

c) Distribución: Valor Agregado de DistribuciónEn octubre de 1993 se fijaron los VAD por nivel de tensión para los tres sectores típicos existentes, que tomaban co-mo referencia las ciudades de Lima, Cuzco y el Valle del Mantaro. En el período 1993 - 1997 los VAD, si bien seincrementaron ligeramente al inicio, a partir de fines de 1995 mantuvieron una tendencia estable.

En la segunda fijación del VAD,

se incluyó un cuarto sector típico

que tiene como referencia al sis-

tema eléctrico del Valle Sagrado,

eligiéndose para los otros secto-

res a Lima, Huancayo y Abancay.


1

2

3

4

5

Lima (Sector 1) Cusco (Sector 2) Valle del Mantaro (Sector 3)

Feb

94

Nov

93

May

94

Ago

94

Nov

94

Feb

95

May

95

Ago

95

Nov

95

Feb

96

May

96

Ago

96

Nov

96

Feb

97

May

97

Ago

97

Gráfico 59 Evolución del VAD en Media Tensión 1993 - 1997 (US$/kW - mes)

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Lima (Sector 1) Cusco (Sector 2) Valle del Mantaro (Sector 3)

Feb

94

Nov

93

May

94

Ago

94

Nov

94

Feb

95

May

95

Ago

95

Nov

95

Feb

96

May

96

Ago

96

Nov

96

Feb

97

May

97

Ago

97

Gráfico 60 Evolución del VAD en Baja Tensión 1993 - 1997 (US$/kW - mes)

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

127

En la segunda fijación del VAD, realizada a fines de 1997, se incluyó un cuarto sector típico que tiene como referenciaal sistema eléctrico del Valle Sagrado, eligiéndose para los otros sectores típicos a los sistemas de Lima (sector típico 1),Huancayo (sector típico 2) y Abancay (sector típico 3). Ello permitiría un cobro más ajustado al real en algunas zonas.

Paralelamente, desde 1997 se observa una reducción en términos reales de los VAD, principalmente en los primerosmeses. Esta reducción es más apreciable en el caso de la baja tensión y se debería, entre otras razones, a las econo-mías logradas por la mayor cobertura, efectos que son capturados a través de factores tales como los factores de eco-nomías de escala (FEE) y el de balance de potencia (FBP).

IX

2

3

4

5

6

7

8

Lima Sur (Sector 1) Huancayo (Sector 2) Abancay (Sector 3)

Ene

98

Nov

97

Mar

98

May

98

Jul 9

8

Set

98

Nov

98

Ene

99

Mar

99

May

99

Jul 9

9

Set

99

Nov

99

Ene

00

Mar

00

May

00

Jul 0

0

Set

00

Nov

00

Valle Sagrado (Sector 4)

Gráfico 61 Evolución del VAD en Media Tensión 1997 - 2000 (US$/kW - mes)

Ene

98

Nov

97

Mar

98

May

98

Jul 9

8

Set

98

Nov

98

Ene

99

Mar

99

May

99

Jul 9

9

Set

99

Nov

99

Ene

00

Mar

00

May

00

Jul 0

0

Set

00

Nov

00

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Lima Sur (Sector 1) Huancayo (Sector 2) Abancay (Sector 3) Valle Sagrado (Sector 4)

Gráfico 62 Evolución del VAD en Baja Tensión 1997 - 2000 (US$/kW - mes)

Índice de Cuadros y Gráficos10


Cuadro 1 Alcances de la Regulación 19

Cuadro 2 Funciones de los Entes Reguladores/Supervisores 20

Cuadro 3 Estructura y organización de la Secretaría Ejecutiva de la CTE 22

Cuadro 4 Resumen de las Resoluciones de la CTE 24

Cuadro 5 Proceso de Privatización en el Sector 40

Cuadro 6 Privatización de Empresas Distribuidoras 42

Cuadro 7 Control de las Empresas Eléctricas 45

Cuadro 8 Precio y Costo Medio Operativo de la Electricidad (ctv. US$/kW.h) 48

Cuadro 9 Características de los Sistemas Tarifarios de los Países Seleccionados 55

Cuadro 10 Comparación de los Marcos Regulatorios Latinoamericanos 56

Cuadro 11 Caracterización de las Empresas Distribuidoras Seleccionadas 57

Cuadro 12 Caracterización de los Consumidores Típicos 57

Cuadro 13 Equivalencias entre Opciones Tarifarias para Consumidores Típicos 59

Cuadro 14 Opciones tarifarias para clientes en Media y Baja Tensión 66

Cuadro 15 Elección de la Opción Tarifaria en Media Tensión 74

Cuadro 16 Ahorro Económico por Modulación de Carga 74

Cuadro 17 Correcta Contratación de Potencia 75

Cuadro 18 Potencia a Contratar en la Opción MT2 77

Cuadro 19 Facturación de Potencia - Consumo Estacional y no Estacional 77

Cuadro 20 Registros de Consumo Mensual 78

Cuadro 21 Balance General Consolidado (en millones de US$) 88

Cuadro 22 Resultado Económico de las Empresas de Electricidad (en millones de US$) 90

Índice de Cuadros

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

129

Cuadro 23 Evolución de las Principales Cuentas Financieras

de las Empresas Eléctricas (en millones de US$) 91

Cuadro 24 Balance General Consolidado (en millones de US$) 92

Cuadro 25 Resultado Económico de las Empresas de Electricidad (en millones de US$) 93

Cuadro 26 Resumen del Balance General (Cifras Ajustadas Millones de US$) 94

Cuadro 27 Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas (Cifras Ajustadas Millones de US$) 95

Cuadro 28 Capitalización Bursátil Principales Empresas Eléctricas (miles de US$) 102

Cuadro 29 Principales Proyectos en Generación 103

Cuadro 30 Principales Proyectos en Transmisión 103

Cuadro 31 Empresas de Distribución Eléctrica: Principales Indicadores de Eficiencia Año 1999 104

Cuadro 32 Empresas de Distribución Eléctrica: Principales Indicadores Financieros Año 1999 105

Cuadro 33 Proyección de los Resultados Económicos de las Generadoras (US$ millones) 108

Cuadro 34 Proyección de los Resultados Económicos de las Distribuidoras (US$ millones) 109

Cuadro 35 Longitud de las Líneas de Transmisión por Nivel de Tensión 117

Cuadro 36 Capacidad de Transformación 1999 (MVA) 118

Cuadro 37 Subestaciones y Longitud de las Líneas de Distribución 119

Cuadro 38 Producción de Energía de Servicio Público (en GW.h) 121

Cuadro 39 Evolución de las Ventas de Energía por Niveles de Tensión (en GW.h) 122

Cuadro 40 Facturación por Ventas de Energía (en Millones de US$) 123

Cuadro 41 Evolución del Número de Clientes 124

X


Gráfico 1 Inicio de la Reforma en Diferentes Países 10

Gráfico 2 Estructura de Propiedad en la Industria Eléctrica 10

Gráfico 3 Secuencia del Nuevo Marco Regulatorio 15

Gráfico 4 Desintegración de las Actividades del Sector 16

Gráfico 5 Transferencias entre los Diferentes Agentes del Sector 18

Gráfico 6 Relaciones entre los Entes Reguladores/Supervisores del Sector 21

Gráfico 7 Costo Marginal Instantáneo 26

Gráfico 8 Precio Básico de Energía y Potencia 28

Gráfico 9 Curvas de Costos de Transmisión 30

Gráfico 10 Proceso de Fijación del VAD 32

Gráfico 11 Ingresos Directos Acumulados por Privatización en el Sector (Millones US$) 44

Gráfico 12 Evolución del Precio Medio de Electricidad por Tipo de Consumo 1975-1992 (ctv. US$/kW.h) 49

Gráfico 13 Evolución del Precio Medio de Electricidad por Tipo de Consumo 1993-2000 50

Gráfico 14 Evolución de los Precios Medios en Media Tensión 51

Gráfico 15 Evolución del Precio Medio de Electricidad en Baja Tensión 52

Gráfico 16 Variación de las Tarifas Residenciales, Combustibles e Inflación Lima 53

Gráfico 17 Precio Medio Residencial (ctv. US$/kW.h) 60

Gráfico 18 Precio Medio Comercial (ctv. US$/kW.h) 61

Gráfico 19 Precio Medio Industrial (ctv. US$/kW.h) 61

Gráfico 20 Curva de Carga 64

Gráfico 21 Costos de la Opción Tarifaria MT2 67

Gráfico 22 Costos de la Opción MT3 68

Gráfico 23 Costo de la Opción Tarifaria MT4 68

Gráfico 24 Costo de la Opción Tarifaria BT2 69

Gráfico 25 Costos de la Opción Tarifaria BT3 69

Gráfico 26 Costos de la Opción Tarifaria BT4 70

Gráfico 27 Energía - Precio Medio Tarifas Binomias (Media Tensión) 70

Gráfico 28 Potencia - Precio Medio Tarifas Binomias (Media Tensión) 71

Gráfico 29 Energía - Precio Medio Tarifas Binomias (Baja Tensión) 72

Gráfico 30 Potencia - Precio Medio Tarifas Binomias (Baja Tensión) 72

Gráfico 31 Elección de Opción Tarifaria en Media Tensión 73

Gráfico 32 Ahorro por Modulación de Carga 74

Gráfico 33 Exceso en Contratación de Potencia 75

Gráfico 34 Diagrama de Carga de un Cliente Estacional 76

Gráfico 35 Diagrama de Carga Diaria de un Cliente Residencial 78

Índice de Gráficos

I N F O R M E 1 9 9 3 - 2 0 0 0

131

Gráfico 36 Comparación Precios Medios: Consumo Residencial 79

Gráfico 37 Composición de las Cuentas del Balance. 1994 89

Gráfico 38 Composición de las Cuentas del Balance. 1999 89

Gráfico 39 Evolución de la Generación Interna de Recursos 90

Gráfico 40 Composición del Activo del Sector Eléctrico: Junio 2000 92

Gráfico 41 Composición del Pasivo y Patrimonio: Junio 2000 92

Gráfico 42 Evolución de la Liquidez: Razón Corriente 96

Gráfico 43 Indicadores de Solvencia - Endeudamiento Patrimonial 97

Gráfico 44 GIR (% de Ingresos) por Actividades 98

Gráfico 45 Evolución del Período Medio de Cobranza 99

Gráfico 46 Gasto en Personal y Servicio de Terceros (en % de los ingresos) 100

Gráfico 47 Volúmenes Negociados en Acciones del Sector Eléctrico (Milies US$) 101

Gráfico 48 Participación en el Volumen de Negociación de Acciones Eléctricas (en la BVL 1999) 101

Gráfico 49 Participación en el Volumen de Negociación de Acciones Eléctricas

(en la BVL Junio 2000) 101

Gráfico 50 Evolución de los Precios Medios y Resultados Financieros de las Distribuidoras 106

Gráfico 51 Evolución de los Precios Medios y Resultados Económicos de las Generadoras 107

Gráfico 52 Indicadores de Cobertura del Sector 112

Gráfico 53 Número de Clientes por Trabajador 112

Gráfico 54 Evolución de las Pérdidas de Energía de las Distribuidoras 1993 - Junio 2000 113

Gráfico 55 Evolución de la Oferta y Máxima Demanda 116

Gráfico 56 Pérdidas de Energía por Empresa 19993 - 2000 - I 120

Gráfico 57 Evolución de los Precios Medios en Barra 124

Gráfico 58 Evolución del Peaje de Transmisión Principal - SICN (US$ por kW-mes) 125

Gráfico 59 Evolución del VAD en Media Tensión 1993 - 1997 (US$ por kW-mes) 126

Gráfico 60 Evolución del VAD en Baja Tensión 1993 - 1997 (US$ por kW-mes) 126

Gráfico 61 Evolución del VAD en Media Tensión 1997 - 2000 (US$ por kW-mes) 127

Gráfico 62 Evolución del VAD en Baja Tensión 1997 - 2000 (US$ por kW-mes) 127

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Informe de Situaci n de las Tarifas El ctricas · 2001. 7. 19. · INFORME 1993 - 2000 7...

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