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”.
