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TESIS DE MÁSTER
Regulación de los Mercados Eléctricos en Latinoamérica y sus
implicaciones para Auditoría Interna
AUTORA: Patricia Fraile Pastor
Madrid, Octubre de 2008
Resumen
El Grupo Endesa está presente en diversos mercados latinoamericanos, con una
presencia destacada en Chile, Argentina, Colombia, Brasil y Perú.
La Dirección de Auditoría Interna de Endesa es una dirección corporativa que lleva a
cabo su actividad bajo una perspectiva global e integrada. Por este motivo, los trabajos
de auditoría se planifican y ejecutan típicamente de forma global, es decir, incluyendo en
su alcance a varios países en los que el Grupo está presente.
Las mayores dificultades observadas históricamente en la ejecución de trabajos globales
de auditoría interna se encuentran en el área de Energía, y particularmente en los
procesos de compra/ venta de ésta, así como en las liquidaciones posteriores asociadas.
Esto se debe, fundamentalmente, a las diferencias que se sitúan en al ámbito de la
regulación y, consecuentemente, en el posterior funcionamiento operativo (derivado)
que presentan estos procesos. Por este motivo, resulta de especial interés contar con un
conocimiento- del mayor detalle posible- de cómo operan los distintos mercados en los
que el Grupo está presente.
Esta tesis nace con el objetivo de efectuar un análisis de la regulación de algunos de los
mercados latinoamericanos en los que Endesa está presente (Argentina, Colombia y
Perú), para posteriormente identificar las principales diferencias entre ellos y sugerir el
tipo de trabajos que, en función de los hallazgos citados, se determinen más apropiados
(locales, regionales o globales).
Abstract
Endesa is currently present in various Latin American markets, such as Chile, Argentina,
Colombia, Brazil and Peru.
The internal audit activity in Endesa is basically carried out under a global perspective;
this means that most audits are accomplished in several countries at the same time
under a unique and common point of view.
During the last few years the main difficulties observed, when carrying out these jobs,
have been related to the field of energy management issues (and settlement procedures
associated).
For this reason, it is most important for the internal audit department to have a good
knowledge of the regulation of each of these markets in order to be able to determine
the feasibility of developing some of these global jobs, under a shared scope.
The aim of this document is to provide an analysis of three of the Latin American Markets
in which Endesa is currently present: Argentina, Colombia and Peru, in terms of
regulation and market structure of the electricity sector. Once revised, the final objective
is to identify the main differences between these markets in order to suggest the type of
audits which are most suitable for each topic (local, regional or global) under review.
Índice
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................3
2. REGULACIÓN DEL MERCADO ARGENTINO ...........................................................4 2.1. CONTEXTO REGULATORIO .....................................................................................................4
2.1.1. Institucionalidad .........................................................................................................4 2.1.2. Normativa ....................................................................................................................5 2.1.3. Estructura y Funcionamiento del Mercado........................................................6
2.2. DESCRIPCIÓN POR ACTIVIDAD...............................................................................................8 2.2.1. Generación ..................................................................................................................8 2.2.2. Transmisión .................................................................................................................8 2.2.3. Distribución..................................................................................................................9
2.3. FIJACIONES DE PRECIOS E INDEXACIONES ........................................................................11 2.3.1. Generación ............................................................................................................... 11 2.3.2. Transmisión .............................................................................................................. 19 2.3.3. Distribución............................................................................................................... 21
2.4. EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ..............................................................................25 2.4.1. Tipos de mercados ................................................................................................ 25 2.4.2. Aspectos Coyunturales de Interés ..................................................................... 31
3. REGULACIÓN DEL MERCADO COLOMBIANO .................................................... 34 3.1. CONTEXTO REGULATORIO ..................................................................................................34
3.1.1. Institucionalidad ...................................................................................................... 34 3.1.2. Normativa ................................................................................................................. 35 3.1.3. Estructura y Funcionamiento del Mercado..................................................... 38
3.2. DESCRIPCIÓN POR ACTIVIDAD............................................................................................40 3.2.1. Generación ............................................................................................................... 40 3.2.2. Transmisión .............................................................................................................. 40 3.2.3. Distribución............................................................................................................... 41 3.2.4. Comercialización .................................................................................................... 42
3.3. FIJACIONES DE PRECIOS E INDEXACIONES ........................................................................42 3.3.1. Generación ............................................................................................................... 42 3.3.2. Transmisión .............................................................................................................. 46 3.3.3. Distribución............................................................................................................... 47 3.3.4. Comercialización .................................................................................................... 48
3.4. EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ..............................................................................51 3.4.1. Tipos de Mercados................................................................................................. 51
4. REGULACIÓN DEL MERCADO PERUANO............................................................. 54 4.1. CONTEXTO REGULATORIO ..................................................................................................54
4.1.1. Institucionalidad ...................................................................................................... 54 4.1.2. Normativa ................................................................................................................. 55 4.1.3. Estructura y Funcionamiento del Mercado..................................................... 56
4.2. DESCRIPCIÓN POR ACTIVIDAD............................................................................................59 4.2.1. Generación ............................................................................................................... 59 4.2.2. Transmisión .............................................................................................................. 60 4.2.3. Distribución............................................................................................................... 62
4.3. FIJACIONES DE PRECIOS E INDEXACIONES ........................................................................63 4.3.1. Generación ............................................................................................................... 63 4.3.2. Transmisión .............................................................................................................. 66
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4.3.3. Distribución............................................................................................................... 66 4.4. EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ..............................................................................68
4.4.1. Tipos de Mercados................................................................................................. 68 5. LA ACTIVIDAD DE AUDITORÍA INTERNA ............................................................. 74
5.1. MISIÓN DE LA FUNCIÓN DE AUDITORÍA.............................................................................74 5.2. ORGANIZACIÓN GENERAL DE LA DAI ...............................................................................75 5.3. PLANIFICACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE AUDITORÍA INTERNA.............................................75
5.3.1. Planificación de Largo Plazo............................................................................... 76 5.3.2. Programa de auditoría (PA) ................................................................................. 77
5.4. DESARROLLO DE TRABAJOS DE AUDITORÍA ......................................................................77 5.4.1. Planificación del periodo...................................................................................... 78 5.4.2. Etapa de Planificación del trabajo (de una auditoría concreta) ............... 78 5.4.3. Etapa de Desarrollo del trabajo (auditoría concreta) .................................. 79 5.4.4. Etapa de Finalización y Cierre del trabajo (auditoría concreta) ............... 80 5.4.5. Seguimiento de recomendaciones ................................................................... 80
6. RESUMEN EJECUTIVO DE CONCLUSIONES FINALES ....................................... 81
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................. 90
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1. Introducción
El Grupo Endesa está presente en diversos mercados latinoamericanos, con una
presencia destacada en Chile, Argentina, Colombia, Brasil y Perú.
La Dirección de Auditoría Interna de Endesa es una dirección corporativa que lleva a
cabo su actividad bajo una perspectiva global e integrada. Por este motivo, los trabajos
de auditoría se planifican y ejecutan típicamente de forma global, es decir, incluyendo en
su alcance a varios países en los que el Grupo está presente.
El Plan a Largo Plazo de Auditoría Interna (en adelante, PLP), recoge la planificación de
trabajos prevista para los cinco años siguientes. Dicha planificación se estructura por
Negocios, Áreas de actividad y, por último, en procesos concretos. De estos procesos se
derivan los trabajos concretos de auditoría que, durante el periodo anteriormente citado
(cinco años), se realizarán. Todo ello priorizado y/o basado en una metodología de
identificación y evaluación de riesgos.
Las mayores dificultades observadas históricamente en la ejecución de trabajos globales
de auditoría interna se encuentran en el área de Energía, y particularmente en los
procesos de compra/ venta de ésta, así como en las liquidaciones posteriores asociadas.
Esto se debe, fundamentalmente, a las diferencias que se sitúan en al ámbito de la
regulación y, consecuentemente, en el posterior funcionamiento operativo (derivado)
que presentan estos procesos. Por este motivo, resulta de especial interés contar con un
conocimiento- del mayor detalle posible- de cómo operan los distintos mercados en los
que el Grupo está presente.
Esta tesis nace con el objetivo de efectuar un análisis de la regulación de algunos de los
mercados latinoamericanos en los que Endesa está presente (Argentina, Colombia y
Perú), para posteriormente identificar las principales diferencias entre ellos y sugerir el
tipo de trabajos que, en función de los hallazgos citados, se determinen más apropiados
(locales, regionales o globales). Con ello se pretende contribuir a mejorar la definición,
planificación y posterior ejecución de los trabajos de auditoría interna.
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2. Regulación del Mercado Argentino
2.1. Contexto Regulatorio
2.1.1. Institucionalidad
En la institucionalidad del sector eléctrico argentino se distinguen principalmente la
Secretaría de Energía, el Ente Nacional Regulador de Electricidad, la Compañía
Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) y Energía Argentina S.A.
(ENARSA).
La Secretaría de Energía (SE), dependiente del Ministerio de Economía, dicta las
directrices políticas para el desarrollo del sector eléctrico. Dicta resoluciones que
establecen los procedimientos del despacho de carga y las transacciones económicas
del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) es el organismo responsable de
controlar el cumplimiento de las obligaciones dispuestas en los contratos de concesión
de transporte y distribución, otorgados por el Poder Ejecutivo Nacional; igualmente, se
encarga de velar por el cumplimiento de las normas. A esos efectos, dicta las
correspondientes resoluciones que le permiten implementar los mecanismos de control
necesarios, aplicar las sanciones, aprobar las tarifas que aplican los agentes a los que se
les ha otorgado alguna concesión, etc. Está integrado por un Directorio (Consejo)
compuesto por cinco miembros, cuyo mandato es de cinco años; son elegidos por
concurso público y designados por el Poder Ejecutivo. La designación es sometida a
aprobación de una Comisión del Poder Legislativo Nacional.
Los gastos de este organismo son sufragados a través de la Tasa de Fiscalización y
Control que abonan los Generadores, Transportistas, Comercializadores y Distribuidores.
Dicha tasa no es traspasada a tarifa (ni en el precio estacional ni en el valor agregado de
distribución- ambos conceptos de explicarán más adelante).
CAMMESA cumple las funciones del Organismo Encargado del Despacho (OED);
administra el mercado mayorista, en función de normas emanadas de la Secretaría de
Energía, realiza el despacho de cargas y las transacciones económicas de energía y
potencia.
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El presupuesto de gastos de CAMMESA se cubre mediante aportaciones de todos los
agentes del MEM. El cargo que pagan las distribuidoras por este concepto sí que es
trasladado a la tarifa de los usuarios.
ENARSA tiene por objeto llevar a cabo (por sí misma, por medio de terceros o asociada
a terceros) el estudio, exploración y explotación de los Yacimientos de Hidrocarburos
sólidos, líquidos y/o gaseosos, el transporte, almacenaje, distribución, comercialización e
industrialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, así como la
prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural y la
generación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica.
El Capital Social está representado por acciones de titularidad del Estado nacional.
2.1.2. Normativa
A nivel nacional se regula la actividad del sector eléctrico a través de la Ley Nº
24.065/92 (ley marco). A su vez, dada la organización federal de la república argentina,
cada provincia complementa la normativa nacional con su propio marco regulatorio para
la actividad eléctrica.
La reglamentación de ciertos aspectos de la ley marco está a cargo del Poder Ejecutivo
Nacional a través del dictamen de decretos reglamentarios.
Todos los agentes, aún cuando estén en territorio provincial, son gobernados por la
regulación nacional, en tanto en cuanto son agentes del MEM y ejercen su actividad
vinculándose a través del Sistema Interconectado Nacional.
En general, las regulaciones provinciales y los Entes Reguladores Provinciales creados
consecuentemente, tienen alcance sobre la actividad de distribución y subtransmisión
dentro del propio territorio provincial.
Limitaciones que establece la regulación:
a) Los transportistas titulares de una concesión no pueden comprar ni vender
energía eléctrica.
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b) Los generadores, distribuidores o grandes usuarios no pueden ser propietarios ni
accionistas mayoritarios de un transportista.
c) En el caso de que dos o más transportistas o distribuidoras quieran fusionarse,
deben obtener autorización del Ente Regulador (ENRE); lo mismo aplica para el
caso de que un distribuidor o transportista compre acciones de otro distribuidor
o transportista.
d) El comercializador puede comercializar hasta el 5% de la demanda de energía
anual del MEM, calculada como la suma de la demanda para distribuidores,
grandes usuarios y autogeneradores.
En enero de 2002, se aprobó la Ley 25.561 de emergencia pública en materia social,
económica, administrativa, financiera y cambiaria, que sin derogar la legislación
específica del sector, introduce cambios sobre el funcionamiento global de la economía.
Esta norma permite al Poder Ejecutivo congelar las tarifas de los servicios públicos,
estableciéndolas en pesos argentinos (pesificación) y autoriza a éste a renegociar los
contratos de concesión con las empresas privatizadas.
Con posterioridad, las resoluciones de la Secretaría de Energía SE 240/03- que define
una nueva metodología para fijación de precios en el MEM- y SE 406/03- que revisa la
metodología anterior para preservar el abastecimiento de la demanda sin el respaldo en
el mercado a término (mercado bilateral)- introdujeron cambios en la legislación del
sector, que afectan aún hoy al funcionamiento habitual del mismo.
2.1.3. Estructura y Funcionamiento del Mercado
2.1.3.1. Participantes
Los participantes reconocidos, ya sea por la Ley Nº 24.065/92 o por reglamentaciones
posteriores, son los siguientes:
• Generador
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Titular de centrales eléctricas que coloca total o parcialmente su producción en el
sistema nacional de transporte y/o distribución. La generación térmica está desregulada,
mientras que la hidroeléctrica está sujeta a regulación en aspectos relacionados
fundamentalmente con seguridad de presas y uso del agua.
• Transportista
El titular de una concesión de transporte es responsable de la transformación y el
transporte de energía eléctrica desde el punto de entrega del generador hasta el punto
de recepción del distribuidor o gran usuario. Debe otorgar libre acceso, sin
discriminación, a todo usuario del transporte, no pudiendo comprar o vender energía. El
transportista no está a cargo de la expansión de la red, siendo los agentes que utilizan la
red de transporte, generadores y distribuidores, los encargados de impulsar las
expansiones requeridas.
• Distribuidor
Es quien, dentro de su zona de concesión, tiene la responsabilidad de abastecer a
usuarios finales que no tengan la facultad de contratar su suministro de forma
independiente. Debe permitir el libre acceso a sus redes, siempre que no se
comprometa el abastecimiento a sus clientes (concepto de capacidad remanente).
• Gran Usuario
Es quien contrata, de forma independiente y para consumo propio, con el generador. Por
vía reglamentaria se establecen las condiciones técnicas que lo caracterizan. Mediante el
Decreto Nº 1.398/92 se restringió la posibilidad de que se celebrasen contratos
singulares de abastecimiento entre Grandes Usuarios y Distribuidores. Los Grandes
Usuarios se clasifican en GUMA (> 1 MW, factor de carga > 50%), GUME (entre 30 kW y
2 MW) y GUPA (entre 30 y 100 kW).
• Comercializador
Es quien compra o vende energía eléctrica producida por terceros y a consumir por
terceros. Es uno de los tipos de agentes participantes del MEM. Puede intervenir en las
transacciones comerciales del MEM, pero no en las operaciones físicas.
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2.1.3.2. Mercados
• Mercado Spot
Precios determinados de forma horaria, en función del coste económico de
producción representado por el coste marginal de corto plazo. Los Generadores y
Grandes Usuarios pueden vender sus excedentes o comprar su déficit en este
mercado a Precio Spot. Por su parte, los Distribuidores compran en el Mercado Spot a
un precio estabilizado (proyección trimestral de Precios Spot) la parte de su demanda
no adquirida a través de contratos.
• Mercado a Término (bilateral)
Constituido por contratos de abastecimiento de energía eléctrica. Las condiciones
contractuales (cantidades, precios y demás) son pactadas libremente entre las partes.
A este mercado acceden los generadores, comercializadores, distribuidores y
grandes usuarios. Los transportistas no pueden comercializar electricidad.
2.2. Descripción por Actividad
2.2.1. Generación
La actividad de Generación, a diferencia del Transporte y la Distribución, se considera de
interés general y que afecta al servicio público. Es una actividad de riesgo, donde existe
competencia, por lo cual solamente existen procedimientos que determinan las normas
del despacho de cargas, la metodología de fijación de precios y las transacciones
económicas de energía y potencia entre los actores del mercado eléctrico mayorista.
2.2.2. Transmisión
La actividad de transporte de energía eléctrica, que ha sido establecida como servicio
público en la Ley 24.065, constituye- desde el punto de vista técnico- un monopolio
natural. Por lo anterior, la concesión de este servicio contempla controles sobre los
precios. Asimismo, la calidad de la prestación también es sometida a inspección y
control.
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Para que los menores precios de la competencia en la generación alcancen al conjunto
del mercado eléctrico, se definió la obligación a los transportistas y distribuidores de
permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad remanente de sus sistemas,
propiciando una doble competencia: entre generadores y comercializadores para la
venta en bloque a los distribuidores, y entre generadores, comercializadores y
distribuidores compitiendo todos por el suministro de una franja del mercado que puede
optar entre permanecer como cliente del Distribuidor o pasar a ser suministrado por un
Generador o un Comercializador.
Para la construcción de nuevas líneas o la ampliación de las existentes, la tarifa debe
reconocer una tasa de rentabilidad razonable (Artículos 40 y 41 Ley Nº 24.065) mientras
que a las instalaciones existentes sólo se les reconoce una retribución por operación y
mantenimiento.
Existen diversas modalidades para la ampliación de la capacidad de transporte, estando
todas ellas basadas en el principio de que ésta debe ser soportada (financiada) por los
beneficiarios de la misma.
La actividad de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión entre las distintas
regiones eléctricas del MEM es un servicio público dado en concesión a la Compañía de
Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener S.A.). Las ampliaciones al
sistema de transporte existente deben ser realizadas por Transportistas Independientes.
Transener percibe mensualmente la Remuneración del Servicio Público de Transporte de
Energía Eléctrica en Alta Tensión correspondiente a sus propias instalaciones y a las de
los Transportistas Independientes (es decir, actúa de agente recaudador).
2.2.3. Distribución
La actividad de distribución está caracterizada como Servicio Público y, por su condición
de monopolio, sujeta a regulación.
La actividad que desarrollan las empresas de distribución de jurisdicción nacional,
EDELAP, EDENOR y EDESUR, se rige por las normas que dicta el Estado Nacional a
través de la Secretaría de Energía de la Nación y es controlada por el ENRE.
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El Poder Ejecutivo Nacional otorgó a las mencionadas empresas una concesión para
desarrollar la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica dentro de
su área. A tal efecto se realizó un concurso público internacional para la venta del 51%
del paquete accionarial de la compañía (paquete mayoritario)
Características de la Concesión
La Concesión fue otorgada por un plazo de 95 años, con exclusividad zonal. Esto
significa que la actividad de distribución y comercialización dentro de su área no puede
ser ejercida por ningún otro agente ni organismo que no sea la propia empresa
distribuidora.
El plazo de concesión está dividido en períodos de gestión de diez años (salvo el
primero que es de 15 años), al final de los cuales se licita nuevamente el paquete
mayoritario. El titular del paquete mayoritario realiza una oferta por dicho paquete, y si la
oferta resulta superior o igual a la de otros oferentes, continuará siendo titular del
paquete mayoritario por otro período de gestión, sin mediar pago alguno. Si por el
contrario, existiesen una o varias ofertas superiores a la del titular, el paquete mayoritario
es otorgado al que haya realizado la mayor oferta, y el importe generado por la venta de
las acciones, será pagado al titular.
Dada la situación de contingencia económica que vive el país, la licitación prevista para
el 2007 no fue realizada y las concesiones mantienen sus titulares iniciales.
Obligaciones de la Distribuidora
El Contrato de Concesión obliga a las distribuidoras a atender la demanda de los
usuarios dentro de su área de concesión, brindando el servicio con los niveles de
calidad establecidos en las normas que fija el propio contrato.
Si la distribuidora brinda un servicio con una calidad inferior a la que establecen dichas
normas, debe abonar compensaciones a los usuarios afectados y/o multas al Ente
Regulador.
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Para atender la demanda de los usuarios dentro de su área, la distribuidora está obligada
a realizar las inversiones necesarias para cubrir todo crecimiento de demanda, ya sea
originada en nuevos suministros, o por aumento de la demanda de usuarios existentes,
aún cuando dichos usuarios pertenezcan a la categoría de Grandes Usuarios.
En la medida en la que exista capacidad ociosa en sus redes, las distribuidoras deben
permitir- sin discriminación alguna- el libre acceso de terceros (Generadores,
Comercializadores y otros Distribuidores) a su capacidad remanente, recibiendo una
compensación económica por tal prestación. Esta prestación se denomina Prestación
Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT).
2.3. Fijaciones de Precios e Indexaciones
2.3.1. Generación
Los Precios Estacionales se fijan periódicamente según una tarifa binómica calculada en
base a la operación del MEM prevista por el OED. La componente asociada al precio de
la energía tiene en cuenta el coste marginal probable (estimado) y, la componente
asociada a la potencia toma en cuenta requisitos de cobertura de la demanda, nivel de
reserva y otros servicios relacionados con la calidad de la operación del MEM.
Precio Estacional de la Energía
El Precio Estacional de la Energía es el precio al cual compran los Distribuidores en el
Mercado Spot.
El Precio de la Energía se define para tres franjas horarias dadas por los períodos de:
horas valle, horas pico (punta) y horas restantes. Se considera en cada año dos períodos
de seis meses (Período Estacional), dividido cada uno de ellos en dos subperíodos de
tres meses (Período Trimestral).
Conforme a la regulación y procedimientos establecidos por la SEE, el OED debe
obtener la Programación Estacional del MEM basándose en el despacho óptimo que
minimice el coste total de operación del sistema.
En la Programación Estacional el OED calcula:
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• Para la definición de precios en el siguiente período trimestral: Los precios que
resultan para el primer trimestre.
• Como previsión indicativa: Los precios esperados para el segundo trimestre.
Antes de finalizar el primer trimestre del Período Estacional, el OED realiza la
Reprogramación Trimestral para calcular los precios para el segundo trimestre, ajustando
los datos utilizados para determinar la previsión indicativa en la correspondiente
Programación Estacional. En definitiva, a lo largo de un año, el OED realiza cuatro
programaciones y cálculos de precios trimestrales: programación y reprogramación para
invierno y verano.
Conforme a la regulación y procedimientos establecidos por la Secretaría de Energía, el
Organismo Encargado del Despacho (OED) debe, con los modelos de optimización y
programación aprobados por la citada Secretaría y junto con la base de datos estacional,
obtener la Programación Estacional del MEM basado en el despacho óptimo que
minimice el coste total de operación.
Fondo de Estabilización
Cada mes surgirá eventualmente una diferencia entre lo recaudado por compras de
energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MEM, que
se acumula en el Fondo de Estabilización, excluidas las diferencias que surgen
atribuibles a las pérdidas de red. La evolución de este fondo refleja, en el fondo, la
diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la Energía (calculado según la
metodología anteriormente descrita) y el Precio Spot medio real de la energía en el
mercado.
La recaudación de este fondo vendrá dada por la suma de:
• Los importes pagados por los Distribuidores por su compra de energía, realizada
al Precio Estacional de la energía.
• Los importes pagados por Grandes Usuarios y Autogeneradores por sus compras
de energía, realizadas a Precio Spot.
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• Los importes pagados por Generadores y Cogeneradores con contratos, por la
compra de energía que tuvieren que hacer en el mercado para cumplir sus
compromisos, a Precio Spot.
• Los importes pagados por las centrales de bombeo por su compra de energía
(para poder bombear), al Precio Spot.
• Los importes pagados por los Contratos del Mercado a Término (bilateral) en
concepto de coste variable de Transporte.
• Los importes pagados por las exportaciones a países interconectados realizadas
en el Mercado Spot.
• El Importe Mensual de Diferencia por Energía que se retira de la Cuenta de
Energía Adicional.
Por otro lado, los pagos a realizar estarán dados por la suma de:
• Los importes remunerados a los Generadores, Autogeneradores y
Cogeneradores por las ventas de energía que éstos efectúen en el Mercado Spot.
• Los importes remunerados a Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos,
por las ventas de energía que éstos realicen en el Mercado Spot.
• El importe asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte como
remuneración variable por energía eléctrica transportada (RVTE).
• Los importes abonados por las importaciones Spot de energía de países.
Determinación del Nivel de Reserva Rodante
Para fundamentar la elección de una determinada calidad de servicio ante desajustes
instantáneos de oferta y demanda, el OED debe presentar a los agentes consumidores
del MEM- como parte de cada Programación Estacional- un estudio (valoración) que
determine el coste asociado a tener que hacer frente a dichos desajustes (de distinta
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magnitud) frente al coste de la energía no suministrada (asociada a no contar con la
reserva suficiente).
Evidentemente, el modelo de cálculo empleado por el MEM, determina- en función de la
disponibilidad de las máquinas y reserva para regulación- la energía no suministrada de
corta duración por indisponibilidades fortuitas del equipamiento en servicio. Claramente,
cuanto mayor sea la reserva rodante sometida a regulación, mayor será el coste de
operación resultante, pero menor también el coste de fallo. En cambio, cuanto menor
sea la reserva, si bien los costes de operación disminuirán (menor distanciamiento del
despacho óptimo), se incrementa el riesgo de fallos de corta duración y su coste
asociado (es decir, el coste asociado a la energía no suministrada).
En base a los resultados obtenidos para el semestre, el OED determina la curva que
relaciona distintos niveles de reserva de potencia con su coste asociado. El óptimo será
aquel punto en el que el coste total, suma del coste de operación más el coste asociado
a la indisponibilidad fortuita probable, resulte mínimo.
Los Distribuidores y Grandes Usuarios cuentan entonces con 5 días naturales para
analizar la propuesta y acordar la reserva de regulación a utilizar durante el Período
Estacional, pudiendo ser una franja distinta al óptimo propuesto pero no de inferior
desempeño. De no llegar a un acuerdo en ese plazo, se utiliza el óptimo sugerido por el
OED.
Precio Estacional de la Potencia
Demanda Máxima:
Al realizar las proyecciones de demanda de energía y pronosticar las curvas de carga
características, los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM deben determinar
también su previsión de demanda de potencia máxima mensual en los nodos de
conexión al MEM, durante las horas en que se remunera la potencia del mes. Dichos
valores deben incluir la demanda prevista a cubrir con contratos de importación. Por su
parte, los Autogeneradores deben determinar su previsión de compra máxima de
potencia al MEM durante las horas en que se remunera la potencia y los Generadores
con contratos de exportación, la demanda máxima asociada a la exportación durante las
horas en que se remunera la potencia de cada mes.
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Los Grandes Usuarios están además habilitados para poder declarar parte de su
demanda como potencia interrumpible y también ofertarla como reserva de corto plazo
para la operación del MEM. De acuerdo a los tiempos de respuesta comprometidos,
parte- o toda- la potencia interrumpible puede ser considerada reserva de corto o de
mediano plazo en la programación y operación del MEM. Al Gran Usuario Interrumpible
que compromete un tiempo de respuesta menor que el tiempo asociado a una reserva
de corto o mediano plazo y que queda habilitado para ello, no le corresponde pagar el
pago por potencia asociado a dicha compra de reserva de corto o mediano plazo.
Periodo en que se remunera la Potencia:
En cada hora, la Potencia Puesta a Disposición (PPAD) de una máquina es la potencia
firme garantizada máxima que en esa hora puede entregar al MEM. Dicho valor está
dado por la potencia operada máxima neta generable salvo existir restricciones de
transporte u operativas en cuyo caso está limitada en función de la máxima potencia
generable.
Se entiende por “período en que se remunera la potencia” a las horas dentro de una
semana en las cuales el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) paga por la potencia
puesta a su disposición.
Las horas de remuneración de potencia, para una semana típica de CINCO días hábiles,
suponen un total de NOVENTA horas distribuidas diariamente de acuerdo con el
siguiente cuadro:
Día
Típico 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hábil 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Sábado 1 1 1 1 1 1
Domingo 1 1 1 1
Los días festivos se asimilan a domingos, en tanto que los días semilaborables se
asimilan a sábados, a estos efectos.
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El Precio de la Potencia en el Mercado:
El Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se define como el valor unitario de la
Remuneración Base de Potencia ($BASE) por cada hora en del período en que se
remunera la potencia ($/MW-hrp).
A cada nodo del sistema de Transporte en Alta Tensión le corresponde un Precio
Máximo de la Potencia en el Nodo, transfiriendo al nodo el Precio de la Potencia en el
Mercado multiplicado por el Factor de Adaptación de dicho nodo.
Destacar que, junto con la Programación Estacional de Invierno, el OED informa a los
agentes de la Remuneración Base de Potencia correspondiente a los siguientes doce
meses en el parque Hidráulico y Térmico del MEM. (Estos cálculos toman en cuenta la
indisponibilidad debida al mantenimiento programado para el mes, así como la
indisponibilidad forzada registrada).
Por otro lado, el Precio por Confiabilidad de Potencia ($CONF) es el valor unitario
destinado a remunerar el servicio de Reserva de Confiabilidad prestado por las unidades
generadoras, que satisfagan las exigencias establecidas para la provisión de dicha
reserva, conforme lo reglamentado por la SEE.
Pagos por Potencia:
En el MEM existen los siguientes pagos (pagos) por potencia:
• Pago por Potencia Despachada.
• Pago por Reserva de Potencia.
• Pago por Servicios Asociados a la Potencia.
A la demanda, ya sea de un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador del MEM o
bombeo realizado por una central de bombeo o un Contrato de Abastecimiento,
incluyendo los contratos de exportación, le corresponde abonar un Pago por Potencia
Despachada, en función de su demanda durante las horas en que se remunera la
potencia.
16/99
Asimismo, un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador del MEM o contrato de
exportación o importación que requiere respaldo del MEM, le corresponde un Pago por
Reserva de Potencia, en función de su requerimiento máximo mensual y, de tratarse de
un Gran Usuario Interrumpible, según la aportación que realice a las reservas de corto
y/o mediano plazo.
Por último, a cada agente Consumidor del MEM le corresponde un Pago por Servicios
Asociados a la Potencia, en función de su Potencia Declarada y de su requerimiento
máximo mensual.
Cada Generador paga (dentro de su Pago por Potencia Despachada) la suma de los
pagos correspondientes a la demanda de los Contratos de Abastecimiento en que es la
parte vendedora y se deba producir tal débito, más la demanda correspondiente a su
compra Spot para contratos de exportación. De no vender por Contratos de
Abastecimiento ni comprar Spot para cubrir contratos de exportación su Pago por
Potencia Despachada resultará CERO (0).
Cada Generador paga un Pago por Reserva de Potencia y/o Pago por Servicios
Asociados a la Potencia que refleja el pago correspondiente a la demanda de los
Contratos de Abastecimiento en que asume el compromiso de cubrir estos pagos y en
que el Generador es la parte vendedora. De no vender por Contratos de Abastecimiento
que incluyen este tipo de compromisos, los correspondientes Pagos resultarán CERO (0).
En lo que respecta a la demanda por Bombeo, por no requerir ningún tipo de reservas-
ya sea de corto o mediano plazo- no le corresponde abonar ninguno de los pagos de
potencia establecidos anteriormente.
Sobrecoste por Restricciones
Durante la operación en tiempo real, restricciones asociadas a las redes de transporte y
distribución pueden forzar a que máquinas que no son requeridas por el despacho
óptimo sean necesarias para poder atender a la demanda. Esto, evidentemente, produce
un coste adicional, por la correspondiente energía generada.
17/99
Al final de cada mes, el OED realiza la integración de los estos sobrecostes horarios para
calcular el sobrecoste mensual a asignar a cada restricción que requirió generación
forzada durante el mes en cuestión.
Los sobrecostes correspondientes a la remuneración por potencia de las unidades
despachadas forzadas se establecen en detalle en una serie de anexos incluidos en los
procedimientos de operación de CAMMESA (en donde se define la determinación, el
despacho y la asignación de la remuneración base de potencia forzada y, de requerirse,
de las reservas de corto y mediano plazo).
Transacciones de Potencia Reactiva
Todos los agentes reconocidos del MEM son responsables por el control del flujo de
energía reactiva en sus puntos de intercambio con el MEM; como se sabe, estos flujos
de energía reactiva son determinantes, pues condicionan los niveles de tensión que se
tienen en los distintos puntos de la red.
Junto con la Programación Estacional, en base al equipamiento de reactiva declarado
por los Generadores y Transportistas y de la energía reactiva requerida por la demanda,
el OED realiza flujos de carga para verificar el mantenimiento de los niveles de tensión
requeridos y la sobrecarga que resulta en el equipamiento.
En base a ello, el OED determina los cargos fijos que deben abonar los Generadores,
Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios siempre que éstos incumplan sus
compromisos permanentes de reactiva, así como los cargos asociados a
incumplimientos transitorios. En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral
el OED incluye los cargos correspondientes a cada agente para el trimestre.
En caso de ser requerida en la operación en tiempo real la puesta en servicio de
generación forzada- no requerida por el despacho óptimo- para el control de tensión y
suministro de potencia reactiva, los sobrecostes mensuales correspondientes son
abonados por los agentes responsables de esta acción, como un coste por energía
reactiva.
Si dentro del área de influencia asociada a la restricción existen usuarios que no
cumplen con los valores tolerados o acordados, el sobrecoste mensual se distribuye
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entre ellos en forma proporcional a la reactiva deficitaria en cada uno de ellos. Por el
contrario, si todos los usuarios del Área de Influencia cumplen con los valores tolerados
de coseno de phi, entonces el sobrecoste por generación forzada se asigna al
correspondiente Transportista.
2.3.2. Transmisión
Remuneración del Transportista
La remuneración de la concesionaria del servicio público de transporte en alta tensión
está integrada por los siguientes conceptos:
a) Conexión:
Son los ingresos que percibe por operar y mantener, conforme a la calidad de
servicio requerida, todo el equipamiento de conexión y transformación dedicado a
vincular con el sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión existente, a
sus usuarios directos o a otras transportistas.
b) Capacidad de Transporte:
Son los ingresos que percibe por operar y mantener, conforme a la calidad de
servicio requerida, el equipamiento de transporte dedicado a interconectar entre sí
los distintos nodos del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión,
incluyendo el Sistema de Medición Comercial (SMEC).
c) Energía Eléctrica Transportada:
Son los ingresos que percibe por:
• La diferencia entre el valor de la energía recibida en el nodo receptor y el de la
suministrada en el nodo de entrega, cuando los precios entre ambos nodos se
diferencian en el valor marginal de las pérdidas del transporte.
• El valor de los sobrecostes producidos a los consumidores vinculados a los nodos
receptores, por las indisponibilidades de larga y corta duración del sistema de
19/99
transporte de energía eléctrica en alta tensión existente, calculados con las tasas
de indisponibilidad anuales y precios de energía no suministrada .
La remuneración por energía eléctrica transportada se fija para cada periodo tarifario y
es la que surge del promedio de los ingresos anuales pronosticados por este concepto
para dicho período. Los cálculos de tales pronósticos son realizados por CAMMESA y
elevados a aprobación del ENRE, con opinión de la empresa concesionaria del
transporte.
Remuneración de las Ampliaciones:
La remuneración que la empresa concesionaria perciba por el servicio prestado a través
de ampliaciones realizadas por el régimen de concurso público, es la que se establece a
continuación:
• Durante el periodo de amortización, el canon reconocido en el respectivo Contrato de
Construcción, Operación y Mantenimiento (COM).
• Durante el periodo de explotación, sólo costes de operación y mantenimiento
(conexión, capacidad de transporte y energía eléctrica transportada).
Una única empresa transportista (Transener) actúa de agente recaudador, tal y como se
ha citado con anterioridad; la remuneración que percibe Transener por el servicio
prestado a través de instalaciones, que no son de su propiedad, es trasladada por ésta a
los respectivos transportistas independientes que corresponda. En todos los casos, está
obligada a deducir previamente los cargos por supervisión y las sanciones que puedan
corresponder.
La concesionaria percibe, por toda ampliación, una remuneración por supervisión de su
construcción igual al 3% del valor total de la obra, pagadero en tantas cuotas mensuales
iguales como meses se estipule para la construcción de la obra. Cuando la duración de
la obra supere el plazo contractual por causas no imputables a la concesionaria, ésta
continuará percibiendo dicho cargo. Este importe es abonado a la concesionaria por el
transportista independiente. Cuando la concesionaria sea la encargada de ejecutar la
ampliación no tendrá derecho a percibir esta remuneración.
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La remuneración de la concesionaria, por los conceptos de conexión y de capacidad de
transporte, puede ser reducida anualmente por un coeficiente de estímulo a la eficiencia,
que fija el ENRE y que no puede ser superior al 1% anual ni acumular en el resto del
periodo de gestión más del 5%.
CAMMESA administra la cuenta de apartamientos del transporte, a los efectos de
absorber las diferencias que mensualmente surjan entre la remuneración de la
concesionaria y los importes que conforme la citada reglamentación les corresponda
abonar a los usuarios del servicio publico de transporte. Semestralmente, en el caso de
acumularse déficit en esta cuenta, CAMMESA incorpora al cálculo de los precios
estacionales a cobrar a los usuarios del servicio público de transporte, las correcciones
requeridas para saldar las deudas con la concesionaria.
Según los contratos de concesión, todos los conceptos remuneratorios se calculan en
dólares estadounidenses. El cuadro tarifario resultante se expresa en pesos (argentinos)
teniendo para ello en cuenta la relación de convertibilidad al peso vigente al momento
de la facturación. La remuneración de la concesionaria se indexa cada seis (6) meses por
PPI “Producer Price Index”(67%) y CPI “Consumer Price Index” (33%) americanos.
Cabe señalar que no obstante lo anterior, en la actualidad, las tarifas se encuentran
pesificadas, en conformidad a lo dispuesto en la Ley Nº 25.561/2002, de Emergencia
Pública y Reforma del Régimen Cambiario.
2.3.3. Distribución
Margen de la actividad de distribución
Los distribuidores compran su demanda para el abastecimiento de sus usuarios en el
MEM, a través de contratos, o bien en el Mercado Spot, a Precio Estacional, y cobran de
sus usuarios una tarifa regulada por la prestación del servicio de distribución. El margen
de la actividad está dado por lo tanto, por la diferencia entre los ingresos por la venta y
los costes por la compra de energía eléctrica.
Las distribuidoras pueden aplicar a sus usuarios tarifas máximas calculadas de acuerdo a
los siguientes principios establecidos en la ley marco:
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a) Las tarifas deben reflejar adecuadamente los costes de la prestación del servicio para
cada categoría tarifaria.
b) Deben estar sujetas a ajustes para reflejar variaciones de costes que las distribuidoras
no puedan controlar.
c) Incluir un término representativo de los costes de compra de energía en el MEM.
d) Proporcionar a los distribuidores que operen en forma eficiente, los ingresos
suficientes para cubrir sus costes y obtener una rentabilidad razonable.
e) Asegurar a los usuarios el mínimo coste razonable, compatible con la seguridad de
abastecimiento y el nivel de calidad de servicio establecido.
En los Contratos de Concesión, se establecieron el régimen tarifario y el cuadro de
tarifas (vigentes para los primeros diez años de la concesión), así como también el
procedimiento de cálculo y actualización de las mismas durante el período de dicha
concesión.
Las tarifas tienen dos componentes bien diferenciadas: coste de compra mayorista y
remuneración de los costes asociados a la actividad de distribución.
a) Costes de Compra Mayorista
• Precio de Energía:
El Precio Estacional de la energía es el resultante de la proyección de precios de energía
en el Mercado Spot, estabilizados trimestralmente y es fijado por la Secretaría de
Energía. La energía asociada a cualquier otro contrato que las distribuidoras celebraren,
o hubieren celebrado, con posterioridad a la privatización, se valora a dicho precio
estacional para su consideración en la tarifa.
• Precio de Potencia:
Se traslada a la tarifa final el precio de potencia que fija trimestralmente la Secretaría de
Energía a tal efecto.
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• Coste de Transporte:
Se incorpora al cálculo de tarifas el coste fijo que las distribuidoras deben abonar a sus
prestadores de transporte (no se incluyen los costes de la Prestación Adicional de la
Función de Transporte que deben abonarse entre sí las empresas del Gran Buenos
Aires: EDENOR, EDESUR y EDELAP).
• Pérdidas Reconocidas:
Los precios de energía y potencia se afectan por coeficientes que representan las
pérdidas técnicas en las redes, y que fueron fijados en el Contrato de Concesión (con
vigencia para el primer período tarifario).
b) Costes Asociados a la Actividad de Distribución
Los costes de distribución considerados en el cuadro tarifario inicial incluyen (i) los
costes de desarrollo de redes, que fueron calculados en función del Coste Incremental
Promedio (CIP) para cada nivel de tensión, determinado a partir de un plan de
inversiones para atender el crecimiento de la demanda proyectado a 10 años, (ii) los
gastos de operación y mantenimiento reconocidos se calcularon como porcentajes del
CIP, diferenciales por tipo de equipamiento y nivel de tensión, y (iii) los gastos
comerciales que se incluyen en las tarifas son valores diferenciales por tipo (segmento)
de clientes, y están destinados a cubrir los gastos de lectura, facturación, cobro y
atención comercial a los usuarios.
Correspondía llevar a cabo una revisión de la tarifa integral (RTI) para entrar en vigor en
el año 2007, pero dada la situación económica que afecta a Argentina y las políticas
definidas por el gobierno central, dicha revisión de la remuneración a la distribución ha
sido pospuesta hasta después del 2012.
Régimen Tarifario
De acuerdo al nivel de demanda de los usuarios, se estructuró el régimen tarifario en
tres categorías: Pequeñas, Medianas y Grandes Demandas. Además, existe la tarifa de
peaje y los cargos por servicio de rehabilitación y conexiones domiciliarias.
23/99
• Pequeñas Demandas (potencias < 10 kW): Categoría Residencial, Categoría General y
Alumbrado Público. Para la tarifa de Pequeñas Demandas, la única magnitud medida
es energía, sin discriminación horaria.
• Medianas Demandas (potencias iguales o superiores a 10 kW e inferiores a 30 kW):
Se aplica para cualquier uso de la energía eléctrica. Para la tarifa de Medianas
Demandas, se mide potencia y energía sin discriminación horaria. Se factura potencia
contratada (capacidad de suministro) y energía consumida.
• Grandes Demandas (potencias iguales o superiores a 30 kW): Se aplica para cualquier
uso de la energía eléctrica. Para la tarifa de Grandes Demandas, se mide potencia en
horas pico y en horas fuera de pico y energía en triple horario. Se factura potencia
contratada (capacidad de suministro) en horas pico y fuera de pico y energía
consumida en cada horario. Si se excediera la potencia contratada en punta o fuera
de punta, la potencia registrada se considerará como nueva potencia contratada por
el término de 6 meses. En tal caso, si una vez transcurrido el plazo señalado el
usuario no manifestara la voluntad de reducir su potencia contratada, se continuará
tomando dicho valor como capacidad de suministro convenida.
• Tarifa de Peaje: Los Grandes Usuarios (que contratan su abastecimiento en forma
directa con un generador o comercializador), pagan al distribuidor una tarifa
constituida solamente por el coste de distribución reconocido, más los costes de
transporte y las pérdidas que ocasiona el transporte de la energía a través de las
redes del distribuidor. La tarifa que pagan los Grandes Usuarios tiene la misma
estructura que la tarifa a grandes demandas (Tarifa 3).
• Cargos por servicio de rehabilitación y conexiones domiciliarias: Además de las tarifas
de venta, en el Contrato de Concesión se fijaron los valores iniciales a aplicar para el
cobro de las conexiones para las distintas categorías tarifarias, así como los cargos
por corte y reconexión (que conforman otra fuente de ingresos para las
distribuidoras). Tanto el régimen y el cuadro tarifario inicial, como los costes de
conexión y rehabilitación, solamente podrán ser modificados con ocasión de las
revisiones tarifarias previstas en el Contrato de Concesión.
24/99
Actualización
Los precios se actualizan de forma trimestral con ocasión de cada programación
estacional y/o revisión trimestral, en los meses de febrero, mayo, agosto y noviembre de
cada año, y en el mes de mayo, en función de la actualización de los precios de los
contratos.
Según los contratos de concesión, todos los conceptos remuneratorios se calculan en
dólares estadounidenses. El cuadro tarifario resultante se expresa en pesos (argentinos)
teniendo para ello en cuenta la relación de convertibilidad al peso vigente al momento
de la facturación. La remuneración de la concesionaria se indexa cada seis (6) meses por
PPI (67%) y CPI (33%) americanos.
Cabe señalar que no obstante lo anterior, en la actualidad, las tarifas se encuentran
pesificadas, en conformidad a lo dispuesto en la Ley Nº 25.561/2002, de Emergencia
Pública y Reforma del Régimen Cambiario.
2.4. El Mercado Eléctrico Mayorista
2.4.1. Tipos de mercados
Como se mencionó anteriormente, el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se compone
de:
• Un Mercado a Término (bilateral), con contratos por cantidades, precios y
condiciones pactadas libremente entre vendedores y compradores.
• Un Mercado Spot, con precios horarios determinados en función del coste
económico de producción, representado por el Coste Marginal del Sistema,
medido en el Centro de Carga de éste.
• Un Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el
Mercado Spot, destinado únicamente a la compra de los Distribuidores.
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La coordinación de la operación técnica y administración del MEM se realiza a través de
un OED.
Los puntos de intercambio físico del MEM (puntos frontera) se definen en las conexiones
de las instalaciones de Generación con la red de Transporte, de Distribución, de la red
de Transporte con las redes de Distribución, entre las distintas redes de Distribución, en
las interconexiones internacionales y en la conexión de los Grandes Usuarios entre sí o
con instalaciones de Distribución, Transporte o Generación.
Por otra parte, cada agente del MEM tiene:
• Uno o más puntos de intercambio sobre el Sistema Eléctrico.
• Uno o más puntos de entrada o salida del Mercado dónde se define su precio de
compra/venta.
Los puntos de entrada/salida del MEM son:
• Los nodos definidos en el ámbito de la Red de Transporte a los que el agente del
MEM está conectado físicamente.
• Los nodos de Generación o Distribución fuera del ámbito definido de la Red de
Transporte con una potencia efectiva superior a 50MW, cuyo intercambio con la
red estuviera afectado por el sistema de transmisión de modo tal que el precio en
ese nodo difiera sensiblemente respecto del precio de su nodo vinculación con la
red de Transporte. Estos puntos serán identificados por la Secretaria de Energía
Eléctrica (SEE).
Los agentes reconocidos del MEM entregan al OED la información requerida para la
Base de Datos del Sistema. Cada vez que se produzca un cambio en alguno de estos
datos, la empresa debe informar al OED, quien tiene la responsabilidad de mantener
actualizado este conjunto de información. La base de datos y sus sucesivas
actualizaciones es puesta a disposición de todos los integrantes del MEM por el OED.
A efectos de pago de los peajes asociados al transporte, todo vendedor y/o comprador
que actúe como agente del MEM, tendrá definido uno o más puntos de acceso al
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Mercado (a través de los cuales participará en la citada remuneración del ingreso
variable del transporte). En caso de ser más de uno, se reducirá a un nodo equivalente
en proporción a la potencia típica estimada para cada estado característico previsto para
la red.
Cuando un agente no esté conectado directamente a nodos reconocidos de la red de
transporte, se le asignará un nodo de referencia (o equivalente, según corresponda) para
la definición de su precio nodal y por ende su participación en la remuneración de la
actividad de transporte.
Despacho Estacional: Oferta en el Mercado
Para el cálculo del Precio Estacional, el OED debe considerar la oferta integrada por las
máquinas pertenecientes a generadores del MEM de acuerdo a su disponibilidad
prevista, las importaciones comprometidas por parte de países interconectados y la
disponibilidad informada por autogeneradores y cogeneradores.
A su vez, la demanda debe estar integrada por las necesidades de los distribuidores,
grandes usuarios y autogeneradores que compren en el MEM, así como por las
exportaciones comprometidas con países interconectados condicionadas a la existencia
del excedente necesario en la oferta.
El OED calcula el coste variable de producción de un grupo térmico, para cada tipo de
combustible que puede consumir el grupo, a partir del coste variable de producción
estacional para el grupo en cuestión con dicho combustible, el poder calorífico inferior
del combustible y el consumo específico bruto medio. El coste variable de producción
de un grupo térmico queda definido en consecuencia por tantos valores como tipos de
combustibles pueda quemar.
A los efectos de casación en el MEM, el Coste Marginal (CM) de una máquina térmica en
una hora "h" se define como su(s) coste(s) variable(s) de producción estacional(es). Se
denomina Coste Marginal en el Mercado (CMM), al coste marginal transferido al Mercado
dividiendo el coste marginal por su factor de nodo (FN).
Las ofertas de países interconectados “i” consistirán en paquetes de energía y/o
potencia con un precio asociado (PIMP), que el OED modela como grupos adicionales
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cuyo coste es el precio requerido transferido al Mercado (PIMPM) a través del factor de
nodo en la interconexión.
Mercado a Término (bilateral)
El Mercado Spot dispone de una calidad y seguridad de suministro definida a partir de
las reservas base de potencia y de las reservas de corto y mediano plazo que deben
abonar todas las demandas no interrumpibles.
En el Mercado a Término (OTC) del MEM se pueden pactar contratos de energía para
fijar y/o estabilizar el precio, o de disponibilidad de potencia para contar con una
garantía adicional a las reservas del sistema establecidas en el Mercado Spot.
Conjugando ambos objetivos, se pueden pactar contratos de abastecimiento que
permitan disponer de una cobertura de precios y de un respaldo de potencia, para una
demanda dada.
Las empresas de otros países pueden suscribir contratos en el mercado OTC con
Agentes y Comercializadores del MEM. A su vez, los Agentes y Comercializadores del
MEM pueden suscribir contratos bilaterales con empresas de otros países.
En las disposiciones sobre Contratos, toda referencia al Generador o Agente Productor
se refiere al vendedor dentro del contrato y tal vendedor puede ser un Generador o un
Cogenerador o un Autogenerador en su función de productor o un Comercializador que
comercialice generación, salvo que se indique en forma explícita condiciones específicas
para alguno de ellos en particular. A su vez, toda referencia al Distribuidor o Gran
Usuario o Agente Consumidor debe entenderse aplicable al comprador dentro del
contrato y tal comprador puede ser un Distribuidor o un Gran Usuario o un
Autogenerador en su función de consumidor o un Comercializador que comercialice
demanda, o en el caso de los Contratos de Disponibilidad de Potencia en que el
comprador también puede ser un Generador, o Cogenerador, salvo que se indique
explícitamente condiciones específicas para alguno de ellos en particular.
Un contrato del Mercado a Término no puede afectar el despacho económico del MEM,
o sea no puede establecer una relación física que obliga a generar con una máquina o
central en particular independientemente de su competitividad en el despacho. No son
por tanto contratos del Mercado a Término aquellos cuya operativa altera o impide la
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satisfacción de los criterios de formación del Precio SPOT contenidos la Ley 24.065 y su
reglamentación.
Ser parte en un contrato del mercado bilateral implica operar en el Mercado Spot para
transar los saldos, por lo que las partes firmantes del mismo deberán necesariamente ser
Agentes o Participantes autorizados en el MEM. En consecuencia, en el Mercado a
Término del MEM existen:
• Contratos internos: en que las partes son Agentes o Comercializadores del MEM.
• Contratos externos: entre Agentes o Comercializadores del MEM y empresas de
un país interconectado.
En términos generales, salvo las restricciones definidas en la Ley 24.065 y siempre
dentro de las condiciones establecidas, los Generadores del MEM pueden suscribir
contratos bilaterales (OTC) con agentes del MEM (Distribuidores, Grandes Usuarios,
Autogeneradores u otros Generadores) o Comercializadores, pactando condiciones,
plazos, cantidades y precios entre las partes, y contratos de exportación con
Distribuidores, Grandes Usuarios y Comercializadores de otros países.
Los contratos son de conocimiento público en cuanto a precios y a la información
requerida para su administración dentro del MEM. Los datos mínimos reportados
incluyen:
• La identificación de las partes y la declaración jurada de que reconocen como
válida la información suministrada.
• El plazo de vigencia del contrato.
• Las condiciones de renovación y rescisión del mismo.
• Los precios pactados entre las partes.
• La información necesaria para su administración, de acuerdo al tipo de contrato.
Opcionalmente y, sólo para contratos internos, puede desvelarse cómo se repartirán
entre las partes el pago de los Cargos de Transporte y otros servicios del MEM.
Los Grandes Usuarios tienen las siguientes obligaciones y/o requisitos de contratación:
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• GUMA: Deberá contar al comienzo de cada mes con contratos que cubran por lo
menos el 50% de su demanda prevista.
• GUME: Deberá contar con contratos de duración de uno o más períodos
estacionales que cubran el 100% de su demanda.
• GUPA: Deberá contar con contratos de duración de dos o más períodos
estacionales que cubran el 100% de su demanda.
Tipos de Contratos en el Mercado a Término (bilateral)
En el Mercado a Término se pueden pactar:
• Contratos de Disponibilidad de Potencia: Se compromete la disponibilidad de
potencia de máquinas de un Generador como respaldo para ser convocada por
el agente contratante. El compromiso se establece a nivel de potencia y debe ser
cubierto por el Generador contratado como respaldo con las máquinas
comprometidas. La disponibilidad de potencia pasa a pertenecer al agente que
es la parte compradora, en el caso de ser convocada. En cuanto a la energía, el
contrato no establece un compromiso específico sino que la energía entregada
dentro del contrato será resultado de la energía que esté generando el
Generador que tiene comprometida su Disponibilidad cuando sea convocado por
su contratante. Las partes deben analizar la calidad de la red de transporte que
los vincula, a fin de evaluar si es posible transmitir esa potencia contratada. Cada
máquina puede tener varios contratos de disponibilidad de potencia con
diferente prioridad, debiendo indicar cuál es el orden de prioridad de los mismos
y la condición de convocatoria.
• Contratos de Abastecimiento: Se compromete el abastecimiento de una
demanda de energía, con una forma prefijada a lo largo del período de vigencia,
representada como una curva de demanda por intervalo Spot. El vendedor
garantiza con sus máquinas la entrega de esa energía. Además las partes deben
verificar que el nodo de compra tiene una vinculación con la red de transporte
que permita transmitir en condiciones normales esa demanda contratada. El
vendedor se puede respaldar contratando disponibilidad de potencia como
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reserva para cumplir su compromiso, y/o comprando en el Mercado Spot la
energía y potencia faltante de existir el excedente necesario.
• Contratos de Potencia Firme: Se compromete una potencia firme en un nodo
frontera para garantía de abastecimiento de una demanda que se ubica en un
país distinto al que se encuentra la parte vendedora (contratos de importación y
exportación), o en un nodo dentro de una Ampliación Firme por Peaje en que se
conecta un agente al MEM.
• Contrato de Energía: Se compromete la venta de energía a una demanda con una
forma prefijada a lo largo del período de vigencia, representada como una curva
de demanda por intervalo Spot. La garantía de abastecimiento de este tipo de
contrato es sólo la oferta del Mercado Spot en el nodo de compra del
contratante.
2.4.2. Aspectos Coyunturales de Interés
La Resolución SE Nº 240/03 redefinió el precio del mercado, partiendo de la premisa
de que todas las máquinas térmicas utilizan gas natural como combustible
(independientemente de que estén operando con él o de que realmente se estén
alimentando de combustibles líquidos (en definitiva, introdujo un claro “techo” (cap) a los
precios).
Además de lo anterior, la fijación de precios de acuerdo a los términos de esa
resolución, implicó excluir de la fijación de los precios spot, a toda central hidroeléctrica
e importación spot que se hubieren despachado, salvo que con su inclusión en el
cálculo del Precio de Mercado, resultase inferior. En ese sentido, las centrales
hidroeléctricas despachadas tienen como remuneración el precio de nodo respectivo y
no el que hubiera resultado de haber sido tomadas en consideración en la curva de
mérito, en base a su valor del agua. Además, se indica que no corresponde acumular las
diferencias existentes entre su valor del agua y el referido precio de nodo en ningún tipo
de fondo.
La resolución en cuestión, menciona que el OED (responsable de la monitorización de la
adaptación del funcionamiento del MEM), como era previsible, ha detectado importantes
distorsiones en los precios. En todo caso, señalar que las disposiciones contenidas en la
31/99
resolución citada, constituyeron normas parciales y en principio transitorias (cuyo
necesario- y urgente- dictamen tuvo lugar en el marco de la emergencia que afectó- y
aún afecta a la economía del país). De fondo, la resolución en cuestión, se estableció con
el fin de reducir el déficit del Fondo de Estabilización.
Como puede fácilmente comprenderse, los mecanismos anteriormente descritos
(establecidos en la resolución citada) bajan artificialmente los precios en el mercado.
Cabe destacar que, antes de la Resolución SE Nº 240/03, todos los generadores
(térmicos, hidráulicos y nucleares) participaban en el mercado spot en función de la
oferta y demanda existentes en el sistema, y que el precio se definía en el punto de
cruce entre ambas variables.
Dada la insuficiencia de las medidas adoptadas que emanaban de la Resolución SE Nº
240/2003, y con objeto de evitar seguir en la misma situación, se emitió la Resolución
SE Nº 406/03 cuyos objetivos principales eran: no incrementar el déficit en el sistema y
garantizar a los generadores la remuneración mínima para cubrir sus costes operativos
(según se detalla a continuación).
La Resolución SE Nº 406/03 estableció un mecanismo transitorio para la asignación de
los recursos escasos para afrontar las deudas con los agentes del MEM (una especie de
“orden de prioridad de cobro” ante los déficit creados). En función de los ingresos
disponibles, se paga a los generadores- en primer lugar- su coste variable de producción
(que declaran semestralmente); es decir, se les paga estrictamente lo que les cuesta
producir empleando el combustible real con el que operen. En concreto, en el caso de
los generadores térmicos, el pago incluye el coste del combustible real con el que estén
operando, así como resto de costes estrictamente variables de operación y
mantenimiento. En ningún caso incluye los gastos financieros ni de mano de obra, y por
lo tanto no cubre todos los costes reales del generador. En el caso de los generadores
hidráulicos, al no tener “coste” asociado al combustible, sólo se reconocen los costes
variables de O & M.
Lo anterior tiene dos efectos básicos: por un lado, asegurar- en el orden de prioridad de
pagos- que los generadores en cuestión pueden seguir operando (evitar situaciones de
racionamiento) y por otro, en cuanto al reconocimiento de costes para el suministro al
mercado regulado, disminuir el déficit del fondo de estabilización.
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Esta resolución reconoce, en definitiva, que el Fondo de Estabilización se encuentra en
déficit y que por ello, no se podrán cubrir las diferencias entre lo recaudado de acuerdo
a los precios facturados a los agentes demandantes y a los importes que efectivamente
habrá que abonar a los agentes oferentes. (La insuficiencia de recursos proviene, como
se ha explicado, de la diferencia entre el Precio Estacional de la Energía y el Precio Spot
horario, lo cual genera un déficit creciente en el Fondo de Estabilización).
La resolución establece además que las deudas pendientes serían saldadas cuando el
MEM disponga de superávit en el Fondo, pero dado que aún no se recupera una
situación normal de mercado, no es posible obtener dichos superávit. Por ese motivo, se
crea en julio de 2004 el “Fondo para Inversiones necesarias que permitan incrementar la
Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”- FONINVEMEM- a
través del cual se pretende: por un lado, saldar las deudas con los generadores del caso,
y por otro asegurar las inversiones que permitan incrementar la oferta de energía
eléctrica (garantizar la inversión/ expansión). A través de otra resolución (la Nº 826 del 6
de agosto de 2004), se invita a todos los agentes privados acreedores del MEM con
liquidaciones de venta pendientes en el Fondo de Estabilización a participar con dichas
deudas en la conformación del FONINVEMEM. La idea es que las deudas pendientes de
cobro sean saldadas, a futuro, mediante la entrega (por parte del Estado) de
participaciones accionariales en proyectos de nueva expansión (que serán financiados
conjuntamente por el Estado y dichos agentes).
33/99
3. Regulación del Mercado Colombiano
3.1. Contexto Regulatorio
3.1.1. Institucionalidad
Las principales entidades estatales que asumen la responsabilidad de desarrollar las
actividades del sector eléctrico en Colombia son el Ministerio de Minas y Energía (MME)
y el Ministerio de Desarrollo Económico (MDE). El primero se centra fundamentalmente
en definir y mantener las condiciones para el adecuado funcionamiento del mercado
(para lo cual posee facultades reguladoras y de planificación indicativa), mientras que el
segundo se dedica esencialmente a una labor de fiscalización.
Las facultades reguladoras del MME son canalizadas a través de una unidad
administrativa especial denominada Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG), en
la cual el Ministro correspondiente ocupa la presidencia del Consejo (Directorio). Dicho
Consejo está compuesto por ocho miembros, de los cuales tres son representantes del
Gobierno y cinco son expertos independientes. Las decisiones en el seno de esta
entidad se toman por mayoría, aunque se requiere el voto favorable de uno de los
miembros del Gobierno. De acuerdo a la Ley 143, la CREG debe definir la regulación
aplicable al sector, con objeto de asegurar la adecuada prestación de los servicios
públicos relacionados con la energía y con el gas.
Por otra parte, para el desarrollo de sus facultades de planificación indicativa, el MME
cuenta con el apoyo de otra unidad administrativa denominada Unidad de Planeación
Minero – Energética (UPME), organismo encargado de recomendar al MME políticas y
estrategias para el desarrollo del sector, que tiene particular ingerencia en el proceso de
expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN).
Para desarrollar su rol fiscalizador, el MDE cuenta con un organismo de carácter técnico,
con personalidad jurídica, y autonomía administrativa y patrimonial, que se llama
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD). El principal objetivo de la
SSPD es constituirse en un instrumento efectivo del Poder Ejecutivo para ejercer el
control, la inspección y la vigilancia efectiva de las entidades que prestan los servicios
públicos domiciliarios.
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El presupuesto de la CREG y del SSPD se financia mediante aportaciones reguladas
realizadas por los agentes del sector (determinadas anualmente en función del
presupuesto de funcionamiento de cada uno de ellos y de los costes de operación de
los referidos agentes en el ejercicio anterior).
Por último, dentro de la institucionalidad del sector, son relevantes los organismos
encargados de la correcta operación y administración del mercado de energía mayorista.
Entre estos podemos destacar los siguientes:
• Consejo Nacional de Operación (CNO): Su función principal es acordar los aspectos
técnicos para garantizar que la operación conjunta del sistema interconectado
nacional sea segura, confiable y económica.
• Centro Nacional de Despacho (CND): Organismo que, coordinadamente con los
Centros Regionales de Despacho (CRD), se encarga de la planificación, supervisión y
control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y
transmisión, en el corto plazo.
• Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Organismo encargado
de liquidar las operaciones financieras de los distintos participantes en el Mercado de
Energía Mayorista.
• Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC): Organismo encargado del cálculo y la
actualización de los costes por uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN), la
facturación a generadores y comercializadores y la distribución de los ingresos entre
los transportistas del STN y los generadores y comercializadores (cuando
corresponda).
• Comité Asesor de la Comercialización (CAC): Este Comité actúa como ente asesor de
la CREG en temas de comercialización. Está compuesto por nueve miembros (tres
generadores, tres distribuidores y tres comercializadores).
3.1.2. Normativa
La regulación del sector eléctrico colombiano se enmarca en el contexto de transición
hacia un mercado liberalizado (con participación de agentes privados) que se inició en
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1991. Gran parte de la motivación para el inicio de este proceso de transición derivó de
la grave crisis de abastecimiento eléctrico que Colombia afrontaba en esa época como
consecuencia de la falta de inversiones en el sector (que hasta ese momento estaba en
manos del Estado). Los pilares legislativos de la nueva etapa son los siguientes:
• Constitución Política de 1991: Promueve la competencia y la libre entrada de agentes
privados a los mercados (como principio clave para el logro de la eficiencia en los
servicios públicos).
• Decreto 700 de 1992: Constituyó un primer paso concreto en que se establecieron
normas para la entrada de agentes privados a la actividad de generación.
• Decreto 2119 de 1992 (Decreto de Modernización del Estado): Reestructuración del
Ministerio de Minas y Energía para adaptarse al nuevo contexto.
• Ley 142 de 1994 (Ley de Servicios Públicos Domiciliarios): Estableció el régimen de
servicios públicos domiciliarios en un contexto privado.
• Ley 143 de 1994 (Ley eléctrica): Estableció el régimen particular para las actividades
relacionadas con el sector eléctrico (generación, interconexiones, transmisión
(transporte), distribución y comercialización Todas las actividades anteriores, son
consideradas servicios públicos de carácter esencial, obligatorio y solidario, y de
utilidad pública.
Según las definiciones establecidas en la Ley de Servicios Públicos (142), en Colombia
se considera que una ESP tiene una posición dominante cuando atiende al 25% (o más)
de los usuarios que conforman el mercado.
Limitaciones a la Integración Horizontal:
• Generación: Cuando la participación de un generador en la actividad de generación
eléctrica, es mayor o igual al 25% (e inferior al 30%) y el índice HHI sea mayor o igual
a 1800, la CREG pone dicha situación en conocimiento de la Superintendencia de
Servicios Públicos Domiciliarios. El grado de participación se calcula de acuerdo a las
energías firmes utilizadas en el reparto del cargo por confiabilidad (concepto que se
explicará más adelante).
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• Comercialización: 25% de la participación directa en la actividad. Este porcentaje se
calcula como el cociente entre:
o La demanda nacional (regulada más no regulada dentro del territorio
colombiano) más la demanda internacional (propia) y
o La suma de la demanda total nacional (a nivel país) y la demanda
internacional (total).
Se suman también los porcentajes que tenga la empresa en empresas con relación
de control.
• Distribución: No hay límites establecidos.
Limitaciones a la Integración Vertical:
El artículo 5 de la Resolución CREG Nº 56/1994 establece las características de la
separación de actividades que deben tener las empresas de servicios públicos (ESP). De
acuerdo a dicho artículo, se permite que las ESP constituidas con anterioridad a la Ley
143 (1994), que ya se encontraban integradas verticalmente, continúen integradas pero
se exigen contabilidades separadas por tipo de negocio.
Las ESP constituidas con posterioridad a la vigencia de las leyes mencionadas, pueden
desarrollar simultáneamente actividades consideradas “complementarias” (generación -
comercialización y distribución - comercialización), pero no actividades consideradas
excluyentes (generación – transmisión, generación – distribución, transmisión –
distribución y transmisión – comercialización).
Para el caso puntual de integración entre generadores y distribuidores, ésta se permite
siempre que la participación de una empresa en el capital social de la otra no supere el
25%.
No existe impedimento para la participación estatal en cualquiera de las actividades del
sector.
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3.1.3. Estructura y Funcionamiento del Mercado
3.1.3.1. Participantes
En la regulación se distinguen cuatro actividades independientes: generación,
transmisión, distribución y comercialización. Todas ellas conforman una cadena que en
conjunto permite proveer el servicio de suministro eléctrico a los usuarios finales. A
continuación se describen las principales características de los agentes del sector según
lo dispuesto en la regulación colombiana.
• Usuario No Regulado
La característica fundamental de un Usuario No Regulado es que éste puede pactar
libremente con su comercializador las condiciones de su contrato. Para ser considerado
Usuario No Regulado en Colombia se requiere- además de manifestar la intención de
serlo- tener una demanda promedio mensual de potencia durante seis meses superior a
0´1 MW (o, en energía, de 55 MWh al mes).
• Usuario Regulado
En la regulación colombiana (al igual que en la mayoría de los países latinoamericanos)
se contempla la existencia de un segmento de mercado constituido por los usuarios
residenciales y de consumos individualmente poco significativos (cuyo servicio de
suministro de electricidad requiere ser regulado- en cuanto a precios máximos y
condiciones de calidad- debido a la imposibilidad de estos usuarios de establecer un
proceso de negociación en igualdad de condiciones con su proveedor. En concreto, en
Colombia los Usuarios Regulados se corresponden con los que no cumplen con las
características para ser Usuarios No Regulados o manifiesten su interés de mantenerse
bajo el esquema regulado. La tarifa que pagan los usuarios regulados es definida por la
CREG periódicamente en base a los criterios establecidos en su Resolución Nº 31/1997.
• Generador
Es una persona, natural o jurídica, que produce energía eléctrica. Son agentes que
pueden firmar contratos mayoristas con comercializadores y grandes usuarios, para la
venta de su producción de energía y potencia. Los generadores conectados al SIN que
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superan los 20 MW de potencia instalada están obligados a participar en el MEM,
debiendo supeditar su operación a lo que señale el CND. Igualmente, deben
compatibilizar dicha operación con sus compromisos bilaterales, empleando para ello la
Bolsa de Energía (mercado spot).
Compiten por colocar su generación en el mercado por medio de contratos bilaterales o
en la citada bolsa de energía (mercado spot); además participan dando servicios
complementarios de apoyo a la operación del sistema.
• Transportista
Los transportistas son personas naturales o jurídicas que operan y transportan energía
eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) o en un Sistema de Transmisión
Regional (STR). Debido a la naturaleza de monopolio de la actividad de transmisión, la
remuneración de estos agentes se realiza mediante cargos regulados fijados por la
CREG. Cabe señalar que, según la regulación vigente, los transportistas del STN y los de
STR tienen un tratamiento diferente en cuanto a tarifas y exigencias de calidad.
• Distribuidor Local
Un distribuidor local es una persona natural o jurídica que opera y transporta energía
eléctrica en un Sistema de Distribución Local (SDL). Debido a la naturaleza de monopolio
de la actividad de distribución, la remuneración de estos agentes se basa en cargos
regulados establecidos por la CREG.
• Comercializador
Es una persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de
energía eléctrica. Esta actividad consiste en la compra y venta de energía eléctrica en el
mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado
mayorista o a los propios usuarios finales.
3.1.3.2. Mercados
Para proveer eficiencia al mercado de la electricidad, se ha implementado un mercado
mayorista en el que se transan grandes bloques de energía y potencia, a través de
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contratos bilaterales o mediante transacciones de corto plazo en un mercado
marginalista (llamado “Bolsa de Energía”) (mercado spot organizado). La coordinación
física del sistema es realizada por el CND, mientras que la administración comercial de
los intercambios está a cargo del ASIC.
De acuerdo a la regulación colombiana, el mercado de usuarios finales es atendido por
agentes comercializadores cuya gestión consiste en la intermediación con el mercado
mayorista. Este agente provee de mayor eficiencia a la asignación de recursos en el
mercado eléctrico pues es capaz de detectar con mayor detalle las necesidades
individuales (desagregadas) de los consumidores finales y satisfacerlas en la forma más
económica posible, a partir de la compra de bloques de energía.
3.2. Descripción por Actividad
3.2.1. Generación
El mercado mayorista está organizado en torno a una bolsa de energía en la que están
obligados a participar todos los generadores mayores a 20 MW. Los agentes
participantes en la bolsa son generadores y comercializadores, existiendo un alto grado
de competencia.
Los generadores participan en el mercado mayorista de energía a través de la firma de
contratos bilaterales y/o a través transacciones de corto plazo en la bolsa de energía.
También participan en el mercado de servicios complementarios (de apoyo a la
operación física del sistema).
3.2.2. Transmisión
La resolución CREG Nº 56/1994, establece que la actividad de transmisión consiste en
el transporte de energía por líneas de transmisión y la operación, expansión y
mantenimiento de sistemas de transmisión (ya sean nacionales o regionales).
El servicio de transporte de electricidad es considerado un monopolio natural y se
encuentra regulado por la CREG. A continuación se mencionan algunos de los aspectos
más relevantes de la regulación.
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La Resolución CREG Nº 001/1994 estableció el principio de acceso abierto a las redes
del STN, como pilar fundamental para mantener la competencia en el mercado de
electricidad.
Las Resoluciones CREG Nº 218/1997, Nº 051/1998 y Nº 004/1999, proveen a la
regulación colombiana con un esquema de licitación pública de las futuras obras de
expansión para el STN, el cual garantiza al adjudicatario la recuperación de un flujo de
caja solicitado por un período de 25 años, tras el cual continúa percibiendo ingresos
regulados en base a valores estandarizados de mercado. Este esquema pretende
aumentar la participación de agentes privados en la actividad de transmisión.
La licitación comprende las instalaciones propuestas por el Plan de Expansión de
Referencia del STN (realizado por la UPME) y constituye la base de la expansión del
sistema, con garantía de recuperación de costes.
3.2.3. Distribución
En términos generales, la regulación de la actividad de distribución incluye las tareas que
desarrollan los agentes operadores de la red de Sistemas de Distribución Local (SDL) y
de los operadores de los Sistemas de Transmisión Regional (STR). Esto se observa en el
tratamiento regulatorio conjunto que reciben estas actividades en la mayoría de las
resoluciones de la CREG.
Como normalmente ocurre con el servicio de transporte de electricidad, la actividad
desarrollada por los operadores de red de los STR y de los SDL, es considerada un
monopolio natural y como tal su remuneración y acceso se encuentran regulados. El
marco regulatorio vigente, aplicable a las empresas distribuidoras, está contenido
principalmente en la Resolución CREG Nº 82 de 2002.
La expansión de la red se basa en criterios de viabilidad financiera. La Resolución CREG
Nº 070/1998, establece que los OR son responsables de elaborar el Plan de Expansión
del Sistema que operan, de acuerdo con su Plan Estratégico, Plan de Acción y Plan
Financiero. Este plan de Expansión debe incluir todos los proyectos que requiera el
sistema, considerando las solicitudes efectuadas por terceros (que sean viables, tanto
desde un punto de vista técnico como financiero).
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3.2.4. Comercialización
De acuerdo a lo señalado en la Ley 143 de 1994, la comercialización se define como la
actividad consistente en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales,
regulados o no-regulados.
La comercialización está regulada por la Resolución CREG Nº 054/1994 y sus
posteriores modificaciones. Está actividad es considerada complementaria para los
generadores y distribuidores, y por tanto puede ser efectuada por éstos o intermediarios
(comercializadores puros que no tienen generación ni distribución de energía eléctrica).
No obstante, en los casos en los que exista comercialización directa por parte de un
generador o de un distribuidor, éstos deben mantener contabilidades separadas para las
actividades citadas.
3.3. Fijaciones de Precios e Indexaciones
3.3.1. Generación
La actividad de generación se lleva a cabo en régimen de competencia y por tanto existe
un mayor grado de libertad de actuación de los agentes que la que existe en otros
ámbitos del sector eléctrico. En este contexto, los generadores son libres de pactar
contratos bilaterales o transar en la Bolsa de Energía (mercado mayorista organizado).
No obstante existen elementos sujetos a regulación, dentro de los cuales se pueden
mencionar los siguientes:
• El despacho de las plantas es independiente de los contratos, los cuales tienen un
carácter puramente financiero. La única participación de los generadores en esta
instancia está dada por su posibilidad de realizar ofertas de precio en [CO$/kWh], y
declaraciones de disponibilidad que les permiten competir en la curva de mérito por
el despacho económico y por la prestación de servicios asociados a la generación
(servicios complementarios de apoyo a la operación del sistema).
• La metodología de cálculo del cargo por confiabilidad (cargo por capacidad).
Corresponde a la remuneración que se paga a un agente generador por la
disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros
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declarados para el cálculo de la energía firme. Las obligaciones son asignadas a
través de un proceso de subasta.
• Los mecanismos “de reconciliación” que definen la asignación de ingresos y costes
adicionales a los que se derivan del Despacho Ideal calculado por ASIC, se
encuentran igualmente regulados.
Determinación del Precio de Bolsa (mercado mayorista organizado)
El regulador ha considerado eficiente aislar la señal de precio de bolsa de la operación
real del sistema. De esta forma, el precio de la bolsa es determinado por el ASIC como el
valor de la oferta realizada por la unidad generadora más cara, operando en el despacho
ideal (es decir, sin tomar en consideración las limitaciones de la red). Con este enfoque,
cualquier desviación con respecto a la idealidad del despacho (producto de restricciones
de transmisión, servicios de regulación secundaria o desvíos no programados) no tiene
efecto en las señales de precio del mercado spot. Los costes asociados son asignados
entre los agentes, en el contexto de un procedimiento denominado “de Reconciliación”.
Coste de Restricciones
En el SIN existe una gran cantidad de restricciones globales y regionales de transmisión
que fuerzan la generación de ciertas plantas poco eficientes, las cuales- de no existir
dichas restricciones- no hubieran operado (por ser menos eficientes, desde un punto de
vista estrictamente económico). El coste adicional que implica la operación de estas
plantas no es tomado en cuenta por el despacho ideal ni tiene efecto sobre las
transacciones en la Bolsa de Energía (tal y como se ha dicho anteriormente).
El cálculo de los importes que deben ser pagados a cada generador por este concepto
se define a través del proceso de reconciliación citado. Normalmente, los precios a los
que se paga esta generación “forzada”, corresponden al precio de oferta que hubiera
realizado el agente en cuestión (quien, evidentemente, por ser más caro, no entró en el
despacho ideal).
Por otra parte, según lo dispuesto por la Resolución CREG Nº 063/2000, el 100% del
coste asociado a estas restricciones de red es traspasado al consumidor final a través de
los comercializadores, como parte del ítem “O” (otros costes).
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Servicios Asociados a la Generación de Energía
Estos servicios, conocidos normalmente como servicios complementarios de generación
(ancillary services), son los que prestan las empresas generadoras con sus unidades
conectadas al SIN para asegurar el cumplimiento de las normas de calidad, fiabilidad y
seguridad en la prestación del servicio, e incluyen: control de tensión y potencia
reactiva, generaciones mínimas por seguridad de áreas (generación requerida para
soportar la tensión y aliviar sobrecargas en alguna zona del STN, STR o SDL) y regulación
secundaria de frecuencia.
No existe un mercado independiente al de la energía para la transacción de estos
servicios y se remuneran al mismo precio de oferta de la energía. Estos costes son por
tanto asumidos por los generadores (es decir, no son trasladados a la demanda).
Proceso de Reconciliación
El marco regulatorio que se adoptó para el Mercado Mayorista de Electricidad, supone
que las ofertas efectuadas por los generadores son "uninodales", es decir, se hace
abstracción de las restricciones existentes en las redes de transporte de electricidad en
el momento de hacer la oferta. Este esquema ha permitido desarrollar un alto grado de
competitividad en el negocio de generación.
El esquema "uninodal" implica la existencia de un "despacho ideal" diferente al
"despacho real" del Sistema (Resoluciones CREG-024 y CREG-025 de 1995). Mientras
en el "despacho ideal" se seleccionan por mérito de precios de oferta, las plantas y/o
unidades de generación necesarias para cubrir la demanda nacional, en el "despacho
real" aparece la generación forzada que requiere el Sistema Interconectado Nacional,
debido a la presencia de restricciones estáticas (límites de transporte, límites de
transformación y necesidades de soporte de tensión) y de restricciones dinámicas
(generaciones mínimas por estabilidad en áreas del sistema). Así mismo, es necesario
forzar generaciones para cubrir los requerimientos de Regulación Secundaria de
Frecuencia.
Las diferencias existentes entre el "despacho ideal" y el "despacho real", se ajustan
mediante la liquidación de las transacciones de los agentes aplicando el esquema de
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“reconciliación de cuentas” (según detalle recogido en el anexo A-5 de la Resolución de
la CREG-024 de 1995); en términos resumidos, dicha reconciliación consiste en realizar
un balance horario valorado entre la energía aportada por los generadores que exceden
su despacho ideal (aquellos que presentan una reconciliación “positiva”) y los requisitos
de otros generadores que presentaron déficit de aportación con respecto a su despacho
ideal (estos presentarían una reconciliación “negativa”). Obviamente, los generadores
que presentan déficit compran energía a los que presentaron excedentes. No obstante,
este balance normalmente resulta con un saldo impagado, debido a que la valoración de
cada una de estas compras y de cada una de estas ventas se realiza a un precio
(denominado “de reconciliación”) que es diferente para cada uno de los compradores y
vendedores. En efecto, el precio de reconciliación se ha establecido como el precio de
oferta de los recursos y, por definición, el precio de la oferta de los vendedores siempre
será superior al de los compradores puesto que los primeros generaron excedentes
fuera de la curva de mérito (no eran eficientes para producir), mientras que los segundos
estaban contemplados en el despacho económico y generaron menos de lo que casaron
(en el despacho ideal). El saldo impagado antes mencionado es lo que se conoce como
el “coste de las restricciones” y de acuerdo a la Resolución Nº 063/2000, es traspasado
a la tarifa del usuario final a través del comercializador. En la misma resolución se indican
los procedimientos específicos para realizar el cálculo de las reconciliaciones horarias.
Cargo por Confiabilidad
El 3 de octubre del 2006, se publicó la Resolución CREG 71 con una nueva metodología
para la remuneración de la capacidad, orientada a incentivar la firmeza del sistema frente
a condiciones críticas de abastecimiento. Diversas resoluciones posteriores han definido,
en mayor detalle, los procedimientos específicos para su aplicación.
La Obligación de Energía Firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) es exigible en
cada uno de los meses, los días o las horas durante el período de vigencia de la
obligación, que corresponde a un año (para plantas existentes a diciembre de 2006) y
hasta 10 años para proyectos especiales (de repotenciación); en el caso de proyectos
nuevos, el plazo se extiende hasta los 20 años. En este último caso de proyectos nuevos,
es el propietario del activo quien decide el periodo que desea comprometer.
La asignación de las energías firmes se hace a través de una subasta pública de
obligaciones de energía firme. La CREG fija, mediante resolución, el momento en que el
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ASIC debe llevar a cabo la subasta (o el mecanismo de asignación que haga sus veces),
así como el cronograma de las actividades que deben ejecutarse. El auditor de la
subasta es una persona natural o jurídica que debe ser contratado por el ASIC.
El cargo por confiabilidad correspondiente a todas las obligaciones de energía firme
asignadas en cada subasta se paga al precio de cierre de la subasta. El precio inicial de
referencia para el cargo por capacidad es de 13,04 US$/MWh equivalente a 6,2
US$/kW-mes.
Para vigencias (compromisos) mayores a un año, el cargo es actualizado anualmente
utilizando el PPI de EEUU, correspondiente a bienes de capital.
3.3.2. Transmisión
La remuneración de los propietarios del STN se realiza en función de cargos
estampillados (postage stamp) que pretenden recuperar un ingreso regulado máximo
determinado por la CREG. Este ingreso regulado permite cubrir tanto las inversiones
realizadas por parte de los adjudicatarios de procesos de convocatoria organizados por
el regulador para llevar a cabo el plan de expansión de referencia propuesto por UPME,
así como los costes reconocidos (valorados en base a unidades constructivas estándares
de acuerdo a mercado) para el resto de las inversiones que conforman las instalaciones
de uso común del STN.
Remuneración de los transmisores
La remuneración de los agentes que participan en la transmisión en el STN se basa en la
asignación de un ingreso regulado (que permite la rentabilidad de las inversiones, así
como la expansión de las redes de transporte).
Ingresos Regulados (máximos) para los propietarios: tal y como se ha mencionado con
anterioridad, el regulador establece el importe máximo que los operadores del STN
pueden recaudar. Básicamente el Ingreso Regulado del STN tiene dos componentes: una
primera, asociada al valor de los activos en uso (llevados a cabo a partir de procesos de
convocatoria y adjudicación específicos), y otra componente, correspondiente al valor de
los activos en uso (desarrollados con anterioridad o fuera de dichas convocatorias
adhoc). En el primer caso, la componente del ingreso regulado del STN corresponde al
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flujo de caja solicitado por el adjudicatario en una convocatoria (lo que es válido siempre
que la inversión correspondiente se encuentre dentro de los primeros 25 años de
operación). Para definir la segunda componente del ingreso regulado del STN, la CREG
ha establecido, a través de sus Resoluciones Nº 004/1999 y Nº 026/1999, un esquema
estandarizado en el que todas las instalaciones del STN deben valorarse por asimilación
a unidades constructivas preestablecidas por la CREG (y cuyos costes unitarios han sido
previamente evaluados por dicho organismo, en base a criterios de coste de reposición,
considerando precios de mercado).
A partir del año 2002, el pago total del STN es efectuado por los distintos agentes que
comercializan electricidad (generadores, comercializadores puros, distribuidores) a
través del citado “cargo estampilla”.
Calidad de Servicio
La Resolución Nº 061/2000 de la CGRE estableció la normativa de calidad aplicable a
los servicios de transporte de energía eléctrica (y de conexión) al STN, como parte del
Reglamento de Operación. En ella se establece que la calidad se mide en función de
indicadores de disponibilidad de los activos considerados (circuitos, transformadores,
activos de conexión, etc.).
El incumplimiento de las metas establecidas en la regulación (en cuanto a calidad de
servicio) está sujeto a multas (materializadas en compensaciones a los usuarios) o a
asunción de sobre - costes (en concepto de forzar generación fuera de la curva de
mérito). Es responsabilidad de los propios transportistas, el recopilar y enviar al CND, la
información estadística necesaria para establecer el nivel de cumplimiento de los
indicadores en cuestión.
3.3.3. Distribución
Tal y como se mencionó anteriormente, la resolución Nº 82/2002 de la CREG, fijó las
bases para el cálculo de los ingresos de la distribución, aprobando los principios
generales y la metodología para establecer los cargos por uso de los sistemas de
transmisión regional (STR) y por uso de los sistemas de distribución local (SDL).
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Las bases conceptuales de la nueva metodología incluyen la aplicación de una
valoración eficiente del Valor de Nuevo Reemplazo (VNR), la utilización de la WACC
como parámetro de retribución, la fijación de un margen (por activos no eléctricos), la
definición del coste anual equivalente de terrenos y los gastos eficientes de
administración, operación y mantenimiento.
Los cargos de distribución se definen en base a principios de precio máximo (price cap)
y se determinan a partir de los inventarios de los distintos operadores de red, aplicando
unidades constructivas estándares (definidas en las respectivas resoluciones); no
obstante, las empresas pueden presentar unidades constructivas adicionales, especiales,
no incluidas en dichas resoluciones, acompañando la información que justifique su
inclusión.
3.3.4. Comercialización
Coste Unitario de Prestación del Servicio (CU)
La Resolución CREG que regula esta actividad es la Nº 119/2007.
El coste unitario de prestación del servicio de comercialización consta de un
componente variable (expresado en $/kWh) y de un componente fijo (expresado en
$/factura).
El coste máximo del servicio en un período dado corresponde a la suma de:
i) el producto entre el consumo en kWh en dicho período y el componente variable del
coste unitario;
y
ii) el valor del componente fijo del coste unitario.
El reconocimiento de los costes máximos de compra de energía mediante mecanismos
de mercado se irá implementando gradualmente, conforme entre en funcionamiento el
Mercado Organizado Regulado (MOR). En dicho mercado, se llevarán a cabo las
transacciones futuras de energía destinadas a atender a los clientes regulados, a través
de subastas de productos energéticos estandarizados, tales como “base load” y “peak
load”. La idea es, a futuro (con este MOR), poder obtener en cada momento un precio
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único para todas las comercializadoras, ya que a dichas licitaciones acudiría
obligatoriamente toda la demanda (regulada).
Hasta ese momento, el reconocimiento de costes por compra de energía destinada a
mercado regulado, se hará en base a lo siguiente:
a) Hasta el inicio de liquidación de transacciones en el MOR: Una prorrata entre los
precios de las compras propias en contratos bilaterales, las compras propias en la
bolsa de energía (mercado spot) y los precios de todos los contratos bilaterales
del sistema.
b) A partir del segundo mes de liquidaciones en el MOR y mientras estén vigentes
contratos bilaterales con destino al mercado regulado: Se añaden a lo anterior,
los precios contratados vía el MOR.
c) Cuando acaben los todos los contratos bilaterales: Una prorrata entre los precios
de compra en el MOR y las compras efectuadas en la Bolsa de Energía (mercado
spot).
Según se deduce de lo anterior, existe riesgo real en términos de compra de energía y
pass-through a cliente final, en los casos a) y b), mientras que dicho riesgo desaparece
por completo cuando esté operativo el MOR (caso c), puesto que ya el coste reconocido
será el realmente afrontado por esa distribuidora en concreto, en cuanto a suministro a
su demanda regulada).
En cualquier caso, destacar que el MOR no deja de ser un mercado de futuros para
cubrir las necesidades del mercado regulado, con la particularidad- frente a las
licitaciones actuales- de que será un mercado organizado (con todas las implicaciones
que ello supone), al que se obligará a ir a comprar a TODA la demanda regulada y en el
que se transarán una serie de productos estándares (con objeto de dotarlo de mayor
liquidez). Esta nueva estructura podría también asimilarse, con algunos matices, al
esquema de comprador único.
Señalar que los comercializadores pueden ofrecer distintas opciones tarifarias de
acuerdo con las metodologías establecidas por la CREG (las cuales deben ser
publicadas- con detalle horario, si se ofrece esta modalidad- estando el cliente regulado
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posibilitado a escoger entre la tarifa única (CU) o las tarifas horarias según su
conveniencia).
Aunque la regulación contempla que las distintas componentes que conforman la tarifa
se actualicen en base a la inflación interna y el PPI, el coste de prestación del servicio al
usuario final (CU) sólo puede actualizarse cuando se acumule una variación superior al
3%.
Restricciones para compras de energía
Las compras de energía con destino al mercado regulado sólo pueden hacerse a través
de la bolsa (mercado spot) o mediante contratos provenientes de convocatorias públicas
en los que se garantice la libre concurrencia de oferentes. Por supuesto, en el caso de
dichas convocatorias, los contratos deben ser adjudicados a quien ofrezca el menor
precio (con objeto de asegurar que los costes que posteriormente se reconocerán, por
este concepto, serán los más bajos o “eficientes”).
Toda empresa que desarrolla la actividad de generación y simultáneamente la de
comercialización- o la de distribución y comercialización- cuya demanda de energía
represente el cinco por ciento (5%) o más del total de la demanda del SIN, no puede
cubrir con energía propia (de su mismo grupo empresarial) más del 60% de la energía
requerida para atender la demanda de su mercado regulado.
Subsidios
La Ley Nº 142/94 establece subsidios para el servicio público eléctrico de los
consumidores de estratos sociales bajos, por un importe máximo equivalente al valor de
un consumo denominado de “subsistencia” (servicios básicos). Estos subsidios se
financian mediante contribuciones pagadas por los consumidores clasificados como “de
estrato social alto”. El comercializador es el encargado de recaudar la sobre - tasa
correspondiente (de los contribuyentes) y de aplicar el subsidio correspondiente (a los
beneficiarios), debiendo ser completamente neutral en dicha transmisión. Las diferencias
en esta cuenta deben ser conciliadas con un Fondo Nacional (que es manejado por el
Gobierno).
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Es importante señalar que de acuerdo al artículo 99.6 de la Ley 142, los subsidios sólo
son aplicables a la parte de la tarifa que busca recuperar el valor de las inversiones,
mientras que los costes de administración, operación y mantenimiento asociados al
suministro siempre deben ser cubiertos por el usuario.
3.4. El Mercado Eléctrico Mayorista
XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP opera el SIN (a través del CND) y
administra el MEM (a través del ASIC). Adicionalmente administra las transacciones
internacionales de electricidad de corto plazo con Ecuador -TIE- y presta servicios para
operación de sistemas de potencia y sistemas de tiempo real.
Para participar en las transacciones del mercado spot, los generadores realizan ofertas
de precio monómicas y declaran su disponibilidad para aportar energía al sistema en
forma de otros servicios de apoyo a la operación (regulación secundaria de frecuencia).
Dichas ofertas de precio deben tener carácter horario y deben ser remitidas al CND (y a
través de éste, al ASIC).
Una vez efectuadas las ofertas de precio y disponibilidad, los generadores
pertenecientes al MEM deben ajustar la operación de sus plantas conforme a un
programa de producción elaborado por el CND (y los CRD según corresponda) y sus
eventuales modificaciones en tiempo real. Este programa se denomina despacho
programado y es uno de los programas de operación con los que, de acuerdo a la
regulación colombiana, se debe necesariamente contar para- además de obtener un
plan de producción- poder determinar una asignación de costes e ingresos eficiente
entre los agentes del sistema.
3.4.1. Tipos de Mercados
a) Mercado de contratos bilaterales
Uno de los mercados fundamentales tanto para garantizar el desarrollo de la oferta de
los generadores (permite proyectar flujos estabilizados) como para asegurar el
abastecimiento de energía- ambas cosas en el largo plazo- es el mercado de contratos
(mercado OTC).
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En Colombia los contratos bilaterales entre generadores y comercializadores (o Grandes
Usuarios) son de tipo financiero, es decir no obligan a producir la cantidad contratada,
sino que permiten la recompra en el mercado de corto plazo (en caso de ser esto más
eficiente).
Existen dos modalidades para suscribir un contrato bilateral:
- Pague lo contratado (take or pay):
Comprador paga una cantidad fija de dinero equivalente al valor de un importe de
energía y potencia fijo establecido en el contrato.
- Pague lo demandado (take and pay):
Comprador paga el valor exacto de lo consumido. Si no hay requerimiento de
demanda entonces no existe pago.
b) Mercado de corto plazo (Bolsa de Energía)
La existencia de la Bolsa de Energía (para realizar transacciones de corto plazo) es una
de las medidas implementadas en la normativa colombiana que, junto con el carácter
financiero de los contratos bilaterales (no obligan a cumplir el suministro con energía
propia) ayudan a proveer de mayor eficiencia al sector, permitiendo aprovechar la
disponibilidad de oferta eficiente y reaccionar, de forma más rápida, a las situaciones de
escasez o emergencia. La participación en este mercado spot queda abierta a los
generadores y a los comercializadores (en su sentido más amplio, según la definición de
este tipo de agente en la regulación colombiana).
En la bolsa de energía, como se ha explicado en epígrafes anteriores, los generadores
realizan ofertas de precio monómicas y declaran su disponibilidad tanto para efectos de
transacciones comerciales como para prestar servicios asociados a la operación del
sistema en condiciones de calidad y fiabilidad (servicios complementarios).
La demanda del mercado de corto plazo spot) está básicamente constituida por el
déficit que presentan algunos agentes- para abastecer sus contratos- y por el consumo
comprado directamente a la bolsa (que no cuenta con contratos bilaterales).
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El precio de bolsa queda determinado por la oferta de la central más cara operando
según el programa realizado ex-post por el ASIC.
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4. Regulación del Mercado Peruano
4.1. Contexto Regulatorio
4.1.1. Institucionalidad
El funcionamiento del sector eléctrico en el Perú está regulado por la Dirección General
de Electricidad, el Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERGMIN), la
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (ex-CTE, actualmente dependiente de
OSINERGMIN), los Comités de Operación Económica del Sistema y la Comisión
Antimonopolio.
La Dirección General de Electricidad (DGE), del Ministerio de Energía y Minas (MEM) es
el ente normativo.
El Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), es el ente
fiscalizador.
La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (ex-CTE) del OSINERGMIN es el ente
regulador (en adelante CTE).
El Comité de Operación Económica del Sistema (COES), es quien efectúa el despacho
centralizado. Opera el mercado spot y el de transferencias de potencia. Liquida
igualmente las transferencias de energía y potencia habidas entre los distintos agentes.
El Directorio del COES está integrado por cinco miembros que ocupan su cargo por un
periodo de cinco años. Cuatro de los miembros del COES son elegidos en
representación de cada uno de los subcomités establecidos: el de Generadores, el de
los Distribuidores, el de los Transmisores y el de los Usuarios Libres; el quinto miembro
del COES es designado por la Asamblea (y será quien lo presida).
La Comisión Antimonopolio depende del Instituto de Defensa al Consumidor y la
Propiedad Intelectual, INDECOPI. Tiene potestad para establecer limitaciones a la
integración horizontal cuando ésta supera el 15%, y a la integración vertical, cuando esta
última supera el 5%.
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4.1.2. Normativa
Los principales instrumentos normativos que rigen el sector energético en Perú son la
Ley Nº 25.844 de 1992 (Ley de Concesiones Eléctricas) y la Ley Nº 26.876 de 1997
(Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico).
El Ministerio de Energía y Minas, en representación del Estado, es el encargado de velar
por el cumplimiento de la normativa de la Ley de Concesiones Eléctricas y puede
delegar (en parte) las facultades conferidas. Para la mejor aplicación de la Ley se
promulgó en febrero de 1993, el Reglamento DS 009/93.
Más recientemente, el 26 de julio de 2006, se promulgó la Ley 28.832 con objeto de
asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. Las principales metas de esta
Ley son:
• Establecer un mecanismo de licitaciones para las compras de energía por parte
de las distribuidoras, que sirva para incentivar la inversión por el lado de la
generación y que facilite la contratación (por parte de las distribuidoras), con un
pass-through garantizado de precios (es decir, con total reconocimiento de estos
costes a efectos de compra de energía para estos agentes); se trata de
licitaciones sujetas a las siguientes condiciones:
o Contratos por periodos de hasta 10 años y precios firmes resultantes de la
licitación (no están sujetos a fijación por parte del regulador). Dichos
precios pueden ser actualizados según las fórmulas contenidas en las
bases de licitación.
o Garantía de suministro, ya sea por energía propia o contratada con
terceros o prevista en un plan de inversiones. (Las demandas proyectadas
se pueden cubrir con instalaciones proyectadas).
• En transmisión, establece una nueva regulación con una planificación centralizada
(concesiones públicas por periodos de hasta 30 años y pago garantizado de las
inversiones, operación y mantenimiento).
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• En cuanto al COES, establece una mayor participación de todos los agentes
(generadores, distribuidores, transmisores y clientes libres).
• Finalmente, establece que la compra en el mercado spot es opcional para la
demanda libre de las distribuidoras y para los grandes clientes libres (cuyas
potencias superan los 10 MW).
Modificaciones posteriores a esta Ley detallan las responsabilidades concretas que debe
asumir el ente encargado de realizar las licitaciones en transmisión, las
responsabilidades del COES en caso de controversias, etc. Se aumenta igualmente el
plazo de los contratos a precio fijo (de los 10 años citados) hasta los 20 años.
En síntesis, la Ley de Julio de 2006 citada pretendía asegurar el desarrollo eficiente del
sector, con objeto de mejorar las reglas establecidas con anterioridad, garantizando la
suficiencia de la oferta; de este modo, se reduce la exposición del sistema a la volatilidad
de los precios y, por ende, al riesgo de racionamiento prolongado por falta de energía.
Señalar que las actividades de generación, transmisión y distribución pueden ser
desarrolladas por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. Las personas
jurídicas deben estar constituidas con arreglo a las leyes peruanas.
4.1.3. Estructura y Funcionamiento del Mercado
En el mercado eléctrico peruano se distinguen tres actividades: generación, transmisión
y distribución. Hasta Octubre de 2000, la red eléctrica estuvo dividida en dos sistemas
principales, el SICN (Sistema Interconectado Centro Norte, que incluye las ciudades más
importantes del país), y el SISUR (Sistema Interconectado Sur, más pequeño, en el que
existen algunos consumos mineros). El 27 de Octubre de 2000, entró en operación una
interconexión firme entre ambos sistemas.
4.1.3.1. Participantes
Los participantes reconocidos- ya sea por la Ley Nº 25.844/92, por el Reglamento DS
009/93 o por reglamentaciones posteriores- son los siguientes:
• Generador:
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Titular de centrales eléctricas que coloca total o parcialmente su producción en el
sistema nacional de transporte y/o distribución. La generación está sometida a régimen
de autorización administrativa, a través de detallados procedimientos de solicitudes.
Puede comercializar directamente a cliente libre.
• Transportista:
El titular de una concesión de este tipo es responsable de la transformación y el
transporte de energía eléctrica desde el punto de entrega del generador hasta el punto
de recepción del distribuidor o gran usuario. Debe otorgar libre acceso, sin
discriminación, a todo usuario del transporte, no pudiendo- en ningún caso- comprar o
vender energía (con fines comerciales). El transportista tiene a su cargo la expansión de
la red en sus zona de influencia (si lo considera oportuno; en caso contrario, se licitan
dichas necesidades).
El desarrollo del Sistema Garantizado de Transmisión se realiza conforme al Plan de
Transmisión, el cual se actualiza y publica cada dos años.
El Ministerio aprueba el Plan de Transmisión, con la opinión previa de OSINERG. Para la
opinión favorable, el OSINERG debe verificar que el estudio del COES haya cumplido con
las políticas y criterios establecidos por el Ministerio. El Plan de Transmisión tiene
carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia.
El proceso para la elaboración y aprobación del Plan de Transmisión debe cumplir con
las políticas de transparencia de información, audiencias públicas y mecanismos de
participación de los agentes del sistema, organizaciones representativas de usuarios y
demás interesados, según lo establece el propio Reglamento.
• Distribuidor:
Es quien, dentro de su zona de concesión, tiene la responsabilidad de abastecer a
usuarios finales que no tengan la facultad de contratar su suministro en forma
independiente. Debe permitir el libre acceso a sus redes, siempre que no se
comprometa el abastecimiento a sus clientes. También tiene la obligación de mantener
cubierto- a través de contratos de abastecimiento- el 100% del suministro regulado que
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requiera, con una anticipación mínima de tres años. Puede comercializar a cliente libre y
a cliente regulado.
• Grandes usuarios y Usuarios regulados:
La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan
efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados para
aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran.
Los contratos de venta de energía y de potencia de los suministros que se efectúan en
un régimen de libertad de precios deben considerar obligatoriamente la separación de
los precios de generación acordados a nivel de la barra de referencia de generación y de
las tarifas de transmisión y distribución, de tal forma que se permita la comparación de la
banda de precios a que se refiere el Artículo 53° de la ley 25.844/92: El regulador
entiende que la mejor señal de precios, a nivel mayorista, viene dada por los acuerdos
alcanzados de forma directa entre los clientes libres y los generadores. Este valor le sirve
al regulador para emplearlo como referencia, a la hora de determinar los costes de la
energía a efectos del reconocimiento de éstos para el mercado regulado. El artículo 53º
citado, establece que las tarifas reguladas, calculadas con este criterio, no deben diferir
en más de un 10% de los precios libres vigentes (por este motivo, es necesario que los
contratos que se realicen en el mercado libre, dispongan de este desglose).
Dichos contratos serán de dominio público y puestos a disposición de la Comisión de
Tarifas de Energía y del OSINERGMIN en un plazo máximo de quince días, una vez
suscritos. El incumplimiento de lo dispuesto es sancionable, con multa.
4.1.3.2. Mercados
a) Mercado Spot:
Precios determinados de forma horaria, en función del coste económico de producción
auditado y representado por el coste marginal de corto plazo. El COES debe entregar
obligatoriamente a la Comisión de Tarifas Eléctricas la información técnica, modelos
matemáticos, programas fuente y otros elementos requeridos, para poder verificar el
cálculo de los precios propuestos.
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Los generadores, los distribuidores (para atender a usuarios libres o grandes usuarios) y
las agrupaciones de usuarios libres con potencia contratada igual o superior a 10 MW,
pueden vender sus excedentes (o comprar sus déficit) en este mercado, al precio spot
que resulte.
b) Mercado a Término:
Constituido por contratos de abastecimiento de energía eléctrica. Las cantidades, precios
y demás condiciones contractuales se pactan libremente entre las partes para el caso de
grandes usuarios y, a través de un proceso de licitación, para el caso del mercado
regulado. A este mercado acceden los generadores, distribuidores y grandes usuarios.
Los transportistas no pueden comercializar electricidad, tal y como se ha dicho con
anterioridad.
4.2. Descripción por Actividad
4.2.1. Generación
El mercado de la generación es de libre acceso tanto para los inversores privados como
para el Estado. El parque generador (que cuenta principalmente con unidades
hidroeléctricas y turbinas que queman diesel y fuel oil), es propiedad mayoritariamente
de las empresas privadas EDEGEL, ETEVENSA y EGENOR, y de la empresa estatal
ELECTROPERÚ. Los intercambios entre generadores se efectúan a coste marginal
horario.
En el mercado se distinguen dos tipos de clientes: los clientes regulados (con potencia
inferior a 1 MW y tarifas basadas en el precio de barra o en el precio de la licitación,
según los casos), y los clientes libres (con potencia superior a este límite, con precios
negociados libremente entre las partes y para los cuales el generador realiza de forma
integrada/ directa la labor de comercialización). Es libre todo cliente de más de 1 MW
pero sólo puede acudir a comprar de forma directa al spot si consume más de 10 MW.
Para todo nuevo proyecto hidroeléctrico se debe contar con una Concesión Definitiva
del Ministerio de Energía y Minas, así como con el derecho de uso de aguas del
Ministerio de Agricultura.
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Recordar por tanto que el mercado organizado (mayorista) es marginalista basado en
costes variables auditados. El despacho es centralizado en orden de coste variable
creciente. Las centrales hidroeléctricas se despachan al valor estratégico del agua.
4.2.2. Transmisión
El Sistema de Transmisión – Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)- está
integrado por instalaciones:
• Del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de
Transmisión, que son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en
fecha posterior a la promulgación de la Ley 28.832/06.
• Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario de
Transmisión, que son aquellas instalaciones calificadas como tales al amparo de la
Ley 25.844/92 y cuya puesta en operación comercial se ha producido antes de la
promulgación de la Ley 28.832/06.
Sistemas de Transmisión Garantizado y Complementario
El Sistema Garantizado de Transmisión está conformado por las instalaciones del Plan de
Transmisión cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación
pública.
OSINERGMIN establece las tarifas para el Sistema Garantizado. Incluyen los siguientes
componentes:
a. La remuneración de las inversiones: calculadas como la anualidad para un
periodo de recuperación de hasta treinta años, con la tasa de actualización
definida en el artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.
b. Los costes eficientes de operación y mantenimiento, de acuerdo con lo que se
establezca en el Reglamento.
c. La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado en la base
tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.
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Finalmente, la compensación para remunerar la base tarifaria de las instalaciones del
Sistema Garantizado de Transmisión, es traspasada a los usuarios por OSINERGMIN.
Por otra parte, se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de
Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es
resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes. Además, son parte del Sistema
Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de
Transmisión propiamente dicho.
OSINERGMIN establece el importe máximo a reconocer como coste de inversión,
operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los
criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas
Secundarios de Transmisión.
En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los usuarios libres o
que permiten a los generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos agentes
quedan autorizados a suscribir contratos para la prestación del servicio de transporte y/o
distribución, con sus respectivos titulares, en los cuales la compensación
correspondiente será de libre negociación.
Sistemas de Transmisión Principal y Secundario
El sistema principal de transmisión percibe un ingreso, denominado Peaje de Conexión,
que es regulado por la Autoridad. El Peaje de Conexión se traspasa íntegramente a tarifa
y es agregado de forma unitaria (dividido por la máxima demanda anual proyectada a ser
entregada a los clientes) al precio de la potencia de punta en barra, por lo que cualquier
generador puede vender en cualquier punto del sistema principal en igualdad de
condiciones.
El sistema secundario de transmisión permite a los generadores o clientes conectarse al
sistema principal; percibe un ingreso anual igual al coste medio anual de las
instalaciones respectivas. Este ingreso se denomina peaje secundario y es agregado de
forma unitaria a los precios de barra de energía o al precio de generación libremente
pactado, según sea el caso. En caso de que un generador sea servido por instalaciones
del sistema secundario de transmisión de forma exclusiva, paga una compensación igual
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al 100% del coste medio anual de dichas instalaciones. Los peajes secundarios son
fijados por la CTE, y en caso de no existir acuerdo, el OSINERGMIN actúa como ente
dirimente.
4.2.3. Distribución
La concesión de distribución del Servicio Público de Electricidad otorga a su titular el
derecho a distribuir y comercializar energía eléctrica dentro de su zona de concesión, de
forma exclusiva y por plazo indefinido; sin embargo, el concesionario tiene la
obligación de permitir la utilización de su sistema por quien lo solicite.
Las distribuidoras, para atender a su demanda regulada, contratan la energía a las
generadoras al precio de barra por un plazo mínimo establecido de tres años o, en
licitaciones de largo plazo (que pueden llegar a cubrir periodos de hasta 20 años).
Las obligaciones básicas de todo distribuidor son: dar servicio a quien lo solicite (dentro
de su zona de concesión) o a quien llegue a ésta con instalaciones propias (clientes que
deseen conectarse a la red con instalaciones propias), tener contratos de suministro
vigentes que garanticen la cobertura de su demanda regulada durante los tres años
siguientes, garantizar la calidad de servicio y permitir la utilización de sus sistemas por
parte de terceros (por ejemplo, generadores que quieran vender a clientes libres
situados en la zona de influencia una determinada distribuidora).
La tarifa al cliente regulado comprende el precio de barra más los peajes secundarios y
el valor agregado de la distribución (VAD). El VAD incluye:
• Los costes asociados al usuario (independientes de su demanda)
• Las pérdidas estándares de distribución
• Los costes estándares de inversión y operación y mantenimiento por unidad de
potencia suministrada
También puede establecer relaciones comerciales con clientes libres mediante contratos
bilaterales de largo plazo. Los peajes que deben pagar los generadores (a las
distribuidoras, para poder actuar como comercializadores a clientes libres dentro del
área de concesión de ésta), corresponden al VAD del nivel de tensión correspondiente
al cliente.
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4.3. Fijaciones de Precios e Indexaciones
4.3.1. Generación
Los generadores son libres de pactar contratos bilaterales o transar en el mercado spot
de energía. En cualquier caso existen ingresos de carácter regulado, según detalle a
continuación:
Ingresos por potencia
En el caso de Perú, los ingresos totales por potencia se desglosan en tres conceptos
fundamentales:
• Ingresos garantizados por potencia firme
• Ingresos adicionales por potencia generada en el sistema
• Incentivos a la disponibilidad
A continuación se pasa a describir en detalle en qué consiste cada uno de estos tres
conceptos citados.
a) Ingresos Garantizados por Potencia Firme:
Los ingresos garantizados por potencia firme de cada unidad o central generadora son
determinados según los siguientes criterios y procedimientos:
El balance, y posterior distribución de la renta generada para este concepto, se realiza
en función de la potencia firme disponible en cada unidad o central generadora (el
concepto de potencia firme se define en todo detalle en la reglamentación asociada,
para cada tipo de central generadora).
En todo caso, se colocan las centrales en orden de mérito creciente (según su coste
variable), y se le reconoce “potencia firme” a aquellas unidades que resulten casadas en
el despacho económico de potencia obtenido para la hora de punta del mes. Hay que
señalar que, a los efectos citados, se incorpora a la punta máxima del mes, el margen de
reserva; dicho margen es fijado por el Ministerio cada cuatro años (o en el momento en
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el que ocurra un cambio sustancial en la oferta (o demanda) eléctrica del país). Otro tipo
de consideraciones tomadas en cuenta a la hora de efectuar este despacho son:
• Considerar, como potencia de la unidad generadora, su potencia disponible
• Considerar, como coste variable de la unidad generadora, el definido por el COES
en la optimización del despacho de energía
• Considerar como demanda, la demanda máxima mensual de todo el sistema
eléctrico peruano en su conjunto.
El valor resultante de potencia firme obtenido para cada unidad o central generadora, se
multiplica por el precio de la potencia de barra correspondiente (precio establecido), sin
incluir los peajes.
Los ingresos por este concepto (potencia firme) vienen a representar el 70% del total de
ingresos por potencia.
b) Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema:
Los ingresos por este concepto vienen a equivaler a un 30% de los ingresos totales por
potencia; están basados en la generación horaria real de cada unidad generadora,
premiándose a aquellas plantas que hayan sido despachadas, de facto, en horas punta
(cuando el sistema más lo necesita).
El método empleado es el siguiente: se fijan los factores de distribución horaria del
precio de potencia para cada una de las horas del día de todo el año. Estos factores
pueden ser clasificados por días laborables y no laborables y por meses de mayor o
menor hidrología. Posteriormente, se multiplican estos factores por las generaciones
reales correspondientes. Los factores de distribución horaria del precio de potencia están
calculados en función de la probabilidad de pérdida de la demanda en cada hora (PPD).
La distribución del ingreso adicional por potencia generada en el sistema es de
periodicidad anual (entre el periodo que va del 1 de mayo al 30 de abril del año
siguiente). Se realizan liquidaciones de carácter provisional que son ajustadas
posteriormente, en momento de efectuar la liquidación anual.
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c) Incentivos a la Disponibilidad:
A efectos de determinar la potencia firme remunerable, las unidades generadoras se
consideran a un coste variable igual al coste de racionamiento en los siguientes
supuestos:
I. Cuando la citada unidad generadora supere los límites de indisponibilidad
anual y/o mensual permitidos
II. Cuando dicha unidad no cuente con las garantías de transporte eléctrico o
de combustible definidas en detalle en la reglamentación del caso
La unidad o central generadora que se encuentre en algunas de las situaciones descritas
arriba, es objeto de un descuento en su ingreso por potencia (que no puede ser superior
al 10% de sus ingresos anuales por potencia). El COES, en función de la magnitud del
riesgo en que coloca al sistema eléctrico, determina dicho descuento y la forma en la
que es distribuido entre los demás generadores.
Tarifa Regulada
Las ventas de electricidad a distribuidores, destinadas al Servicio Público de Electricidad,
se efectúan mediante:
a. Contratos sin licitación, cuyos precios no pueden ser superiores a los precios
regulados en barra.
b. Contratos resultantes de procesos de licitación.
Los contratos que se celebren como resultado de un proceso de licitación deberán estar
sujetos a las siguientes condiciones:
I. Plazos de suministro de hasta veinte años y precios firmes, ninguno de los
cuales podrá ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la
vigencia del contrato (salvo autorización previa de OSINERGMIN). Cuando
se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos
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contratos, las distribuidoras deberán transferir a los consumidores finales el
cincuenta por ciento de dichas reducciones.
II. Precio de potencia igual al Precio Básico de Potencia vigente a la fecha de
la licitación con carácter de Precio Firme.
III. Fórmulas de actualización de los Precios Firmes de acuerdo a las Bases de
la Licitación.
IV. Garantía de suministro de la energía propia (contratada con terceros o
mediante un programa de inversiones que incremente la oferta de
generación). Mediante licitaciones de distribuidores, usuarios o
agrupaciones de usuarios. (Debe por tanto poder constatarse la “firmeza” de
la energía, es decir, su disponibilidad cuando realmente se requiera).
4.3.2. Transmisión
Los Peajes de Conexión y los Precios Regulados de Transmisión Secundaria se fijan
anualmente junto con la resolución que pone en vigencia los precios de barra.
4.3.3. Distribución
Los Precios Regulados de Distribución se fijan cada cuatro años. Existe una fórmula
(polinomio) que considera factores de reajuste tales como: el índice de precios al por
mayor, los precios de combustibles, los derechos arancelarios, el precio internacional del
aluminio, el tipo de cambio, etc.
Los ajustes del VAD se efectúan cuando los factores de reajuste anteriormente citados
varían en ± 3% o cuando varían los precios de barra. Los demás ingresos regulados no
tienen una periodicidad establecida (en cuanto a ser recalculados).
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El mercado regulado se compone de aquellos clientes con demanda máxima de hasta 1
MW. El mercado libre queda constituido por los clientes con demanda máxima superior
a 1 MW; dentro de este último destacan los Grandes Usuarios, que son aquellos con una
potencia contratada superior a 10 MW.
Ingresos
• Mercado Regulado:
Las tarifas a usuario final (en el mercado regulado) son fijadas por la CTE y comprenden
los precios de barra más el Peaje de Transmisión Secundaria más el Valor Agregado de
Distribución (VAD).
- Peaje de Transmisión Secundaria: Se calcula considerando el coste medio anual de
las instalaciones respectivas.
- VAD: Es calculado con base a una empresa modelo eficiente y considera los
siguientes componentes:
- Costes asociados al usuario.
- Pérdidas estándares de distribución (en potencia y energía).
- Costes estándares de inversión, mantenimiento y operación.
• Mercado Libre:
Los ingresos para este segmento del mercado se determinan mediante acuerdo entre
las partes y sobre la base de contratos bilaterales de largo plazo.
Otros Ingresos (del distribuidor):
a) Utilización de Sistemas de Distribución por terceros: Los peajes de distribución,
son fijados por la CTE y son equivalentes al VAD del nivel de tensión
correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las pérdidas. De no
existir acuerdo, el OSINERG actúa como dirimente.
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b) Venta de Conexiones Domiciliarias: nuevos suministros (acometidas, protecciones,
cajas y contadores). El precio es libre puesto que existe competencia en este
mercado.
c) Reposición y Mantenimiento de Conexiones Domiciliarias: Precio regulado por la
CTE; sólo puede ser realizado por el concesionario de distribución.
d) Coste de Corte y Reconexión: Precio libre en principio pero debe ser informado a
la OSINERG.
e) Intereses y Moras: Cobro regulado por incumplimiento de pago de los usuarios del
mercado regulado.
4.4. El Mercado Eléctrico Mayorista
4.4.1. Tipos de Mercados
Como se mencionó anteriormente, el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en el Perú se
compone de:
• Un Mercado a Término (bilateral), con contratos en cantidades, precios y resto de
condiciones, pactadas libremente entre vendedores y compradores.
• Un Mercado Spot, con precios horarios determinados en función del coste
económico auditado de producción, representado por el Coste Marginal del
Sistema, medido en el Centro de Carga de éste.
• Un Sistema de licitaciones de largo plazo y a precio fijo, destinado únicamente a
la compra de energía (por parte de los Distribuidores, para atender su demanda
regulada).
Mercado a Término (bilateral)
Anteriormente, se señaló que la Ley establece un régimen de libertad de precios para
los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia. Dichos contratos
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son de dominio público y están a disposición de la Comisión de Tarifas de Energía y del
OSINERGMIN (en un plazo máximo de quince días, desde suscritos).
El Ministerio de Energía y Minas mediante Decreto Supremo define los criterios mínimos
a considerar en los contratos sujetos al régimen de libertad de precios, así como los
requisitos y condiciones para que dichos contratos sean considerados dentro del
procedimiento de comparación establecido en el Artículo 53° de la Ley 25.844/92.
Mercado Spot
La coordinación de la operación técnica y administración del mercado spot se realiza a
través del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), en representación de los
integrantes de éste, en calidad de "Coordinador de la Operación en Tiempo Real del
Sistema".
El COES tiene por finalidad coordinar y administrar la operación de corto, medio y largo
plazo del SEIN al mínimo coste, preservando la seguridad del sistema y el mejor
aprovechamiento de los recursos energéticos; igualmente, tiene como misión planificar
el desarrollo de la transmisión del SEIN. En concreto, el COES asume las siguientes
funciones operativas:
a. Desarrollar los programas de operación de corto, medio y largo plazo, así como
disponer y supervisar su ejecución.
b. Programar y coordinar las grandes revisiones de las instalaciones de generación y
transmisión.
c. Coordinar la operación en tiempo real del SEIN.
d. Coordinar la operación de los enlaces internacionales y administrar las TIE.
e. Calcular los costes marginales de corto plazo.
f. Calcular la potencia y energía firmes de cada una de las unidades generadoras.
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g. Determinar y valorar las Transferencias de potencia y energía entre los Agentes
integrantes del COES.
h. Administrar el Mercado de Corto Plazo.
i. Asignar responsabilidades (en caso de incumplimientos) así como calcular las
compensaciones que correspondan.
j. Planificar y administrar la provisión de los Servicios Complementarios que se
requieran para la operación segura y económica del SEIN.
k. Resolver divergencias o controversias derivadas de la aplicación de la Ley, del
Reglamento, de las normas técnicas, de los procedimientos y demás
disposiciones complementarias, dentro del ámbito de su competencia, así como
de los recursos que se interpongan contra sus decisiones.
En cuanto a la programación, la Dirección de Operaciones del COES efectúa, diaria y
semanalmente, la programación de la operación de corto plazo (indicando los bloques
de energía para días típicos de consumo y la generación media horaria de las diversas
centrales para cada una de las 24 horas del día siguiente).
La programación de medio y largo plazo considera la producción mensual de las
centrales para los próximos 12 y 48 meses, respectivamente (y se expresa en bloques
de energía para días típicos de consumo).
Conceptualmente, la programación a que se refieren los párrafos precedentes deriva de
estudios de planificación de la operación que, preservando la seguridad y calidad de
servicio del sistema, lleva a minimizar los costes de operación y de racionamiento, para
el conjunto de instalaciones del sistema interconectado (con independencia de la
propiedad de dichas instalaciones).
El presupuesto del COES es cubierto mediante aportaciones de los Agentes (las cuales
se determinan en proporción a los importes registrados en el ejercicio anterior, de:
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a. Las inyecciones de potencia y energía de los generadores, valoradas al precio
básico de la potencia de punta y al coste marginal de corto plazo,
respectivamente.
b. Los ingresos totales derivados de la prestación del servicio de transmisión.
c. Los retiros de potencia y energía de los distribuidores y usuarios libres, valoradas
al precio básico de la potencia de punta y al coste marginal de corto plazo,
respectivamente.
La valoración de las transferencias de energía entre los generadores es efectuada y
registrada por el COES mensualmente, de acuerdo al siguiente procedimiento:
• Se efectúa la medida y/o los cálculos para determinar las entregas y retiros de
energía de cada integrante.
• La energía entregada y retirada por cada integrante es valorada multiplicándola
por el coste marginal de corto plazo correspondiente.
• Para cada integrante, se suman algebraicamente todas las entregas y retiros
valorados ocurridos en el sistema durante el mes. Las entregas se consideran
con signo positivo y los retiros con signo negativo.
El valor resultante, sea positivo o negativo, constituye el saldo neto mensual acreedor o
deudor de cada integrante.
El valor económico de la transferencia de potencia entre los generadores integrantes del
COES es determinado tomando en cuenta:
• Los ingresos garantizados por potencia firme
• Los ingresos adicionales por potencia generada
• Los costes por compra de potencia al Sistema
(El detalle de estos ingresos se ha explicado en todo detalle anteriormente).
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El valor económico neto resultante de la transferencia de potencia es igual a la suma de
los dos primeros conceptos menos el tercero de ellos.
Licitaciones
El abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado se
asegura mediante licitaciones que se concretan en contratos de suministro a largo plazo,
con precios firmes (que posteriormente son trasladados a los clientes finales regulados).
El proceso de licitación se lleva a cabo con la anticipación necesaria para facilitar y
promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías
de escala, promover la competencia en el mercado y asegurar el abastecimiento del
segmento de clientes a tarifa.
Las licitaciones convocadas por los distribuidores pueden incluir, como parte de la
demanda a ser licitada, aquella que se corresponda con la de sus clientes libres.
El distribuidor que requiera iniciar un proceso de licitación en cumplimiento de lo
indicado en la Ley 28.832/06, debe hacer público su interés y está obligado a
incorporar en su proceso de licitación a otros distribuidores que deseen participar en
dicha licitación (como parte demandante). Es facultad de cada distribuidor, el establecer
sus requerimientos y modalidades de compra de potencia y energía, así como los plazos
contractuales a licitar.
Es obligación del distribuidor, el iniciar un proceso de licitación con una anticipación
mínima de tres años, a fin de evitar que la demanda de sus usuarios regulados quede sin
cobertura de contratos.
A efectos de cada licitación, OSINERGMIN establece un precio máximo para la
adjudicación de los contratos respectivos (el cual debe incentivar inversiones eficientes
en generación, tomando en cuenta el periodo de suministro de que se trate). En los
casos en que, como resultado de la licitación, no se obtuvieran ofertas de
abastecimiento suficientes a un precio inferior o igual al precio máximo para cubrir toda
la demanda licitada, se prioriza la asignación de las ofertas ganadoras a la atención de la
demanda de los usuarios regulados. En estos casos, se efectúa una nueva convocatoria
dentro de un plazo máximo de treinta días hábiles, debiendo incorporarse las
72/99
modificaciones que sean necesarias al proceso de licitación (que deberán ser aprobadas
con anterioridad por el OSINERGMIN).
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5. La Actividad de Auditoría Interna
5.1. Misión de la función de auditoría
El Gobierno Corporativo es el conjunto de actuaciones iniciadas en el seno del Consejo
de Administración de una empresa (o entidad), relacionadas con su responsabilidad de
identificación de los riesgos de la empresa e implantación y seguimiento de los sistemas
de control interno y de información adecuados.
A su vez, el Control Interno es el proceso llevado a cabo por el Consejo de
Administración, la Dirección, y el resto de los empleados de la empresa, para asegurar
razonablemente la eficacia y eficiencia de las operaciones, la fiabilidad de la información,
el cumplimiento de la normativa interna y externa y la adecuada salvaguarda de sus
activos.
En este marco, la Auditoría Interna consiste, esencialmente, en la evaluación
sistemática, objetiva e independiente de los sistemas de control interno de una
organización.
En el caso del Grupo Endesa, la creación de la Dirección General de Auditoría en 1998
(en adelante, DGA), con carácter corporativo (centralizado), supuso que la función de
auditoría- que ya existía en las empresas españolas que pasaron a conformar el Grupo-
fuera integrada en esta única Dirección General. De forma análoga, las posteriores
inversiones del Grupo en el negocio internacional, trajeron consigo la inclusión de sus
actividades dentro del ámbito de actuación de la misma DGA.
La misión principal de la DGA es proveer- al Consejo de Administración y a la Alta
Dirección- de una seguridad razonable de que los sistemas de control interno están bien
concebidos y administrados y de que contribuyen a la creación de valor de la compañía.
Es un órgano adscrito al Consejo de Administración a través de su Comité de Auditoría y
Cumplimiento (en adelante, CAC).
Adicionalmente, aparte del CAC, con objeto de velar por el mejor desarrollo de la
función de auditoría dado el carácter internacional del Endesa, existen unos Comités
Internos de Auditoría específicos en los países en los que el Grupo tiene una presencia
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relevante. Estos Comités Internos de Auditoría efectúan un seguimiento del desarrollo de
los trabajos de auditoría e impulsan la implantación de las recomendaciones derivadas
de dichos trabajos, en su ámbito de responsabilidad.
5.2. Organización general de la DAI
Con objeto de poder entender la metodología empleada en la preparación y posterior
ejecución de los trabajos de auditoría interna (que se explicará más adelante), se expone
brevemente la organización de la DAI:
La estructura global de la Dirección es matricial: existen cuatro Subdirecciones (a nivel
funcional) y cinco Gerencias (a nivel país). Cada Subdirección (todas situadas en España)
asume un ámbito de actividad, mientras que cada Gerencia asume todos los ámbitos de
actividad, pero dentro de un único país. Además, están definidas las siguientes figuras (a
nivel organizativo para la realización de cada auditoría concreta):
Subdirector: tal y como se ha explicado, dirige la auditoría en el área o negocio
de su responsabilidad.
Gerente Regional: dirige el equipo de auditoría de un país de Latinoamérica y
proporciona el apoyo necesario a cada uno de los Subdirectores (en su ámbito
de actividad).
Coordinador/ Jefe de Equipo: responsable de la ejecución de un trabajo
particular (tanto de alcance global como local)
Auditor: realiza la auditoría asignada junto con el coordinador/ jefe de equipo.
5.3. Planificación de la actividad de auditoría interna
A continuación se describe la metodología empleada para realizar la planificación de los
trabajos de auditoría interna, tanto a corto como a largo plazo, así como las revisiones
que se llevan a cabo de dichas planificaciones (o planes).
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Conceptualmente, la planificación de los trabajos de auditoría interna, es el proceso
mediante el cual se identifican y priorizan los trabajos a realizar, de manera que se
garantice la cobertura del análisis del control interno en todas las áreas de la empresa en
un tiempo razonable (ciclo de auditoría).
La planificación de la actividad de auditoría interna se efectúa en dos niveles
fundamentales:
La Planificación de Largo Plazo (PLP)
El Programa de Auditoría (PA)
A continuación, se pasa a describir en qué consisten cada una de las planificaciones
anteriormente expuestas, así como los horizontes temporales que cada una de ellas
maneja.
5.3.1. Planificación de Largo Plazo
El Plan de Largo Plazo (PLP) es el documento formal que recoge los trabajos de auditoría
interna que es necesario realizar para cumplir con las funciones especificadas en la
norma que regula la actividad, a nivel del Grupo Endesa. La planificación en él recogida
cubre los cinco años siguientes.
Elaboración del PLP:
Las fases para la elaboración del PLP son las siguientes:
Desglose y definición, a nivel de toda la empresa, de la actividad llevada a cabo
empleando la estructura: negocio/ área/ proceso
Identificación y valoración de los riesgos que afectan a cada proceso
anteriormente identificado
Detalle de los trabajos (auditorías concretas) a realizar en el ámbito de cada uno
de los procesos anteriores
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En síntesis, la planificación de los trabajos de auditoría interna se basa en una matriz de
valoración de riesgos en la que se relacionan riesgos de negocio (o “corporativos”) y
riesgos de auditoría. El riesgo corporativo está básicamente compuesto por una serie de
riesgos que, entre otros, incluyen: riesgos de mercado, riesgos estratégicos, riesgos de
crédito, riesgos reputacionales y riesgos operativos ligados a cada negocio. Por su parte,
el riesgo de auditoría mide aspectos tales como: el impacto de un área en la cuenta de
resultados, la posibilidad de que el sistema de control interno establecido no detecte
errores en los procesos, etc.).
Por último, en relación con el PLP, indicar que es revisado al menos cada dos años y, en
cualquier caso, cuando se producen cambios en la organización (o en el mapa de
riesgos) que puedan afectar significativamente a su alcance.
5.3.2. Programa de auditoría (PA)
El programa de auditoría recoge los trabajos a realizar durante un periodo concreto,
típicamente cuatrimestral.
Para la elaboración de la planificación cuatrimestral, se tiene en cuenta el inventario de
trabajos que se haya definido en el PLP. Además, se incorporan aquellos trabajos que,
sin formar parte explícitamente del PLP, hayan sido decididos por los Comités País.
En términos generales, el contenido mínimo de esta planificación (de menor alcance
temporal que el PLP), es el siguiente:
Detalle de los trabajos a realizar en cada área con la siguiente estructura:
o negocio/ área/ proceso y trabajo concreto
Una especificación de los objetivos generales de cada trabajo (auditoría).
5.4. Desarrollo de trabajos de auditoría
En líneas generales, puede decirse que la auditoría interna de Endesa lleva a cabo un
análisis de los negocios y los procesos a un nivel bastante agregado. Esto quiere decir
que, preferentemente, se llevan a cabo auditorías “globales” (su alcance incluye una o
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varias empresas del mismo o de distinto ámbito geográfico del Grupo) y sólo
puntualmente se realizan auditorías “locales”.
A continuación, pasa a exponerse en mayor detalle la metodología general de trabajo de
la Dirección de Auditoria Interna del Grupo Endesa.
5.4.1. Planificación del periodo
Tal y como se ha explicado con anterioridad, la programación cuatrimestral (planificación
de un periodo concreto) determina los trabajos que se van a realizar durante dicho
periodo, así como los objetivos generales que se pretenden alcanzar en cada trabajo. Es
interesante hacer notar que hasta la ejecución concreta de un determinado trabajo, los
objetivos inicialmente propuestas durante esta etapa pueden afinarse o ajustarse en
fases posteriores (como se verá más adelante).
Cada trabajo de auditoría se compone de las siguientes etapas:
• Etapa de Planificación del trabajo
• Etapa de Desarrollo del trabajo en cuestión
• Etapa de Finalización y Cierre del trabajo
• Seguimiento de Recomendaciones (derivadas de los informes de auditoría)
A continuación, pasa a exponerse en qué consiste cada una de estas etapas.
5.4.2. Etapa de Planificación del trabajo (de una auditoría concreta)
Durante esta etapa, se define el alcance definitivo de los trabajos indicando los países
donde se llevará a cabo y, en su caso, las empresas concretas a auditar. El alcance,
siempre que sea posible, contempla una muestra representativa de cada una de las
regiones (o zonas) en las que Endesa tiene presencia.
En cuanto a la recogida de la información básica del proceso a auditar, el Coordinador
de la auditoría se encarga de recabar la información necesaria para asegurar que el
inicio del trabajo se produce según lo planificado. Con la información obtenida, se
elabora un documento denominado “Memorando de Planificación”. Como puede
fácilmente entenderse, la calidad del análisis llevado a cabo durante esta etapa de
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planificación del trabajo, condiciona fuertemente la ejecución, así como resultados, que
puedan posteriormente obtenerse del mismo.
Programa de Trabajo de la auditoría (objetivos y pasos):
El Programa de Trabajo es el documento formal que sirve de guía para la realización de
la auditoría concreta. Está compuesto por los objetivos generales de control interno que
se pretenden cubrir, así como por los pasos detallados a dar (para su consecución). El
contenido de los pasos suele incluir: las solicitudes de información a realizar, las pruebas
específicas a ejecutar, los contrastes, etc.
En principio, aún en el caso de auditorías globales, existe un único documento de
programa de trabajo, si bien es posible realizar matizaciones al mismo en algunos de los
objetivos o pasos que lo componen (por existir alguna limitación a su desarrollo en
alguno de los países incluidos en el alcance). En todo caso, tras la definición última del
programa, se concretan los recursos a destinar en cada país y con ello queda
formalmente concluida la fase de planificación del trabajo.
5.4.3. Etapa de Desarrollo del trabajo (auditoría concreta)
Considerando los pasos recogidos en el programa de trabajo, el Coordinador del mismo
hace el reparto de ellos entre los miembros de su equipo. Cada auditor desarrolla el
trabajo siguiendo las pautas establecidas y, para cada uno de los pasos en cuestión,
cumplimenta un documento que consta de los siguientes elementos:
Papel de Trabajo del paso: es el documento donde se refleja el trabajo
desarrollado y en el que se exponen las actuaciones llevadas a cabo.
Documentación soporte del paso: se trata de documentos obtenidos sobre los
que no se realiza ninguna alteración de su contenido, pero que sirven de base
para llevar a cabo los análisis del caso.
Pruebas realizadas: ficheros que soportan las pruebas y los análisis de datos.
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Conclusión: se recoge un breve resumen con la valoración global de la situación
encontrada, así como- en caso de existir alguna carencia o “debilidad”- la
indicación de los eventuales riesgos asociados a ella.
“Debilidad local”: en función del resultado del análisis realizado, el auditor indica
las debilidades encontradas y señala, en la medida de su conocimiento, su
impacto (o magnitud).
“Recomendación”: cada auditor propone las recomendaciones que considera
apropiadas para solventar las debilidades encontradas en el paso estudiado (en
su ámbito de análisis).
Una vez culminado el trabajo de campo, se analizan y consolidan los resultados
observados y se elabora un informe borrador del trabajo que recoge fundamentalmente
las debilidades encontradas y las recomendaciones propuestas para su resolución.
5.4.4. Etapa de Finalización y Cierre del trabajo (auditoría concreta)
El informe borrador (producto de la etapa anteriormente descrita) es presentado para
sus comentarios al/los responsable(s) de cada área auditada.
Una vez discutido el informe borrador, se elabora el informe final (que recoge las
principales debilidades puestas de manifiesto, junto con las recomendaciones de
auditoría encaminadas a solventarlas). Estas recomendaciones son las que serán objeto
de seguimiento (por parte de auditoría), en las fechas que se acuerde, una vez
culminado el trabajo en cuestión (ver epígrafe siguiente).
5.4.5. Seguimiento de recomendaciones
Al vencimiento de las fechas comprometidas para cada recomendación, auditoría interna
recaba- de cada Dirección afectada- información sobre el estado en que se encuentran
las recomendaciones objeto de implantación. Se efectúa seguimiento continuado de
cada recomendación hasta su implantación definitiva.
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6. Resumen Ejecutivo de Conclusiones Finales
Tal y como se ha expuesto en el capítulo anterior dedicado a explicar la actividad de
auditoría interna, y dada su naturaleza centralizada en el Grupo Endesa, los trabajos que
fundamentalmente se llevan a cabo tienen un carácter global (es decir, se realizan en
varios países de forma simultánea). Esto, en términos prácticos, supone que se emplea
programa de trabajo común.
Dado el requisito de que el programa de trabajo en cuestión sea lo más concreto posible
(por los motivos citados en el Capítulo de Auditoría), existen algunas limitaciones (o
factores) que condicionan la realización de trabajos globales y que pueden aconsejar
optar por trabajos locales o regionales, en algunos de los ámbitos concretos analizados
en este documento. En el fondo, mediante la ejecución de este tipo de trabajos, se
pretende conseguir analizar- en mayor detalle- las singularidades de fondo (o
coyunturales) que presenta cada mercado y que pueden suponer un mayor interés para
la Compañía.
En el sentido anteriormente expuesto, se pasa a continuación a describir las diferencias
más significativas que se han observado entre los tres mercados analizados y que
pueden ser determinantes a la hora de definir un tipo de trabajo u otro (local, regional,
global):
1) Una primera idea, y quizá de las más relevantes en términos globales, es que
hay que prestar especial atención al significado concreto (específico) que tiene cada
término dentro de la reglamentación empleada en cada país.
Esta idea pretende poner de manifiesto que, ya incluso a nivel de nomenclatura, puede
estarse haciendo uso de un mismo término para referirse a cosas que conceptualmente
son dispares. En este sentido, será prudente llevar a cabo una breve verificación de que
el significado real que se esconde detrás de cada vocablo empleado, es común (o por el
contrario, identificar ya desde ese primer momento, las diferencias existentes).
Esta primera conclusión general, queda recogida en prácticamente todos los ejemplos
que se señalan en los puntos que siguen.
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2) En relación con el punto anterior, señalar a título diferencial, qué se entiende
por comercializador puro, en cada uno de los países analizados.
Esta figura, que sí está expresamente definida tanto en la regulación argentina como en
la colombiana, no existe como tal en el caso de Perú, es decir, en este país, la labor de
comercialización es realizada o bien por los generadores de forma directa (para el
mercado libre) o bien por los distribuidores (tanto en el caso del mercado libre como del
regulado). Lo mismo sucede en el caso de Chile (aunque este país no se ha incluido en
el alcance).
Además de lo anterior, hay que destacar que entre las actividades que puede desarrollar
un comercializador puro en los países citados, se incluye el suministro a cliente regulado
(en contraposición a lo que sucedía en España (hasta la aparición de la tarifa de último
recurso, TUR) en la que la comercialización a tarifa era realizada, con carácter exclusivo,
por parte de los distribuidores y nunca por las comercializadoras). Desde Julio de 2008,
momento a partir del cual va desapareciendo gradualmente la tarifa integral (tal y como
se conocía hasta el momento), en base a un calendario establecido, las distribuidoras en
España dejarán de comercializar energía a cliente final (esta labor, tal y como es citada,
pasará a ser realizada por parte de las comercializadoras, bajo el esquema de la TUR,
llevando eso sí contabilidades separadas para ambas actividades: suministro regulado
versus suministro en mercado libre).
3) En el caso de existir mercados spot, el mecanismo de despacho empleado es
marginalista (según declaran las respectivas legislaciones), pero existen diferencias
notables en cuanto al tipo de casación (nodo único versus nodos múltiples), tipo de
ofertas (declaración de precios libres versus declaración de costes auditados), etc.
Los tipos de casación identificados en los países analizados son básicamente de tipo
nodo único (también llamado despacho ideal), o multinodal (también denominado
despacho real). Estos tipos de despacho se diferencian en que a la hora de determinar el
coste marginal del sistema, uno (el real o multinodal) toma en consideración la red
(restricciones y congestiones asociadas), mientras que el otro (el ideal o nodo único) no
(supone que toda la generación y la demanda están situadas en un mismo punto).
Evidentemente, de lo anterior se desprende que todos los procesos posteriores hasta
llegar al despacho real, definitivo, serán marcadamente distintos, y por ende, el tipo y
secuencia de operaciones posteriores a analizar, los procesos de liquidación asociados,
etc.
82/99
4) Agentes que pueden acudir a comprar al spot: diferencias entre países
analizados, así como con España.
Hay que destacar en primer lugar (frente a la realidad española, empleada casi siempre
como referencia a la hora de elaborar programas de trabajo de auditoría interna), la
singularidad de que los mercados spot en los países de Latinoamérica analizados, son
más bien mercados de ajuste de posiciones entre generadores y no tanto instancias
donde acuden los grandes clientes- o usuarios libres- autorizados a operar en él, a
comprar su energía de forma directa. Es decir, todos estos mercados están
fundamentalmente regidos por contratos bilaterales firmados entre las partes y el “spot”
es un mecanismo para ajustar posiciones a posteriori, a disposición de los agentes.
Por ello, aunque por ejemplo en el caso de Perú, la última modificación a la Ley permite
ya a los Grandes Usuarios (de más de 10 MW) acudir a comprar al spot, la realidad es
que la reglamentación de detalle no está aún desarrollada, por lo que los grandes
usuarios siguen firmando contratos con los generadores y empleando el spot
meramente para ajustar posiciones y saldar diferencias (usando esa referencia de precio-
la dada por el coste marginal del sistema- como variable de correlación).
5) Fruto del análisis de la regulación llevado a cabo en los capítulos precedentes,
cabe pensar que existen diferencias operativas sustanciales en el ámbito de los
procesos de liquidación de cuentas a nivel de operadores comerciales, ligados al
mercado spot.
En concreto, en las reglamentaciones respectivas de cada país, se ponen de manifiesto
una serie de exigencias dispares, que hacen pensar en la existencia de una dinámica
necesariamente distinta en cuanto:
Al contenido y/o tipo de información a presentar a la hora de ofertar en el mercado: en
este sentido, puede tratarse de una oferta únicamente de energía, de potencia, de
ambas; una oferta de regulación secundaria (si es que existe separadamente), etc.
Además, los niveles de desglose exigidos- horario, diario, etc.- podrán ser distintos en
función del tipo de oferta de que se trate.
Periodicidad con la que hay que presentar las ofertas al mercado: según los países,
podrá tratarse de procesos de periodicidad diaria, semanal, mensual, trimestral,
semestral… etc.
Tipos de controles a los que está sujeta la información relativa a las ofertas al spot:
Concretamente, en el caso particular de aquellos mercados que se rijan por ofertas del
tipo “costes auditados” (Argentina, Perú) habrá que prestar especial atención a los
procesos de remisión y revisión de dicha información: contenido, periodicidad con la
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que hay que revisar (o actualizar) dicha información, etc. así como frecuencia y tipología
de revisión de dichos datos por parte del regulador (o ente en el que esté delegada
dicha función de inspección).
6) Análogamente a lo descrito en el punto anterior, cabe pensar que existen
diferencias operativas sustanciales en el ámbito de los procesos de liquidación de
cuentas a nivel de operadores comerciales, ligados al mercado de contratación
bilateral.
En el ámbito de la contratación bilateral, también denominado mercado a término o
mercado OTC, cabe pensar que existen diferencias operativas sustanciales, en base a los
requerimientos ya apuntados en la reglamentación de carácter general.
Se establecen requisitos dispares, por ejemplo, en cuanto a la información de detalle a
poner a disposición del regulador (o ente en quien está delegada dicha función);
igualmente, en cuanto al contenido o desglose de los diferentes conceptos contenidos
en dichos contratos, etc.
Por ejemplo, en el caso de Perú, los contratos de venta de energía y de potencia que se
efectúan en un régimen de libertad de precios (contratos bilaterales) deben considerar
obligatoriamente la separación de los precios de generación acordados a nivel de la
barra de referencia de generación y de las tarifas de transmisión y distribución, de tal
forma que se permita la comparación de la banda de precios a que se refiere el Artículo
53° de la ley 25.844/92 (según se explica en el capítulo precedente dedicado a analizar
la regulación y funcionamiento de este mercado).
Otros reguladores (por ejemplo, el chileno), exigen presentar las últimas “n” facturas
asociadas a la liquidación de dichos contratos.
En definitiva, se trata de exigencias concretas que vienen ya condicionadas por la
reglamentación macro que tiene establecida cada país.
7) Naturaleza de los servicios complementarios de apoyo a la operación del
sistema, así como de la energía reactiva.
Los denominados servicios complementarios de apoyo a la operación del sistema,
también conocidos como ancilliary services en terminología anglosajona, tienen una
naturaleza distinta, según se recoge en la reglamentación de cada uno de los países
analizados; por ejemplo, tan solo en el caso de Argentina, se hace referencia a un
mercado explícito donde se transa la regulación segundaria (ligada a los AGC). Es en ese
país donde se indica el carácter expresamente retribuido de este concepto mientras que
en los otros dos países analizados, si bien se alude a dichos servicios de apoyo a la
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operación del sistema, no se constituye un mercado expreso para la transacción o
intercambio de dicho servicio. En el caso de Colombia, por ejemplo, si bien no existe un
mercado explícito, sí que se establece en la reglamentación, que en general todos los
servicios de apoyo serán retribuidos al mismo precio al que el agente en cuestión
hubiera ofertado energía al mercado spot, en caso de ser requerido por parte del OS.
Por otro lado, en cuanto asunción del coste de estos servicios por parte de los distintos
agentes que participan en el MEM, así como la posterior liquidación de los mismos, cabe
destacar que sólo en algunos países, dichos costes son traspasados a cliente final. Por
ejemplo, en el caso de Colombia, el coste de las restricciones de red sí que se traspasa
de forma expresa a cliente final, pero no así el coste de los servicios complementarios
(que no figuran en ninguno de los términos de la tarifa regulada a cliente final), sino que
estos costes son asumidos y liquidados entre los generadores/ transportistas.
Algo similar sucede con el tratamiento dispar que recibe la energía reactiva según países
(distintas exigencias, diferente tratamiento a nivel retributivo, aplicación o no de multas o
penalizaciones en casos de incumplimiento, etc.)
8) Diferencias en los mecanismos de retribución de la potencia (cargos por
capacidad) según objetivos perseguidos y mayores o menores márgenes de reserva
actuales.
El pago por este concepto, cuando existe, pretende reconocer y retribuir la
disponibilidad de generación suficiente para aquellos casos en los que los sistemas
eléctricos puedan presentar situación de escasez o emergencia. Por este motivo, se trata
de un concepto mejor o peor retribuido, en función del margen de reserva existente, así
como del valor que le de el regulador a la energía no suministrada.
En este sentido, el regulador colombiano, por ejemplo, ante la situación que se
presentaba en el país (y su deseo de contar con mayores recursos de generación),
introdujo un nuevo mecanismo de retribución de la capacidad (denominado cargo por
confiabilidad) en el año 2006. Este mecanismo se basa esencialmente en la creación de
unas subastas en las que expresamente los generadores acuden a ofertar su
disponibilidad de potencia (y a través de las cuales adquieren unos compromisos
concretos, durante una serie de años diferenciados, en función del tipo de proyecto que
estén ofertando).
En los casos de Argentina y Perú se ha optado por retribuir parte de la potencia de
acuerdo a su firmeza de largo plazo y el resto por la firmeza de corto plazo, para efectos
de incorporar una señal de eficiencia en la generación. Es decir, las energías firmes de
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las plantas o centrales reciben una retribución de acuerdo a su participación en el
prorrateo de potencia firme total sobre la potencia máxima estimada anual/mensual,
como son los casos de Colombia o Chile; aparte, se les obliga a mantener plantas o
centrales de costes variables “despachables” dado que el resto de su remuneración de
potencia está asociada a la generación diaria de tales plantas o centrales, de acuerdo a
señales económicas diferenciales a lo largo del día.
9) Tipología de actividades que pueden ser llevadas a cabo por un distribuidor,
así como requisitos dispares en cuanto a los mecanismos autorizados para contratar
la energía destinada a mercado regulado.
En primer lugar, se pretende destacar, que los distribuidores, según países, pueden
también comercializar energía a clientes libres.
Por otro lado, en cuanto a la contratación de energía para atender al mercado regulado,
existen exigencias dispares en los tres países analizados, que hacen que una eventual
revisión de esta materia, deba necesariamente considerar los requerimientos específicos
de cada mercado local. La idea de fondo es que las respectivas empresas que
comercialicen a mercado regulado (según los casos, distribuidores y/o
comercializadores), están obligadas por Ley a tener su demanda contratada para
distintos horizontes temporales, y a través de unos tipos de contratación específicos.
Por ejemplo, en el caso de Perú, se exige a los distribuidores (no existe la figura del
comercializador) tener cubierta el 100% de su demanda regulada con una anticipación
mínima de tres años, a través de contratos derivados de procesos de licitación
convocados a tal efecto. En Colombia, sin embargo, se permite que las compras de
energía con destino al mercado regulado (efectuadas por distribuidores o
comercializadores puros), se hagan a través de la Bolsa de Energía (mercado spot) o
mediante contratos provenientes de convocatorias públicas en los que se garantice la
libre concurrencia de oferentes (licitaciones). En ningún caso, en los países
anteriormente citados, se permite la firma de contratos bilaterales tal cual (que no se
deriven de un proceso de licitación, que asegure realmente la obtención del menor
precio posible, por parte del regulador, para atender este mercado; notar que
posteriormente, en la mayor parte de los casos, y, en mayor o menor grado, este coste
pasará a serle reconocido al distribuidor del caso y trasladado al cliente final).
En el caso de Argentina, no existen las licitaciones con los fines previstos para Colombia
o Perú, sino que las compras se efectúan directamente al mercado con la referencia de
precio dada por el denominado precio estacional.
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10) Grados dispares de reconocimiento de costes de adquisición de la energía
(pass-through) para las empresas (comercializadoras o distribuidoras) que atienden
mercados regulados.
Los esquemas regulatorios bajo los cuales tiene lugar la venta de energía a cliente
regulado difieren en diversos aspectos, particularmente destacando el citado en este
punto.
En el caso de Argentina, la compra para estos clientes se efectúa por parte de las
distribuidoras al mercado spot, en base a precios estacionales, según se describe en
detalle dentro del capítulo dedicado a analizar la regulación de este país. Hay que
destacar que la crisis que vive el país ha modificado sustancialmente esta señal de
precio, haciendo que los generadores no tengan incentivo a vender energía a los
distribuidores, vía contratos, para mercado regulado. En condiciones normales, dado que
la señal del precio estacional sería equivalente al precio spot, habría mayor incentivo a la
contratación a precio fijo y por tanto a asegurar el suministro a los consumos regulados
de las distribuidoras.
En el caso de Perú, el coste al cual compran las empresas viene dado por el precio de
barra que les corresponda o bien por el precio de la licitación correspondiente (recordar
que en Perú sí que están reconocidas las licitaciones como mecanismo para que las
distribuidoras adquieran su energía para mercado regulado, mientras que en Argentina,
no).
En cualquiera de estos dos países, no obstante, existe un reconocimiento total del coste
que haya tenido la energía (es decir, se realiza un pass-through total de dicha cantidad a
cliente final).
Sin embargo, en el caso de Colombia, la cosa difiere y es realmente allí donde existe
riesgo real en esta materia. Tal y como se vio en el epígrafe dedicado a este asunto en el
capítulo correspondiente al análisis regulatorio de este país, ni actualmente ni durante el
periodo de transición hasta que esté completamente instaurado el MOR, el coste
reconocido será el real de esa compañía en cuestión, puesto que existe una
componente dentro de ese coste máximo reconocido que depende de los precios de
todos los contratos bilaterales del sistema (y no solo de los propios). Evidentemente, al
ser esta variable difícilmente gestionable (de forma directa), esto exigirá a las empresas
correspondientes ir monitorizando cómo evolucionan estos precios globales (puesto que
de lo que suceda con ellos y de cuanto difieran de su propio mix de compra, dependerá
el dinero final que ingresen por este concepto).
En todo caso, ya el hecho de que los esquemas a nivel de regulación sean tan distintos,
hace que el enfoque de cualquier programa de trabajo de auditoría interna que se
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plantee sobre este tema, deba ser necesariamente adaptado a las respectivas realidades
locales (o al menos buscar su desarrollo en países que presenten una estructura u
organización de la actividad similar).
11) Aspectos coyunturales específicos de cada país (en el momento actual) que
distorsionan el funcionamiento “normal” del mercado.
En este apartado se pretende resumir alguno de los aspectos coyunturales más
significativos identificados en los capítulos país, y que pueden hacer interesante realizar
algún trabajo de auditoría interna concreto sobre ellos.
En el caso de Argentina: Todo lo relacionado con los techos de precio y otras
limitaciones introducidas en el mercado spot, a través de las Resoluciones SE Nº 240/03
y SE Nº 406/03, particularmente lo relativo al FONINVEMEM. En síntesis, la suposición
de que a efectos de casación y de ordenamiento en la curva de mérito, toda térmica
quema gas natural (independientemente del combustible real que esté quemando;
exclusión de generación hidráulica en la curva de mérito- salvo que con su inclusión la
casación resulte más barata; conveniencia de aportar deudas pendientes de saldar al
fondo citado, etc. En definitiva, puede tratarse de un tema muy interesante, por la
importante reducción artificial de precios que supone, la no cobertura de los costes
reales de los agentes, etc.
En el caso de Perú: Todo lo relacionado con los nuevos mecanismos de subastas o
licitaciones a medida, para el suministro de energía a mercado regulado (ante escasez
de oferta de generación que se había detectado, para este tipo de mercado, cuando se
realizaba mediante contratación bilateral entre partes). Al ser un tema de relativamente
reciente introducción, es muy probable que existan riesgos operativos sustanciales que
merezcan la pena ser pulsados (evaluados).
Otro tema relevante en este país, al menos durante todo el horizonte 2009, es la
aplicación de costes marginales ideales cuando el gasoducto de CAMISEA presente
congestiones; el regulador, en su intento de preservar el precio a cliente final, ha
definido que en caso de que se produzca la citada congestión, el cálculo del coste
marginal del sistema se hará empleando la hipótesis de que todas las unidades a gas
están disponibles (como si no existiese restricción real alguna).
En el caso de Colombia: La introducción del MOR, mercado organizado regulado, como
nuevo esquema de contratación para la energía regulada. Si bien es cierto que aún falta
mucha reglamentación de detalle por ser emitida por parte del regulador, no deja de ser
un tema de interés sobre el que merezca la pena realizar una monitorización.
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Como colofón a las conclusiones anteriormente expuestas, señalar que en todos
aquellos ámbitos identificados con contar con diferencias sustanciales entre países, será
aconsejable optar por trabajos de carácter local, o como mucho regional (en este último
caso, buscando siempre países que tengan similitudes notables entre sí).
En el caso de, por los motivos que fuere, tener que llevar a cabo un trabajo global, será
necesario dedicar un tiempo muy superior al actual (en todas las etapas de planificación
previas a la ejecución del trabajo en las que se estructura la actividad de auditoría
interna), de modo éstas sirvan para analizar en suficiente profundidad la reglamentación
de detalle. De este modo, se logrará que el programa de trabajo resultante pueda
matizarse todo lo necesario con las particularidades de cada país, con objeto de poder
ser posteriormente llevado a cabo en todos los lugares incluidos en el alcance. En
cualquier caso, en este último supuesto, habrá que tomar en consideración que cuanto
más se matice el programa de trabajo citado (para recoger las especificidades citadas,
de cada país), en principio más dispares tenderán a ser las conclusiones y eventuales
debilidades finales encontradas, y por ende más compleja la labor de consolidación en
un informe final.
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7. Referencias Bibliográficas
Argentina
Ley Nº 24.065/92: Por la que se define el Marco Regulatorio de la Energía Eléctrica.
Decreto Nº 1.398/92: Decreto Reglamentario que desarrolla la Ley Nº 24.065/92.
Ley 25.561/02: Sobre Emergencia Pública y Modificación del Régimen Cambiario
(pesificación).
Resolución SE Nº 240/03: Mediante la que se introducen herramientas adicionales para
el cálculo del precio “spot”.
Resolución SE Nº 406/03: Metodología a aplicarse con la finalidad de preservar el
abastecimiento de aquellas demandas que no se encuentren respaldadas por Contratos
de Energía Eléctrica en el Mercado a Término.
Resolución SE Nº 943/03: Convocatoria a todos los Agentes Privados Acreedores con
liquidaciones de Venta con fecha de Vencimiento a definir, a manifestar formalmente su
decisión de participar en la conformación del FONINVEMEM y acta de adhesión para la
readaptación del MEM aprobado por Resolución SE 1427/2004. Destino prioritario, a
partir del 1º de noviembre de 2006, del abastecimiento de las demandas atendidas por
los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución de Energía
Eléctrica del MEM, que no cuentan con la capacidad de contratar su abastecimiento en
dicho Mercado y que no se encuentran respaldadas por contratos del Mercado a
Término de la Energía comercializada en el Mercado “Spot” por los Agentes
dependientes del Estado nacional, aprobado por Resolución SE 1281/2006).
Resolución SE Nº 712/04: Prórroga de la invitación a todos los Agentes acreedores del
MEM con liquidaciones de Venta con fecha de Vencimiento a definir, a manifestar
formalmente, a través del Sistema de Ofertas y Adjudicaciones (SLOYA) que el OED utiliza
para las declaraciones y licitaciones del MEM por resoluciones SE 933/2004, 936/2004
y 948/2004. Determinación de las acreencias mínimas con Fecha Cierta de Vencimiento
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en el MEM y creación del Cargo para Reserva Sustentable de Mediano Plazo, aprobado
por Resolución SE 956/2004.
Resolución SE Nº 826 /04: Por la que se invita a todos los Agentes acreedores del
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) con liquidaciones de Venta con fecha de
Vencimiento a Definir, a manifestar formalmente, antes de las DOCE HORAS del día 18
de agosto del corriente año su decisión de participar en la conformación del
FONINVEMEM invirtiendo en el mismo sus acreencias correspondientes al Inciso c) del
Artículo 4º de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 406 del 8 de septiembre de
2003 y su aclaratoria Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 943 del 27 de noviembre
de 2003, durante todo el período comprendido entre enero de 2004 a diciembre de
2006 inclusive, considerando al efecto del cálculo del aporte que hará cada agente
acreedor durante este lapso que no se incrementa la potencia que cada generador del
MEM tiene contratada en el mercado a término para el trimestre mayo-julio de 2004.
Procedimientos de CAMMESA (Versión XXII): Programación de la operación, despacho
de cargas y cálculo de precios. (Resoluciones Ex-SEE 61/92 y modificaciones
posteriores.)
[MERI04]: Dr. Merino, Marcelo; Dr. Caratti, Ricardo; Ing. Oniszczuk, Jorge. “Situación del
Mercado Eléctrico Mayorista”. Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética.
Noviembre de 2004.
[SOBR03]: Sobre Casas, Roberto. "El desafío de afirmar y reconstruir el mercado
eléctrico: sus ventajas e inconvenientes". 2003.
Presentaciones internas de Endesa Internacional: diversos autores, año 2007.
Colombia
Ley 142 de 1994: Ley sobre Servicios Públicos.
Ley 143 de 1994: Ley Eléctrica de Colombia.
91/99
Resolución CREG Nº 001/1994: Por la cual se reglamenta el transporte de energía
eléctrica por el Sistema de Transmisión Nacional y se regula la liquidación y
administración de las cuentas originadas por los cargos de uso de dicho sistema.
Resolución CREG Nº 054/1994: Por la cual se regula la actividad de comercialización de
energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.
Resolución CREG Nº 56/1994: Por la cual se adoptan disposiciones generales sobre el
servicio público de energía eléctrica.
Resolución CREG Nº 024/1995: Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales
del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen
parte del Reglamento de Operación.
Resolución CREG Nº 025/1995: Código de Redes, Código de Operación.
Resolución CREG Nº 31/1997: Por la cual se aprueban las fórmulas generales que
permiten a los comercializadores establecer los costos de prestación del servicio a
usuarios regulados en el SIN.
Resolución CREG Nº 218/1997: Por la cual se establecen las bases sobre las cuales se
modificará la Resolución CREG-001 de 1994, expedida por la Comisión de Regulación
de Energía y Gas, y se modifican o dictan otras disposiciones contenidas en el
Reglamento de Operación.
Resolución CREG Nº 051/1998: Por la cual se aprueban los principios generales y los
procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de
Transmisión Nacional y se establece la metodología para determinar el Ingreso Regulado
por concepto del Uso de este Sistema.
Resolución CREG Nº 070/1998: Por la cual se establece el Reglamento de Distribución
de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema
Interconectado Nacional.
Resolución CREG Nº 004/1999: Por la cual se aclaran y/o modifican las disposiciones
establecidas en la resolución CREG-051 de 1998, en la cual se aprobaron los principios
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generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del
Sistema de Transmisión Nacional y se estableció la metodología para determinar el
ingreso Regulado por concepto del Uso de éste sistema.
Resolución CREG Nº 026/1999: Por la cual se adopta la metodología para establecer los
costos unitarios de las unidades constructivas del STN, se fijan los costos unitarios
aplicables durante los periodos 2000-2004 y se establecen las áreas típicas de las
unidades constructivas de subestaciones.
Resolución CREG Nº 061/2000: Por la cual se establecen las normas de calidad
aplicables a los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y de Conexión al
STN, como parte del Reglamento de Operación del SIN.
Resolución CREG Nº 063/2000: Por la cual se establecen los criterios para la asignación
entre los agentes del SIN de los costos asociados con las Generaciones de Seguridad y
se modifican las disposiciones vigentes en materia de Reconciliaciones, como parte del
Reglamento de Operación del SIN.
Resolución CREG Nº 064/2000: Por la cual se establecen las reglas comerciales
aplicables al Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, como parte del
Reglamento de Operación del SIN.
Resolución CREG Nº 026/2001: Por la cual se dictan normas sobre funcionamiento del
Mercado Mayorista de Energía.
Resolución CREG Nº 034/2001: Por la cual se dictan normas sobre el funcionamiento
del Mercado Mayorista de Energía.
Resolución CREG Nº 82/2002: Por la cual se aprueban los principios generales y la
metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de
Transmisión Regional y Distribución Local.
Resolución CREG Nº 71/2006: Por la cual se adopta la metodología para la
remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía.
93/99
Resolución CREG Nº 085/2007: Por la cual se modifican, aclaran y adicionan
disposiciones de la Resolución CREG-071 de 2006 y se dictan otras normas, sobre el
Cargo por Confiabilidad.
Resolución CREG Nº 119/2007: Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que
permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad, establecer los costos de
prestación del servicio a usuarios regulados en el SIN.
Resolución CREG Nº 121/2007: En relación con la asignación de pérdidas entre
comercializadores minoristas en un mercado de comercialización.
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Perú
Ley Nº 25.844 de 1992: Ley de Concesiones Eléctricas.
Reglamento DS 009/93: Reglamento que desarrolla la Ley de Concesiones Eléctricas.
Ley Nº 26.734 de 1996: Ley de Creación del Organismo Supervisor de Inversión en
Energía, OSINERG.
Ley Nº 26.876 de 1997: Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico.
Ley Nº 27.435 de 2001: Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas.
Ley 28.832 de 2006: Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación
eléctrica.
Ley Nº 28.958: Ley que sustituye el literal b) del párrafo 22.2 del artículo 22º de la Ley
Nº 28.832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica.
DECRETO SUPREMO Nº 027-2007-EM: Por el que se aprueba el Reglamento de
Transmisión y se modifica el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
94/99
DECRETO SUPREMO Nº 052-2007-EM: Reglamento de Licitaciones de Suministro de
Electricidad.
Ley Nº 29.162: Ley que sustituye la sumilla y el inciso k) del artículo 14º de la Ley Nº
28.832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica.
DL Nº 1041 de 2008: Por el que se modifican algunos artículos de la Ley de generación
eficiente y de la Ley general de electricidad.
DECRETO SUPREMO Nº 027-2008: Por la que se aprueba el Reglamento del COES.
DECRETO SUPREMO Nº 035-2008: Modifica artículo del Reglamento del COES.
Ley Nº 29.179: Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad
para el mercado regulado.
Presentaciones internas de Endesa Internacional: diversos autores, año 2007.
Auditoría Interna
Normas Internacionales para el Ejercicio Profesional de la Auditoría Interna: Instituto de
Auditores Internos, revisión Febrero de 2006.
Normas y Procedimientos de la Dirección General de Auditoría de Endesa: Dirección de
Auditoría Interna de Endesa, revisión año 2007.
Programación a Largo Plazo de la Dirección de Auditoría Interna de Endesa: Dirección
de Auditoría Interna de Endesa, horizonte 2006-2010.
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