Regulación - Transmisión Eléctrica - caso Peru

La actividad de transmisión tiene características de monopolio natural y se constituye en un “insumo esencial” (“essential facility”), ya que es necesario para llegar a los clientes finales y es muy costoso para los generadores replicar las instalaciones. Estas características hacen necesario que la actividad sea regulada en aspectos tales como la fijación de tarifas y los mecanismos de expansión. En particular, se busca realizar una primera evaluación de en que medida el esquema de regulación actual logra simular los resultados que se obtendrían en un entorno competitivo, genera las señales adecuadas a los inversionistas y establece precios adecuados a los diferentes usuarios de las redes.

Los problemas de expansión y fijación de tarifas óptimas se han afrontado de diversas formas en cada país y en el caso peruano serán abordados por primera vez desde un punto de vista económico usando conceptos de la teoría de los monopolios naturales, el enfoque marginalista aplicado al sector eléctrico, las experiencias internacionales relevantes y los avances recientes de la teoría de la regulación.

Marco Regulatorio actual para la Transmisión Peruano.

La entrada en vigencia de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) en el año 1992 significó la desintegración vertical del sector eléctrico peruano, hasta ese entonces caracterizado por el control estatal, la integración vertical y la planificación centralizada. Esta norma estructuró el sector diferenciando los mercados de generación, transmisión y distribución, a la vez que instituyó un organismo independiente de operación del sistema conocido como el COES.

En este contexto, la LCE y su reglamento especificaron los mecanismos y procedimientos para la adquisición de derechos eléctricos (Concesión o Autorización) y establecieron los principios que rigen el mercado eléctrico con la finalidad de promover la libre competencia.

Con la LCE, la infraestructura de transmisión eléctrica en el país se dividía en Sistema Principal y Sistema Secundario. El Sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra del SEIN, mientras que el Sistema Secundario permite a los generadores conectarse al Sistema Principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas.

Con la entrada en vigencia de la Ley No. 28832 en el 2006 se modifica el marco legal de la transmisión eléctrica en el Perú, creándose a partir de ese momento el Sistema Garantizado de Transmisión (con todos los sistemas activos hasta esa fecha) y los denominados Sistemas Complementarios de Transmisión. Por lo tanto actualmente se tienen los siguientes 4 sistemas dentro del esquema regulatorio de la Transmisión: 

• El Sistema Principal de Transmisión (SPT) que consta de líneas y equipos cuyos flujos de energía pueden ser bi-direccionales, dependiendo en el estado operacional del sistema.

• El Sistema Secundario de Transmisión (SST) que consta de líneas y equipos con flujos preponderantes (90% o más) en un sentido.

La Ley 28832 de 2006 respeta los SPT y SST dispuestos por la LCE, pero divide proyectos futuros en dos clases según como se construyen en:

• El Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) que consta de proyectos integrantes del Plan de Transmisión, construidos por medio de procesos de licitación y,

• El Sistema Complementario de Transmisión (SCT) que consta de proyectos construidos por iniciativa propia de agentes del sector.

El Plan de Transmisión estará conformado por las instalaciones de transmisión que resulten de un estudio de planeamiento, de acuerdo con los criterios establecidos en la presente norma, y que se requiere entren en operación comercial dentro de los siguientes 4 años a partir de la fecha de entrada en vigencia de los Peajes y Compensaciones.

Bajo la LCE, a OSINERGMIN (ente regulador peruano) le corresponde actualizar cada año la responsabilidad de pago para el SPT y el SST. OSINERGMIN también está encargado de establecer las tarifas para las instalaciones del SGT, de los refuerzos y de los SCT y SST (basados en Costo Medio Anual).

De acuerdo a la LCE, el pago del SPT se asigna 100% a los usuarios.

La remuneración para instalaciones del SST utilizados 100% por la demanda o por la generación se paga 100% por cada uno de ellos respectivamente.

La remuneración se basa en un Plan de Inversiones (demanda) o un Sistema Económicamente Adaptado (generación).

Resumen del esquema remunerativo de la transmisión:

Sistema de  Transmisión		Descripción	Método para el cargo complementario	Quien lo paga?
SPT		Líneas y equipos cuyos flujos de energía pueden ser bi-direccionales	Método de Rastreo	100% la demanda Estos sistemas son remunerados por todos los usuarios y los cargos son fijados por el OSINERGMIN.
SGT		Instalaciones del Plan de Transmisión, cuya concesión y construcción es resultado de un proceso de licitación pública a cargo del Ministerio de Energía y Minas (“MEM”) o de PROINVERSIÓN, por encargo del MEM.
SST Líneas y equipos que permiten a los generadores conectarse al SPT y comercializar. Unidireccional	SSTGD	Sistema Secundario de Transmisión de Generación/Demanda	Beneficio y/o Uso	Generación/Demanda
	SSTG	Sistema Secundario de Transmisión de Generación	Uso	Generación
	SSTD	Sistema Secundario de Transmisión de Demanda	Uso	Demanda
SCT Instalaciones cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes	SCTPT	SCT vinculadas al Plan de Transmisión	Beneficio	Generación / Demanda
	SCTLN	Libre Negociación	Beneficio

PROBLEMAS ENCONTRADOS

Los desarrollos teóricos y la experiencia internacional muestran que el tema de la remuneración de las líneas de transmisión todavía no está claramente resuelto. Los métodos adoptados para remunerar las líneas han surgido de la aplicación del sistema marginalista y de diferentes ramas ligadas a la ingeniería aplicada al sector eléctrico.

Debe mencionarse adicionalmente que la distinción entre líneas principales y secundarias, basadas en la direccionalidad de los flujos de energía, ha sido cuestionada debido a que estos flujos no son constantes a lo largo del tiempo, ya que dependen de los costos y ubicación de las centrales que estén despachando en el sistema. Ello hace que la calificación de las líneas pueda ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) cada cuatro años. Estas modificaciones pueden generar incertidumbre sobre la amortización de las inversiones debido a que los criterios de remuneración no necesariamente generan los mismos flujos de ingresos.

Para el SPT/SGT - se utiliza el sistema marginalista y de eficiencia económica para recaudar el monto que cubra el costo de la transmisión a través del Ingreso Tarifario (IT) y el Peaje. Donde el ingreso el IT es la retribución que recibe la empresa de transmisión por la valorización de la diferencia entre los retiros y las inyecciones de energía y potencia en los distintos puntos del sistema. El peaje de conexión es la retribución adicional necesaria para cubrir todos los costos de la transmisora, protegiendo la inversión realizada, calculándose como la diferencia entre el costo total anual de transmisión y el IT.

El IT es pagado mensualmente por los generadores en proporción a sus ventas por potencia. El Peaje es pagado mensualmente por todos los generadores a través de los ingresos recaudados de sus clientes (distribuidoras y clientes libres) a quienes se lo han cobrado como parte de sus contratos. En estos contratos se suma a las tarifas en barra un peaje unitario por KW/mes obtenido de dividir el monto total del peaje entre la máxima demanda esperada.

Para el SST/SCT - En el caso de las redes secundarias, donde es posible identificar a los usuarios que generan los flujos de energía se han establecido dos métodos de acuerdo a si estas líneas son usadas por los generadores para llegar al SPT (Líneas de Generación) o si son usadas por las distribuidoras para llegar a los usuarios finales (líneas de Demanda).

Estos criterios están todavía en revisión y han dado origen a una serie de reclamos de las empresas. En el caso de los sistemas secundarios, los peajes se calculan línea por línea. En la actualidad el peaje para los sistemas secundarios está siendo fijado por la GART, - OSINERG por lo que sí un generador suministra energía eléctrica en dichas barras o utiliza las instalaciones de un concesionario de distribución, ya no requiere ponerse de acuerdo con los propietarios para establecer las compensaciones por el uso de las instalaciones como se estableció en un primer momento en la LCE.

El pago de la transmisión se da a través del ingreso tarifario (IT) el cual se calcula únicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra.  El OSINERGMIN fijará el IT de Potencia e IT de Energía, para cada Elemento

Los costos de las instalaciones del Sistema Secundario o Complementario de Transmisión se asignen entre la generación y/o la demanda. La metodología de asignación es en proporción a sus Beneficios Económicos o al Uso que hacen de los mismos (Fuerza Distancia).            Los métodos Uso de Sistema tienen la misma base económica en la cual se sostiene que quienes más usan una instalación deben pagar más. La ventaja teórica de este método es que se puede evitar las dificultades en procurar aplicar Beneficios Económicos y mandar señales semejantes.

Si bien la LCE de 1992 estableció una serie de criterios y mecanismos que recogían lecciones de la experiencia internacional en el tratamiento de la transmisión de electricidad para el caso peruano. Básicamente se trataba de reconocer las características de monopolio natural de la actividad y aplicar los principios marginalistas para remunerar las instalaciones, complementándolos con cargos fijos, asignados a los usuarios de las redes, que permitan recuperar los costos totales de las redes.

El sistema remunerativo con los cambios regulatorios mencionados es complicado por decir lo menos, con el cambio del 2006 el OSINERGMIN busco conseguir la inversión necesaria en la transmisión del sector eléctrico peruano, el cual no ha tenido expansión alguna por falta de señales económicas en dicha actividad. Dando origen a nueva nomenclatura (SGT y SCT) y calculo en el SST y SCT (uso y beneficio) donde los agentes privados promueven la construcción de instalaciones en base a las señales de precios.

Los problemas que presenta esta forma remunerativa son las siguientes:

-          Problemas para indicar el SEA (Sistema Económicamente Adaptado) para la aplicación de los cargos. Este es dado por el regulador.

-          La calificación es línea por línea, asimismo esta puede ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) cada cuatro años. Estas modificaciones pueden generar incertidumbre sobre la amortización de las inversiones debido a que los criterios de remuneración no necesariamente generan los mismos flujos de ingresos.

-          El método beneficiario utilizado se da en las aéreas que el regulador ha considerado previa utilización del método de rastreo.

-          La metodología a emplear para el cálculo de los pagos del SST y SCT denominada: “Energía/distancia eléctrica” es ineficiente en el manejo de congestiones.

2. No existe una única metodología para la correcta asignación y que además entregue señales de inversión en la transmisión. Sin embargo el cambio regulatorio actual debe hacer que los cargos en la redes de SST/SCT considere la localización.

-          Los cambios regulatorios deben ser revisados ya que muchos de los casos las aéreas de influencia cambian con la inclusión de nuevas centrales y así mismo unificar el criterio por la cual son evaluados en el SSTGT, (método beneficiario y de uso)

-          La metodología a emplear para el cálculo de los pagos del SST y SCT denominada: “Energía/distancia eléctrica” la cual se calcula en base a la energía mensual y la distancia eléctrica entre cada barra de generación y cada enlace del sistema secundario de transmisión (SST) o sistema complementario de transmisión (SCT) es una manera valida de cálculo sin embargo se ha observado que los métodos de pago nodal.

-          El pago se da por parte de las generadoras relevantes las cuales son aquellas centrales generadoras que aprobadas por OSINERGMIN en cada fijación tarifaria y que deberán ser consideradas por el COES para la asignación de pago de las compensaciones. Estas deben ser analizadas y actualizadas después del ingreso de cada importante de generación que afecte la red.