El sector eléctrico peruano se encuentra
dividido en tres actividades definidas en su inicio en la “Ley de Concesiones
Eléctricas (LCE)”: generación, transmisión y la distribución. Esta división no
sólo responde a criterios tecnológicos, sino también a razones económicas y
regulatorias.
Uno de los puntos más importantes de
este marco legal fue el diseño de un esquema de regulación tarifaria, que
buscaba emplear mecanismos de mercado para la asignación eficiente de los
recursos en donde sea posible o, en su defecto, replicar las condiciones de un
mercado competitivo en condiciones en donde éste no podría existir.
En cuanto a la estructura, la LCE
determina la existencia de cinco actores principales:
a) Los
clientes o usuarios, que están divididos en dos categorías: usuarios “libres” y
usuarios “regulados”.
b) Las
empresas eléctricas, que pueden ser generadoras, transmisoras o distribuidoras,
y que operan en forma independiente.
c) El
Comité de Operación Económica del Sistema (COES), organismo de carácter técnico
que coordina la operación del sistema al mínimo costo, garantizando la
seguridad en el abastecimiento de electricidad.
d) El
Sistema Supervisor de la Inversión en Energía y Minas OSINERGMIN, encargado de
la supervisión y la regulación del sector eléctrico e integrado por la
Subdirección de Regulación Tarifaria (GART).
e) y
el Instituto de Defensa de la Libre Competencia y la Propiedad Intelectual
(Indecopi) el cual vela por la aplicación de normas de libre competencia, así
como otras normas de su competencia.
El nuevo marco regulatorio introdujo el
fomento de la participación del sector privado a través de concesiones o
autorizaciones otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas. Así como la
fijación administrada de precios máximos en el segmento de generación, donde el
OSINERGMIN establece los precios de potencia y energía de manera separada.
El precio básico por potencia es
determinado sobre la base de un cálculo que estima el costo de instalar la
capacidad de generación adicional suficiente para abastecer completamente la
demanda en horas punta. Tal cálculo reconoce un retorno de 12% sobre la
inversión que sería necesaria para instalar una unidad generadora con
características de eficiencia óptimas. La inversión que se considera toma en
cuenta el costo del equipo, de instalación y de conexión.
El precio de energía se basa en el
promedio de los costos marginales esperados para una proyección de cuatro años,
el cual es revisado cada año y es actualizado cada mes.
A
continuación explicaremos el funcionamiento del mercado de generación
eléctrica:
Mercado regulado:
En este mercado, las tarifas son
determinadas por el OSINERGMIN y no hay lugar para competir en relación por los mismos. Sin embargo, como ya hemos
mencionado, las tarifas son determinadas tomando en cuenta los costos
marginales de los participantes en el mercado, lo que simula un entorno de
competencia. En este sentido, los precios son determinados en el punto de corte
entre la demanda y la oferta estimada para los próximos cuatro años, por lo que
los proyectos de inversión que se espera concluir durante dicho plazo afectan
las tarifas que reciben las empresas actualmente.
De esta forma, la competencia se da por
costos marginales, dado que las utilidades de las empresas serán determinadas
por la diferencia entre sus costos marginales y los de las empresas menos
eficientes que sean los últimos en despachar.
Por otra parte, el pago por potencia
también favorece la competencia, ya que reconoce la anualidad de los costos de
desarrollar la central generadora más económica para suministrar potencia
adicional en horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
La Ley N° 28832 de 2006, establece que
las ventas de los generadores a los distribuidores, destinadas al servicio
público de electricidad, se efectúan mediante:
a) Contratos Sin Licitación: cuyos
precios no pueden ser superiores a los Precios de Barra a que se refiere el
artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas (Precios Regulados).
b) Contratos Resultantes de
Licitaciones: contratos derivados de licitaciones convocadas por los
Distribuidores las cuales se realizan de acuerdo a lo establecido en la Ley N°
28832.
Las empresas concesionarias de
distribución están obligadas a tener contratos vigentes con empresas
generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía por
los siguientes veinticuatro meses como mínimo.
Están previstos tres tipos de
Licitaciones con el fin de que los distribuidores obtengan contratos con los
generadores, que brindan flexibilidad al distribuidor para garantizar la
cobertura de la demanda.
Los precios de compraventa en los
contratos producto de licitaciones no pueden ser superiores a un precio máximo
de reserva fijado por el regulador, el OSINERGMIN, el cual debe ser suficiente
para incentivar inversiones eficientes en generación. El precio máximo es
fijado y mantenido en reserva por OSINERGMIN para cada proceso de licitación.
Dicho valor se hace público únicamente si la Licitación no cubre la totalidad
de la demanda subastada por haberse ofrecido precios superiores al precio
máximo.
Además, la Ley N° 28832 establece un
régimen de incentivos para promover la convocatoria anticipada de Licitaciones
destinadas a la cobertura de la demanda del servicio público de electricidad.
Este régimen incentiva al distribuidor a suscribir contratos con más de tres
años de anticipación, autorizándolo a la incorporación de un cargo en los
precios a sus usuarios regulados, adicional al que sería necesario para cubrir
su compra de energía del generador. Dicho cargo resulta directamente
proporcional al número de años de anticipación de la convocatoria según lo que
establece el reglamento, y no puede ser superior al tres por ciento del precio
de energía resultante de la licitación.
Mercado Libre:
En este mercado los precios de la
energía y de la potencia se negocian libremente entre las partes. Ello supone
que los demandantes de energía son del tamaño necesario para tener suficiente
poder de negociación frente a las generadoras. En el Perú son considerados
clientes libres aquellos que demandan al menos 1MW de potencia.
Los precios del Mercado de Clientes
Libres se consignan en los contratos bilaterales de cada cliente con su
suministrador. Estos precios pactados en los contratos son en realidad precios
a futuro que tienen como referencia al Precio Spot del mercado en tiempo real,
que es administrado por el Comité de
Operación Económica del Sistema (COES).
Cuando una empresa generadora de energía eléctrica (productor de energía
eléctrica) decide contratar la venta de energía con un Cliente Libre, su costo
de oportunidad será el Precio Spot, ya que a ese precio podría vender su
energía en caso de no realizar el contrato con el cliente, o en todo caso, a
ese precio tendría que comprar la energía para venderla a un cliente en caso de
no poder producir esa energía.
Los usuarios con demandas mayores a 200 kW y menos a 2 500 kW pueden
elegir entre ser usuarios libres o regulados. Los suministros de electricidad
con demandas mayores a 2 500 kW son clientes libres, para los que la Ley
establece un Régimen de Libertad de Precios en contratos pactados con los
generadores. A su vez, de acuerdo con la Ley 28832, aquellos clientes libres o
agrupación de clientes libres cuya potencia contratada total sea igual o
superior a 10 MW, son denominados Grandes Usuarios.
La Ley 28832 prevé la participación en
el mercado spot de corto plazo de los Grandes Usuarios Libres, sin embargo,
falta a la fecha la reglamentación respectiva.
Asimismo, la misma ley presenta una
nueva opción para los clientes libres pequeños, la de acogerse a su elección, a
la condición del cliente libre o usuario regulado. Con antelación a la Ley
28832, los clientes libres sólo podían adquirir energía en el mercado de
contratos libres que resultaba de la negociación con una empresa generadora o
una distribuidora. Los contratos usuales de clientes libres, en su enorme
mayoría, han sido pactados sin contemplar la posibilidad de cesión de posición
contractual con la consiguiente falta total de liquidez en este mercado. Con la
Ley 28832, publicada en julio de 2006, se espera que el mercado de contratos de
clientes libres sea más fluido.
El Decreto Supremo N° 017-2000-EM,
aprobó cambios en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas de forma
tal que las tarifas y compensaciones que los clientes libres deben pagar por el
uso de los sistemas de transmisión y distribución, son precios regulados por el
OSINERGMIN
Mercado Spot:
En este mercado, las empresas
generadoras realizan transacciones entre sí a efectos de compensar las
diferencias entre la energía que se han comprometido a despachar a sus clientes
y la energía efectivamente producida. Tal como hemos explicado, la generación
de electricidad o despacho es ordenado por el COES dando prioridad a las
plantas más eficientes. Esto puede hacer que algunas generadoras no entren a
operar a pesar de tener contratos firmados previamente con sus clientes. La
energía que se han comprometido a entregar será comprada a otros generadores
más eficientes que estén en un lugar superior en la lista de despacho del COES.
En tal sentido, el “mercado spot” no
debe ser entendido como un mercado donde se hacen ofertas de compra y venta,
sino como un lugar de compensación y liquidación automática entre generadoras.
El precio al cual se transfiere la energía en el “mercado spot” es el “costo
marginal instantáneo”, es decir, el costo de producir la energía transferida en
el momento de la transacción. Este precio es registrado cada 15 minutos por el
COES.
Cabe mencionar que los precios en este
mercado suelen ser bastante volátiles y, en algunos casos pueden representar
una porción importante de los ingresos de la empresa. A medida que la demanda
de las empresas sea mayor a la prevista, los precios en este mercado tienden a
ser mayores. En el caso en que el déficit de energía sea alto, la última
empresa en despachar va a ser más ineficiente (o, lo que es lo mismo, tendrá
como insumos combustibles más caros), lo que determinará un precio más alto
para la energía vendida en este mercado.
El precio spot se establece para
intervalos de 15 minutos considerando el costo variable de la unidad más
costosa que opera en dicho intervalo de tiempo. Los costos variables de las
unidades termoeléctricas son auditados, excepto en el caso de centrales que
utilicen gas natural, en cuyo caso el precio del combustible es declarado una
vez al año.
No existen límites superior o inferior
para el precio spot.
La Ley N° 28832 prevé la participación
en el mercado spot de corto plazo de los Generadores, de los Distribuidores
para atender a sus Usuarios Libres y de los Grandes Usuarios Libres (clientes
libres con potencia mayor a 10 MW).
El Negocio de Generación
Las empresas generadoras en el mercado eléctrico, pueden tener como
clientes a: distribuidoras, clientes libres u otras generadoras. Cabe mencionar
que, aunque la participación en las ventas por mercado varía año tras año, el
mercado de mayor importancia para las generadoras es el de las distribuidoras,
seguido por el de clientes libres y ventas al COES.
En el caso de las ventas a distribuidoras,
éstas se efectúan a precios regulados, lo que no da lugar a una negociación
entre ambas partes. De esta forma, al margen del tamaño de la distribuidora,
ésta no pude ejercer una posición dominante para hacer primar sus condiciones.
En el caso de las ventas a clientes
libres, las generadoras compiten con las distribuidoras. Así, en este mercado,
sí hay lugar para una negociación entre el cliente y el proveedor. Sin embargo,
en la práctica, la competencia sólo se da para los clientes de mayor tamaño.
Adicionalmente, como ya hemos dicho, los
precios más altos que los del mercado regulado darían indicios de una baja
competencia o, desde otra perspectiva, un bajo poder de negociación de los
clientes.
El mercado eléctrico posee ciertas
barreras a la entrada que se derivan principalmente de los altos costos de
inversión y de los requerimientos legales.
De esta forma, existen barreras
económicas por el alto monto de la inversión. En el caso de las
hidroeléctricas, su construcción implica alrededor de US$ 1 millón por MW, las
térmicas a gas US$ 0.6 millones y las de diesel US$ 0.4 millones. Adicionalmente,
las inversiones en generación implican “costos hundidos”, que no se pueden
recuperar en el caso de salir del mercado.
En cuanto a las barreras legales, cabe
destacar que las concesiones deben ser otorgadas por el Ministerio de Energía y
Minas, lo que implica ciertos costos. En este sentido, se debe pagar un monto
equivalente al 10% del presupuesto del estudio para obtener una concesión
temporal (2 años), y de 1% del presupuesto del proyecto para obtener la
concesión definitiva.
Adicionalmente, con el fin de hacer
viable la rentabilidad del proyecto del gas de Camisea, el gobierno otorgó
discrecionalidad al Ministerio de Energía y Minas en la entrega de concesiones,
lo que, en la práctica, es una barrera a la entrada para nuevos competidores
hidroeléctricos.
Tradicionalmente se ha considerado que
el sector eléctrico ofrece un nivel de rentabilidad relativamente bajo, pero
con un nivel de riesgo también muy limitado. Tal como se ha explicado, la
regulación introducida durante la década pasada ha generado un entorno
altamente competitivo en el sector. En este contexto, las empresas generadoras
que logren mayores niveles de eficiencia en costos podrán aumentar
significativamente su rentabilidad, y viceversa. A diferencia de lo que ocurre
en otros regímenes sectoriales, como el que se usaba anteriormente en el Perú,
las generadoras ineficientes pueden incluso perder mucho dinero.
En principio, es evidente que las
hidroeléctricas parten de una mejor posición competitiva, dado que sus costos
variables son prácticamente nulos. De otra parte, en lo que respecta a las
generadoras térmicas, las empresas más competitivas son las de ciclo combinado
que utiliza gas natural, seguidas por las de carbón y las de gas natural a
ciclo simple. Mientras que las centrales a
diesel, por último son las menos competitivas.
Es importante notar, sin embargo, que lo
explicado en el caso anterior tiene una limitación importante: los diferentes
costos de inversión de cada una de estas fuentes alternativas de generación.
Una hidroeléctrica es definitivamente más eficiente en términos de costos
variables que una térmica, pero requiere una inversión mucho mayor, lo que
eleva sus costos fijos. Por lo tanto, no cualquier hidroeléctrica será más
eficiente que cualquier térmica. Además, las térmicas tendrán una oferta de
energía más estable, al no depender de lluvias. En resumen, las generadoras
óptimas serán aquellas que alcancen una combinación adecuada de bajos costos
variables y montos de inversión reducidos.
Finalmente, a pesar de las buenas
perspectivas del sector, se debe tener en consideración que una de sus mayores
debilidades es su alta dependencia en la regulación. En este sentido, podrían
surgir cambios inesperados en las reglas de juego que afecten su rentabilidad.
Por otro lado, se viene percibiendo cierta tendencia por parte de los
reguladores a reducir los beneficios a las empresas térmicas ineficientes, por
lo que es posible que se registre una gradual reducción en los pagos por
potencia. Ello podría comprometer los resultados de varias empresas térmicas.
