Problemática de la transmisión de energía en el Perú

  • Economía
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60 Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
Si bien los ingresos generados por las empresas de
transmisión representan únicamente el 10% del total
de los ingresos recaudados por las empresas del sec-
tor eléctrico, recientes investigaciones han mostrado
la importancia de un sistema de transmisión adecua-
damente regulado en el fomento de la competencia
entre las empresas generadoras y en la apertura de
dicho mercado.
Por ello, el objetivo del documento es analizar los
dos aspectos fundamentales del sistema de transmi-
sión eléctrico: la tarificación del servicio de trans-
misión y los mecanismos de expansión de la oferta
de transmisión. Con este fin, se analizan las recien-
tes concesiones bajo la modalidad de contratos
BOOT (
Build, Own, Operate and Transfer
) y el es-
quema de privatización de Etecen (Empresa Trans-
misora de Energía del Norte) y Etesur (Empresa Trans-
misora de Energía del Sur). El análisis de estos pro-
cesos permiti identificar los problemas del marco
regulatorio peruano y extraer algunas lecciones de
política.
La tarificación y la expansión eléctrica han sido estu-
diadas desde diferentes perspectivas en cada país.
Cabe destacar que el documento analiza, por prime-
Ricardo de la Cruz – Macroconsult y Raúl García – Osinerg
La problemática de la actividad de transmisión
de energía en el Perú1
1/ Resumen del documento titulado “La problemática de la activi-
dad de transmisión de energía en el Perú: algunas opciones de
política”, desarrollado en el marco del concurso de investiga-
ción CIES 2001, auspiciado por ACDI-IDRC. Pod descargar la
versión completa de este documento desde http://
www.consorcio.org/programa2001.asp
ra vez, la problemática eléctrica peruana desde el
punto de vista ecomico, utilizando conceptos de
la teoría de monopolios naturales, el enfoque de la
teoría de la regulación marginalista aplicado al sec-
tor eléctrico, las experiencias internacionales relevan-
tes y los avances recientes
Marco teórico
El sector eléctrico es dividido en cuatro activida-
des. La primera es la generación de energía, realiza-
da a través de centrales hidráulicas y térmicas. La
segunda actividad es la transmisión: las generadoras
inyectan su energía al sistema de transmisión princi-
pal mediante los sistemas secundarios. La tercera ac-
tividad es la distribución, que se encarga de llevar la
energía a los consumidores de servicio público. Fi-
nalmente, se considera a la comercialización como
una actividad independiente de la distribución, aun-
que en muchos casos la realizan las empresas distri-
buidoras.
«el documento analiza, por
primera vez, la problemática
eléctrica peruana desde el
punto de vista económico…»
61Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
Caractesticas tecnológicas
y económicas
Características tecnológicas
Existen leyes eléctricas que limitan la comerciali-
zación de la electricidad. En primer lugar, la ener-
gía no puede almacenarse, lo que implica que la
oferta y la demanda deben equilibrarse en forma
simulnea.
Además, un sistema eléctrico debe cumplir con las
leyes de Kirchoff. La primera Ley de Kirchoff señala
que la suma de todas las fuerzas de desplazamiento
que se pierden a lo largo del circuito eléctrico, debe
ser igual a la diferencia de la fuerza con la que se
inyecta y la fuerza con la que llega el electrón a la
barra de generación. La segunda postula que la ener-
gía inyectada en una barra será igual a la energía re-
tirada de la misma.
Otra característica importante de la comercializa-
ción de la electricidad es la imposibilidad de cono-
cer la composición exacta del suministro de la de-
manda; es decir, no se puede identificar a qué ge-
nerador pertenecen los electrones que retira la dis-
tribuidora.
Características económicas
Econoas de escala, densidad y coordinación
La actividad de transmisión presenta características
de monopolio natural, por la presencia de economías
de escala. Las economías de escala se deben a la pre-
sencia de importantes costos fijoscomo el valor de
las franjas de terreno, obras de acceso, etc.– y a los
fuertes aumentos de capacidad, derivados de cam-
bios en el voltaje de las líneas. Las economías de es-
cala también se presentan en los equipos de com-
pensación y transformadores, así como en los costos
fijos de operación y mantenimiento.
Por otro lado, la transmisión también presenta eco-
noas de densidad asociadas con el uso de la capa-
cidad de las líneas, en función de los niveles de ener-
gía que se transportan sobre estas. Así, si existe capa-
cidad no utilizada, es s eficiente incrementar la
carga sobre el sistema de transmisión existente, an-
tes que construir uno nuevo.
Un sistema eléctrico que garantice el suministro re-
quiere de un eficiente funcionamiento de la activi-
dad de transmisión, en coordinación con la de gene-
ración. Según Joskow y Schmalensee (1983)2, los
beneficios de esta coordinación son los siguientes: i)
se aprovechan economías de escala, en la medida
que se satisfacen demandas dispersas; ii) se requie-
ren menores niveles de reserva para asegurar el su-
ministro; iii) se alcanzan econoas de no simulta-
neidad en la demanda, ya que se satisfacen deman-
das diferentes (de distintas zonas), con menor capa-
cidad que la suma de las máximas capacidades de-
mandadas; iv) permite economías de ámbito. Sin
embargo, existe incertidumbre sobre la escala en la
que se agotan los beneficios de la coordinación.
Aproximaciones para fijar el precio
de un monopolio natural
Uso de costos marginales y costo medios
Para resolver el problema de la tarificación del mo-
nopolio natural, Hotelling plantea fijar las tarifas uti-
lizando el costo marginal de corto plazo y subsidiar
al monopolio por las pérdidas incurridas. Sin embar-
go, esta propuesta implica crear impuestos que finan-
cien el subsidio y que distorsionan los precios del
resto de los mercados de la economía.
Otro propuesta es la de igualar el precio al costo
medio. Este método es conocido en Estados Unidos
como
Rate of Return Regulation
. Una de sus princi-
pales desventajas, sin embargo, es que induce al ex-
cesivo uso de capital. Otra desventaja es la introduc-
ción de discrecionalidad, por parte del regulador, en
la fijación del precio. Esta se da cuando se trata de
varios bienes no relacionados entre sí. En este caso,
el regulador puede fijar el precio con fines políticos.
La discriminación entre segmentos
de mercado: precios Ramsey
Este método de tarificación consiste en la búsqueda
de un segundo óptimo con la restricción de autofi-
nanciamiento. La diferencia entre el costo marginal
«la energía no puede
almacenarse, lo que implica
que la oferta y la demanda
deben equilibrarse en forma
simulnea»
2/ Joskow, Paul y Richard Schmalensee (1983).
Markets for Power:
An Analysis of Electric Utility Deregulation
. Massachusetts: MIT
Press.
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y el precio actúa como un impuesto implícito. En el
caso de que las elasticidades-precio de las deman-
das de los bienes sean iguales, el mayor precio hace
que la cantidad demandada se contraiga en el mis-
mo porcentaje para todos los bienes y servicios. Si
las demandas por todos los bienes y servicios en cues-
tión no estuvieran relacionadas entre sí (elasticida-
des cruzadas iguales a cero), la tasa de impuesto im-
plícita, expresada como porcentaje del costo margi-
nal, debe ser proporcional a la inversa de la elastici-
dad precio del bien o servicio.
Una de las principales críticas a esta propuesta es
que no considera la equidad, ya que los consumido-
res de demandas s inelásticas pagan un precio
mayor, a pesar de que carecen de otras alternativas
de consumo.
La discriminación entre cantidades
vendidas: tarifas de dos partes
Ronald Coase (1946)3 plantea una solución de tari-
fas ltiples. Existe un primer precio que la socie-
dad debe pagar para contar con el bien o servicio.
El segundo precio permite al usuario discernir si ad-
quiere o no el bien o servicio. El tercer precio le
indica al consumidor cuántas unidades del bien o
servicio debe adquirir.
En el caso del sector eléctrico, Coase (1970)4 pro-
pone utilizar al menos dos tarifas: un cargo fijo más
un cargo variable por KWh consumido. El cargo va-
riable por energía debe fijarse en función del costo
marginal de corto plazo —de acuerdo con Hote-
lling—, y el costo fijo debe cubrir la diferencia en-
tre el costo medio y el costo marginal. Cabe señalar
que la solución de Coase es óptima solo cuando la
demanda por la conexión al servicio es inelástica al
cargo fijo cobrado.
La fijación de cargos de acceso
El cargo de acceso se refiere al pago que se hace a
los propietarios de la infraestructura por el uso de
sus instalaciones. La determinación del cargo es im-
portante, en la medida que debe alentar a los inver-
sionistas eficientes a competir con la empresa opera-
dora y debe evitar la construcción ineficiente de in-
fraestructura paralela. En el caso de la transmisión,
la incorporación de criterios ecomicos para repar-
tir los costos entre los usuarios de la infraestructura
es reciente.
La regla s utilizada es la del componente eficiente
de Baumol y Willig5, conocida como ECPR (
Efficient
Component Pricing Rule
). Con esta regla se busca
que el precio de acceso sea igual al costo de oportu-
nidad de la operadora; es decir, aquel que deja indi-
ferente al monopolista entre proveer el servicio a su
demandante o solo a sí mismo. La regla fue criticada
por varios autores; entre ellos, Laffont y Tirole (2000)6.
Ellos proponen un precio de acceso que ascienda al
costo marginal más un margen, que dependa de los
costos fijos y de la elasticidad del segmento compe-
titivo que solicita el acceso. Este enfoque es critica-
do por los reguladores porque implica la discrimina-
ción entre usuarios.
Los todos para fijar el precio de
transmisión
El ingreso tarifario y el cargo
complementario
El marco de análisis de los precios de transmisión se
basa en el modelo de tarificación de costos margina-
3/ Coase, Ronald (1946). “The Marginal Cost Controversy”, en
Eco-
nomica
, vol. 13, Nº 52, pp. 169-182.
4/ Coase, Ronald (1970). “The Theory of Public Utility Pricing and
Its Application”, en
The Bell Journal of Economics and Manage-
ment Science
, vol. 1, Nº 1, pp. 113-128.
5/ Baumol, William y Robert Willig (1981). “Costs, Sunk Costs, En-
try Barriers, and Sustainability of Monopoly”, en
The Quarterly
Journal of Economics
, vol. 96, Nº 3, pp. 405-431.
6/ Laffont, Jean-Jacques y Jean Tirole (2000).
Competition in Tele-
communications
. Cambridge, Massachusetts: The MIT Press.
«La determinación del cargo
es importante, en la medida
que debe alentar a los
inversionistas eficientes a
competir con la empresa
operadora y debe evitar la
construcción ineficiente de
infraestructura paralela»
«La planificación centralizada
se aplica en países donde el
sector se encuentra en manos
del Estado y las empresas
están integradas»
63Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
les, desarrollado originalmente por Boiteux (1960)7y
presentado con todas sus extensiones por Schweppe
et al.
(1988)8. Sin embargo, a través del método mar-
ginalista no se cubren todos los costos de instalación
de las transmisoras. Ante tal situación, se establece
el cobro del costo marginal (valor de las pérdidas mar-
ginales) por el uso de las instalaciones de transmi-
sión, mientras que la diferencia del costo medio no
cubierta debe ser financiada a tras de cargos com-
plementarios. Existen varios todos de distribución
de estos últimos.
Distribución de cargo complementario 1:
medidas independientes
El cargo complementario se halla al prorratear una
medida independiente entre los usuarios de la infra-
estructura. Entre las medidas que se pueden usar, se
encuentran: la potencia firme, la potencia media o la
capacidad instalada. La gran ventaja de este todo
es la sencillez del cálculo. Sin embargo, no es efi-
ciente, toda vez que no considera las diferentes dis-
tancias al centro de consumo.
Distribución del cargo complementario 2:
uso de la red
Se trata de medir el impacto del consumo de un usua-
rio en la red. El todo de Bialek y el de Kirschen se
basan en el principio de proporcionalidad y en las
dos primeras leyes de Kirchoff. El principio de pro-
porcionalidad señala que la potencia que se retira de
una barra conserva las proporciones correspondien-
tes a la potencia que se introdujo. Es decir, si dos
generadores inyectan energía a una barra en distin-
tos porcentajes del total introducido, la energía que
se retira conserva las mismas proporciones.
Otro método es el de “Factores de distribución”, que
se basa en los análisis tradicionales de seguridad y
contingencia de los sistemas eléctricos, los que to-
man en cuenta la configuración de las redes. Se bus-
ca obtener índices del uso de la red basados en su
configuración.
Distribución del cargo complementario 3:
beneficiarios de la red
El método de beneficiarios distribuye el cargo com-
plementario sobre la base de los beneficios que las
instalaciones brindan a los usuarios. Este beneficio
se calcula como la mejora que experimenta el usua-
rio de la red (ya sean generadores o consumidores
finales) en relación con el caso en que esta no exista.
Los beneficios de los generadores se calculan como
la diferencia entre los ingresos netos (ventas de ener-
gía a precios en nodo menos costos variables de pro-
ducción) de los casos con instalación y sin ella. En el
caso de los consumidores, los beneficios se calculan
como la diferencia entre los que pagan por energía a
precios en nodo y aquellos que lo hacen con la ins-
talación y sin la instalación.
Entre las desventajas de este método se señala: la di-
ficultad de identificar los beneficios cuando existen
externalidades hacia otros agentes. Sin embargo, el
método cumple con los criterios de eficiencia eco-
mica y genera señales de precios en un mercado
competitivo.
Las aproximaciones para la expansión
de la red de transmisión
El tamaño de la red de transmisión de energía puede
determinarse a través de dos vías: i) un planificador
central y ii) agentes privados.
Planificación centralizada
El planificador decide la distribución de las instala-
ciones de transmisión sobre la base de la demanda
y la localización de la generación de largo plazo.
La planificación centralizada se aplica en países
donde el sector se encuentra en manos del Estado y
7/ Boiteux, Marcel (1960). “Peak-load Pricing”, en
The Journal of
Business
, vol. 33, pp. 157-179.
8/ Schweppe, Fred
et al.
(1988).
Spot Pricing of Electricity
. Boston:
Kluwer Academic Publishers.
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las empresas están integradas. Es ventajosa porque
genera menos incertidumbre entre los agentes y re-
duce problemas de sobreinversión. Sin embargo, no
considera las decisiones de los agentes privados.
Debido a las reformas en el sector, el papel del pla-
nificador es hoy ena más referencial y se ha dado
más espacio a los agentes privados.
Mecanismos descentralizados
Se basan en el uso de mecanismos de mercado, con
el fin de aprovechar los incentivos que pueden tener
los agentes para financiar la construcción de instala-
ciones de transmisión.
Mercado de derechos de transmisión
La idea de los derechos de transmisión es que, ante
mayores flujos de energía entre dos puntos de carga,
se genera una mayor competencia entre los usuarios
de la red para obtener elderecho de transmitir ener-
gía y abastecer sus contratos. El valor de estos dere-
chos refleja el costo de oportunidad de los genera-
dores que usan la red.
Existen dos formas de asignación de los derechos de
transmisión: los derechos físicos y los derechos fi-
nancieros.
La congestión produce la elevación de los precios de
las barras. Por ello, los precios son más altos en las
localidades con restricciones de importación y ba-
jos, en zonas con restricciones de exportación. Las
diferencias de precios son los cargos por localización,
que los generadores de las zonas de precios bajos
pagan por ofertar energía a los consumidores de las
zonas de precios altos. En este escenario, los dere-
chos financieros posibilitan que los generadores se
protejan en casos de mayor flujo de energía. Así, los
generadores no tienen que pagar mayores cargos en
caso de congestión, a fin de compensar a las empre-
sas transmisoras. En ese sentido, este mecanismo es
mejor que los derechos de transmisión físicos, en la
medida que, en este último caso, no se considera la
demanda por el servicio y el precio es el mismo en
situaciones con congestión y sin ella.
Joskow y Tirole (2000)9 señalan, sin embargo, que
este mecanismo puede incrementar el poder de mer-
cado de un generador y evitar la competencia. Asi-
mismo, se crean incentivos para crear congestión ar-
tificial (reducción de inversiones y degradación de la
red). Estos resultados sugieren que todaa se está le-
jos de crear los mecanismos adecuados que incre-
menten la competencia entre generadoras y sean úti-
les, a su vez, para generar soluciones privadas al pro-
blema de la expansión.
Implementación en la práctica y la
necesidad de regulación
Un enfoque intermedio entre el planificador y los
agentes privados es el mecanismo adoptado en el
Perú, en el que el Estado determina las inversiones a
realizarse, pero entrega en concesión los proyectos a
través de contratos BOOT.
Demsetz (1968)10 señala que se puede generar com-
petencia ex ante en un mercado monopólico, a tra-
s de una subasta por precios. Bajo los supuestos
de ausencia de colusión, igual acceso a insumos y a
factores esenciales e información simétrica entre las
empresas, el precio determinado en la subasta es cer-
cano al costo medio de la firma s eficiente.
Williamson (1976)11 y otros autores muestran que este
mecanismo falla por las imperfecciones de los con-
tratos de concesión, ya sean de corto plazo o de lar-
go plazo, razón por la cual, a pesar de haber conce-
sionado, es necesaria la presencia de un regulador.
Algunos procedimientos usados
en países vecinos
Mecanismo de expansión
En Argentina, los agentes privados solicitan las am-
pliaciones del sistema de transmisión. Las expansio-
nes se realizan de tres maneras: concursoblico,
contrato entre partes y líneas de dedicación exclusi-
«ante mayores flujos de
energía entre dos puntos de
carga, se genera una mayor
competencia entre los usuarios
de la red para obtener el
derecho de transmitir energía
y abastecer sus contratos»
9/ Joskow, Paul y Jean Tirole (2000). “Transmission Rights and Mar-
kets Power on Electric Power Networks, en
RAND Journal of
Economics
, vol. 31, Nº 3, pp. 450-487.
10/ Demsetz, Harold (1968). “Why Regulate Utilities?, en
Journal
of Law and Economics
, vol. 11, pp. 55-65.
11/Williamson, Oliver (1976). “Franchise Bidding for Natural Mo-
nopolies in General and with Respect to CATV”, en
Bell Jour-
nal of Economics
, vol. 7, Nº 1, pp. 73-104.
65Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
va (pagadas íntegramente por el interesado en la cons-
trucción). En Bolivia, la expansión de la red es res-
ponsabilidad de los usuarios. En Brasil, el Gobierno
se encarga de planificar y llevar a cabo las amplia-
ciones, las que pueden ser subastadas. En Chile, el
proceso de expansión se ha dejado totalmente en
manos del mercado. En Colombia, el Gobierno pla-
nifica y subasta los proyectos.
Métodos de remuneración
En Argentina, además del costo marginal, los inver-
sionistas reciben ingresospor la calidad de la vin-
culación de los extremos de la línea y cargos fijos
por los costos fijos del sistema. Los nuevos siste-
mas se financian a través de un canon pagado por
los generadores y los consumidores.
En Bolivia, se determinan áreas de influencia bajo
responsabilidad de los consumidores y generadores.
El precio considera el cargo, que es proporcional a la
potencia firme en el caso de los generadores.
En Chile, el uso físico de la red se calcula utilizando
el concepto deárea de influencia, que se determi-
na mediante la búsqueda de aquellos tramos del sis-
tema en los que los flujos varían, frente a un cambio
de la potencia inyectada por un generador determi-
nado. El generador paga un peaje sico, que es el
resultado del prorrateo entre los usuarios, en propor-
ción de la potencia máxima transitada.
En Colombia, se obtienen cargos por concepto de
conexión y uso por cada nodo. Los generadores pa-
gan por inyectar potencia a la red y los comerciali-
zadores por retirar energía. Los cargos deben ser ta-
les que un 50% del costo anual de la red sea pagado
por los generadores y el 50% restante, por los co-
mercializadores.
La actividad de transmisión en el Perú
Entorno y principales caractesticas
Con el objetivo de unir los sistemas interconecta-
dos Centro Norte y Sur (SICN y SISUR) para formar
el actual Sistema Interconectado Eléctrico Nacional
(SEIN), se entrega en concesión la línea de transmi-
sión Mantaro-Socabaya en 1998. La concesión fue
adjudicada al Consorcio Transmantaro S.A., cuyo
operador estratégico es Hydro Québec, de Canadá.
Un año desps, el Estado convocó a concurso pú-
blico internacional para el reforzamiento de los sis-
temas eléctricos de transmisión del Sur. El proyecto
fue adjudicado al consorcio Red Eléctrica de Espa-
ña S.A. Ambos proyectos se realizaron bajo el es-
quema BOOT. La línea de transmisión Mantaro-So-
cabaya inició su operación comercial en octubre del
año 2000. A su vez, la primera etapa del reforza-
miento del sistema Sur se terminó a fines de octu-
bre de 2000 y la segunda, en febrero de 2001.
El SEIN abarca 20 departamentos y más del 90% de
la demanda de energía. Cuenta, además, con 8.125
km de líneas de transmisión: 2.955 pertenecen al sis-
tema principal y el resto, al sistema secundario. Las
empresas que tienen una mayor facturación son: Ete-
cen y Etesur, con 62,4% de la facturación total. Las
empresas que poseen instalaciones que forman parte
del sistema de transmisión principal, tienen la obli-
gación de conformar el Comi de Operación Eco-
mica del Sistema (COES).
La oferta de transmisión
El papel del Ministerio de Energía y Minas
(MEM) y de los agentes privados
El planeamiento de la expansión de la oferta de trans-
misión, en el caso peruano, está a cargo del MEM.
Otra entidad que participa en la propuesta es el COES.
La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osi-
«El SEIN abarca 20
departamentos y más del 90%
de la demanda de energía.
Cuenta, además, con 8.125
km de líneas de transmisión:
2.955 pertenecen al sistema
principal y el resto, al sistema
secundari
66 Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
nerg (GART-Osinerg) propone también proyectos de
acuerdo con los resultados que le brinda el modelo
Perseo, que analiza la generación de congestión en
zonas específicas.
Los proyectos grandes son entregados en concesión,
como en el caso de la línea Mantaro-Socabaya. El
costo total del proyecto es cubierto por los usuarios.
Los generadores y grandes clientes pueden construir,
además, líneas secundarias, cuyo costo es asumido
por ellos.
Criterios usados en la decisión de expansión
Siendo el MEM el principal planificador de la ex-
pansión de las líneas, no queda claro cl es el pro-
ceso de decisión de ampliación del sistema. En el
caso de la línea Mantaro-Socabaya, se realizó un
análisis costo-beneficio que determinó una ratio
beneficio/costo de 1,05.
El uso de contratos BOOT
Las principales características del contrato BOOT son
las siguientes: i) el plazo de la concesión es aproxi-
madamente 30 años; ii) se establecen penalidades y
compensaciones por falta de calidad y continuidad
del servicio; iii) el concesionario debe permitir acce-
so abierto a sus instalaciones a otros operadores y a
los generadores; iv) uso de una tasa de 12% para la
recuperación del costo de inversión durante los 10
primeros años; y v) se pueden prestar otros servicios
con las instalaciones.
Se critica que los precios pudieron ser menores, si se
reducía la tasa de interés al nivel de otros países.
Además, los usuarios de los otros servicios debean
participar en el pago de las instalaciones, de modo
que no solo los usuarios de energía paguen.
Fijación del precio de las
instalaciones de transmisión
El sistema de transmisión se compone de un sistema
principal, en el que el flujo viaja en dos direcciones
y no se puede identificar con exactitud qué genera-
dores usan la infraestructura; y de un sistema secun-
dario, en donde el flujo de la energía es unidireccio-
nal y es factible identificar a los usuarios. Cada cua-
tro años, el MEM puede redefinir qué líneas son con-
sideradas principales y cuáles secundarias.
La GART-Osinerg es la entidad que establece la retri-
bución para las empresas de transmisión. Es decir,
determina las tarifas y los peajes de conexión en mayo
de cada año, de modo que los ingresos de las empre-
sas cubran sus costos eficientes.
Para determinar los costos totales, se calculan los cos-
tos individuales de una empresa eficiente que brinda
el mismo servicio con los mismos esndares de cali-
dad y seguridad requeridos. Los ingresos están com-
puestos por la remuneración de las instalaciones, apli-
cando el sistema marginalista, y la diferencia a través
de cargos complementarios. Sin embargo, existen di-
ferencias en los criterios usados para los componentes
de las tarifas de las líneas principales y las secundarias
(que antes del año 2000 no se regulaban).
Determinación del costo de las instalaciones
de transmisión
a) Líneas principales y secundarias
El costo total anual eficiente (CTA) está compuesto
por la anualidad de las inversiones (descontadas a
una tasa de 12%) y por los costos de operación y
mantenimiento (COyM):
CTA = aVNR + COyM
donde el valor nuevo de reemplazo (VNR) es el
costo de renovación de las instalaciones. La GART-
Osinerg actualiza, cada cuatro años, el VNR de las
instalaciones de transmisión, con la información
presentada por los concesionarios. Tanto el VNR
como el COyM son calculados para las instalacio-
nes principales y las secundarias. Estas últimas de-
ben ser desagregadas en líneas para ser asignadas
a los usuarios.
b) Concesiones BOOT
En el caso de los contratos BOOT, el VNR corres-
ponde al monto de inversión de la oferta ganadora
«La GART-Osinerg es la
entidad que establece la
retribución para las
empresas de transmisión. Es
decir, determina las tarifas y
los peajes de conexión en
mayo de cada año, de modo
que los ingresos de las
empresas cubran sus costos
eficientes»
67Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
en la subasta. El valor se ajusta, cada cuatro años,
con el índice
Finished goods less food and energy
del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos.
Los valores ofertados de Mantaro-Socabaya y de Re-
desur fueron US$ 179.179 millones y US$ 74,48 mi-
llones, respectivamente. Los COyM se determinan
según los estándares de eficiencia correspondientes
a la noción desistema económicamente adaptado”.
Cabe señalar que en estos contratos se presenta un
problema de tipo de cambio, debido a la diferencia
de los ingresos recaudados en soles y la oferta de la
empresa, en dólares. Por ello, esta ganancia o pérdi-
da de la empresa se liquida, año a año, en la deter-
minación de los ingresos totales.
Mecanismo de remuneración:
ingreso tarifario y peajes
Una vez definido el CTA, se debe recaudar el ingre-
so tarifario (IT) y el peaje (Pj), según el criterio margi-
nalista y de eficiencia.
a) Líneas principales
Ingreso tarifario
El cálculo del IT es producto de la simulación del
despacho a mínimo costo, que permite obtener
los flujos de energía y potencia en el sistema. Para
ello, se utiliza el modelo Perseo.
El IT está conformado por los ingresos tarifarios
de potencia y de energía, que son las valorizacio-
nes de las diferencias de precios entre las barras
de entrega y las barras de retiro.
Cabe señalar que el IT no representa un monto
importante de los costos a cubrir de las instalacio-
nes. El IT es pagado mensualmente por los gene-
radores, en proporción a sus ventas por potencia.
Cargos complementarios
El Pj de las generadoras se paga mensualmente
por sus clientes (distribuidoras y clientes libres),
como parte de sus contratos. El Pj unitario (por
KW/mes) se obtiene de dividir el monto total del
peaje entre la máxima demanda esperada.
b) Líneas secundarias
Se han establecido dos métodos, dependiendo de
si estas líneas son usadas por los generadores, para
llegar al SPT (líneas de generación) o si son usa-
das por las distribuidoras, para llegar a los usua-
rios finales (líneas de demanda).
En el caso de los sistemas secundarios, los Pj se
calculan línea por línea. En la actualidad, el Pj
para los sistemas secundarios lo fija la GART-
Osinerg.
Sistema secundario de demanda
Los consumidores deben pagar un Pj secundario
unitario. Este se calcula como el cociente del peaje
secundario actualizado entre la energía transpor-
tada actualizada, para un horizonte de 15 años.
Sistema secundario de generación
Los pagos al transmisor se efectúan al final de
cada mes, sobre la base de la mensualización
de los costos medios anuales, usando una tasa
de 12%.
Las líneas secundarias son construidas por un
generador que busca interconectarse al sistema,
por lo que no recibe compensaciones. Si otro
generador quiere usar el sistema, entonces, debe
participar en el pago del costo medio. Cabe pre-
guntarse si el segundo generador debería reali-
zar algún pago extra por el costo de oportuni-
dad del generador inicial, de acuerdo con el
ECPR.
Sistemas secundarios de Generación/Demanda
Se utiliza para entregar energía de las centrales de
la región a una barra del SPT. En este caso, la
GART-Osinerg utiliza el sistema de beneficiarios
para determinar las tarifas.
68 Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
c) El caso de los contratos BOOT
En el caso de la línea Mantaro-Socabaya, se con-
sideran las variaciones del tipo de cambio y se
liquida la diferencia en el momento de la deter-
minación de los ingresos de la línea. En el caso de
la concesión de Redesur, la GART–Osinerg ha es-
tablecido un procedimiento de liquidación con el
fin de garantizar a la concesionaria la recupera-
ción del total de sus inversiones. Ello no sucede
necesariamente en el caso de instalaciones de otras
empresas, donde los errores en la proyección de
la demanda y otras variables, no originan una li-
quidación posterior.
d) La concesión de Etecen y Etesur
En setiembre de 2002 se firmó el contrato de con-
cesión de las empresas Etecen y Etesur, a cargo de
la Sociedad Concesionaria Red de Energía del
Perú, cuyo principal accionista es la empresa es-
tatal de Colombia, Interconexión Eléctrica S.A.
(ISA). El proyecto incluía la construcción de de-
terminadas líneas, necesarias para la expansión del
sistema: espeficamente, la interconexión con el
Ecuador a través de la construcción de la línea
eléctrica Zorritos- Zarumilla; el cambio de con-
ductores en la línea eléctrica existente Lima-Chim-
bote; y la instalación de un sistema de compensa-
ción reactiva en el sistema eléctrico del Sur.
Se fijó una remuneración anual garantizada (RAG)
a la empresa de US$ 58.638 millones. El consor-
cio ganador era aquel que ofertaba el mayor monto
a pagar al Estado por las empresas. El esquema de
concesión supuso algunos cambios en los meca-
nismos de fijación de tarifas.
En primer lugar, la fijación de una RAG constan-
te, durante los 30 años, salvo actualizaciones por
inflación, supone dejar de utilizar los criterios de
eficiencia en la fijación de tarifas en el futuro. Así,
la empresa pod apropiarse de todas las ganan-
cias de eficiencia posibilitadas por factores como:
el cambio tecnológico, la reducción del riesgo
país, entre otros.
En segundo lugar, al igual que los contratos BOOT,
la necesidad de garantizar los ingresos al conce-
sionario y los procedimientos establecidos en el
contrato, no necesariamente se alinea con los pro-
cedimientos usados tradicionalmente por Osinerg,
aunque se ha hecho un esfuerzo por seguir utili-
zando los criterios de la GART-Osinerg.
Conclusiones y opciones de política
Sobre los criterios utilizados para la
remuneración de las instalaciones
En este aspecto, un primer problema es el referido
al reconocimiento de los costos en las tarifas. El
uso de la noción desistema ecomicamente
adaptado a la demanda puede generar un riesgo
innecesario, en cuanto a la recuperación de los
costos hundidos, para los inversionistas e introdu-
cir incertidumbre. Ello explicaa, en parte, la ne-
cesidad de establecer mecanismos alternativos a
la Ley de Concesiones Eléctricas, como los contra-
tos BOOT o la garantía de un flujo de ingresos,
para atraer inversiones.
Con relación al reparto de los costos, el sistema pe-
ruano actual, si bien incorpora criterios marginalis-
tas, hace uso extensivo de conceptos de ingeniea,
como el reparto de los costos basados en una esti-
mación deluso físico de las líneas. En este punto
hay algunos avances, como el uso del método de
beneficiarios, aunque no se ha introducido criterios
relacionados con la teoría de los precios de acceso.
El método de beneficiarios solo se utiliza en líneas
de generación-demanda; en otros casos, se usa el
método de reparto por el uso físico. Las diferencias
de métodos se deben a la necesidad de información
para determinar los beneficios de las partes. La nece-
sidad de información se relaja en el caso de líneas
nuevas, porque para estas se pueden estimar los be-
neficios netos con y sin la línea.
Por otro lado, la distinción entre líneas principales y
secundarias, que depende del sentido del flujo de
electricidad, ha sido cuestionada. La razón es que
es sujeta a variación, lo que genera incertidumbre
sobre la amortización de las inversiones, dado que
no solo se afecta el reparto de costos sino incluso los
69Econoa y Sociedad 54, CIES, Diciembre 2004
ingresos netos de los propietarios de las redes de trans-
misión, como puede ser el caso de un generador con
una línea de transmisión principal, que es reclasifi-
cada en secundaria y de la cual hace uso extensivo
este mismo generador.
El problema de la expansión, las
concesiones y el marco regulatorio
En el caso de la expansión, si bien existe cierto con-
senso en utilizar las señales que genera el sistema de
costos marginales con el fin de crear incentivos ade-
cuados para la expansión de los servicios de trans-
misión, debido a la existencia de externalidades de
red y economías de escala, estos mecanismos no se-
rían suficientes para garantizar una adecuada provi-
sión de capacidad de transmisión.
En el caso peruano, se requiere mejorar las señales
de precios, distinguiendo en las tarifas en barra los
costos marginales de producción, las rdidas de
energía y los costos de congestión, asociados con los
límites de capacidad de las líneas. Sobre la base de
estos precios, se podrían generar derechos financie-
ros de transmisión que permitan un mejor manejo de
los riesgos de cambios en los precios
spot
, aunque
previamente deben emularse los potenciales riesgos
de poder de mercado.
Respecto de la expansión, en el caso peruano exis-
ten algunos problemas derivados de la ausencia de
un mecanismo transparente y conocido para tomar
las decisiones de expansión y del involucramiento
indirecto de una serie de instituciones. Aunque estas
últimas dependen finalmente del MEM, muchas ve-
ces de manera unilateral, sin la participación o el
consenso de los agentes que asumirán los costos.
En consecuencia, la expansión no es decidida por
los usuarios y solo en pocos casos se ha utilizado
criterios costo-beneficio. A su vez, el uso de contra-
tos BOOT ha implicado el relajamiento de los crite-
rios de eficiencia para el reconocimiento de los cos-
tos de inversión, lo cual indicaa que estos criterios
pueden introducir incertidumbre en los nuevos in-
versionistas.
«El uso de la noción de
sistema económicamente
adaptado a la demanda puede
generar un riesgo innecesario,
en cuanto a la recuperación de
los costos hundidos, para los
inversionistas e introducir
incertidumbre»
En este contexto, se puede plantear la creación de
una entidad que planifique la transmisión como un
primer paso para generar mecanismos de expansión
más eficientes. Dicha entidad debe ser independien-
te, en la medida de lo posible, de los demás agentes
del sector y debe encargarse de identificar los costos
y beneficios de cada proyecto, así como a los agen-
tes interesados en financiar las inversiones. En este
punto es interesante el caso de Argentina, en el cual
se implemenun mecanismo de aprobación de in-
versiones y reparto de costos que incluía la posibili-
dad de veto, si un porcentaje de los agentes que fi-
nanciarían las inversiones no estaba de acuerdo con
la realización de la obra. La administración privada
de esta entidad podría financiarse con aportes de los
concesionarios y recibir incentivos, por los ahorros
que genere a los agentes con decisiones de inversión
adecuadas.
La interconexión eléctrica con el Ecuador y el incre-
mento continuo de la demanda de electricidad por
encima del PBI son hechos que indican que, cada
vez, es más necesario invertir no solo en generación
de electricidad, sino también en su transmisión. De
lo contrario, el efecto de las inversiones en genera-
ción no se pod aprovechar, por problemas de con-
gestión e incluso por cortes de electricidad en deter-
minadas regiones del país. Por ello, es necesario ana-
lizar alternativas que permitan un tratamiento más
adecuado a las inversiones en transmisión, las que
ya deberían incorporarse en las iniciativas para me-
jorar el marco regulatorio del sector eléctrico.

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Económica Y Social (CIES) Consorcio de Investigación. (2006, marzo 25). Problemática de la transmisión de energía en el Perú. Recuperado de https://www.gestiopolis.com/problematica-transmision-de-energia-en-el-peru/
Económica Y Social (CIES), Consorcio de Investigación. "Problemática de la transmisión de energía en el Perú". GestioPolis. 25 marzo 2006. Web. <https://www.gestiopolis.com/problematica-transmision-de-energia-en-el-peru/>.
Económica Y Social (CIES), Consorcio de Investigación. "Problemática de la transmisión de energía en el Perú". GestioPolis. marzo 25, 2006. Consultado el 22 de Junio de 2018. https://www.gestiopolis.com/problematica-transmision-de-energia-en-el-peru/.
Económica Y Social (CIES), Consorcio de Investigación. Problemática de la transmisión de energía en el Perú [en línea]. <https://www.gestiopolis.com/problematica-transmision-de-energia-en-el-peru/> [Citado el 22 de Junio de 2018].
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