En el año 2002 y antes las empresas de generación señalaban que las tarifas eléctricas eran bajas y que ello no permitía la inversión, lo cual se tradujo casi en un problema de desabastecimiento de electricidad, situación que se acentuó en el año 2004, que se agudizó por la presencia de una fuerte sequía en el país. Esto trajo como consecuencia el incremento significativo de los costos marginales, lo que derivó en la aparición de suministros sin contrato. Dado este contexto, se dispuso en su momento la constitución de una Comisión de Alto Nivel, que desarrolló la Ley 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

2. ¿CRISIS ENERGÉTICA EN EL AÑO 2004?
(PRIMERA MITAD DEL ARTÍCULO)
Funcionario del OSINERG*
Docente de la UNMSM
Jtamayo@osinerg.gob.pe
I) El PROBLEMA:Desde hace aproximadamente dos años las empresas concesionarias de generación y distribución
vienen cuestionando en distintos foros, que las tarifas eléctricas están bajas y que eso no permite la inversión en el
sector, lo cual en el largo plazo puede derivar en un problema de desabastecimiento de electricidad, situación que se ha
acentuado entre mayo y setiembre de 2004, como consecuencia de una fuerte sequía en el país, que ha incrementado
sustancialmente el precio SPOT, situación que se presentó en la víspera de la regulación tarifaría del precio en barra
que se aprueba en noviembre de 2004.
que fue el objeto principal de la
de la Reforma del Sector iniciada
en el año 1992.
Por ello este trabajo tiene como
objetivo analizar la referida
problemática, buscando sus
fortalezas y debilidades y sobre
todo si después de 12 años de
Reforma ha cumplido con sus
objetivos y metas.
11) CONSECUENCIAS
Fig. 1 El Ing. Roberto Tarnayo en la Universidad de San Marcos
El modelo regulatorio
vigente del sector eléctrico
peruano establece en el diseño
de su marco normativo, la
posibilidad de libre competencia
en las actividades de generación
eléctrica y, un sistema
E
n ese contexto el C~mité de Operación
Económica del Sistema (en adelante
"COES"), presentó su propuesta para la
fijación tarifaria de la tarifa en Barra que rige a
partir de noviembre de 2004, solicitando el
incremento entre 25 a 40 % de la tarifa en Barra,
concluyendo el proceso con el incremento de la
tarifa de 4.7% para el sector doméstico y 7.8% para
el industrial.Esta situación nos debe llevar a
reflexión sobre el Modelo tarifario eléctrico
existente a la fecha y evaluar todos los actores y
componentes que tienen influencia sobre el precio
de la tarifa, que han dejando de lado la competencia
regulatorio apropiado al monopolio natural
para las actividades de transmisión y distribución
eléctrica. En el ámbito de la generación, la Ley de
Concesiones Eléctricas (en adelante "LCE")
establece la existencia de un mercado regulado a
través de los contratos que establecen las ventas de
generadores a concesionarios de distribución
destinadas al Servicio Público de Electricidad, las
mismas que se realizan a Precios en Barra.<
1
>
Asimismo, la LCE dispone que el despacho del
sistema de generación se realice a mínimo costo,
independientemente de los contratos de
abastecimiento que puedan tener los generadores.
* Resumen de exposición efectuada por el lng. Roberto Tamayo Pereyra, Profesor de la Facultad de Electrónica de la Universidad
Nacional Mayor de San Marcos, en el IV Ciclo de Conferencias: Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica
realizada el 12 de noviembre de 2004 en la Universidad Nacional Mayor de San Marcos. El Autor brinda una opinión
absolutamente personal, y !]O involucra su posición de ex asesor del Despacho Vice Ministerial de Energía y Minas, ni de ex
funcionario del COES-SINAC, ni de actual funcionario del OSINERG.
2 Enero - Febrero 2005

3. Este hecho ocasiona que, los
generadores que no
inyecten la energía necesaria al
SEIN para cumplir con sus
contratos, deben comprar dicha
energía de otros generadores con
menores costos variables de
producción. Esta situación origina
un mercado de diferencias u
oportunidades (llamado "mercado
spot"), en el cual las transferencias
necesarias de potencia y energía
MWh
MWh
CONSUMIDORES
REGULADOS
COES
DESPACHO
: : (NO EXISTE)
TRANSFERENCIA
SPOT
'· - . - . .J
CLIENTE
LIBRE
(NO EXISTE)
'º·z,~
-~~
1 ... ¡::• V) V)
1 .. -V) X
• => ¡,¡
1
entre generadores son
determinadas y valorizadas por el
COES al costo marginal de corto
plazo (en adelante "CMgCP").
TRANSMISORES
REDES SST 11 REDES SPT.
NEGOCIOS CON
CONTRATOS
En consecuencia, los ingresos de
los generadores, dentro de la
.normatividad establecida en la
LCE, están dados por:
a. Contratos a Precio en Barra.
b.Contratos a Precio Libre.
MWh
e.Transferencias en el COES en el mercado spot
a CMgCP instantáneo.
La siguiente ilustración (Ver Fig. 2) muestra las
relaciones referidas.
En este sentido, de acuerdo a lo dispuesto en el
literal b) del artículo 34º de la LCE<2
; es de
obligatoriedad para los concesionarios de
distribución "tener contratos vigentes con
empresas generadoras que le garanticen su
requerimiento total de potencia y energía, por los
siguientes 24 meses como mínimo". Luego, se
entiende que los concesionarios de distribución
están obligados a demostrar que tienen contratos
vigentes de Potencia y Energía por los siguientes 24
meses.
Asimismo, es responsabilidad del Ministerio de
Energía y Minas (en adelante "MEM"), según los
artículos 36º y 37º de la LCE<3
; vigilar que esta
condición se cumpla. Según el literal f) del artículo
36º de la LCE, el no tener contratos de
abastecimiento es causal de caducidad de la
concesión. La verificación del cumplimiento de
dicha obligación, es incluida dentro de las
actividades del OSINERG como parte de su
Programa de Fiscalización a los Procesos
Comerciales de los concesionarios de distribución,
este proceso ha detectado en varias concesionarias
de Distribución, el incumplimiento de no contar
con contratos de abastecimiento que garanticen
como mínimo el suministro de energía para los
Enero - Febrero 2005 R&~
Fig2
uss
CONTRATO
siguientes 24 meses tal como lo señala la
normatividad vigente.
Actualmente, los generadores no se sienten
motivados a contratar a precio regulado con los
concesionarios de distribución; ellos entienden,
que al acordar un contrato, se busca obtener un
beneficio para ambas partes. En los contratos de
suministro de electricidad este beneficio resulta en
ahorros en los costos de transacción, reasignación
del riesgo (ciclos hidrológicos, precios de
combustibles, restricciones operativas, entre otros)
y el suministro de incentivos para un
comportamiento eficiente de los agentes. Pero a su
vez, el despacho de las unidades las realiza una
entidad ajena al generador contratante con el
objetivo de minimizar el costo de operación.
Dado que los ingresos de los generadores se
pueden deber a cualquier;:3. de las tres modalidades
señaladas en la sección anterior, estos pueden verse
afectados dependiendo de lo siguiente:
a) Si el Precio en Barra es menor que el CMgCP,
entonces los generadores prefieren vender al
CMgCP y no suscribir contratos con los
distribuidores a Precio en Barra, para abastecer el
mercado regulado. ·
B) Si la situación anterior se agudiza, en un
extremo no habría contratos entre generadores y
distribuidores para abastecer el mercado regulado.
De ser así, se pueden dar dos situaciones en el caso
que un distribuidor no tenga contrato con un
generador:
3

4. i.. El COES podría recurrir al corte del
suministro. Esta situación es altamente improbable
dadas las consecuencias sociales y políticas del
evento.
Ii. No se produce el corte de energía. El
distribuidor toma energía del SEIN para sus
usuarios y obtiene sus ingresos por la energía
vendida. Esta situación es la más probable.
De producirse la situación "ii)", los
distribuidores cobrarán por la energía entregada a
sus usuarios pero no podrán transferir el pago a los
generadores que le abastecieron por no tener
contrato con ninguno de ellos. El COES no tendría
cómo tratar los retiros de energía efectuados por los
Distribuidores dado que esto no está previsto en la
legislación (obviamente los Distribuidores no
podrían interactuar con el COES por que no son
miembros de esta entidad). Admitiendo que los
Distribuidores pudieran participar en las
transferencias del COES pagando sus retiros a
Precios en Barra, todavía persistiría el problema de
desbalance en la transferencias, dado que estos
pagos, serían insuficientes para cubrir los
requerimientos de los generadores, quienes
esperan ver pagada la energía que entregaron al
CMgCP y no al Precio en Barra, este último sería
utilizado en las ventas de energía referidas.
Esto constituye unimpase no previsto en la LCE,
puesto que la misma no prevé la posibilidad de que
un Distribuidor pueda operar sin tener contrato de
abastecimiento para su concesión(4
'· La LCE exige
que todo distribuidor deba· contar con contratos
para abastecer su demanda por lo menos para los
próximos dos años.
Como se mencionó, los distribuidores están
obligados, de acuerdo con lo establecido en el
artículo 34º de la LCE, a. tener contratos de
abastecimiento con los generadores que le
garanticen su requerimiento total de potencia y
energía por los siguientes 24 meses como mínimo.
Sin embargo, en la LCE no existe una exigencia u
obligación de contratar por el lado de los
generadores.
Cabe destacar que se han presentado casos en
los que generadores suministradores han
rescindido contrato con clientes libres importantes.
Esto demuestra lo álgido del problema.
Por lo tanto, en resumen, el problema aludido
viene trayendo como consecuencia lo siguiente:
a.Distribuidores sin contratos con los
generadores (hace dos años que empezó este
problema y continúa a lafecha).
4
b. Cortes del servicio al Mercado Regulado.
c. Resolución de contratos de clientes libres.
d. Falta de inversión en el sector (hace cuatro años
que no hay nueva inversión enel sector).
e. Posible desabastecimiento a mediano plazo.
III) HISTORIA DEL.MODELO DE MERCADO
A) Ley 23406 (1983) Integración Vertical de
Actividades, con un manejo monopólico estatal en
manos de empresas del estado y regulación de
tarifas con criterios políticos y subvencionadas.
B) Ley 25844 (1992) Busca la competencia y la
eficiencia en el sector, mediante la desintegración
de actividades eléctricas, la creación de un
mercado de clientes libres y la aplicación de un
modelo tarifario para las actividades reguladas que
se basa en criterios técnicos y económicos que
premian la eficiencia. Esto debe permitir tener
tarifas de equilibrio y una mejora de la calidad del
servicio.
Una de las formas para introducir competencia
en los mercados eléctricos es separando las
actividades eléctricas, ya que la concentración de
las actividades en un solo operador hacen
imposible la existencia de un mercado donde
exista competencia, por lo que el primer paso en la
reforma constituyó la desintegración vertical de
las actividades eléctricas y así fue, se desintegró
las actividades de tal forma que se separaran los
regimenes jurídicos de las actividades
competitivas (generación) de las no competitivas
(transmisión y distribución), estas últimas con las
características de un monopolio natural(5
!
Este nuevo esquema de desintegración de
actividades se complementa con el hecho que las
actividades desintegradas, deberían ser realizadas
por empresas con distintos titulares; ya que lo
contrario distorsionaría la .competencia que se
pretende crear. En tal sentido, el texto original de la
LCE establecía en su Artículo 122º, que "Las
actividades de generación, de transmisión perteneciente
al Sistema Principal y de distribución de energía
eléctrica no podrán efectuarse simultáneamente por un
mismo titular, salvo en los casos previstos en la presente
Ley"; sin embargo, este artículo fue modificado por
el texto del Artículo 13° de la Ley Nº 26876 "Ley
Antimonopolio y oligopolio del sector eléctrico",
que derivó en el siguiente texto: "Artículo 122.- Las
actividades de generación y/o de transmisión
pertenecientes al Sistema Principal y/o de distribución
de energía eléctrica, no podrán efectuarse por un mismo
titular o por quien ejerza directa o indirectamente el
¡¿z~ Enero . Febrero 2005

5. DESINTEGRACION DE ACTIVIDADES
ACTIVIDADES ELECTRICAS
Monopolio
Natural
Fig.3
Monopolio
Natural
control de éste, salvo lo dispuesto en la presente Ley.
Quedan excluidos de dicha prohibición, los actos de
concentración de tipo vertical u horizontal que se
produzcan en las actividades de generación y/o de
transmisión y/ o de distribución, que no impliquen una
disminución daño o restricción a la competencia y la libre
concurrencia en los mercados de las actividades mencionadas o
en los mercados relacionados."
Este cambio en la legislación no propició una
permanente desintegración de actividades y el
consiguiente fomento de la competencia, sino que
se retrocedió en el concepto y permitió la
concentración de las actividades eléctricas, lo cual
desmotivó la creación de competencia. Por otro
lado, le otorgó al INDECOPI la competencia
administrativa para la supervisión del
cumplimiento de la referida Ley.
Es importante resaltar que la alta concentración
que existe en el mercado eléctrico peruano, es un de
los grandes problemas para fomentar la
competencia del sector, en los siguientes gráficos se
puede apreciar esta alta concentración.
Es en este contexto, que la S_ala de Defensa de la
Competencia de INDECOPI, ha emitido las
Resoluciones Nº 012-99-INDECOPI-CLC y 031-
2001-CLC/INDECOPI, referidas a los casos de
ENDESA y PSEG, en las cuales la citada Comisión
de Defensa de la Competencia, se pronunció
permitiendo la concentración vertical de
actividades a pesar de la oposición expresa del
regulador de energía OSINERG, lo cual restringe la
competencia en el mercado eléctrico.
IV)PREGUNTAS GENERALES PARA EL
ANALISIS DE LA PROBLEMATICA
A. Después de 12 años de aplicación de la Ley 25844
LCE. ¿Se ha cumplido con el objetivo de fomentar la
competencia y la eficiencia?, ¿el modelo tarifario
cumple con este fl.n?, ¿es un modelo fuerte o es
Enero - Febrero 2005 ¡¿z~
vulnerable conel entorno?, ¿fomenta la inversión?.
B. ¿Qué alternativas de cambio existen en el corto,
mediano y largo plazo?.
Se tratará de enfocar la discusión del tema, de tal
manera que podamos lograr establecer respuestas'
a estas interrogantes.
V)ANALISIS DEL ENTORNO Y ACTORES
RELEVANTES
El siguiente esquema relaciona la participación
de los grupos relevantes en la solución de la
problemática, con las ocurrencias y_tendencias que
se han podido identificar en el entorno, y como
afectan estas a las relaciones del sector con los
grupos relevantes.
AGUAYT OTRO
PSE 4 S
EGENO
13
ENERS
8
ENDES
33
Fig.4
Fig.5
Ventas
2002
ESTAD 40
Se han identificado actores, cuya participación
en el origen de la problemática y también en las
soluciones es relevante. Son los siguientes y no
requieren presentación:
A. ESTADOPERUANO
l. Ministerio de Energía y Minas.
2. OSINERG.
3. INDECOPI.
4. PROINVERSIÓN.
5. Gobiernos regionales.
6. Empresas estatales.
5

6. B. SECTOR PRIVADO
?.Empresas Concesionarias de
generación, distribución y
transmisión.
8.Empresas autorizadas de
generación.
9.Inversionistas actuales.
10.Nuevos inversionistas
futuros.
1
1
1
1
1
1
QUE GRUPOS SON
RELEVANTES PARA
BUSCAR SOLUCIONES
A LA PROBLEMATlCA'?
Usuarios
Consecionarios
COES SNMP
MEM-MEF
Congreso
Osinerg-lndecopi
Nuevos
Inversionistas
Medios de
Comunicación
ANALISIS DEL ENTORNO
QUE OCURRENCIAS/ COMO AFECTAN LAS OCURRENCIAS/
TENDENCIAS SE HAN TENDENCIAS A LAS RELACIONES DEL
IDENTIFICADO EN EL SECTOR CON LOS GRUPOS RELEVANTES.
ENTORNO ¿OFRECE RIESGO/OPORTUNIDAD?
1 Condiciones
Hidrológicas secas
1
Riesgo
1
Especulación por
1
Riesgo
1
coyuntura
1 ~esm?tivación a
mvert,r
1
Opotunidad
1
¡Funci?nes regulatorias 1
cuestionadas
Riesgo
1
1 Riesgo de
desabastecimiento 1
Riesgo
1
¡ Intromisiones
Políticas
1
Riesgo
1
¡Información
: especulativa 1
Oportunidad
1
Situaciones como condiciones
hidrológicas secas, incremento de
los precios de los combustibles
fósiles, funciones regulatorias
cuestionadas, han servido para
que algunos actores,
principalmente del entorno
privado, sustenten las causas de la
Fig.6 Información subjetiva relacionada con la actual problemática
desmotivación por invertir, que básicamente
repercutirían en un probable desabastecimiento.
Todo esto se engloba en estrategias
especulativas, que aprovechando la coyuntura y la
intromisión política, han generado información
subjetiva relacionada con la actual problemática
(VerFig.6)
No se ha observado una estrategia clara por
parte del Estado para hacer frente a la conmoción
que traería la falta inversión, como es el
desabastecimiento. No se percibe una política
transparente de promoción de la inversión de largo
plazo, ya sea privada o por último estatal; la falta,
por lo menos, de una planificación sensata
indicativa, un marco normativo con vacíos cuyas
consecuencias no fueron avizoradas con
anticipación por falta de análisis, nos muestra a un
Estado sin capacidad incluso de afrontar medidas
de corto plazo.
Todo lo referido, y mucho más, han generado en
el SEIN condiciones de riesgo, pero también de
oportunidad, esta última solamente viene siendo
aprovechada por fuerzas especulativas.
VI) CONDICIONES HIDROLOGICAS
La evaluación del recurso hídrico, permite
establecer estrategias de embalse y desembalse de
lagunas, para así, utilizar eficientemente los
recursos hídricos.
En este sentido, destacando previamente la
importancia del recurso almacenado en el Lago
Junín, para efectos de generación eléctrica, del
gráfico se puede observar que hace diez años,
desde 1994, no se han :i;egistrado condiciones con
características de año seco, por ejemplo similares a
6
las de 1992<6
J por otro lado, no existen análisis
específicos relativos al tema de pronósticos de
condiciones hidrológicas, pero si evaluamos el
ciclo de los últimos 12 años de la tabla siguiente,
podemos esperar que se podría presumir un ciclo
hidrológico con escasez de lluvias. Por lo tanto no
existió falta de previsión; las empresas dedicadas al
negocio eléctrico monitorean permanentemente las
condiciones hidrológicas, y por lo tanto, es de
esperar que sus estrategias o plan de contingencias
ya estaban decididas (decisión de no contratar con
distribuidores para suministros regulados), y se
suma a ello la falta de voluntad por invertir (por
ejemplo no tomar la decisión de convertir la planta
Westinghouse de la CT Santa Rosa para su
utilización con gas natural del Proyecto Camisea)
Periodo Condición
Hasta 1994 Húmeda
De 1995 a 1997 Semi seca
De 1998 a 2003 Húmeda
De 2004 a ... ¿Seca? o ¿Semi seca?
EVOLUCIC:»t OB. VOlUNEN DEL LAGOJLtllN
700 ...
º'------------------------ - - - ~ - - = = ~ - ~
Fig.7
-+- 1994
....... ,995
1996
1997
-1998
---- 1999
.._ 2000
"- 1992
Enero - Febrero 2005
.

7. Asimismo, la curva de volumen acumulado de
aportes hídricos que se muestra a continuación, la
cual representa la suma acumulada de todos los
volúmenes anteriores al punto que corresponde a
la fecha de evaluación, si es que el aporte de los ríos
es almacenada íntegramente, es otra tendencia que
se tiene para. evaluar el comportamiento de las
cuencas hidrográficas. Esta nos demuestra que el
año hidrológico setiembre 2003 agosto 2004 ha
sido el más seco de los últimos diez años.
VOLUMEN ACUMULADO DE APORTE INTERMEDIO
70(0) - .
rocm -94,95 ····-95,$
..,,, 97'313
ro cm
-9889 ~99,x¡
ffi AOOCO --- 00,01 -01.m
~ - 02,1)3 --03,0-4
S' :I)(D'.l
04,{)5
lOCD'.l
01~~=------_J
= = - ~ - - - - - - - ~
Fig. 8
Finalmente, una vez estimadas las condiciones
hidrológicas secas para el periodo setiembre 2003
agosto 2004, es factible establecer una perspectiva
en función a las simulaciones de optimización con
la ayuda de algún modelo matemático; luego por
ejemplo, el gráfico adjunto muestra los resultados
de una simulación efectuada en abril 2004, el cual
muestra la magnitud de la cobertura de la demanda
a partir de mayo 2004. Se puede apreciar el
sustancial requerimiento de producción de
procedencia térmica entre mayo y setiembre del
mismo año.
1000
C OBERTURA DE LA DEMANDA POR C V
_____(A PARTIR DE MAYO 2004 ESTIMADOS)
N M
V o
o ,j
M ~
"o ~
Fig. 9
~
V
o
l!I TénnlCa
61 Malacas •
O Cartón
l2J Tennoselva
IJ Hidro
La simulación referida consideraba la operac10n
completa (a plena ·carga) de las unidades de la CT
Ventanilla con Gas Natural del Proyecto Camisea
Enero - Febrero 2005 R&~
(en la leyenda se sumó a la producción de Malacas),
situación que no se dio en el mes indicado por
problemas de suministro de combustible de mala
calidad, contaminado con excesivo polvo ferroso.
Esta situación fue mejorada con la instalación y
recambios periódicos de filtros, antes de la central,
a cargo de la ~mpresa Gas Natural Lima Callao
recién a par* de octubre de 2004. El resultado, que
debió ser esperado, es que en el II semestre de 2004
los CMgCP fueron los más altos de la historia, tal
como se verá más adelante. como se verá más
adelante.
VII)¿ESPECULACION POR LA COYUNTURA?
Las generadoras señalan que la subida del precio
spot los perjudica, sin embargo, algunos grupos
económicos podrían estar obteniendo los resultados
positivos record en la historia de su participación en el
sector eléctrico peruano, sólo observando sus ingresos
en las transferencias hasta agosto de 2004, tal como se
muestra en el siguiente gráfico(VerFig.10).
TRANSFERENCIAS MENSUALES EN EL COES
80,000 -r---- -----...------- 120
60,000 80
40,000
~ 20,000
40
i
! 0-t--"hr+-"'"hr+-"'"h,r-+-llll'l,,,r+-llll"hr+-"'"hr+-llll"hr+-"'"-1-o ~
~ -20,000 °
:Í: -40,000 •
40
~
-60,000
-80
-80,000 ...__ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _-=.__.1. _¡20
lrm ENDESA i"'" 1ESTATALES --it-CMg 1
Fig. 10
Ha contribuido a ello el incremento de los CMgCP,
situación que el SEIN experimentó producto de las
condiciones hidrológicas secas, del incremento de
los precios de combustibles fósiles y también por la
indisponibilidad prolongada de las unidades de
generación de la CT de Ventanilla.
VENTANILLA TG3
DESPACHADA/
DISPONIBLE
MANTENÍMIENTO
o
ACONPICIONAM¡ENTO PAiµ
! OPERACION CON GN
01/01
=
-~
31/01 01103
UNIDAD DISPONIBLE
UNIDAD EN MANTENIMIENTO
UNIDAD DESPACHADA
31/03 30/04
Fig. 11
I 111 .l 1: ··1 1 [
ACONDICldNAMIENTÓ PARA
OPERACION CON GN
30/05
¡ -
¡ . i 1
CONE~ION DE SISTEMA
DE ENFRIAMIENTO
29106 29/07
7

8. Los gráficos adjuntos muestran el período de
indisponibilidad de cada unidad de la CT
Ventanilla, por el motivo de adecuación para su
operación con gas natural y los períodos
disponibles y en los cuales operó a requerimiento
delSEIN'
7
'.
ETEVENSA solicitó un periodo adicional para
ultimar detalles, en ambas unidades, durante el
mes de agosto. Tal es así, que actualmente la
unidad TG4, a partir del viernes 20 de agosto, se
encontró indisponible (la unidad TG3 estuvo
indisponible por los mismos motivos desde el 31 de
julio hasta el viernes 20 de agosto 21 días).
VENTANILLA TG4
DESPACHADA/
DISPONII E
~
,, 1,J} '.··":'vi·!:::;'"; .lLliii.B'b. ,.,.
MANTENIMEITO
INl PECCION DE COMBUSTO ES
CON EXI NDEL SISTI MA
DE ENFRIAMENT0
, CON OICION MENTO PAi A I,OPERACI0N CON CN CAUBRACI0N DE
VALVU LA, DE ALIVIO
01!:J::
C=::l IN('l4,í; Dl5F'Ol..;•ALE
- 1;:Jl();.CEiJ :..tl./J1EIJl'.1IEIH0
~ UNOl.D DfSF·;r,r1;.0A Fig. 12
Luego, la indisponibilidad prolongada de las
unidades de generación de la CT Ventanilla,
sumada al incremento de los CMgCP, podrían
estar orientando el beneficio de los ingresos
históricos en las transferencias de energía de
algunos grupos económicos.
Posteriormente por medios periodísticos, se hizo
de conocimiento que la empresa suministradora
de gas para Lima y.Callao-GNLC, viene teniendo
problemas con la calidad de suministro de gas
natural a la CT Ventanilla, situación que se ha
normalizado recién en octubre de 2004.
Todo esto ha conllevado que los CMgCP y los
ingresos de algunos grupos económicos se
incrementen.
VIII) DESMOTIVACION A INVERTIR
Uno de los aspectos cuestionados por las empresas
generadoras y distribuidoras en el país es la
discrecionalidad del regulador. Se entiende por
discrecionalidad a la facultad del regulador de
tomar decisiones sobre temas que no están
reglamentados y que pueden tener efecto en la
regulación tarifaria'8
!
En el cálculo de la tarifa eléctrica se encuentran
involucradas muchas variables, las más
8
importantes son la oferta y la demanda, así como
las condiciones hidrológicas, los costos de los
combustibles (costos variables) y la disponibilidad
del parque generador. Son las dos primeras, la
oferta y la demanda, las más sensibles a la
discrecionalidad de cualquier agente, tal es así que
por ejemplo, los generadores no hacen de
conocimiento del regulador, oportunamente, sus
proyectos de obras. Por otro lado, los criterios para
establecer una adecuada proyección de demanda
todavía no estaban trabajados.
De esta carencia se aprovechó el MEM y auspició la
promulgación del Decreto Supremo Nº 010-EM-
2004 (en adelante el "Decreto de la,
discrecionalidad"), con lo cual se le ha restado
atribuciones al organismo regulador, como se
precisaráa continuación.
Cabe señalar, que los criterios vigentes para la
fijación de tarifas no contemplan la variable de
condiciones hidrológicas más recientes, es decir, la
sequía no es tomada en cuenta.
En conclusión, la"discrecionalidad" del Regulador
ha sido materia de sendos debates, tanto el sector
privado como el Regulador han expuesto en
diversos foros y medios sus posiciones.
Como se mencionó, básicamente las variables
susceptibles a esta discrecionalidad son la
demanda y la oferta, y precisamente la variación de
estas originan relevantes incrementos o
decrementos de la tarifa.
1.DEMANDA
Hay dos ejes centrales que explican el alza de las
tarifas eléctricas para el usuario final (comprendida
entre 4.3 a 5.3%). El primero, es el aumento de la
demanda, que crecería 5.4% en el 2004, y el
segundo, el Decreto de la discrecionalidad.
El aumento de la demanda hace que se eleven las
tarifas, es así que, el referido Decreto dispone la
consideración de la demanda de Ecuador que
deberá ser atendida a partir de esta interconexión
internacional, situación que será analizada más
adelante. Luego, si se mantiene el mismo parque
generador, su cobertura se tendría que efectuar con
unidades térmicas de altos costos variables, como
las de nuestro parque.
Por otro lado, desde que se conoció la intención
de interconectar el sistema eléctrico ecuatoriano
con nuestro SEIN (año 2001), los agentes miembros
del COES han propuesto y sustentado que tal
propósito conlleva a incrementar la demanda, es
decir, la demanda de Ecuador suministrada desde
!<&~ Enero - Febrero 2005

9. el SEIN debe formar parte de la demanda de
nuestro sistema para efectos del proceso de fijación
tarifaría.
Entonces, frente a la necesidad de motivar la
presencia de mayor oferta, el Regulador sostenía
criterios, como el de garantizarle a una unidad de
generación ya sea hidráulica o térmica una
rentabilidad superior al 12%, para poder incluirla
como parte de los proyectos en un plan de obras,
más o menos planificado.
El proyecto de interconexión Perú- Ecuador<9
ha
sido concebido para un desarrollo por etapas. La
primera consiste en la construcción de la línea de
simple terna Zorritos Machala en 230 kV, a través
de un enlace síncrono, con una capacidad de diseño
de 100 MW, para atender de manera radial la
demanda de Ecuador ubicada en la S.E. Milagro.
Así mismo, de acuerdo a los estudios eléctricos
desarrollados a la fecha, se ha determinado que sí
es posible, desde el punto de vista eléctrico, realizar
transferencias desde Ecuador hacia Perú,
desconectando parte de la carga norte del SEIN que
sería abastecida por el sistema ecuatoriano. La
segunda etapa, en caso de desarrollarse, consistirá
en la ejecución de la primera fase de la instalación
de la subestación"Back to Back", para una misma
capacidad de transporte. La tercera etapa, en caso
de desarrollarse. es la ejecución de la segunda fase
de la referida subestación con el respectivo
refuerzo del sistema de transmisión peruano, para
soportar una importación o exportación de hasta
250 MW, tal como se muestra en el siguiente gráfico
(Fig.13).
Mencionamos para la segunda y tercera etapa "en
ECUADOR iw PERU
Carhuaquero
caso de desarrollarse", porque toda interconexión
internacional, persigue, entre otros, la
optimización del uso de las instalaciones, el
aprovechamiento óptimo de los recursos
energéticos a partir de la complementariedad
estacional de la hidrología y del comportamiento
estacional de la d~manda de energía y
simultaneidad de la máxima demanda, el
incremento del nivel de la competencia (mayor
número de actores en el mercado integrado), una
disminución del precio de la energía en el largo
plazo, beneficios que en esta primera etapa serán
reducidos para el Perú bajo la operación radial
configurada para el corto plazo.
Es decir, en el Acuerdo de la CAN que se refiere a
Interconexiones Internacionales, esta implícito por
lo menos la posibilidad de los intercambios
(bidireccionales) de energía eléctrica, sobre la base
de la evolución de las instalaciones en las naciones
involucradas (reforzamientos y planes de
expansión), complementariaedad hidrológica,
incremento de la confiabilidad, entre otros. Sin
embargo, en el caso de la denominada
"Interconexión" con Ecuador esto no
correspondería a una real interconexión, puesto
que por algunos años esta denominada
"Interconexión" sólo constituirá un suministro
radial a localidades de Ecuador conectadas a la SE
Milagro en Machala, debido a la imposibilidad
física de la LT Zorritos-Machala de operar
interconectando efectivamente los sistemas
eléctricos de ambos países.
Por lo tanto, en términos simples, a más demanda
más tarifa, por lo tanto no debería haber excusa
ahorani enel futuro parano invertir.
Marco institucional y legal
Los Países Andinos se encuentran en un
proceso de interconexión entre sus
sistemas eléctricos, destinados a mejorar
su eficiencia y disminuir sus costos, en los
cuales se ven involucrados criterios
macroeconómicos, operativos y
comerciales.
Los acuerdos que conducen a la
INVERSION Millones de US$
; armonización de los marcos regulatorios
de la región andina tienen como
antecedente principal la Reunión de
Cartagena de Indias, Colombia, realizadaLíneas 220kV 70,7
(250 km - 2 circuitos y 435 km - 1 circuito)
TOTAL
Fig. 13
Enero - Febrero 2005 ¡¿z~
10,5
o
139,2
el 21 de setiembre de 2001, en la cual se
suscribió el Acuerdo para la
Interconexión Regional de los Sistemas
Eléctricos y el Intercambio Internacional
9

10. de Energía.
A la fecha, ya se han realizado acuerdos en el
marco establecido por los Ministerios de Energía y
entes reguladores de los Países Andinos, los
mismos que se tradujeron en la Decisión CAN 536
de la Comisión de la Comunidad Andina de
Naciones.
Asimismo, se puede precisar que se han hecho
grandes avances con relación a Acuerdos de
Armonización de los marcos regulatorios de la
Región Andina; este proceso ha tratado con mayor
énfasis aspectos normativos y comerciales.
En principio, se ha definido que el mercado
eléctrico en la Región Andina deberá desarrollase
bajo los criterios de las Transacciones
Internacionales de Energía (en adelante "TIE").Las
TIE, son transacciones horarias de energía entre los
mercados de corto plazo de los países
interconectados a través de uno o más enlaces
internacionales, originadas por las diferencias de
precios entre los Nodos Frontera de cada enlace y
cuya participación en el mercado de corto plazo
será producto del Despacho Económico
Coordinado entre los distintos operadores de los
sistemas eléctricos interconectados mediante
Enlaces Internacionales.
Los aspectos que a la fecha vienen siendo tratados y
desarrollados por el MEM, en el marco del proceso
de armonización regulatoria basados en los
principios de la Decisión CAN 536 son los
siguientes:
Aspectos N orrnativos Regulatorios
Mientras que países corno Colombia y Ecuador ya
cuentan con un marco normativo con la jerarquía
de Reglamento, el 12 de abril de 2004, el MEM ha
publicado el Decreto Supremo Nº 010-2004-EM
(Decreto de la discresionalidad), con el cual ha
reglamentado entre otros aspectos que son de
interés sólo para el Perú, el efecto de la demanda y
la oferta extranjeras en el proceso de fijación
tarifaria.
El referido Decreto dispone que para la proyección
de oferta y demanda extranjeras, se tornará en
consideración los resultados de la operación de
dichas interconexiones de los últimos 12 meses, es
decir, se aplicará un ejercicio netamente teórico.
Por lo expresado, cobra fuerza la opinión, que en
tanto la "Interconexión" con Ecuador sea un
suministro radial, la demanda ha ser suministrada
no debe ser considerada en el proceso de fijación
tarifaría y cuando realmente sea posible una
Interconexión real entre·ambos países el cálculo de
10
las tarifas se haga simulando la operación de estos
sistemas interconectados.
Asimismo, en tanto el surnmistro sea radial, debe
evaluarse la consideración de esta demanda para
propósitos tarifarías, puesto que esta demanda
será abastecida exclusivamente desde el mercado
spot del SEIN.
El MEM viene consolidando la reglamentación
necesaria, en el marco de la Decisión CAN 536.
Actualmente, se encuentra en la etapa de revisión el
Reglamento de Importación y Exportación de
Electricidad (RIEE) que aborda de manera general
los aspectos relacionados con las interconexiones
eléctricas internacionales producto también de la
experiencia de otros procesos ya en marcha.
2.0FERTA
Podemos empezar acotando, lo que todos ya nos
hemos dado cuenta, que no existe competencia en
el mercado ni por el mercado, términos que están
de moda, por la alta concentración del mercado
eléctrico peruano, como se puede observar en
gráfico siguiente.(Ver Fig.14)
AGUAYTIA OTROS
PSEG
4
ffi,,~·J
Fig.14
Potencia
Efectiva
A propósito de la última fijación tarifaría, muchos
personajes han manifestado que una extraña
paradoja viene sucediendo en el sector eléctrico,
Camisea ya está en operación en Lima, pero las
tarifas en lugar de reducirse han subido.
Lo que podría estar pasando con el sector eléctrico
es que tendriarnos un mercado distorsionado por
la injerencia de lobbies económicos que han
llevado, en algunos casos, a convertir a los entes
reguladores en organismos sin autonomía y a dejar
sin derechos a los consumidores.
Es probable que los grandes lobbies eléctricos han
generado intrigas para elevar las tarifas y ahora
sabernos que por las últimas alzas esto habría sido
alcanzado. El MEM puso un grano de arena, con la
emisión del histórico Decreto de la
¡¿z~ Enero. Febrero 2005

11. discresionalidad, al haberse asignado este el rol de
"principal regulador" en el mercado eléctrico,
restándole atribuciones y autonomía al OSINERG.
Por otro lado, el OSINERG en uso de la
discrecionalidad conferida también generó
arreglos, principalmente para presentar ofertas de
generación en el tiempo equivocado, como
veremos a continuación, también gesto proyectos
muy adelantados a su realización, sólo con el
endencias a la baja en tarifas, como se puede
apreciar en los gráficos siguientes (Ver Fig. 15 y Fig.
16).
criterio de que gozaban de una adecuada
rentabilidad. Esta denominada "discrecionalidad"
del Regulador ha mantenido tendencias a la baja en
tarifas, como se puede apreciar en los gráficos
siguientes (Ver Fig. 15y Fig. 16).
Luego, con relación al Decreto de la
discrecionalidad, el MEM le ha "precisado" al
Regulador cuáles son los componentes de la nueva
demanda y de la nueva oferta eléctrica. Como ya
sabemos, la nueva demanda tenderá a elevar la
tarifa, si hay nueva oferta, esto contrarrestará la
tendencia al alza, pero si no hay nueva oferta
disponible (en un contexto de aumento de la
demanda, como el actual), entonces la tarifa
aumentará de todas maneras.
OSINERG, de acuerdo al referido Decreto, ha
incorporado una posible nueva demanda
energética del Ecuador, que contribuyó al alza en
no menos del 1,2%. Pero sucede que OSINERG no
da etapa del ciclo combinado a gas natural de
ETEVENSA para el 2006, o considerar la operación
con gas natural de' la unidad Westinghouse del
grupo económico ENDESA (el grupo se ubica en la
central térmica Santa Rosa la que dista a escasos
metros de la ruta del dueto de Camisea), la
conversión de esta última central podría haber sido
considerada por OSINERG
conforme a criterios referidos
anteriormente y obviamente sin
influencia del Decreto; todo ello
hubiese permitido una rebaja de
hasta 9.4%en las tarifas.
- Peaje de Conexión al .SP'r {incluye GRP) - PRl:ClO BARRA Of l>O'T'HJCIA (Peaje + Pot.} - MONÓMJCO
Se ha podido incorporar nueva
capacidad de oferta, por ejemplo,
la segunda etapa de la central
hidroeléctrica Machupicchu
(destruida por un huaico hace
unos años), porque no cuenta con
autorización, o la segunda etapa
del ciclo combinado a gas natural
de ETEVENSA para el 2006, o
considerar la operación con gas
natural de la unidad
Westinghouse del grupo
económico ENDESA (el grupo se
ubica en la central térmica Santa
Rosa la que dista a escasos metros
de la ruta del dueto de Camisea),
la conversión de esta última
central podría haber sido
considerada por OSINERG
conforme a criterios referidos
anteriormente y obviamente sin
influencia del Decreto; todo ello
hubiese permitido una rebaja de
hasta 9.4%en las tarifas.
r
- PRECIO aAslCO DE POTENCIA - PREC!O DE ENfRGÍA
Fig.15
i::ljacíone$ Tar1farias en que se consideró la$ C.C.fU·t Y1.1ncán y Carnisea
C.H Yuncán
(130 MW)
Central con
Gas de Cam,sea
(300MW)
Fig.16
Enero - Febrero 2005 R&~
4 añcs de ¡,rcyeccién tilt ifaria
operaciones •
La cuestión central que debe
discutirse es: ¿se justifica que el
Decreto tengauna determinación
11

12. tan importante en el alza de las tarifas?, OSINERG
no puede hacerse esa pregunta, pero los usuarios sí.
En el caso de la demanda del Ecuador, por ejemplo,
pensamos que siempre es buena la integración
energética con los vecinos, y que las reglas sean
igual para todos, pero sólo cuando también todos
se benefician, y en este caso en particular, el único
beneficiario es el sistema ecuatoriano.
Finalmente, los vacíos legales han provocado
conflictos, es decir, la falta de procedimientos que
hagan trasparente el manejo de lá.s variables oferta
demanda han derivado siempre en justificaciones
más políticas que técnicas. Luego, el Decreto de la
discrecionalidad, apunta a disminuir la
"discrecionalidad del regulador", en lo que se
refiere a su capacidad de pronosticar la oferta y la
demanda. Para las generadoras, esta
"discrecionalidad" es la que mantuvo bajas las
tarifas.
NOTAS:
(1) Los Precios en Barra se constituyen sobre la base de los
Precios Básicos de Energía y Potencia, considerando las
pérdidas marginales de transmisión.
El Precio Básico de Energía se define como un promedio
ponderado de los costos marginales de energía de corto plazo
esperados para los próximos 48 meses considerando, entre
otros, la demanda prevista, el parque generador existente y el
programado, los precios de combustibles, etc.
El Precio Básico de Potencia se refiere a la anualidad del costo
de desarrollar la central generadora más económica para
suministrar potencia adicional en horas de demanda máxima
anual del sistema eléctrico.
(2)Artículo 34°.- Los concesionarios de distribución están
obligados a:
(...)
b)Tener contratos vigentes con empresas generadoras que le
garanticen su requerimienlo total de potencia y energía por los
siguientes 24 mese: como mínimo;
(.. .)
(3)Artículo 36°.- La concesión caduca cuando:
(...)
F)El concesionario de distribución no acredite garantía de
suministro por el plazo previsto en inciso b) del artículo 34º de
la presente Ley.
Artículo 37°.- La caducidad será sancionada por Resolución
Suprema refrendada por el Ministro de Energía y Minas. En
este caso se dispondrá su intervención administrativa en forma
provisional, a fin de asegurar la continuidad de sus
operaciones.
Los derechos y los bienes de la concesión serán subastados
públicamente. Del valor obtenido en la subasta, se deducirán
los gastos incurridos y el saldo será entregado al ex
concesionario.
Los acreedores de la concesión declarada en caducidad, no
podrán oponerse por ningún motivo a la subasta antes
señalada.
(4) Como se verá más adelante el gobierno emitió el Decreto de
Urgencia Nº 007 ha efectos de repartir entre los
12
suministradores el costo de la valorización de los retiros de
energía sin contrato.
(5) Como señala Gaspar Ariño, en su libro Principios de
Derecho Público Económico al determinar los principios
inspiradores del nuevo modelo de los servicios públicos
competitivos, una de las prenociones o presupuestos previos
para la reconstrucción de la competencia en los servicios
públicos, es la desintegración vertical de las actividades
competitivas y las no competitivas en el seno de cada sector.
Para conseguir la transparencia y dualidad del régimen
jurídico es imprescindible una desintegración vertical
(unbunling) de las distintas fases o segmentos del negocio que
se trate, en los que casi siempre es posible distinguir las
infraestructuras (comunes) y los servicios (singularizados)
presentados por distintos operadores en competencia. Señala
también que el concepto clave de la separación de actividades
es la separación de regímenes jurídicos, ello permite pasar de
un modelo cerrado e integrado a un modelo desintegrado,
mixto combinado a la apertura a la competencia y regu!ación.
(6) En el año 1992una severa sequía afecto el Perú, ocasionando
restricciones que alcanzaron hasta el 30% en el suministro de
electricidad y restricciones de agua potable, ocasionando
grandes pérdidas en la economía nacional.
(7) Como se puede apreciar en los gráficos siguientes, tanto la
unidad TG3 como la unidad TG4 de la CT Ventanilla, desde el
inicio del presente año, han tenido periodos de
indisponibilidad por requerimiento de su adecuación para su
operación a gas natural. Por este motivo, incluso la
indisponibilidad dela unidad TG4 ha sido mayor.
(8) Un diario local publicó: "la voz de las empresa ha sido tomado
como propia por el Vice Ministerio de Energía quien en una
entrevista en el diario Perú 21 del 9 de setiembre del 2004 dijo: que
estos contratiempos no estaban contemplados en la ley y han
desnudado ciertas debilidades del modelo que rige para el sector
eléctrico, que funcionó bien durante 10 a~ios, pero ahora está bajo
presión. Lo fundamental para evitar que el futuro sea más sombrío,
anotó, es promover inversión en plantas de gas. El Gobierno redujo
las garantías que se le piden alos inversionistas, sin embargo, existen
otros escollos quefrenan la llegada de capitales. Hay quejas de parte
de los generadores respecto aOsinerg, no porque la tarifa sea baja sino
porque consideran un riesgo la discrecionalidad que tieneel regulador
para fijar tarifas. Nosotros pensamos que el reclamo tenía cierto
fundamento y redujimos esa capacidad".
(9) Citas desarrolladas por el autor extraídas de publicaciones
dela CIER.
P'.ELIZ <DI}l <DP,L
I:N(}'.E'Nl'.E<l(O '.EL'.ECTPJCIS<J';
.co,~to,Reae~
Jfuce, elegtvt, ~cue6W ~áqüw,
$U, ltW ~ 6afudo. J; ,.,
"'~.~ 91t9~ e&cbticlÁ.~
nee'Pe,m
R&~ Enero - Febrero 2005

14. ¿CRISIS ENERGÉTICA EN EL AÑO 2004?
(SEGUNDA MITAD DEL ARTÍCULO)
IX) RIESGO DE DESABASTECIMIENTO
La pregunta con la cual podemos empezar el
análisis del siguiente tema es si existe la reserva
adecuada en el SEIN. Tanto el MEM como el
Regulador fijan los Márgenes de Reserva, "real" y
"firme objetivo" respectivamente. No vamos a
ahondar detalles, pero podemos mirar el caso del
martes 28 de setiembre de 2004 a las 19:00 horas, sin
perjuicio de habemos encontrado con un escenario
hidrológico de características secas. En caso de
producirse una contingencia en la zona de Lima, el
SEIN sólo contaba con 9% de reserva fría, con el
detalle que se muestra en los cuadros adjuntos.(Fig.
17 y 18). Luego la reserva superior a 40% calculada
sobre la base de condiciones promedio y
uninodales (no consideran la capacidad de los
enlaces), por ejemplo bajo una condición de sequía,
no refleja su real magnitud.
Luego, existió riesgo de desabastecimiento, y
por lo tanto, se requiere por lo menos una efectiva
PLANIFICACIONindicativa del sector.
X) EXTERNALID.ADES ESTATALES
En párrafos anteriores seha hecho referencia a la
intervención del Estado, por . ejemplo, en la
regulación del sector. A esta situación la
HORA DE MAXIMA DEMANDA
DEMANDA
(VALORES EN MW)
GENERACION HIDRAULICA
GENERACION TERMICA
RESERVA EXPORTABLE
RESERVA TERMICA TEORICA
RESERVA REAL PARA EL AREA OPERATIVA CENTRO
% DE RESERVA POR AREA OPERATIVA
% DE RESERVAAOC INCLUIDA POTENCIAL IMPORTACION
161
238
21
21
Por: Ing. Roberto Tamayo Pereyra
Funcionario del OSINERG*
Docente de la UNMSM
jtamayo@osinerg.gob.pe
Margen de Reserva del SEIN
PERIODO MR
01 de mayo de 2004- 30 de abril de 2005 42%
01 de mayo de 2005 - 30 de abril de 2006 39%
01 de mayo de 2006- 30 de abril de 2007 36%
01 de mayo de 2007 - 30 de abril de 2008 32%
BALANCE DEMANDA-OFERTA
5000
4500
4000
13500
3000
2500
2000
• 11-
• '• 3:¡, 2t% 2~
45% 3;,
• 1
2004 2005 2006 2007 2008
1c:::J DEMANDA -+- OFERTA 1
Fig. 17 Demanda y Oferta: incluyen la generación de Sinersa
denominamos externalidad estatal, y su impacto en
el desarrollo del sector generalmente ha derivado
distorsiones y a veces pérdidas no sólo económicas,
sino también de tiempo. Podemos citar las
siguientes:
a) Decreto Supremo dado en el año 1999 por el cual
se traban las solicitudes de concesiones de centrales
hidráulicas para "favorecer" supuestamente el
desarrollo del Proyecto Camisea.
1249
693
52
3%
9%
294
344
109
153
28%
UNIDADES INDISPONIBLEi¡ RELEVANTES TG3 EEPSA por mantenimiento mayor lV-2 SHO por falta de combustible
DETALLE DE LA RESERVA TERMICA TEORICA
6
TV TRUPAL mantenimiento de la caldera
TG PIURA por limitación capacidad de red de distribución ENOSA
TG Trujilio (21 MW)
Fig.18
UTI 5(52MW) TG1 Moliendo (35 MW)
TG2 Moliendo (36 MW)
TG1 lio1 (35 MW)
TG2 lio1 (35 MW)
Unidades diesel (12 MW)
Mayo - Junio 2005 1'&~

15. b) Decreto Supremo Nº 010-2004-EM.- El MEM le
ha "precisado" al Regulador cuáles son los
componentes de la nueva demanda y de la nueva
oferta eléctrica. La nueva demanda tenderá a elevar
la tarifa, si hay nueva oferta, esto contrarrestará la
tendencia al alza, pero si no hay nueva oferta
disponible, entonces la tarifa aumentará de todas
maneras.
c) Decreto de Urgencia Nº 007-2004.- Debido a la
falta de contratos de suministro a distribuidores, el
MEM emitió el referido Decreto para efectivizar las
transferencias de energía en el COES-SINAC.
Dispone que los retiros sin contrato destinados al
consumo a precio regulado se distribuyan en el II
semestre de 2004, entre las empresas administradas
por FONAFE en proporción directa a su potencia
firme en el mes correspondiente, y en el I semestre
entre las privadas; así como suspende los efectos
del literal f) del artículo 36º de la LCE. El cuadro
adjunto y la Fig.19 siguientes muestran los montos
económicos derivados del referido Decreto
evaluado a setiembre de 2004.
La pérdida económica, en este caso aludida
anteriormente para ELECTROPERU, empresa de
todos los peruanos y especialmente de los
jubilados, se ha visto reflejada en el gráfico anterior,
la pérdida de tiempo radica, a pesar de la experticia
ganada, no haber consolidado aún alguna reforma
en pro de la competencia y de los costos eficientes.
XI)INFORMACION ESPECULATIVA POR
PARTE DE LAS EMPRESAS. PREGUNTAS
CLAVES PARA EL FUTURO
Muchos analistas y actores involucrados en la
problemática utilizaron los medios de
comunicación sOcial para difundir sus quejas con
sustentos y justificaciones en ocasiones perversas,
que caldearon ánimos y confundieron panoramas
no sólo al público en 'general, sino también al
VALORIZACIONES DE POTENCIA Y ENERGIA
especializado, a la clase política y hasta algunos
asesores técnicos.
En las Fig. 20, 21, 22 y 23 podemos distinguir
algunos elementos que no pudieron ser ilustrados
ni oportunamente, ni objetivamente.
Con esto se trata de explicar que centrales
térmicas cuya participación no supera el 5% de
participación en el despacho llevaban a este a
sancionar CMgCP cuatro veces superiores a la
Tarifa en Barra, el Costo Medio de producción
(Costo Variable Total) era racionalmente más bajo,
como se verá en un gráfico a continuación.
Por otro lado, en el mercado de energía, los
riesgos del mercado de oportunidades, el spot, era
asumido exclusivamente por los generadores para
salvar sus compromisos.
SEMESTRE 1 11
SOLES 98,673,057 158,789,307
Pat. EFECTIVA PRIVADOS ESTATALES
MW 2884 1484
MielesSoles/MW 34 107
XII)INDICADORES DE DESEMPEÑO
Al observar la evolución del CMgCP en el SEIN
de la Fig.24 siguiente, notamos al margen de la
magnitud de este costo sancionado, la marcada
estacionalidad anual de su comportamiento, y que,
hasta el 2004 existían periodos en el cual este costo
se encontraba por debajo de la Tarifaen Barra.
Asimismo, como se mencionó, los distribuidores
están obligados, de acuerdo con lo establecido en el
Artículo 34° de la LCE, a tener contratos de
abastecimiento con los generadores que le
garanticen su requerimiento total de potencia y
energía por los siguientes 24 meses
,. 45 - - - - - - - - - - -- - - - -- - - - - - ~ 450
como mínimo. Sin embargo, en la
LCE no existe una exigencia u
obligación de contratar por el lado
de los generadores.
"~ 40
"~ 35
",g 30
:i¡
25
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JU.. AGO SEP OCT NOV DIC
~__':'.::_Sl'<CX>NlRATO_ =V.ED.URGB-OA V.P.St<CONTRATO -V.P.D.troENCI' -CMll
Fig.19
R&!Jea'tUa- Mayo - Junio 2005
400
350
300
250 Hasta setiembre de 2004, los
CMgCP representan un costo mayor
que el Precio en Barra para aquellos
generadores que requieren comprar
parte de su energía contratada en
este mercado, o una oportunidad de
obtener un mayor ingreso para
aquellos generadores que tengan
energía disponible no contratada. Se
7

16. 800
700
600
500
400
300
200
100
800
700
600
500
400
300
- - 24
CMG,, =f"ExCMG.
u i=I t l
CMGd=27.5 SIMWh
El: Energla en la hora i.
CMGI : Costo en la hora l.
lcM~7~
GT1
HIDROELECTRICA
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
HIDROELECTRICA
- 24,,
CMG v - ¡ E,xCMG ,
200 / - 1
CMG, ? 87.5S/Mwh
100 Ei: Energia en ta hora l.
CMGI : Costo en la hora l.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Fig. 20 y 21
nota para el 2003, como los CMgCP se incrementan
en los meses de julio, agosto y setiembre bajando
ligeramente en octubre e incrementándose
nuevamente en noviembre. Los incrementos de
CMgCP de octubre y noviembre del año 2003 se
pueden explicar, entre otros, por la menor
generación hidráulica (respecto al 2002), a
continuación se muestra las producciones
hidráulicas de las tres mayores empresas de
generación.
La disminución de la producción hidráulica en
los meses de octubre y noviembre de 2003 (incluso
diciembre) que se aprecia, fue analizada con
cuidado puesto que los embalses estacionales no se
encontrabanagotados.
EVOLUCION OE LA TARIFA EN BARRA Y COSTO MARGINAL DEL SEIN
180
'-' 60 +------- - - - - - - -..,LJ",,l-Jf---+----,
"':, 40 -1-- ---,...-...--._--cf--'¡;----f---tt-..-t----1
1---TARIFA EN BARRA ----- COSTO MARGINAY
Fig.24
8
MERCADO ENERGIA
(TARIFA BARRA? CLIENTE REGULADO; TARIFA LIBRE? CLIENTE LIBRE)
(COSTOS MARGINALES? MERCADO SPOT)
T
1 EMP 1
MERCADO SPOT
CMG
Fig.22
MERCADO POTENCIA
(EXCLUSIVAMENTE TARIFA EN BARRA)
T ro·!llTcgQ)
~&.1J
l1l
¡gT1J
·¡¡
l1l ena. .E
8 eo..
E
j_ 8j_
Fig.23
T
1J
l1l
1J
·¡¡
l1l
a.
8
_j_
EMP1 EMP2
~ Cliente Libre
EEHE Cliente Regulado
TB: Tarifa en Barra
TL: Tarifa Libre
CMG: Costos Marginales
E
ec.
E
o
lEMP2
TT~~a. e
E a,
_!__tºÜO..
en
o
en
.E
eo..
E
o
ü
l
Asimismo, en el período 1998-2001 los
generadores que tenían contratos, obtuvieron un
mayor ingreso dado que los CMgCP fueron
menores que los Precios en Barra, lo cual supone
que si ellos compraronenergía en el mercado SPOT
(generadores deficitarios) en dicho período,
obtuvieron una diferencia apreciable por su venta a
Precio en Barra a los concesionarios de distribución
en el mercado regulado. En el período 1994-1997 el
sistema se recuperaba de una situación deficitaria
de oferta y paulatinamente se va equipando con
unidades de generación más eficientes,
repotenciando en algunos casos unidades
malogradas o antiguas, e incorporando oferta y
demanda de sistemas autogeneradores1
º; este
comportamiento del CMgCP11
puede provocar una
percepción equivocada de periodo cíclico
inexistente.
Por otro lado, el Precio Básico de la Energía
fijado en 23,76 US $/MWh (barra Santa Rosa 220
kV) para noviembre 2003 y el inminente ingreso del
Gas Natural del Proyecto Camisea como
combustible para generación eléctrica, hicieron
Mayo - Junio 2005 ;¿z~

17. Producción Hidraulica de ELP
~
~
~-
640
620
600
580
560
540
520
500
- --~
~
-1- - ~
- ~ ~
-
,_ '- -
H
e- ,_
- ~ ~
-
jul ago set oct nov die
Produccion Hidraulica de Egenor
250 ,---------------
200 -t-- - - - - - - - ---1---1
J:
S:: 150 i------ - - -....119---l
l!)
jul ago set oet nov die
1
Producción Hidraulica de EDEGEL
450
400 ~
350 ,_
~ -
.s::. 300
s:: 250l!)
200 ,_ 1- e- e- - 1--
150
100
jul ago set oet nov die
Fig. 25, 26 y 27
02003
•2002
02003
•2002
02003
•2002
prever equivocadamente la tendencia a una
disminución mayor del precio referido.
Por ello, en años anteriores resultaba rentable
para los generadores contiatar con distribuidores
para suministros del mercado regulado. Los
primeros previendo los .resultados de un año
hidrológico seco restringieron la posibilidad de
contratar e incluso advirtieron que no invertirían
mientras la Tarifa en Barra no sufra incrementos a
la medida.
Veremos en los gráficos siguientes, que va;rios
grupos económicos titulares de centrales de
generación han tenido balances operativos
positivos.
Hasta antes del ingreso a operacióncomercial de
las unidades de generación de la central Ventanilla,
los costos medios son muy inferiores a los CMgCP,
tal como se aprecia en la Fig. 28.
Lo anterior se corrobora conlos datos del cuadro
de la Fig.29, compara~ivo para los años 2003 y 2004.
Se observa que con 1000 GWh menos de energía
1'&~ Mayo - Junio 2005
producida de fuente hidráulica, los Costos Medios
de Producción se incrementan en un 239% y los
CMgCP se incrementan en un 143%, mientras que
la Tarifa en Barra se mantiene casi constante.
Con relación a los balances operativos durante el
2004 (proyectados en mayo), como se mencionó,
salvo el caso de la empresa de generación
SHOUGESA, los grupos económicos representa-
dos en el gráfico tienen un balance operativo antes
de impuestos positivo.
XIll)PROBLEMATICA ACTUAL
Podemos resumir la problemática actual en lo
siguiente:
a) Las reglas no permiten que el sistema opere bajo
condiciones de mercado competitivo.
b) El acceso al mercado es restringido.
c) Existen restricciones para el flujo transparente
de la información, al acceso del proceso de
- - CMg-- e.Medio
Fig. 28
programación del despacho centralizado, al
suministro de los Servicios Complementarios,
entre otros.
d) Se impide acceso al COES de unidades
pequeñas hidráulicas y/o térmicas eficientes.
e) Sólo los generadores que operan en base a gas
natural pueden declarar costos de combustible
("Precio Único"). Los demás están sujetos a la
rigidez de los costos variables.
f) Evita manejar el riesgo de contratación.
Producción Enero -Agosto 2004
GWh
Hidráulica 1
Térmica 1
Total 1
Periodo enero - aoosto
CMg promedio oonderado (US$/MWhl
Tarifa en barra(US$/MWh)
Producción Enero -Agosto 2003
GWh
Hidráulica
Térmica
Total
Periodo enero - a osto
CM romedio ponderado US$/MWh
Tarifa en barra US$/MWh
11062.76
3387.72
14450.48
12031.74
1655.97
13687.71
Fig. 29
Costo Variable Total
US$/MWh
o
1 -150
,. 10.56 """
......_
~
74.25 ""~;"
24.00 de
Produce ton
Costo Variable Total
US$/MWh
o
1 -150
3.11
30.90
26.00
9

18. g) Solamente entre genera-
dores pueden comprar y
vender en el mercado SPOT
vía transferencias.
BALANCE OPERATIVO ANTES DE IMPUESTOS - 2004
1/l 80 ~ - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - ,
h) El sistema "ingenuamen-
te" está diseñado para que
los generadores puedan
estratégicamente vender al
mercado de oportunidades o
al "SPOT".
CI)
Ji 70
1/)
g 60
CI)
:,
Z 50
1/)
CI)
_2 40
:E 30
20
10
(10)
-.. -..
E~e Feb
/
/
.. - .. - ..-
Mar Jun Jul Ago ,'Jep Oct Nov Die
i) Cuando hay escasez de
agua los generadores se
encuentran reacios a
contratar con distribuidores
y, si pueden, rescinden
contratos con clientes libres
como ha sucedido.
(20) ~----=-------_-_-_-_-_--::.___-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_-_--::.___--::.___-_-_-~----~
-ESTADO
- - - - SHOUGESA
j) Se le obliga a los distribui-
dores a suscribir contratos (incluso estos de corto
plazo para 24 meses), pero no seles ha dado acceso,
para que como comercializadores, puedan
comprarenel mercado mayorista al precio SPOT.
XIV)VARIABLES CLAVES DE "EXITO"
Se han podido identificar, luego del análisis
efectuado, variables claves de éxito utilizadas o
confrontadas por los concesionarios y el
Regulador. Se las puede resumir en las siguientes:
l. CONCESIONARIOS
a. Presión al Regulador para el alza de tarifas y
cuestionamiento a su discrecionalidad como
garantía de nuevas inversiones.
b. Presión al MEM para que intervenga en el
control de la discrecionalidad y solucione el
problema de la falta de contratos con mecanismo
legales. Situación que lograron las empresas con la
emisión del Decreto Supremo Nº 010-2004-EM
(demanda de Ecuador y requerimientos legales
para considerar nueva oferta) y el Decreto de
Urgencia Nº 007-2004.
c. Mayor Incremento de la demanda.
d. Incremento del precio de combustibles.
e. La oferta (nuevas centrales) no se debe incluir en
la tarifa sino hasta que cumplan con requisitos muy
rígidos.
f. Condiciones hidrológicas secas.
g. Centrales térmicas obsoletas y caras.
h. Precio Spot muy por ,encima de las tarifas
reguladas.
i. La tarifa actual p.o asegura la rentabilidad
ofrecida en la Ley.
10
- - ENDESA -TRACTEBEL - • · DUKE
_._ AGUAYTIA - PSEG - · - ·CAHUA
Fig.30
j. Los generadores no quieren contratar con los
distribuidores por la bajas tarifas reguladas, así
como resolución de contratos conclientes libres.
2. OSINERG
a. Las tarifas soncalculadas de acuerdo a un marco
legal vigente que establece los componente de la
tarifas reguladas.
b. Hay precios libres determinados por la libre
contratación.
c. Los usuarios regulados no se perjudican con la
escasez de agua.
d. La falta de contratos no afecta a todos los
distribuidores.
e. La sequía perjudica especialmente a los que han
contratado más potencia de la que generan.
f. El ingreso del Proyecto Camisea debe tener
efecto en las tarifas eléctricas.
g. La falta de inversión en generación hidráulica,
en su debido momento, se debió a una decisión
política, que a través de la modificación de la LCE
prohibió el otorgamiento de concesión para
generaciónhidráulica.
h. Estos argumentos pierden peso con la emisión
dei'DS.010-2004.
XV)CONFLICTOS
Del análisis del entorno se ha podido observar
conflictos entre los siguientes actores:
a. Entre OSINERG y las empresas, por las tarifas.
b. Entre OSINERG y el Ministerio de Energía y
Minas y Ministerio de Economía y Finanzas, por la
inversión.
c. Entre las empresas eléctricas y los clienteslibres,

19. por el precio de los contratos libres y la posible
resolución de los mismos.
d. Entre los generadores y distribuidores por la
suscripciónde los contratos.
e. Entre los usuarios regulados y OSINERG por la
posible subida de los precios.
f. Entre las generadoras y el Proyecto Camisea por
la entrada de esta última.
Un ejemplo de todo esto se encuentra en la
apreciación de la Defensoría del Pueblo y del
Congreso, los que consideran que las tarifas de
electricidad de Sudamérica son una de las más altas
de la región.
XVI)PREGUNTAS CLAVES PARA EL FUTURO
Para efectos de enfrentar nuevamente esta
realidad en el futuro, es necesario hacer preguntas
claves, las respuestas, como todo, serán diversas
dependiendo del observador.
a. ¿Las empresas eléctricas están perdiendo dinero
con las tarifas actuales?.
De acuerdo al balance operativo referencial
mostrado no están perdiendo dinero, incluso un
conocido grupo económico podría estar teniendo
los mayores ingresos económicos registrados
desde el inicio de sus operaciones ennuestro SEIN.
b. ¿La solución al problema señalado es elevar las
tarifas?.
Antes de esta supuesta crisis, muchas empresas
obtuvieron utilidades importantes que obviamente
no han sido revertidas en inversión.
Habría que auscultar la política comercial de
cada una de ellas, por ejemplo, la de
ELECTROPERU, que sabía que tenía que contar
por lo menos cori una central térmica para uso con
gas natural de 200 MW, para cubrir sus
compromisos y registrar mínimas pérdidas.
Por otro lado, también se ha mencionado que la
conversión de la unidad Westinghouse de la
central térmica para su operación con gas natural
no se encuentra dentro de los planes del grupo
económico que las representa, a pesar del
incremento último.
c. ¿El precio vigente realmente es bajo o es una
especulación de las empresas, para presionar al
alza?.
Con un menor precio incluso al vigente,
acordémonos de los diez años últimos de
adecuadas condiciones hidrológicas, la
rentabilidad fue razonable, es más, como se ha
mencionado; con ese escenario las generadoras no
invirtieron. ¿Cómo ·se puede asegurar que con
R&~ Mayo - Junio 2005
tarifas más altas van a invertir?.
d. ¿El usuario regulado o los clientes-libres se ven
afectados con la situación actual?.
Ambos, para los primeros muchos de sus
suministros no tienen contratos, y con los
segundos, a pesar de las ventajas de ser cliente
libre, algunas generadoras rescindieron contratos.
e. ¿Los precios actuales afectan la inversión?.
Podemos echar un vistazo a algunos ciclos
combinados, por ejemplo, del Gran Norte de Chile,
los costos variables de estas unidades por lo menos
son hasta 50% más bajos que los sustentados en
nuestro SEIN. Por lo tanto, se les estaría
reconociendo costos ineficientes, por ejemplo, en el
Ingreso por Potencia. Este análisis puede ser parte
de una próxima tarea.
f. ¿Cual será el efecto del ingreso de Camisea?.
Ha esta altura ya nos han explicado, que ya el SEIN
ha disfrutado del efecto del Proyecto Camisea hace
algunos años atrás, desde que el Regulador lo
consideró en los procesos de fijación tarifaria. Sólo
queda esperar, para el usuario final, que a medida
que se vaya "llenando" el dueto que transporta el
Gas de Camisea (es decir, haya más consumo) el
concepto denominado Garantía de Red Principal
iría disminuyendo, con lo cual los usuarios verán
reflejada una importante disminución de las
tarifas.
Obviamente, los efectos del Proyecto Camisea
en otras actividades industriales serán también
positivos, mientras dure su explotación,
obviamente considerando la futura exportación de
este recurso.
g. ¿Cuál será el efecto de la inversión que está en
camino en generación eléctrica?.
El efecto de toda inversión se traduce en dotar a
un sistema de nueva tecnología, con lo cual se
obtienen costos eficientes, los que a su vez reducen
el precio por el bien producido, en este caso de la
tarifa eléctrica.
Esperamos que haya inversión y que la
competencia sea transparente. Como se verá más
adelante, y en opinión personal, si es necesario el
estado puede verse obligado a invertir, toda vez
que se trata de proteger el desarrollo de un Servicio
Público.
No hay que olvidarse que, cuando el Estado
decide que las empresas privadas deben intervenir
en el mercado eléctrico, para brindar suministro
regular de energía eléctrica para uso colectivo,
califica como utilidad pública al servicio público de
electricidad3
; esto quiere decir, que el Estado busca
11

20. concentrar sus escasos recursos en el cumplimiento
de aquellas tareas consideradas fundamentales, sin
distraer los mismos en la gestión de actividades que
pueden ser conducidas más eficientemente por el
sector privado; de esta forma el Estado comienza a
establecer reglas para que el privado en el caso
específico del sector eléctrico cumpla con brindar
de manera continua, regular y permanente el
suministro eléctrico considerando un nivel mínimo
de calidad, a un costo mínimo y empleando de
mejor manera los recursos energéticos.
h. ¿El conflicto entre concesionarias regulador -
MEM puede desgastar al gobierno. Se han emitido
algunas medidas gubernamentales para solucionar
este conflicto, pero esto puede traer otras
situaciones de conflicto?.
En efecto, a medida que se trasladen a la
normatividad del sector, normas orientadas en el
tiempo a diferentes propósitos, los resultados,
como ya se mencionó, no sólo serán nocivos
económicamente, sino que el sector no sólo no
evoluciona sino se vuelve ineficiente.
XVII)ESTRATEGIAS
Queda entonces enfrentar la problemática con
diferentes ópticas o estrategias, algunas de estas se
mencionan a continuación:
a. Aplicar los criterios impuestos por el MEM, lo
que conlleva al incremento del costo de la tarifa
(4.7% al usuario final).
b. Calcular las tarifas sin ceder a las presiones y en
estricta aplicación de la LCE.
c. Coordinar con el MEM y PROINVERSIÓN una
estrategia conjunta para promover inversiones.
d. Modificar el Decreto de Urgen~ia Nº 007-2004.
e. Derogar o modificar el D.S. Nº 010-2004-EM.
f. Modificar la LCE para establecer cambios
estructurales del modelo.
g. Traspasar al capital privado las empresas
estatales (bajo el mecanismo de concesión y no de
compra venta de acciones).
h. Establecer mecanismo de inversión tipo BOO
parala generación.
Esta alza tarifaria nos debe llevar a revisar el
modelo de mercado que establece la LCE basado en
costos de eficiencia y el contexto en el que esta se
desarrolla.
XVIII)SOLUCIONES DE CORTO PLAZO
Analizado el entorno se puede proponer:
a. Derogar o modificar el DS Nº 010-2004-EM.
b. Modificar el Decreto de Urgencia Nº 007,
12
haciendo que todos los actores estén involucrados
en el costo. De manerajusta, el costo se debe asignar
en principio entre todos los generadores
integrantes, teniendo en cuenta, entre otros, sus
compromisos contractuales con el mercado
regulado, la energía que inyectan al sistema. Esto
último es más relevante que prorratear las
valorizaciones de inyecciones sin contrato entre la
Potencia Firme.
Por ejemplo, algunas empresas ingresaron a
participar del negocio eléctrico, pensando en una
remuneración exclusiva por potencia, es decir,
tener unidades "eficientes", no despachar. Si esa
fue su política bajo las reglas de juego, así como por
ejemplo, sólo despachar para el mercado spot (ser
excedentarios), entonces se debe respetar su
política comercial. Queda entonces, como una
alternativa, repartir los costos de manera
proporcional a la energíainyectada.
XIX)SOLUCIONES DE LARGO PLAZO
A pesar de haber observado que en los últimos
años, el sector ha estado sometido a parches que
alivian los embates de crisis, como la evaluada, hay
algunas medidas que deben serconsideradas.
a) Promover inversiones de pequeñas centrales
hidroeléctricas y más afianzamientos
Esto significa, permitir el acceso de una gran
mayoría de generadores al COES, por ejemplo, con
potencias superiores a 10 MW (acceso al mercado).
No necesariamente tienen que integrar su
Directorio, pero podrían estar agrupadas en una
asociación.
Para evaluar el impacto en la variación del
Precio Básico de Energía (barra Santa Rosa) con el
ingreso de una central hidráulica de 20 MW de
potencia y características similares a la central
Cahua, por ejemplo, a partir del 2005, considerando
un costo de US$ 700 por kW instalado, la reducción
del precio ponderado sería de 0.916772 US$/MWh
(3%).
b) Evaluar la intervención del Estado como
inversionista
Con la instalación de un ciclo simple (200 MW) y
combinado a partir de Camisea (270 MW),
ELECTROPERU pudo evitar pérdidas y ahorrar
alrededor de 75 Millones de Nuevos Soles.
Es necesario mencionar, que el contrato entre
ELECTROPERU ETEVENSA, por el cual la
primera empresa tiene el derecho sobre toda la
energía producida por la segunda, no era ejecutado
conforme a sus cláusulas, teniendo como
Mayo - Junio 2005 ;¿z~

21. perjudicado a la empresa estatal, este contrato no
garantiza la disponibilidad de las unidades para
operar.
Por otro lado, los afianzamientos de cuencas,
para aumentar el factor de planta de centrales
hidráulicas trae beneficio para el mercado regulado
y para las empresas (Charcani V incrementaría su
producción en 98 GWh con la presa Pillones). Con
ello, por ejemplo, se logró reducir en 1.36%
aproximadamente el Precio Básico de Energía.
c) Atraer inversiones desarrollar señales de
mercado
Se deben generar señales que permitan que los
distribuidores o "probables comercializadores"
mantengan contratos que aseguren estabilidad de
precios enescasez, paraello se podría:
? Dar acceso a los Distribuidores / Comercializa-
dores al mercado mayorista, es decir, hacer factible
el acceso de distribuidores y clientes libres en el
mercado SPOT con sus respectivos riesgos
900
800
700
600
.e 500;:
(!) 400
300
200
100
o
lú
2
lú
PRODUCCION SIMULADA ELECTROPERU · 2004
ID a: a: >-
w < ID <
IL :le < :le
O!.EXISTENTES
o
e,
<
tio
>
o
2
• CON OTRA TERMICA
Fig.31
(volatilidad de precios).
ü
o
? Proponer la· creación de la "Figura del
Comercializador", la Decisión. CAN 536 prevé
dicha implementación.
? Evaluar el acceso al · mercado Boliviano. El
desarrollo de esta interconexión sería inmediato en
el marco de la Decisión CAN536.
? Aumentar el periodo de contratación de
suministros regulados de 2a 4 años.
Precio Básico de la ener¡.¡ía en US $/MWh (-1 .36%)
Punta F.Punta Ponderado
Simulado 39.62189 27.3061 29.74764
Re¡.¡ulación 39.96113 27.73541 30.15925
? Desarrollar contratos BOO de generación vía
subastas.
d) Desconcentrar la oferta del mercado
Respecto a la concentración vertical esta no debe
ser mayor al 5%, siri embargo INDECOPI señaló
R&~ ~ayo - Junio 2005
que concentraciones mayores no dañan la
estructura del mercado (PSGE).
Deben promoverse las privatizaciones bajo
cualquier mecanismo, ya sea bajo la modalidad de
compra-venta o concesiones con modificación
previa de la Ley Antimonopolio prohibiendo las
concentraciones horizontales mayores al 15% y
totalmente las concentraciones verticales.
La Ley Antimonopolio cuya vigilancia es
responsabilidad del INDECOPI no permite una
P . Bá . d 1recio SlCO e a energia en US$/MWh
Punta F.Punta Ponderado
Simulado 38.78379 26.88985 29.2478
GART 39.96113 27.73541 30.15925
concentración horizontal mayor al 15%, sin
embargo INDECOPI señaló que concentraciones
mayores no dañan la estructura del mercado
(ENDESA). (Fig. 34,35y36).
Valorizacion de la energia producida por
nueva central térmica de ELECTROPERU
20,000
11> 15,000
U)
:)
.,, 10,000
~
:i 5,000
o
-
-
-
Fig.32
r"
1--
r"
~ ~ ~ -
-
e--
n
El esquema de privatización debe contemplar
necesariamente compromisos de inversión para el
corto plazo utilizando gas natural para ciclos
combinados y para el mediano plazo generación
hidráulica.
e) Despolitizar la aplicación tarifaria
Se debe promover la autonomía del Regulador,
a partir de políticas de mercado y no vía reglas
impuestas, así como generar procedimientos
transparentes que haga predecible los resultados
de la fijación de tarifas. Todo indica que se debe
revisar el modelo tarifario.
XX)OTRAS SOLUCIONES
Pueden existir diversas recetas más
imaginativas que otras, podemos citar por ejemplo,
la implementación del Mercado del Día Previo, con
la cual se reduce el riesgo de comportamientos
13

22. Conseguir que se abastezca una
demanda a partir de una oferta y
precios establecidos.
Por ejemplo, para atender
suministros de grandes
consumidores (>250 kWh-mes).
Tendrían que ofertarse MWh a
precios menores a la tarifa
regulada.
CLIENTE
REGULADO
,,,,
'
,,,,
,
CLIENTE
LIBRE
/ GRANDES
~éONSUMIDORE
OFERTA
MW
MWH
En este instante no hay problema de desabastecimiento.
Los usuarios involucrados podrían partir su suministro.
Evaluar como impactan los cargos por peaje
Fig.33
OTROS
AGUAYTIA 5%
eGrnOR~'13% ~
Fig.34
Potencia
Efectiva
33%
33%
estratégicos de última hora (indisponibilidades
11
fantasmas"), despachos centralizados que
inspiren transparencia y/o ·descentralizados que
permitan flexibilidad, revisión y ajustes de la
estructura y de los procedimientos del COES, entre
otros.
NOTAS:
(10) (Se considera la demanda y oferta de Electroandes y
Shougesa a partir de 01 de enero de 1998 y la de Talara a partir
de 14 de agosto de 1998. Asimismo, las unidades de la C.T.
Aguaytía operaron a partir de 1997, antes de este año los
CMgCP correspondían a unidades de combustible líquido
(diesel y residuales).Otro hecho relevante fue la interconexión
del SICN con el SIS comercialmente a partir de octubre del año
2000.
(11) La tendencia del CMgCP depende principalmente del
comportamiento de la demanda, del parque de generación
hidráulica disponible y de unidades térmicas eficientes, de la
hidraulicidady deloscostos decombustibles.
(12) Artículo 2° LCE: Constituye Servicio Público de
electricidad, el suministro regular de energía eléctrica para uso
colectivo, hasta los límites de potencia que serán fijados de
acuerdo a lo queestableceel Reglamento.
ElServicio Público de Electricidad es de utilidad pública.
Ventas 2002
Fig. 35
Fig. 36
*Resumen de exposición efectuada porel lng. Roberto Tamayo Pereyra, Profesorde la Facultad de Electrónica de la Universidad
Nacional Mayor de San Marcos, en el IV Ciclo de Conferencias: Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica
realizada el 12 de noviembre de 2004 en la Universidad Nacional Mayor de San Marcos. El Autor brinda una opinión
absolutamente personal, y no involucra su posición de ex asesor del Despacho Vice Ministerial de Energía y Minas, ni de ex
funcionario delCOES-SINAC, nide actualfuncionario del OSINERG.
14 Mayo - Junio 2005 R&~