La regulación de la distribución eléctrica - Perú

El mercado peruano de distribución eléctrica está conformado por 22 empresas que cubren un igual número de zonas de concesión, de las cuales 5 se encuentran actualmente bajo control privado.

Se requiere concesión definitiva de la distribución de la energía eléctrica cuando la demanda supere los 500kW. La concesión de distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada, será exclusiva para un solo concesionario, y no podrá reducirla sin autorización del Ministerio de Energía y Minas. El concesionario de distribución podrá efectuar ampliaciones de su zona de concesión, informando previamente al Ministerio de Energía y Minas los nuevos límites. Las ampliaciones de la zona de concesión se regularizarán cada dos años mediante un procedimiento similar al de una concesión definitiva.

La Desintegración vertical permite competencia en otros segmentos  cuando distribución está concentrada, empresas pueden discriminar a favor de generadoras relacionadas competencia en generación sólo es posible cuando monopolio de transmisión no crea barreras a la entrada. Para asegurarlo, empresa de transmisión debe ser autónoma y peaje no discriminatorio y eficiente.

En cuanto a la retribución de la distribuidora esta se determina a través de las tarifas, el precio pagado por los usuarios se compone de dos elementos:

(i) la tarifa en barra, que es el precio al que la distribuidora compra la energía de las empresas generadoras (incluyendo los costos de transmisión) y,

(ii)  el Valor Agregado de Distribución (VAD), que corresponde al monto de la tarifa destinado a cubrir el pago por los servicios de distribución eléctrica.

Cabe recordar que lo anterior aplica solamente a los clientes regulados, ya sean estos residenciales, comerciales o industriales. Así, es interés nuestro analizar la forma como se calcula el VAD, ya que de él dependerán los ingresos y rentabilidad de las empresas distribuidoras. parte de la base de una “empresa modelo eficiente”.

Sin embargo, el VAD también considera los costos derivados de las pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, así como los costos asociados a la atención del usuario. El proceso de cálculo de tarifas parte de la estimación del costo de inversión correspondiente a renovar los activos con equipos de última tecnología que puedan prestar los mismos servicios que ofrece la empresa distribuidora. Este costo es denominado Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Cabe mencionar que, el cálculo del VNR también toma en cuenta las características de cada zona de concesión.

Los costos de administración, operación, mantenimiento y comercialización se calculan también en base a una empresa modelo eficiente. Se estructura la empresa modelo de acuerdo a los criterios del sistema económicamente adaptado.

La Revisión tarifaria se realiza cada cuatro años. La responsabilidad de la contratación de los estudios técnicos para las revisiones tarifarias es de la empresa. Los estudios encargados por la empresa son supervisados por el regulador que paralelamente elabora un estudio de comprobación. El OSINERGMIN seguidamente pre publica la resolución de las nuevas tarifas del VAD y realiza una audiencia pública donde sustenta los precios pre publicados.

Las empresas concesionarias e interesados pueden interponer recurso de reconsideración a la Resolución Definitiva del VAD, si tienen objeciones a la misma. El OSINERGMIN, resuelve los recursos de reconsideración presentados ante ella  y publica la resolución y sus sustentos técnicos. Si las peticiones de los interesados no son satisfechas, entonces éstos pueden recurrir al poder judicial.

Los consumidores y organismos de defensa de los consumidores participan en las audiencias públicas descritas. El organismo que defiende a los consumidores es la Defensoría del Pueblo a través de su adjuntía de servicios públicos, además de diversas asociaciones de consumidores.

No han tenido lugar hasta el momento recursos judiciales de consumidores o asociaciones de consumidores contra los aumentos en las tarifas y remuneraciones al distribuidor.

Las tarifas de distribución son publicadas a través de los pliegos tarifarios. Los pliegos tarifarios se reajustan cada vez que los factores de reajuste y los precios a nivel de generación registren una variación del 1,5%. Por lo tanto la periodicidad de dichos ajustes depende de la variación de los indicadores macroeconómicos que intervienen en la formula de reajuste tarifario.

Los factores de actualización utilizados para el reajuste del VAD incluyen el efecto de la variación de costos de mano de obra y productos nacionales, productos importados (afectado por el tipo de cambio y aranceles), costos del conductor de cobre y costo del conductor de aluminio.

¿Cuáles son los costes totales de la actividad de distribución? ¿Cómo se reflejan estos costes en el nivel actual de las tarifas? ¿Qué parte de la tarifa final se debe a los costes de distribución?

En el Perú, el cálculo de los costos eficientes, se consideran los costos de operación y mantenimiento, incluyendo los costos de explotación comercial, así como el costo de inversión estimado a valor nuevo de reemplazo (VNR). El cálculo del VNR supone la elección de las tecnologías más adecuadas tanto para los niveles de media tensión (redes aéreas, redes subterráneas y equipos de protección y seccionamiento) como para las de baja tensión (subestaciones de distribución MT/BT asignadas de acuerdo a la zonificación, redes aéreas, redes subterráneas y alumbrado público).

VADmodelo= COyM+ aVNR.

La factura por el servicio eléctrico que recibes la emite la empresa distribuidora de energía eléctrica, pero incluye también el pago a la empresa generadora y a la empresa de transmisión. Es decir, la tarifa del servicio eléctrico es la suma de tres precios:

 

 Una vez que la empresa de distribución cobra el consumo de electricidad, remite a la empresa generadora y a la empresa transmisora el monto que le corresponde a cada una.

La tarifa de la distribución  considera los costos eficientes de brindar el servicio de ese modo se incluyen aquellos costos incurridos.

¿Cómo se regula la calidad de servicio? 

La Calidad del Servicio se regula a través de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) en la cual se establece los aspectos de calidad para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. A su vez establece los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos incluidos el alumbrado público y las obligaciones de las empresas de electricidad y los clientes.

El ente regulador OSINERGMIN realiza la labor de supervisión de dichos indicadores, introduciendo criterios estadísticos como el diseño de muestras representativas que hacen más eficiente el proceso de fiscalización, la creación de procedimientos específicos para cada actividad basada en resultados obtenidos respecto a determinadas metas o estándares y penaliza con multas establecidas en base a la Escala de Sanciones y Multas del Sub-Sector Electricidad, estas multas son de carácter disuasivas basadas en el costo evitado o beneficio ilícito que pueden obtener los concesionarios por incumplir los procedimientos. 

Indicar cuáles son los niveles actuales de pérdidas en las diferentes distribuidoras. ¿Existe algún mecanismo para incentivar a la distribuidora a disminuir las pérdidas por debajo de unos estándares?

Al año 2012, las pérdidas de energía en los sistemas de distribución del país (interconectado más aislado) fueron del orden de 7,9%.

El cálculo de las tarifas que se aplican a los usuarios se realiza teniendo en cuenta los coeficientes de pérdidas reconocidas. Las pérdidas reconocidas se realizan para una empresa eficiente diseñada para cada uno de los sectores típicos definidos como representativos para el desarrollo de la actividad de distribución en Perú.

¿Cuáles son los niveles de electrificación en el país? ¿Cómo se desarrollan y financian los proyectos de electrificación rural? ¿Qué políticas se han implementado durante los últimos años a este respecto?

Al finalizar el año 2011, se han estimado las siguientes coberturas: Nacional 84.8% y Rural 63%. La electrificación rural es un programa de subsidio del Estado para aquellos proyectos que tienen el objetivo de construir pequeños sistemas eléctricos de distribución y llevar la electricidad hacia aquellas zonas rurales donde las empresas de distribución no poseen concesión definitiva. Además, dichos proyectos no son económicamente factibles dentro de un contexto de inversión normal. Posteriormente, las instalaciones construidas se transfieren a las empresas estatales o empresas privadas interesadas en realizar la operación y mantenimiento y ampliar su ámbito territorial de negocio.

Las políticas de electrificación rural: El Estado peruano a través del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la Dirección General de Electrificación Rural (DGER/MEM), quien tiene la competencia en materia de electrificación rural de acuerdo a la Ley 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, elaboró el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) para un horizonte de 10 años que llegan al año 2021, se ha efectuado el proceso de planeamiento, que a la fecha ha permitido identificar proyectos de inversión pública y privada, del Gobierno Nacional, Regionales y Locales, así como de empresas distribuidoras, los cuales se deberán ejecutar en el periodo 2012–2021.

En cuanto a los retos que afronta el sector de distribución en el país, ¿cuáles son los más importantes? 

Entre los retos de la distribución enfrenta en el Perú son:

-          Mejora de Calidad de Suministro (Disponibilidad – Accesibilidad)

-          Reducción de Perdidas

Con respecto a la generación distribuida, el estado a través del Ministerio de Energía y Minas ha dado a conocer el proyecto de Reglamento de la Generación Distribuida que ha dado a conocer la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM, además la conexión de las unidades de generación distribuida a la red del distribuidor, podrá hacerse mediante instalaciones propias o de terceros.

La futura norma responde a la política energética nacional que tiene, entre sus objetivos, promover la eficiencia energética y diversificar la matriz de la oferta de generación para asegurar el abastecimiento de la demanda de manera confiable y oportuna, correspondiéndole a la generación distribuida el aporte de los beneficios concretos para estos fines.

Dicho objetivo se logra al permitir la generación en pequeña y mediana escala, tanto con recursos energéticos renovables como no renovables, y contribuyendo con la reducción de pérdidas de energía en las redes eléctricas en las que se encuentra directamente conectada.

 En el futuro, el Distribuidor contará con un plazo de 30 días para evaluar y dar respuesta a la comunicación de conexión de cualquier titular de instalación de generación distribuida interesado en conectarse a esa red de distribución. Si la respuesta del distribuidor no contiene observaciones a la conexión, las partes coordinarán los aspectos operativos y suscribirán el respecto Acuerdo de Conexión.

De ser contraria la respuesta a la conexión, el distribuidor tendrá que sustentar su decisión mediante un estudio de conexión, precisando cuando menos, el impacto que tendría la generación distribuida en los costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientemente de su consumo, en las pérdidas de potencia y energía de distribución.

También la respuesta incidirá en los costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, debiendo además el estudio de conexión recomendar la tensión ideal para que la generación distribuida pueda conectarse a sus redes y las obras de ampliación y modificación de las redes necesarias.

En caso de que el distribuidor haya respondido negativamente a la comunicación de conexión, el titular de las instalaciones de generación distribuida podrá entonces solicitar a OSINERGMIN la imposición del mandato de conexión, conforme al procedimiento aprobado por la Resolución del Consejo Directivo de ese organismo Nº 091-2003-OS/CD, o el que lo sustituya.

El proyecto de Reglamento señala finalmente que los costos variables de producción de las unidades de generación distribuida no serán considerados por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) para la determinación del costo marginal de corto plazo.

  Asimismo respecto a las redes inteligentes, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería en Perú (OSINERGMIN) ha elegido a Indra para realizar una consultoría internacional que aborde el diagnóstico e implementación de Smart Grids. El análisis de la compañía ha evaluado los principales ámbitos de aplicación de las redes inteligentes, incluyendo la integración de la generación distribuida, la gestión de la demanda, la automatización de la distribución, la medida inteligente y el vehículo eléctrico. Para cada una de estas líneas de actuación, se ha profundizado en sus características e identificado los impactos en el sistema, en términos de eficiencia energética y de gestión de los activos, así como de mejora de la calidad del servicio.

Referencias los documentos consultados .

-          Ley de Concesiones Eléctricas y Reglamento.

-          Reporte Sectorial Distribución Eléctrica 2002 –Departamento de Estudios Económicos Banco Wiesse Sudameris.

-          Regulación y Supervisión del Sector Eléctrico 2008– Alfredo Dammert, Raul Garcia Carpio y Fiorela Molinelli

-          Resolución N° 1089-2001-OS/CD el “Procedimiento para  la Aplicación de los cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres”.