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Timestamp: 2020-07-06 20:52:43+00:00

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Mercado Electrico y Regulacion | Mercado (economía) | Perú
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VISION DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANO
Mercado Electrico Peruano
Topicos Mer. Eléctricos
1. Mercado Electrico Peruano
Perspectivas Sector Electrico Peruano
Plan Estrategico 22 SET
Presentación Caso Gerencial y Emprendedor
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proyecto de servi seguridad orlando.docx
Introducción al Sector Eléctrico Peruano.pdf
Modelos de Mercado, Regulación Económica y Tarifas del Sector Eléctrico en América Latina y el Caribe - Perú
Modelos de Mercado, Regulación Económica y Tarifas del Sector Eléctrico en América Latina y el Caribe – Perú
Este informe fue elaborado durante la Gestión de:
Victorio Oxilia Dávalos
Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
(colocar el número una vez inscrito)
Equipo Consultores Sering Sac
José Koc
Byron Chiliquinga
Esta publicación fue posible gracias al apoyo de la Cooperación Canadiense, en el marco del Proyecto Energía Sostenible para América Latina y el Caribe 2012-2017, como parte del programa:
Mejora en el Acceso a La Electricidad por la Red: “Modelos de Mercado, Regulación Económica y Tarifas del Sector Eléctrico en América Latina y el Caribe”.
Las opiniones expresadas en este documento son de exclusiva responsabilidad del autor y las mismas no necesariamente refleja las opiniones ni la posición oficial de OLADE y los que apoyaron el proyecto.
Se permite la reproducción parcial o total de éste documento siempre y cuando no se alteren los contenidos, ni los créditos de autoría.
En 1955 se inicia el desarrollo de la regulación del sector eléctrico en el Perú con la Ley de Industria Eléctrica promulgada por presidente Manuel A. Odria estableciendo normas y criterios tarifarios fomentando la inversión privada nacional y extranjera mediante la rentabilidad, con ello se dio inicio a los sistemas eléctricos aislados a través de la construcción de centrales hidroeléctricas y térmicas. Durante el gobierno del Gral. Juan Velasco en 1972 se dio la Ley Normativa de electricidad siendo el marco legal para la creación de ELECTROPERU que conllevaría la nacionalización y estatización de las empresas privadas del servicio público de electricidad, ya que el estado asumiría un rol empresarial a nivel nacional siguiendo los lineamientos de la política económica mundial del capitalismo de estado. Con el gobierno de Fernando Belaunde en 1982 se consolida el rol del estado empresario a través de empresas regionales filiales con una gestión centralizada por la matriz ELECTROPERU. En 1990 entra la crisis económica con precios irreales además de la acción subversiva. Ya en 1992 con el gobierno de Alberto A. Fujimori se dio la Ley de Concesiones eléctricas con el decreto ley N° 25844, estableciendo la privatización del sistema empresarial estatal y activa participación de las empresas privadas, acorde a la política de libre mercado. Durante 1993 se aprobó el reglamento de la Ley de Concesiones eléctricas y comenzó el nuevo sistema de tarifación eléctrica. Luego de 20 años de establecido este marco regulatorio tomando como modelo regulatorio el Chileno de 1982 se reconocen tanto aspectos positivos como sus limitaciones, pero resaltando que con esto se pudo lograr un sistema eléctrico más eficiente de tarifas económicas y el aumento de la oferta de generación.
1.2 Marco Regulatorio, Estructura y Mecanismos
En los 20 años de vida de la actual Ley se han presentado diversas etapas que se describen:
 1997 Ley 26876 ley antimonopolio y antioligopolio del sector eléctrico.
 1998 Ley 26980 ley que cambio la potencia firme.
 1999 Ley 27239 ley de adecuación del régimen de transmisión, las concesiones hidroeléctricas y de libre contratación.
 2001 Ley 27435 ley de promoción de las concesiones hidroeléctricas.
En el 2006 se dio la Ley N° 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LEDEG) que fue promulgada el 23 de julio
Ministerio de Energía y Minas (MINEM) a través del Dirección General de Electricidad (DGE)
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)
El Comité de Operaciones Económica del Sistema (COES)
El Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI)
Modalidad del Mercado Peruano
Fig.1 Esquema Modelo de Mercado
2 SISTEMA VIGENTE PARA DETERMINACIÓN DE COSTOS Y TARIFAS
a) D.L. N° 25844 - Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), promulgada en noviembre de 1992.
b) D.S. N° 009-93-EM - Reglamento de la LCE (RLCE), promulgada en febrero de 1993.
c) LEY Nº 28832 – “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LDEGE)”, promulgada en Julio del 2006.
d) Resolución OSINERGMIN N° 1089-2001-OS/CD, de julio del 2001.
2.2 Licitaciones de Compra de Energía
OSINERGMIN es responsable de aprobar las bases de licitación, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de licitación, fórmulas de actualización de precios firmes y supervisar su ejecución, además de cautelar que durante todo el proceso de la Licitación no se afecte la libre competencia o haya riesgo de abuso de posición de dominio de mercado entre empresas vinculadas.
Otra medida adoptada por el gobierno es la realización de subastas para contratar nueva capacidad de generación hidroeléctrica y de nueva fuentes de energía renovable (subastas recursos de energía renovable), lo que ha
contribuido a dinamizar las inversiones en generación eléctrica desde el año
2.3 Costos y Tarifas en el Sub Sector Eléctrico
La forma como se estructuran los precios se muestra en la siguiente figura 5
Están sujetos a Regulación de Precios:
 La transferencia de potencia y energía entre generadores.
 Las tarifas y compensaciones a titulares de sistemas de transmisión y distribución.
 Las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad (SPE) (clientes
regulados). Las tarifas de transmisión y distribución son reguladas por el OSINERGMIN
Fig.2 Estructura Tarifaria
2.3.1 Costos y Tarifas de Generación
 Para el Sistema Interconectado Nacional (SEIN), el COES propone los precios básicos de energía de generación a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaría (GART) del Organismo Supervisor de Inversiones en Energía y Minería (OSINERGMIN), que luego de un proceso de revisión los aprueba, estableciendo los denominados precios en barra.
La simulación de la operación se efectúa empleando un programa de despacho de energía (programa Perseo), que simula un sistema unimodal
o multimodal con representación de líneas de transmisión, desarrollado en
base a un modelo en programación lineal.
Los precios en barra deben situarse dentro de una banda de variación de no más del 10% del promedio de los precios resultantes de las licitaciones que efectúen las empresas distribuidoras, en cumplimiento de lo dispuesto por la ley N° 28832. De no ser así, el OSINERGMIN ajusta los precios en barra para situarlos en dichos límites.
Las tarifas o precios a nivel generación en el SEIN, se diferencian en cada centro de carga (barra física) del Sistema Interconectado Nacional por el efecto de las pérdidas de transmisión.
A las tarifas de generación se les agrega los cargos por peaje principal y
garantizado, así como los cargos por peaje secundario y complementario, según correspondan.
Fig.3 Determinación de los Precios en Barra
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. En la tabla siguiente se presenta un resumen sobre los plazos de contratación previstos en la ley N° 28832.
Tabla 1 Tipos de Licitaciones
Anticipada de al menos 3 años
Contratar el grueso del crecimiento estimado
detectados respecto de
Lo defina
Anticipada de menos de 3 años
Contratar pequeños desajustes no previstos respecto de lo estimado
En resumen la evolución del precio libre medio y el precio de licitación muestran una tendencia a crecer y el precio de barra a ser estable.
Fig.4 Costos de Operación (Millones S/.) 2002 – I Semestre 2012
Fig.5 Costo Marginal y Precios Regulados de Energía (Ctm. S/. por KWh), 2004 – I Semestre 2012
Fuente: OSINERGMIN – Julio 2012
Fig.6 Evolución de Tarifas de Generación
Fig.7 Precios de Electricidad Estables
A fin de lograr alinear las diversas medidas regulatorias del sector en la generación de los últimos años, será necesario introducir políticas energéticas mayores que permitan realizar una planificación estratégica, debido a que el mercado por sí solo no puede lograr soluciones óptimas a nivel de generación. Un aspecto importante del mediano plazo es la coordinación del gas y la electricidad. En el largo plazo la definición de una política hidroeléctrica. Un marco institucional más fuerte tanto a nivel regulatorio como empresarial del estado permitiría afrontar en mejor situación el crecimiento de la demanda y garantizar a los agentes reglas estables en el mercado eléctrico.
2.3.2 Costos y Tarifas de Transmisión
El mercado eléctrico peruano es diseñado bajo la concepción de un mercado centralizado a partir del cual se dan señales económicas para los distintos mercados locales. Para fines regulatorios los Sistemas de Transmisión se clasifican de la siguiente manera:
 Sistema de Transmisión Principal (SPT)
 Sistema de Transmisión Garantizado (SGT)
 Sistema de Transmisión Secundario (SST)
 Sistema de Transmisión Complementario (SCT)
Para la remuneración de los sistemas de transmisión se toman en cuenta los siguientes criterios:
1. Deben promover la operación eficiente de corto plazo del mercado eléctrico mayorista.
2. Deben señalar las necesidades de inversión en el sistema de transmisión.
compensar a los
existentes. De acuerdo a lo dispuesto por la LCE los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, una compensación para cubrir el costo total de transmisión. El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema
Económicamente Adaptado (SEA). El Costo Total se paga como un Peaje más un Ingreso Tarifario. Así se tiene:
aVNR= Anualidad de la inversión OyM= Costos anuales de operación y mantenimiento IT= Ingreso tarifario
 Base Tarifaria = Inversión + O&M.
 Inversión se recupera en 30 años.
 Se reconoce los valores actuales de las instalaciones de transmisión considerándose los contratos BOOT y RAG.
Conceptos de la Ley del 2006
Fig.8 Sistema de Precios en el Perú
Fig.9 Mejoras Implementadas en la Ley 28832
Debido a la necesidad de contar con una expansión optima de la transmisión, la ley del 2006 introdujo la planificación centralizada del COES introduciendo nuevos conceptos (SGT y SCT) que se diferencia por el proceso de licitación
Los problemas de la congestión de la transmisión causada por el retraso de los proyectos y la introducción por el Ministerio de Energía y minas de planes transitorios
de transmisión han llevado a que el sistema eléctrico se encuentre en situación de emergencia. Nuevamente es necesario afinar el marco legal de la transmisión para resolver los problemas actuales.
2.3.3 Costos y Tarifas de Distribución
Las tarifas de Distribución Eléctrica son establecidas por el OSINERGMIN en base a los costos de inversión y operación eficientes de empresas de Distribución Eléctrica Modelo, y comprenden los siguientes conceptos:
 Valor Agregado de Distribución (VAD
 Los costos de conexión del servicio eléctrico
 Los costos de corte y reconexión del servicio
Los Sectores de Distribución Típicos (SDT) son las siguientes:
 Sector Típico 1: Urbano de alta densidad,
 Sector Típico 2: Urbano de media densidad
 Sector Típico 3: Urbano de baja densidad
 Sector Típico 4: Urbano rural.
 Sector Típico 5: Rural.
 Sector Especial (o STD6)
Los últimos años el OSINERGMIN habría definido sectores típicos para los Sistemas Eléctricos Rurales aislados (SER) y para los Sistemas Abastecidos con módulos Fotovoltaicos (SFV).
El índice de clasificación se determina según la siguiente fórmula:
I 1 = longitud de redes aéreas de MT/demanda máxima (en Km/MW). I 2 = longitud de redes de servicio público aéreas de BT/demanda máxima (en Km/MW). I 3 = Usuarios/consumo de energía (en Km/MW). Si I ≤ 145, la concesión es clasificada como SDT 2. Si 145 ≤ I ≤ 230, la concesión es clasificada como SDT 3 Si 230 ≤ I ≤ 315, la concesión es clasificada como SDT 4, urbano – rural. Si I > 315, la concesión es clasificada como SDT 5, rural.
Rentabilidad de las Distribuidoras
La dispersión de las rentabilidades de las empresas, donde se encuentran empresas con alta rentabilidades y otras con muy bajas debido a una aplicación general de la regulación del VAD, debe obligar a sincerar estas realidades. Una propuesta sería comprobar las rentabilidades de cada empresa por separado para ajustarla a lo garantizado por el marco regulatorio.
Pérdidas de Distribución En este rubro se han logrado grandes avances al disminuirse continuamente las perdidas físicas y comerciales desde 22% a 8%.
Fig.10 Tarifas de Distribución Eléctrica
Fig.11 Tarifas de Distribución Eléctrica Valor Agregado de Distribución (VAD)
Sobre la distribución se resalta que ha sufrido menos cambios desde el 1993, tal que dichos cambios se orientan a mejorar la regulación en la determinación de sectores típicos para extender y hacer más accesible el servicio a poblaciones de menores ingresos, una notoria diferencia dentro de este sector es el manejar por parte de empresas privadas que manejan más del 40% de clientes debido a lo céntrico que es Lima y los nacionales que manejan fuera de Lima, dichas privadas realizan financiamiento de ampliación de sus instalaciones en tal sentido dichas privadas pueden llegar a negociar con el regulador cada 4 años, todo lo contrario es con el manejo estatal mencionando que es muchas veces cuestiones políticas regionales las que no permiten una gestión eficiente.
2.3.4 Costos y Tarifas en Sistemas Aislados
Para los sistemas aislados, se establecen tarifas de generación en base al costo medio de generación, aplicándose luego el mecanismo de compensación para sistemas aislados.
OSINERGMIN ha tipificado en dos grandes categorías:
 Mayores: aquellos con potencia máxima anual demandada superior a 3,000 kW, y
 Menores: aquellos con potencia máxima anual demandada de 3,000 kW inferior.
Luego se efectúa una tipificación de sistemas aislados en función de su fuente primaria de:
 Típico A: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, e I siguientes.
 Típico B: Otros Sistemas Aislados distintos al Aislado Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, e I siguientes.
 Típico E: Sistema Aislado con generación termoeléctrica de Iquitos, perteneciente a la empresa Electro Oriente.
 Típico F: Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel del departamento de Madre de Dios, pertenecientes a la Empresa Electro Sur Este.
 Típico I: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%,
pertenecientes a la empresa Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E y F.
La Ley 28832 establece un Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados su finalidad es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas Aislados y los Precios en Barra del Sistema Interconectado Nacional - SEIN, mediante un subsidio cruzado desde los consumidores conectados a los sistemas interconectados a los consumidores de los sistemas aislados mediante el mecanismo de Compensación de Sistemas aislados, el costo de generación es parcialmente cubierto con hasta el 50% de los aportes de los usuarios atendidos desde el Sistema Interconectado.
El Monto Específico es determinado anualmente por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial publicada antes del 01 de marzo de cada año, y es aplicado en el periodo comprendido entre el 1 de mayo del año de aprobación hasta el 30 de abril de año siguiente.
3 DIAGNOSTICO ELECTRICIDAD
3.1 Datos Socio-Económicos del País
Tabla 2 Población de Perú al 30/06/2009 u Proyecciones al 2012 (Millones de Habitantes)
Fuente: INEI Perú: Estimaciones y Proyecciones de Población Total, por Años Calendario y Edades Simples, 1950 – 2050 Boletín Especial Nº 17 Setiembre 2009
Tabla 3 Producto Bruto Interno 2003-2011 (Millones de Nuevos Soles de 1994)
Fuente: INEI y BCR http://www.bcrp.gob.pe/estadisticas/cuadros-anuales-historicos.html
Tabla 4 PBI per Cápita 2000-2009 (Valores a Precios Constantes Nuevos Soles de 1994)
Fuente: INEI - Dirección Nacional de Cuentas Nacionales
Tabla 5 Evolución de los Indicadores Socioeconómico Del Perú 1980 - 2010
var. %promedio año
US$/habitante
promedio periodo
Ind. Desarrollo Humano 1
1 El Índice de Desarrollo Humano (IDH), permite mide los logros de un país en términos de esperanza de vida, nivel educativo e ingresos reales. El IDH abarca una variedad de aspectos sociales, económicos y políticos que tienen impacto en la calidad de la vida humana y es calculado por Naciones Unidas. Fuente: FMI, Banco Mundial, MEF, BCRP, INEI – NUMES 2012
A pesar del avance de la economía peruana en la última década, el país muestra
un porcentaje significativo de pobreza que ha sido estimada en 27,8% el 2011. La diferencia de la pobreza entre las urbana y rural se estimó en 38,1% para el año
3.2 Situación del Servicio Eléctrico Rural en el País
Fuente: Dirección General de Electrificación Rural
Fig.12 Evolución del Coeficiente de Electrificación
Para posibilitar el acceso al servicio eléctrico de las poblaciones más pobres del país se han desarrollado diversos programas de electrificación y de subsidios al consumo. En el siguiente cuadro se muestra los avances en electrificación rural en el periodo 2006 – 2012, en que se ejecutaron 1510 obras de electrificación, beneficiando a un total de 3 495 511 pobladores, con una inversión de 2 504,131 millones de soles
Actualmente se desarrolla un Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), las metas del PNER son las siguientes:
• Lograr que en los próximos 10 años cerca de 7 millones de habitantes cuenten con acceso a los servicios públicos de electricidad.
• Impulsar el desarrollo rural de las zonas más alejadas, con mayor predominación de proyectos a base de infraestructura que utiliza energías renovables.
• Ubicar al país en ámbito latinoamericano en el primer tercio de países con el más alto índice de cobertura eléctrica.
En el siguiente cuadro se muestra la estimación del coeficiente de electrificación rural prevista para los próximos años.
Tabla 6 Proyección del Coeficiente de Electrificación Rural (%) (2011 - 2021)
Coeficiente de Electrificación Rural (%)
Fuente: Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2012 – 2021 DGER
La inversión prevista para el PNER, en el periodo 2012-2021, asciende a 5 872,7 millones de soles, estimándose beneficiar a un total de 6 565 820 pobladores rurales.
3.3 El Acceso Universal a la Energía
A pesar que la electricidad tiene en el país cerca de 150 años, su grado de penetración es sólo del 85%, siendo menor en los sectores rurales del país (63%), mientras que en los últimos 15 años el GLP ha ascendido en los mismos términos comparativos del 37% al 64%, sin que haya habido programas de ampliación de frontera de GLP, como si ha existido para la electricidad (a partir del año 2012 el gobierno ha establecido un programa de subsidios al consumo de GLP denominado Fondo de Inclusión Social Energético – FISE); el consumo de GLP habría crecido debido a su accesibilidad y disponibilidad de dicho energético.
Fuente: Acceso Universal a la Energía en el Perú - Reto y Realidad Julio Salvador Jácome
Fig.13 Coeficiente de Electrificación, Glpizacion y Gnizacion
4 ACCESO AL SERVICIO ELÉCTRICO - SUBSIDIOS AL CONSUMO ELÉCTRICO
Para posibilitar el acceso a los servicios eléctricos, por parte de los clientes de menores ingresos y de las poblaciones rurales, además de los programas der electrificación rural, se han establecido mecanismos de subsidios, como:
 El Mecanismo de Compensación por Generación Aislada.
 El fondo de compensación social eléctrica
4.1 Mecanismo de Compensación por Generación Aislada
Las tarifas de generación en los sistemas aislados resultan mayores, que los correspondientes al SEIN. Para compensar parcialmente esta diferencia de tarifas y favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los usuarios regulados atendidos por los sistemas aislados, la ley N° 28832 establece un mecanismo de compensación para sistemas aislados.
Su finalidad es compensar una parte del diferencial entre los precios de generación entre los sistemas aislados y los precios del SEIN, reduciendo los costos del servicio eléctrico en dichos sistemas mediante un subsidio cruzado, desde los consumidores conectados a los sistemas interconectados a los consumidores de los sistemas aislados.
4.2 Fondo de Compensación Social Eléctrica (Fose)
En agosto del año 2001, mediante Ley Nº 27510, se creó el esquema de subsidios al consumo residencial del servicio eléctrico Fondo Social de Compensación Eléctrica (FOSE).
El FOSE consiste en un sistema de subsidios cruzados, basado en el cobro de un sobrecargo en las tarifas de los consumos mensuales mayores de 100 kWh, que luego es repartido en los consumos menores de 100kWh.
Al mes de octubre del 2011 los usuarios beneficiados con el FOSE son alrededor de 3.1 millones y representa el 58% del total de usuarios que cuentan con servicio eléctrico, es decir una ayuda social para alrededor de 15.7 millones de peruanos. En este sentido, un mecanismo como el FOSE se puede considerar conceptualmente
como más equitativo ya que tiene un mayor impacto en los usuarios de menor consumo y no beneficia de forma indiscriminada a todos los consumidores.
Modelos de Mercado, Regulación Económica y Tarifas del Sector
Eléctrico en América Latina y el Caribe – Perú
5 CUADROS COMPARATIVO CON OTROS MODELOS
5.1 Cuadro Modelo de Mercado
La modalidad elegida para el mercado peruano tiene las
De acuerdo con la Resolución CREG 024 de 1995, el Mercado Mayorista
(ENEE),
• Pool mandatorio centralizado
generadores y comercializadores de grandes
propiedad estatal, con atribuciones establecidas en parte en s u Ley
• Basado en ofertas de Costo Marginal de operación
• Competencia en Generadores y Distribuidores por los clientes libre
contratos de energía a largo plazo y en bolsa sobre cantidades y
(para venta a clientes libres)
precios definidos.
Una de las características más distintivas del Modelo de Mercado
• El “Libre acceso” a las redes de Transmisión y Distribución.
Eléctrico Nacional es s u integración vertical, en la cual la ENEE en
• Negocio en Generación: Venta al mercado Spot + Venta a Clientes
Los agentes que pueden establecer contratos son los generadores, los
• Negocio en Transmisión: Reconocimiento del costo en inversión y de la
comercializadores y los usuarios no regulados (UNR), como se indica en
operación y el mantenimiento.
la Figura 18. No obstante, en el mercado mayorista el responsable frente
a la bolsa siempre será un generador
comercializador, puesto
Despacho y a la vez administra el mercado.
Un esquema que muestra el modelo es el siguiente:
que los usuarios no pueden comprar directamente en la bolsa.
tipo de transacción que s e efectúa en el MEN es puramente física, es
decir compra y venta de energía y potencia eléctrica en las condiciones
establecidas en cada contrato, para lo cual la ENEE es
único de la energía eléctrica generada por los productores locales
importada por las interconexiones internacionales existentes con los
sistemas de las repúblicas de El Salvador, Guatemala, y Nicaragua.
5.2 Cuadro Esquema Tarifario
Las tarifas y precios al cliente final s e estructuran como la suma de los
Los comercializadores son aquellos agentes que compran y venden energía,
El precio regulado para ventas a las empresas distribuidoras que establece la
precios a nivel de generación, los cargos por el servicio de transmisión y las
básicamente los comercializadores prestan un servicio de intermediación, entre los
Ley, designado como "Tarifa en Barra", es un precio al que las empresas
tarifas por distribución ( o Valor Agregado de Distribución). Los precios de
usuarios finales de energía y los agentes que generan, transmiten y distribuyen
distribuidoras pueden comprar sus necesidades de capacidad y energía. La tarifa
venta a los clientes consideran los cargos hasta los puntos de suministro,
electricidad. Legalmente el comercializador es el prestador del servicio.
en barra engloba los costos de la generación y de la transmisión; y
que puede ser en muy alta, alta, media o baja tensión.
generadoras" y
Por otra parte las Leyes 142 (numeral 73.13) y 143 de 1994 (Artículo 10), facultan
proponerla a la Comisión Nacional de Energía para s u aprobación. No es claro
La forma como s e estructuran los precios s e muestra en el esquema
a la CREG para determinar los límites entre usuarios regulados y no regulados.
como las empresas generadoras procederán para realizar este cálculo, el cual
Siendo los usuarios no regulados aquellos que pueden negociar libremente sus
requiere un conocimiento completo del sistema eléctrico. La única suposición
tarifas con los comercializadores. Debido a la separación de mercados entre
razonable es que tendrían que haberlo hecho a través del Operador del Sistema.
usuarios regulados y no regulados, las empresas
comercializadoras pueden
comercializar energía con destino al mercado regulado; pueden comercializar
Las distribuidoras suman a sus costos de compra de capacidad y energía sus
energía en el mercado no regulado; o pueden optar por ofrecer el servicio de
propios costos de distribución y
de comercialización,
conjunto que la Ley
intermediación en ambos mercados.
denomina "Valor Agregado de Distribución" para obtener las tarifas al usuario
PERÚ: MODELO DEL MERCADO, REGULACIÓN ECONÓMICA Y TARIFA DEL SECTOR ELÉCTRICO
• Levantamiento y Estudio de
Modelos de Mercado y Marco Regulatorio • Examinación y Análisis del Sistema para la Determinación de Costos y Tarifas Vigentes.
SERING SAC, Lima 02 de Julio de 2013
Lima 13 de Diciembre de 2012
SERING SAC
1 MODELO DE MERCADO Y MARCO REGULATORIO VIGENTE DEL SECTOR ELÉCTRICO. 4
1.1.1 Desarrollo del Sector Eléctrico 1950-1992
1.1.2 Lineamientos de Política Eléctrica
Marco Regulatorio, Estructura y Mecanismos
1.2.1 Evolución
1.2.2 Marco legal
1.2.3 Estructura
1.2.4 Mecanismos
1.3.1 COES
1.3.2 Modalidad del Mercado Peruano
1.3.3 INTEGRANTES
1.3.4 PROCEDIMIENTOS
Transacciones entre agentes y comerciales
1.4.1 Mercado de corto plazo
1.4.2 Compensaciones al Sistema Principal de
1.4.3 Mercado de Contratos Financieros de largo plazo de los Generadores con
Clientes libres y Clientes
1.5 Planificación, Expansión, Ingreso de nuevos proyectos
1.6 Sumario del Análisis del Modelo de Mercado
El desarrollo formal de la regulación del sector eléctrico en el Perú se inicia en el año 1955 con la ley de la industria eléctrica. Anteriormente rigió un marco disperso dependiendo de las municipalidades los servicios públicos de electricidad que eran mayormente de concesión local.
El 8 de setiembre de 1955 durante el régimen del presidente Manuel A. Odría se promulgo la ley de la industria eléctrica mediante el decreto ley N° 12378 con el propósito de establecer normas para regular las relaciones entre productores y usuarios del servicio público de electricidad, garantizar derechos y expectativas de ambos y facilitar el impulso del desarrollo del servicio público. Su principal característica fue estimular la inversión privada nacional y extranjera, garantizando su recuperación y una atractiva rentabilidad para el mismo. Para este fin se creó un régimen de concesiones, permisos y licencia de servicio público de electricidad, se estableció criterios normativos para fijar las obligaciones de las empresas eléctricas y de los usuarios, así como procedimientos para fijar tarifas eléctricas que ofrecieran una rentabilidad suficiente para retribuir el capital invertido. La ley también creo la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE). Como resultado de la ley, se hicieron inversiones privadas importantes en los sistemas eléctricos aislados construyéndose centrales hidroeléctricas y térmicas y el sector privado realizo inversiones y obtuvo concesiones en las ciudades mayores del país cuya demanda de energía y su tasa de crecimiento asegurara la rentabilidad del capital invertido.
(Ley 12378 de la Industria
Eléctrica promulgada el 8 de julio de 1955)
 Ordenó la situación anterior, al regular el modelo de
participación empresarial privada
 La industria eléctrica es de utilidad pública
 Estableció la figura jurídica de la Concesión de Servicio
 Impulso el suministro eléctrico al imponer al concesionario la
obligación de aumentar su capacidad de generación en 10%
 Estableció normas para determinar las tarifas y creo la
Comisión Nacional de Tarifas
 Las reglas promovía la inversión del capital extranjero
El 5 de setiembre de 1972 el régimen de facto militar del presidente Juan Velasco promulgo la ley normativa de electricidad mediante el decreto ley N° 19521 y el 12 de setiembre de 1972 se creó ELECTROPERU mediante el decreto ley N°19522. El nuevo marco establecía los lineamientos de una nueva política de desarrollo de la electricidad en el país basada en la creación de ELECTROPERU así como en la nacionalización y estatización de las empresas privadas que prestaban servicio público de electricidad. A ELECTROPERU se le encargo la gestión empresarial del estado en el sector electricidad y se constituyó fusionando todas las entidades estatales que prestaban servicio público de electricidad, dándole la responsabilidad a nivel nacional y encargándole la construcción de las centrales mayores del país. A pesar de los aspectos positivos de centralizar los recursos del sector en una única empresa, luego de algunos años mostro las limitaciones del centralismo y su escasa eficiencia de gestión.
Tercer Periodo (Decreto Ley 19521 Normativo
de la Electricidad del 5 de setiembre
Debido al desarrollo centralizado
, se introdujo el modelo
empresarial estatista del Gobierno Militar.
El Estado se reservaba las actividades de generación,
transmisión, transformación, distribución y
Se creaba Electroperú como la empresa pública
encargada de ejecutar las actividades del servicio
Los bienes de dominio público pertenecían al Estado.
Transformo las concesiones privadas
responsabilidad dadas a empresas estatales asociadas
El MEM se responsabilizó por la fijación de las tarifas.
Bajo el régimen del presidente Fernando Belaunde en mayo de 1982 se promulga la Ley General de Electricidad (LGE) N° 23406 que tomo como base las anteriores leyes, así se volvió a crear la Comisión de Tarifas Eléctricas y ELECTROPERU se convirtió en una empresa matriz del sistema empresarial del estado y creándose las empresas eléctricas regionales filiales. El sistema establecido fue de gestión centralizada con el monopolio en el planeamiento, construcción y operación de la generación, transmisión, distribución y electrificación rural. La crisis económica de la década, la política de precios irreales, así como la acción de la subversión dejaron al sector eléctrico a comienzos de 1990 en una situación de crisis generalizada.
La necesidad de un cambio se hacía necesaria debido a que el sistema anterior no era sostenible ni transparente con una gran crisis financiera de las empresas. Las inversiones en el sector eran mínimas y no iba al ritmo del crecimiento de la demanda. Se debe agregar el manejo político de la tarifas y de la gestión empresarial, así como el clima de inseguridad del país creada por la violencia subversiva.
Cuarto Período (Ley 23406 General de
Electricidad del 28 de mayo de 1982)
 Debido a la crisis financiera del sector, se planteó un
nuevo marco jurídico descentralizado.
 Mantuvo en poder del Estado la prestación del servicio
 Creo las empresas regionales como filiales de Electroperú
 Creo el fondo de compensación de generación para cubrir las
diferencias de costos de generación entre empresas
 Se creo la C.T.E. para regular las tarifas y los aportes al
 Se estableció el Plan Maestro para planificar la expansión
del servicio eléctrico
En 1992 en el régimen de facto del presidente Alberto Fujimori se promulgo la Ley de Concesiones Eléctricas el 6 de noviembre el decreto ley 25844, estableciéndose un régimen para la participación activa de la empresas privadas y la privatización del sistema empresarial estatal. Esta ley con pocos cambios fundamentales se halla vigente a la fecha. Es necesario señalar que la reforma del sector eléctrico fue parte de un programa mayor de estabilización macroeconómica y de reforma estructural implementado por el gobierno peruano con apoyo de los organismos multilaterales y que fue consagrado en la nueva constitución del país de 1993.
Lineamientos de la Reforma de 1992
• El gobierno promulgará las leyes que reflejen la nueva política del sector
• Buscar reglas claras para asegurar competencia
• Reemplazar gasto / inversión público por inversión privada
• Reforma Empresarial: separando y combinando las partes de las empresas existentes en empresas de generación, transmisión y distribución que luego van a privatizarse.
• Se fijaron metas de completar el proceso de privatización en 4 años.
La reforma establecida en 1992 tiene como fundamento los siguientes lineamientos:
 Separar los roles del gobierno en las áreas de normatividad, regulación y área empresarial.
 Permitir al máximo el rol de las fuerzas del mercado.
 Establecer la regulación de precios que reflejen los costos económicos.
 Privatizar las empresas estatales y promover la inversión privada en
 Reformar la estructura corporativa de las empresas estatales mientras estas se privaticen.
Bajo la nueva estructura regulatoria se tendrá el siguiente régimen:
 La generación de electricidad deberá ser descentralizada y desregulada y sujeta a las fuerzas del mercado mediante la competencia.
 La transmisión proveerá acceso abierto a los generadores y compradores de electricidad bajo un mismo régimen común de transporte y un adecuado esquema de peajes regulados.
 La distribución continuara como un monopolio natural con derechos y obligaciones de los suministradores y consumidores incluyendo la calidad del servicio.
 La regulación de precios se basara en los costos marginales como substituto a las fuerzas del mercado.
Pasos para la Implementación Junto con la nueva Ley de Concesiones Eléctricas, la Comisión de Tarifas Eléctricas realizo el estudio “Programa de Garantía Tarifaria” con apoyo de SYNEX Ingenieros Consultores de Chile. El estudio comprendió:
 Despacho Económico de Carga y costos generación.
 Costos de transmisión y precios de barra.
 Valores Agregados de distribución para áreas típicas y determinación de tarifas para clientes de distribución.
La agenda de acción comprendía el periodo 1992 a 1995 iniciándose con el establecimiento del marco regulatorio y culminándose con la transferencia total al sector privado de las empresas estatales fraccionadas. Esta meta de privatización aún se halla inconclusa por oposición de las poblaciones en las regiones.
A comienzo de la década de los 90, existían dos modelos de mercado vigentes en el mundo, el modelo chileno de 1982 y el modelo ingles de 1989. El sistema peruano tomo el modelo de Chile adaptándolo a las condiciones del país.
En 1993 se aprobó el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y comenzó el nuevo sistema de tarificación económica de la electricidad.
El marco regulatorio actual tuvo su inicio con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) el 6 de noviembre de 1992 y cuyo reglamento fue aprobado 25 de febrero de 1993 mediante el decreto supremo 009-93-EM.
En una primera etapa de adaptación al cambio regulatorio y su ajuste no se mostró problemas mayores.
Los principales cambios a la Ley han sido:
En el 2006 se dio la Ley N° 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LEDEG) que fue promulgada el 23 de julio. Esta ley introdujo cambios importantes en los aspectos siguientes:
 Licitaciones de suministro a precio firme. Reestructuración del Operador COES. Nueva regulación de la transmisión.
 Participación distribuidores y grandes usuarios libres en el mercado de corto plazo.
 Compensaciones a sistemas aislados. Modificaciones a la LCE.
En los últimos años con el crecimiento alto de la demanda y la falta de oferta se han introducidos cambios temporales mediante decretos legislativos y decretos de urgencia debido a la problemas de copamiento del gasoducto de Camisea y la congestión en la transmisión por atraso de los proyectos de transmisión.
Estos cambios han sido:
 Cambios estructurales
 Decreto legislativo Nº 1002.- Introduce las fuentes renovables en el sector.
 Decreto legislativo Nº 1041.- Modifica el despacho por restricción del suministro de gas natural.
 Normas de emergencia por coyuntura
 Decreto
035-2006.-
respaldo contractual.
 Decreto de urgencia Nº 046-2007.- Congestión de la transmisión.
 Decreto de urgencia Nº 037-2008.- Restricciones temporales de generación y compra de energía de plantas de emergencia.
 Decreto de urgencia Nº 049-2008.- Costos marginales idealizados y retiros sin contratos.
La LCE está organizada en los títulos siguientes: Disposiciones generales.
Este título se señala que la ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistemas de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en la ley.
Comisión de Tarifas Eléctricas.
Se establece que la Comisión de Tarifas Eléctricas (hoy OSINERGMIN) es un organismo técnico descentralizado del Sector Energía y Minas (hoy del Ministerio de la Presidencia del Consejo de Ministros) con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa, responsable de fijar tarifas de energía eléctrica de acuerdo a criterios establecidos en la ley.
Concesiones y Autorizaciones.
Se establece las regulaciones de las concesiones y autorización.
Comité de Operación Económica del Sistema.
Se crea un organismo técnico denominado Comité de Operación Económica del Sistema (COES) conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión que se encuentran interconectados. La finalidad del COES es coordinar la operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento eléctrico y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
Sistema de Precios de Electricidad
Se establece las normas para fijar:
 Precios máximos de generador a distribuidor de servicio publico
 Precios máximos de transmisión
 Precios máximos de distribución.
 Prestación de servicio público de electricidad,
Se regula el suministro a los consumidores de las redes de distribución.
 Garantías y medidas de promoción a la inversión
 Uso de bienes públicos y de terceros.
 Disposiciones complementarias, transitorias y final.
La ley para asegurar el desarrollo eficiente de las generación tiene los capítulos siguientes:
 Primero: Disposiciones generales.
 Segundo: Contratos, licitaciones e Incentivos para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica.
 Tercero: El mercado de corto plazo
 Cuarto: Comité de Operación Económica del Sistema (COES)
 Quinto: Adecuación del marco legal de la transmisión.
 Sexto: Formación de precios a nivel de generación.
 Séptimo: Mecanismo sistemas aislados.
 Octavo: Disposiciones complementarias.
La estructura del sector está compuesto por:
Ministerio de Energía y Minas (MINEM) a través del Dirección General de Electricidad (DGE) tiene las funciones siguientes:
 Encargado de establecer la política sectorial y promulgar las normas correspondientes.
 Otorga las concesiones y permisos.
 Elabora el Plan Indicativo de Expansión de Generación y Transmisión.
 Aprueba los procedimientos para la operación del Sistema Interconectado
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) tiene las funciones siguientes:
 Vela por el cumplimiento de la LCE.
 Fiscaliza las obligaciones de los concesionarios establecidas en la ley y su reglamento.
 Fija las tarifas de generación, transmisión de electricidad a través de su Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). Este organismo anteriormente fue la Comisión de Tarifas Eléctricas.
 Fiscaliza la adecuada prestación del servicio público.
 Fiscaliza
las funciones del Comité de
 Económica del Sistema Interconectado Nacional COES) Supervisa la calidad y el suministro de energía.
El Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI) tiene por finalidad:
 Promover la competencia en el sector.
 Vela por el cumplimiento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del sector eléctrico,
 Los generadores son los productores de electricidad encargados de comercializar su energía a clientes libres y regulados.
 Los transmisores son los encargados del transporte de la electricidad por el cual cobran un peaje.
 Los distribuidores son los encargados de las labores de distribución en tensiones menores a 30 kV tanto a clientes libres como regulados.
El Comité de Operaciones Económica del Sistema (COES) es el organismo conformado por los generadores, transmisores, distribuidores y clientes libres encargado de la operación técnica del sistema las valorizaciones de las transacciones en el mercado de corto plazo (spot).
Los mecanismos que actúan en el sector son:
 COES como administrador del mercado de corto plazo entre generadores.
 GART de OSINERGMIN como encargado de fijar las tarifas reguladas.
 INDECOPI como organismo encargado de proteger la libre competencia,
1.3 Mercado Mayorista
El COES en su etapa inicial estaba compuesta fundamentalmente por los generadores y transmisores con muy pocas regulación y fue considerado como un club exclusivo de generadores.
En su etapa actual el COES según lo establece la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LDEG), tiene por finalidad la coordinación de la operación de corto, mediano y largo plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, la planificación de la transmisión del SEIN y la administración del mercado de corto plazo.
Se puede definir que el COES es el operador del sistema eléctrico y también el operador del mercado de corto plazo. El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de derecho público. Está conformado por todos los agentes del SEIN y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes Los órganos de gobierno del COES son: La asamblea, el directorio y la dirección ejecutiva.
 Pool mandatorio centralizado.
 Basado en ofertas de costo marginal de operación.
 Competencia en generadores y distribuidores por los clientes libre (para venta a clientes libres).
 El “libre acceso” a las redes de transmisión y distribución.
 Negocio en generación: Venta al Mercado Spot + venta a clientes
 Negocio en transmisión: Reconocimiento del costo en inversión y de la operación y el mantenimiento.
El siguiente esquema muestra el modelo del mercado peruano:
Fig.14 Esquema Modelo de Mercado
Una primera observación del mercado eléctrico peruano es que corresponde a un diseño propio establecido en la LCE y su reglamento.
Este diseño establece dos mercados para los generadores: uno el mercado de corto plazo donde se transa a costo marginal y otro mercado de contratos financieros de largo plazo de los generadores de suministro con los clientes.
El diseño del mercado peruano se puede considerar que es una bolsa donde todos los generadores le venden su energía a esta bolsa y todos los generadores compran a la bolsa para satisfacer a sus clientes. Para permitir la competencia y la libertad de contratación por los clientes es claro que se requiere que no exista relación directa, indirecta o derivada entre generadores (como se puede deducir de la LCE y su reglamento), ya que al existir estas relaciones impediría la libertada de elegir a su proveedor que tiene los clientes en cualquier parte de las red.
El COES está compuesto por integrantes obligatorios e integrantes voluntarios. Los integrantes registrados son los integrantes obligatorios así como
los integrantes voluntarios que hayan optado por registrarse en el COES.
Los integrantes obligatorios del COES son todos los agentes del SEIN que cumplen las siguientes condiciones, según corresponda:
Los generadores cuya potencia instalada sea mayor o igual a 50 MW.
Los transmisores que operen sistemas de transmisión que pertenezcan al Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) o al Sistema Principal de Transmisión (SPT), con un nivel de tensión no menor de 138 kV y cuya longitud total de líneas de transmisión no sea menor de 50 kilómetros, de acuerdo con los derechos otorgados.
Los Distribuidores cuya máxima demanda coincidente anual de sus sistemas de distribución interconectados al SEIN, sea mayor o igual a 50 MW.
Los usuarios libres cuya máxima demanda contratada en el SEIN sea mayor o igual a 10 MW.
El COES, a través de la dirección ejecutiva, debe elaborar las propuestas de procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del mercado de corto plazo. Las propuestas de estos procedimientos serán presentados a OSINERGMIN para su aprobación.
1.4 Transacciones Entre Agentes y Comerciales
Las funciones del COES en las valorizaciones de las transacciones son las siguientes:
 Valorización por transferencias de energía:
Por diferencia entre entregas y retiros /a costos marginales
Período de cálculo: mensual.
 Valorización de las transferencias de potencia
 Valorización por transferencias de energía reactiva.
 Valorización de compensación por servicios complementarios.
 Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión
En el siguiente diagrama se muestra las relaciones entre el COES y los generadores para las transacciones:
Fig.15 Transacciones en el Mercado de Electricidad
Las valorizaciones que realiza el COES son:
Valorización de las transferencias de potencia:
 Por diferencia entre ingresos (por potencia firme y por potencia despachada) y egresos (por compra de potencia para sus clientes).
 Período de cálculo: mensual, a precio regulado. valorización por transferencias de energía:
 Por diferencia entre entregas y retiros a costos marginales
 Período de cálculo: mensual.
Valorización por transferencias de energía reactiva y valorización de compensación por servicios complementarios.
 Por regulación de frecuencia,
 por regulación de tensión,
 por operación a mínima carga y
 reconocimiento de costos por baja eficiencia.
1.4.2 Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión.
Asignación mensual del costo total de transmisión a los generadores mediante el peaje e ingreso tarifario.
Un esquema que explica la transferencia de energía que realiza el COES para una empresa excedentaria en generación y otra con déficit de generación con respecto a sus contratos es el siguiente:
a) EMPRESA DEFICITARIA
b) EMPRESA EXCEDENTARIA
Fig.16 Transferencia de Energía
Es claro entonces que quien da la orden de despachar las centrales es el COES, de manera de lograr la operación de mínimo costo. Esto causa que cuando exista descalce entre la producción real de un generador y los contratos con sus clientes, el COES debe realizar las valorizaciones de estas transferencias de energía. Para lograr las valorizaciones de las transferencias de energía en el COES se requiere que existan las inyecciones y retiros de todos los generadores.
Es importante dejar claro que el COES hace el balance del total del mercado, es decir suma las inyecciones y retiros en todas las barras. Lo que define con la valorización de los generadores aportantes que deben recibir el pago de los generadores excedentarios. Como se ha explicado anteriormente este cálculo se hace para cada hora y por lo tanto es variable de acuerdo al lugar y al tiempo.
Cuando se introduce la competencia en los sistemas eléctricos se hace necesario desde el punto económico introducir los puntos donde se realice las transacciones económicas de entrega y retiro de electricidad.
Conforme lo establece el artículo N° 105 del reglamento del LCE, el COES calculara para cada hora el costo marginal de corto plazo del sistema en las barras de las subestaciones en que se produzca entrega o retiros. El artículo N° 107 del reglamento del LCE, indica que el COES debe valorizar las transferencias de energía entre generadores por la operación económica siguiendo lo siguiente:
 Se efectuara la medición y/o los cálculos para determinar las entregas y retiros de cada generador.
 La energía entregada y retirada por cada generador será valorizada multiplicándola por el costo marginal correspondiente.
 Para cada generador se sumarán algebraicamente todas las entregas y retiros valorizados ocurridos en el sistema durante el mes.
 La entregas se consideraran con signo positivo y los retiros con signo negativos.
 El valor resultante, sea positivo o negativos, constituirá el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada generador.
Así tenemos que la LCE denomina “barra”:
Barra: Es aquel punto de sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica.
La aplicación del artículo 107 del reglamento de la LCE requiere de definiciones conceptuales adicionales para realizar el proceso de valorización de las transferencias de energía. Estas definiciones se hallan en el procedimiento Nº 10 del COES.
- Entrega: Aporte de energía de una central generadora o de una instalación de transmisión a una barra de transferencia.
- Retiro: Energía que es comercializada y /o consumo físico en una barra o la que es tomada por un titular del sistema de transmisión principal desde una barra de transferencia hacia una instalación de transmisión.
- Barra de Transferencia: Es toda barra del Sistema Principal de Transmisión y además de aquella barra del Sistema Secundario de Transmisión en donde existen entrega(s) y/o retiro(o) de dos o más generadores integrantes.
Otro aspecto importante es que las transferencias que realiza el COES se deben hacer en la tensión más alta de la instalación (art 114 del reglamento). Es una realidad que tanto las entregas y retiros no se dan en esta tensión mayor, razón que obliga a los generadores involucrados a acordar factores de pérdidas para llevarlo a la tensión superior de la barra.
Mercado de Contratos Financieros de Largo plazo de los Generadores con Clientes libres y Clientes Regulados.
1.4.3.1 Clientes Libres
De acuerdo al marco regulatorio se establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia. En el caso de los grandes consumidores de más de 2.5 MW se considera que tienen la capacidad de negociar libremente con sus proveedores siendo el precio un acuerdo de partes.
Al amparo del artículo N° 1354 del código civil y artículo N° 62 de la constitución política, el contenido de los contratos de venta libre de electricidad son negociados y definidos libremente entre las partes, con la sola limitación de la normatividad legal aplicable, lo que significa que es de exclusiva incumbencia de las partes, esto es de la suministradora (generadora o distribuidora) y del usuario libre, la definición de los términos y condiciones del contrato de venta libre, tales como punto de suministro, tensión de suministro, potencias contratadas, excesos de consumo de potencia y energía, precios de venta, plazo de pago, intereses y mora en casos de incumplimiento de pago de las facturas, solución de controversias, etc.
El punto de compra o suministro es la barra física de suministro eléctrico definida en el contrato, donde la electricidad objeto del mismo es transferida del Suministrador al Cliente, y por tanto define el límite de responsabilidad del Suministrador.
1.4.3.2 Clientes Regulados
generadores con contratos con precios fijados por OSINERGMIN.
La planificación del sector eléctrico mediante la formulación del Plan Maestro de electricidad por parte de ELECTROPERU fue establecido en la ley general de electricidad N° 23406 de 1982. Durante 10 años se elaboraron planes del sector que no logro su concreción en nuevos proyectos debido a las limitaciones para invertir del sistema empresarial del estado para enfrentar el crecimiento de la demanda.
Con el nuevo marco regulatorio establecido en 1992 mediante el Decreto Ley N° 25844 y su reglamento se dispuso que el MINEM elaboraría un Plan Referencial de Electricidad (PRE). Este plan sería de carácter indicativo, ya que la decisión de inversión quedaba en manos de los agentes del mercado. Los objetivos de plan referencial de generación y transmisión es brindar información prospectiva a los actuales y nuevos agentes del sector para tomar decisiones de inversión. El plan presenta una visión del desarrollo para un periodo de 10 años y un largo plazo prospectivo de 20 años.
El marco legal considera el negocio de generación como un negocio de competencia y por lo tanto los agentes por cuenta propia decidirían la necesidad de nuevos proyectos y la tecnología más adecuada a sus intereses. En el caso de la transmisión la necesidad de nuevas instalaciones se consideraba que deberían los generadores interesados negociar con los transmisores la implementación de nuevos proyectos.
En los primeros años de la vigencia de la LCE se consideró que la ampliación de la generación y transmisión se realizaría mediante las empresas estatales con apoyo de la banca multilateral con el fin de lograr un proceso armonioso de implementación de la ley.
Una segunda etapa a partir de 1995 el gobierno inicio un proceso de transferencia de las empresas estatales al sector privado con compromisos de ampliación de la generación que podía ser generación térmica o hidráulica. Simultáneamente se dio el ingreso de nuevos agentes en la generación que aportaron nuevas instalaciones.
A partir del año 2001 con la ejecución del proyecto gasífero de Camisea del Lote 88 para operar en el 2004 se dio preferencia al desarrollo de nuevos proyectos de generación térmica que aprovechara mediante ciclos simples y ciclos combinados el gas para fines eléctricos. El precio preferencial del gas de Camisea en boca de pozo (aproximadamente 1 US$/MM BTU) al cual se agregaba el transporte a la costa (1 US$/MM BTU) hizo que el desarrollo de la generación se concentrara en Lima (Chilca). A la fecha el copamiento del gasoducto actual y el retraso de las ampliaciones han llevado a una situación de contar con plantas de generación instaladas que no cuentan con suministro de gas. Desde el 2008 se viene promocionando el desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos y térmicos
de reserva a través de licitaciones que lleva a cabo PROINVERSION por encargo del MINEM. La crisis de rompimiento de la cadena de pagos en el 2004 al existir distribuidoras y clientes libres que retiraban energía sin contrato aunada a una sequía, obligo a establecer cambios en el marco regulatorio. Con la ley de aseguramiento de la generación eficiente se estableció licitaciones de suministro de generación a precio firme a fin de permitir el desarrollo de nuevos proyectos de plantas de generación.
En el caso de la transmisión el marco regulatorio establecido en la Ley de Concesiones fue insuficiente para garantizar el oportuno desarrollo de la red de transmisión. El gobierno a partir de 1998 estableció un sistema de expansión a través de proyectos BOOT y luego en el año 2003 traslado al sector privado las redes de transmisión con administración estatal, el cual permitía realizar ampliaciones menores con adenda al contrato de operación. Con la Ley de Aseguramiento de la generación Eficiente del 2006 se modificó la regulación de la transmisión y se estableció la elaboración de un Plan de Transmisión elaborado por el COES y aprobado por el MINEM. El plan es de carácter vinculante. El MINEM directamente o a través de PROINVERSION realizara el proceso de licitación de los proyectos priorizados de nuevas líneas. Los proyectos de transmisión que se ejecuten fuera del plan serán asumidos por los titulares.
A la fecha se haya por concluir un segundo Plan de Transmisión y se han realizado licitado diversos proyectos a través de PROINVERSION.
Como era de esperarse un aspecto que preocupa es la oportunidad de la expansión de la generación y la transmisión. Se considera que con ajustes el planeamiento de la transmisión y un proceso de licitación más rápido ayudaría a mejorar la implementación de los proyectos de transmisión. En cuanto a la generación la experiencia muestra que el crecimiento de la demanda no va acompañado en forma oportuna con la expansión de la generación y que sería necesaria una planificación que asegure una estrategia energética del país con proyectos ubicación cercana y la tecnología para atender en forma óptima la demanda.
En cuanto a la distribución su planificación se halla en el dominio interno de las empresas de distribución. En el caso de las empresas privadas instaladas en Lima tienen la capacidad de gestionar tarifas que le permite la expansión en su área de concesión y la fortaleza financiera para lograr créditos dela banca. El caso de las empresas distribuidoras que continúan en manos estatales muestra una gran debilidad para lograr el apoyo financiera de su matriz FONAFE para realizar nuevas inversiones.
Luego de 20 años del marco regulatorio actual se puede reconocer sus aspectos positivos así como sus limitaciones.
Dado el estado de crisis generalizada del sector eléctrico en 1990, el nuevo marco logro hacer más eficiente el sistema eléctrico, lograr tarifas económicas y aumentar la oferta de generación.
Es evidente que tomar como referencia para el Perú el modelo regulatorio pionero de Chile de 1982 fue positivo, dado la experiencia limitada en ese momento del modelo inglés. Hoy día se reconoce que fue el primer país en liberalizar su sector eléctrico al reestructurarlo, introducir reformas de competencia y realizar privatizaciones pero no logro un verdadero mercado mayorista para la electricidad y por muchos años las empresas lograron mantener una integración vertical.
En 1996 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) reviso la estructura, regulación y operación del sector eléctrico con apoyo de la consultora Putnam, Hayes y Bartlett Inc. (PHB) con la finalidad de identificar deficiencias que puedan impedir la competencia y la posibilidad para atraer el capital privado. Las principales conclusiones fueron:
El modelo aplicado a la reforma del sector eléctrico del Perú tiene bases sólidas pero requiere modificaciones para las condiciones del país. La falta de inversión en el sector es parcialmente debido a factores que mejoraran en el tiempo y la experiencia si los problemas son adecuadamente enfocados. Algunos aspectos de la estructura, regulación y operación del sector eléctrico pueden crear riesgos y barreras a la inversión, particularmente a los extranjeros considerando nuevas plantas.
Hacer la estructura más competitiva y abierta a las inversiones externos. Hacer el proceso regulatorio más independiente y responsable.
Hacer las transacciones y arreglos contractuales más eficientes, flexibles y competitivos.
A fines del años 90’s ya era evidente los problemas con el pago de la potencia y la regulación de la transmisión y se realizaron modificaciones parciales.
La crisis desatada en el 2004 al romperse la cadena de pagos debido al retiro de clientes sin contrato en el COES y a una sequía mostro la necesidad de introducir cambios mayores.
 Incertidumbre en las inversiones de generación
Los mercados eléctricos suelen enfrentar problemas para asegurar la suficiente capacidad de generación (adecuada y confiable).
En la LCE se establece la libre entrada en generación y se espera que las
señales de precios den los incentivos apropiados, sin crecimiento de la oferta no se puede asegurar.
 Falta de contratos entre generadores y distribuidores
Desde el 2002, los generadores venían mostrando reticencia a firmar contratos a precio regulado. El precio regulado fijado administrativamente no contaba con predictibilidad y estabilidad que requerían. El año 2004, por primera vez desde la reforma del sector se produce retiros sin contrato para mercado regulado. Se hacen ajustes al marco regulatorio: se reduce de 48 a 24 meses el periodo de proyección para el cálculo de costos marginales, se agrega corrección de 24 meses hacia atrás, se incluye la demanda y ofertas y extranjeras.
Solución parcial a la crisis, pero sigue siendo una tarifa fijada administrativamente que no basta.
 Tarifas complejas e impredecible de la transmisión
La LCE y las normas obligan a revisar constantemente los elementos que sirven para fijar las tarifas, generando incertidumbre sobre la recuperación de costos.
Dado que sólo se reconoce la capacidad necesaria para un horizonte de tiempo, las nuevas inversiones pueden afectar aquellas ya realizadas al reconocer menor capacidad necesaria, generando incertidumbre, dada su condición de costos hundidos.
Se distingue entre instalaciones que conforman el sistema principal y los sistemas secundarios (e.g. necesarios sólo para una de las redes de distribución), con consecuencias sobre quienes asumen el costo de las redes y su posible recuperación
 Inversión insuficiente e inadecuada en la transmisión
El gobierno ha aplicado medidas ad-hoc para ampliaciones (contratos BOOT) y para la operación y mantenimiento de la red (RAG), sobreponiéndolos al marco regulatorio de la transmisión. No se estaban efectuando las inversiones en transmisión en la forma y magnitud esperada
Existe un incremento paulatino de la congestión, lo que genera ineficiencias en el despacho como diagnóstico y propuesta el MINEM preparo un libro blanco, cuyas principales propuestas se concretizaron en la ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LEDEG) del 23 de julio de 2006.
Los principales cambios fueron en:
Licitaciones de suministro a precio firme.
Reestructuración del operador.
Nueva regulación de la transmisión.
Participación distribuidores y grandes usuarios libres en el mercado de corto plazo.
Compensaciones a sistemas aislados.
El incremento de la demanda debido al crecimiento económico del país en los últimos 10 años aunado al retraso de las inversiones en suministro de gas de Camisea, de la generación y transmisión de los últimos años ha llevado a situaciones de emergencia desde el año 2008. El sistema eléctrico ha sido impactado por la congestión de transmisión y las limitaciones del transporte de gas natural desde Camisea.
Aunque las modificaciones del año 2006 fortaleció el marco regulatorio, las medidas de emergencia de corte coyuntural han vulnerado la eficiencia del sistema.
Las principales han sido:
 Decreto legislativo Nº 1041
 Despacho de gas natural (bajo congestión) para centrales térmicas del SEIN
 Decreto de urgencia Nº 035-2006
 Asignación de los retiros del SEIN sin respaldo contractual.
 Decreto de urgencia Nº 046-2007
 En congestión de transmisión se utilizara costos marginales idealizados.
 Decreto de urgencia Nº 037-2008
 Restricciones temporales de generación y adquisición de energía térmica de plantas de emergencia.
 Decreto de urgencia Nº 049-2008
 Costos marginales idealizados y retiros del SEIN sin respaldo contractual.
Los problemas mayores que se perciben son:
 Marco regulatorio debilitado por los cambios coyunturales en las reglas de juego.
 Falta de una planificación concordada entre el desarrollo del gas y la electricidad.
 Reserva insuficiente para asegurar la continuidad del servicio.
 Decisiones no eficientes en la prioridad de los proyectos del de Plan de Transmisión.
 Retiro sin contrato de clientes libres y distribuidoras.
 Sistema de licitaciones adecuado a los proveedores pero inadecuado para garantizar la demanda.
En resumen es necesario volver alinear todos los cambios del marco regulatorio para un desarrollo adecuado del sector eléctrico.
Los principales dispositivos legales que regulan las actividades en el sub-sector eléctrico peruano son los siguientes:
e) D.L. N° 25844 - Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), promulgada en noviembre de 1992, constituye la norma principal del subsector eléctrico y establece los principios, políticas, derechos, obligaciones y condiciones, entre otros aspectos, para participar en las actividades eléctricas del país.
f) La LCE promueve la participación privada en el desarrollo de las actividades eléctricas bajo un sistema de concesiones y autorizaciones para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución, y establece un mercado regulado (comprendido por clientes con máxima demanda anual menor de 200 kW) y un mercado libre (clientes con máxima demanda anual mayor o igual a 2,500 kW; los clientes con demanda máxima anual entre 200 kW y 2,500 kW pueden optar por contratar su suministro bajo el régimen del mercado libre o del mercado regulado, sujeto a ciertas condiciones de permanencia) 1
g) D.S. N° 009-93-EM - Reglamento de la LCE (RLCE), promulgada en febrero de 1993, establece los procedimientos para participar en las actividades eléctricas y cálculo de tarifas para el mercado regulado, entre otros aspectos.
h) c. LEY Nº 28832 – “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LDEGE)”, promulgada en Julio del 2006; modifica algunos artículos de la LCE, establece un sistema de licitaciones para la contratación del suministro eléctrico destinado al servicio público de electricidad, y un mecanismo de compensación para sistemas aislados destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los usuarios regulados atendidos por sistemas aislados.
a. 1 Limites de mercado establecidos por la ley N° 28832 y establecidos en el DS
N° 022-2009-EM, “Reglamento de usuarios libres de electricidad”, promulgado el 15 de abril del 2009.
También modifica los límites de máxima demanda, para contratar bajo el régimen del mercado libre o del mercado regulado y dispone la formulación de un Plan de Transmisión, el mismo que comprende proyectos de transmisión vinculantes (de realización obligatoria), mediante un sistema de licitaciones.
i) Resolución OSINERGMIN N° 1089-2001-OS/CD, de julio del 2001, establece el “procedimiento para la aplicación de los cargos por transmisión y distribución a clientes libres”.
La LCE define la siguiente estructura para el desarrollo de las actividades eléctricas:
- Generación: comprende todas las actividades relacionadas con la producción de energía eléctrica; se desarrolla en un marco de libre mercado y competencia.
- Transmisión: involucra todas las actividades relacionadas con el servicio de transporte de la energía desde los centros de producción a los centros de consumo. Constituye una actividad regulada y de libre acceso.
De acuerdo a la tensión de operación las instalaciones de transmisión se clasifican de la siguiente manera:
- Instalaciones en muy alta tensión (MAT): tensiones mayores a 100 kV),
- Instalaciones en alta tensión (AT): tensiones entre 30 kV y 100kV (también conocida como sub transmisión);
- Instalaciones de transformación de muy alta a alta tensión (MAT/AT) y de
- Instalaciones de transformación de alta a media tensión (AT/MT; la media tensión – MT, corresponde a la tensión de distribución entre 10kV y 30 kV, también llamada distribución primaria).
Fig.17 Sistema de Transmisión
- Distribución y Comercialización: involucra las actividades relacionadas con el suministro de energía a los consumidores finales de carácter masivo. Comprende las instalaciones de distribución en media (MT, entre 10 kV y 30 kV) y baja tensión (BT, menor de 10 kV) para la atención del mercado de servicio público de electricidad; esta actividad es regulada.
Entre el año 2000 y el año 2010 la oferta de generación en el SEIN creció en 56.3%, mientras que la demanda de potencia y energía crecieron 72.5% y 82.9% respectivamente, manteniéndose aparentemente en promedio, una situación de equilibrio entre la oferta y la demanda; sin embargo, en los primeros años del periodo 2000 – 2010 no se registraron inversiones significativas, por lo que en el periodo 2000 – 2006, mientras la demanda creció en más de 36 %, la oferta solo creció en 16%, reduciéndose gradualmente el margen de reserva del SEIN.
Por otro lado, hasta el 2006 no se amplió ni renovó el sistema de transmisión produciéndose situaciones de congestión en la red de transmisión, lo que aunado al incremento de los precios de combustible ocasiono que los costos marginales se elevaran considerablemente, especialmente en el periodo 2004 al
2008, en que los costos marginales, en el estiaje, fueron más del doble de los precios en barra regulados.
Esta situación, coincidió con el fin de los contratos de suministro de varias empresas de distribución y de clientes libres, así como con la puesta en operación de proyectos mineros, lo cual presiono sobre la limitada oferta de generación. Los costos marginales se elevaron lo mismo que las tarifas para el mercado regulado. Los generadores aprovecharon de esta situación para negarse a firmar contrato con las empresas de distribución y ofrecer contratos a precio marginal a los clientes libres que vieron elevarse considerablemente sus costos de suministro eléctrico.
La problemática mencionada obligo al gobierno a adoptar medidas para solucionar la situación, permitiendo que las empresas distribuidoras pudieran seguir tomando la energía del sistema sin contrato y a costo regulado. Entre estas medidas se promulgo la ley Nº 28832 – LDEGE, la misma que introduce el mecanismo de licitaciones para los contratos de suministro a los Distribuidores y en las cuales pueden participar también los clientes libres.
El mecanismo de licitaciones busca propiciar el ingreso de nuevos inversionistas en el mercado de generación Peruano reduciendo el riesgo de discrecionalidad en la regulación de los precios para los generadores. El mecanismo de licitaciones, al establecer plazos de hasta 10 años, permiten una mejor programación de la oferta, además, el hecho de que las licitaciones se puedan efectuar con anticipación permite que participen en ellas no sólo las generadoras existentes, sino también eventuales entrantes.
La ley N° 29832 modifico también el mecanismo para fijar los precios regulados, respetándose los precios resultantes de las licitaciones, lo que reduce el riesgo regulatorio inherente a la fijación tarifaría, lo que ha permitido el reemplazo de las centrales obsoletas por otras más eficientes. Pese a que los primeros años de la década pasada no se registraron inversiones en generación muy significativas, hoy se maneja una serie de proyectos La puesta en servicio de nuevas plantas no es inmediata ya que se requiere de dos a tres años, luego de tomada la decisión de inversión, para su construcción.
Las Licitaciones son convocadas por los Distribuidores con una anticipación de 3 años. De acuerdo a lo establecido por la Ley N° 28832 las ventas de electricidad de Generador a Distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan mediante contratos sin licitación, cuyos precios no podrán ser superiores a los Precios en Barra; o mediante los contratos resultantes de Licitaciones.
El OSINERGMIN es responsable de aprobar las bases de licitación, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de licitación, fórmulas de actualización de precios firmes y supervisar su ejecución, además de cautelar que durante todo el proceso de la Licitación no se afecte la libre competencia o haya riesgo de abuso de posición de dominio de mercado entre empresas vinculadas.”
En cada licitación el OSINERGMIN establece un precio máximo para la adjudicación de los contratos respectivos, el cual busca incentivar inversiones eficientes en generación, tomando en cuenta el plazo de suministro. Dicho precio máximo se hace público únicamente en caso de que no se obtuvieran ofertas suficientes para cubrir toda la demanda licitada a un precio inferior o igual al precio máximo. Las ofertas que se presentan en las licitaciones son por el precio de la energía, dado que el precio de la potencia corresponde al precio de la potencia de punta regulada por el OSINERGMIN.
Las licitaciones son de dos tipos:
- De largo plazo, entre 5 y 10 años para cubrir hasta el 100% de la demanda prevista, y hasta 5 años para cubrir hasta el 25% de la demanda prevista. Tiene como objetivo principal promover nuevas inversiones.
- De corto plazo, para cubrir hasta el 10% de la demanda prevista. Tiene como objetivo principal conocer la señal de los precios de corto plazo.
Para las licitaciones se siguen los siguientes lineamientos:
– Asegurar el suministro de los usuarios regulados: se prioriza
cobertura de demanda por sobre el precio. Si la oferta es escasa se reduce la demanda de los usuarios libres.
– Promover economías de escala en provisión de generación: se establecen fechas únicas para iniciar un proceso a fin de fomentar una demanda suficiente que justifique nueva generación.
– Promover ingreso de nuevos agentes con nuevos proyectos: se brinda oportunidad de que una nueva central ofrezca su energía y también se aplica un factor de descuento de 0,85 para las ofertas económicas de proyectos hidroeléctricos a fin de incentivar su desarrollo.
- Prevenir el ejercicio de poder de mercado y abuso de posición de dominio: las ofertas son anónimas, se establecen compromisos de confidencialidad y no colusión, se trata de contar con excedentes de oferta
respecto de la demanda a licitar.
- Se licita por una Potencia (fija y variable) con energía asociada y se incluye un modelo de contrato estándar. El ofertante establece los pesos en la fórmula de actualización de precios de modo que los adecúa a la canasta de insumos que se asocian con sus riesgos.
- Seguridad de suministro: las ofertas son hasta por Potencia Firme no contratada para la capacidad existente y hasta potencia firme para los proyectos nuevos.
- Aseguramiento de competencia: se identifica oferta comprometida: la demanda debe ser menor o igual al 80% de la oferta comprometida, sino se ajusta demanda a oferta comprometida. En caso de declararse desierta la licitación se realiza una nueva convocatoria sólo si la oferta rechazada es superior a la demanda residual en al menos 20%.
- Garantías: se requiere la presentación de cartas fianza de seriedad de oferta y de construcción de proyectos.
Las licitaciones de Largo Plazo efectuadas se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 7 Licitaciones de Largo Plazo Efectuadas
Potencia Adjudicada (MW)
Cubierto (%)
ED-01-2009-LP : 2014-
ED-02-2009-LP : 2014-
ED-03-2009-LP : 2014-
LDS-01-2010-LP:
* Se cubrió todo el requerimiento a través de dos convocatorias.
Algunas inversiones comprometidas mediante las licitaciones se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 8 Inversiones Comprometidas Mediante las Licitaciones
Kallpa IV
Conversión CC
Termochilca
Chilca 1 (Enersur)
Otra medida adoptada por el gobierno es la realización de subastas para contratar nueva capacidad de generación hidroeléctrica y de nueva fuentes de energía renovable (subastas recursos de energía renovable), lo que ha contribuido
a dinamizar las inversiones en generación eléctrica desde el año 2008,
produciéndose gradualmente el reemplazo de las centrales obsoletas por otras más eficientes.
A la fecha se han efectuado dos subastas por energías renovables (las mismas que deberán realizarse con una periodicidad no menor a 2 años). En la siguiente
tabla se muestran las inversiones comprometidas en nuevas fuentes como resultado
de la primera subasta por energías renovables realizadas el 2009.
Tabla 9 Subasta por Energía Renovables - 2009
Biomasa con R.A.
Biomasa con R.U.
17 centrales
En la siguiente tabla se muestran las inversiones comprometidas en nuevas fuentes como resultado de la segunda subasta por energías renovables realizadas el 2011.
Tabla 10 Inversiones Comprometidas en Nuevas Fuentes - 2011
La Gringa V
El mecanismo de licitaciones ha propiciado un entorno de competencia para el desarrollo de la actividad de generación eléctrica en el Perú, presentando oportunidades para nuevos operadores interesados en ingresar en el mercado eléctrico de generación peruano.
El mecanismo de licitaciones de electricidad de largo plazo se ha consolidado como resultado de la aplicación sostenida de varios procesos, lo que ha permitido que éste se perfeccione sobre la base de la experiencia adquirida.
El abastecimiento de la demanda regulada está asegurado mediante contratos de largo plazo entre generadores y distribuidores, lo que brinda seguridad y sostenibilidad al sistema.
Las licitaciones para el suministro de electricidad de largo plazo han permitido la participación de tanto empresas generadoras existentes como nuevos entrantes, con ofertas a precios muy competitivos, así como la materialización de proyectos de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de ciclo combinado con gas natural.
Las tarifas y precios al cliente final se estructuran como la suma de los precios a nivel de generación, los cargos por el servicio de transmisión y las tarifas por distribución (o valor agregado de distribución). Los precios de venta a los clientes consideran los cargos hasta los puntos de suministro, que puede ser en muy alta, alta, media o baja tensión.
La forma como se estructuran los precios se muestra en la siguiente figura:
Fig.18 Estructura Tarifaria
La LCE, que norma las actividades eléctricas en el país, establece un sistema de precios regulados para el suministro a los clientes regulados (demanda máxima anual menor de 200 kW) y un sistema de precios libres para los clientes con máxima demanda anual mayor a 2 500 kW; los clientes con demanda máxima anual entre 200 kW y 2 500 kW pueden optar por el régimen de precios libres o precios regulados.
Las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad (SPE) (clientes regulados).
Las tarifas de transmisión y distribución son reguladas por el OSINERGMIN independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el SPE o para el mercado libre. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al SPE, las facturas deberán considerar obligatoria y separadamente los precios acordados a nivel de la barra de la referencia de generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización.
La LCE, que norma las actividades eléctricas en el país, dispone que el precio de la generación sea resultado de competencia entre los generadores presentes en el mercado eléctrico, estableciendo un sistema de precios regulados para el suministro a los clientes regulados (demanda máxima anual menor de 200 kW) y un sistema de precios libres para los clientes con máxima demanda anual mayor a 2 500 kW; los clientes con demanda máxima anual entre 200 kW y 2 500 kW pueden optar por el régimen de precios libres o precios regulados.
La planificación y despacho de la generación eléctrica para atender la demanda eléctrica del SEIN es efectuada por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), que determina los costos marginales de generación, las transferencias de potencia y energía entre sus miembros, así como la valorización de dichas transferencias. La ley Nº 288322 establece que el COES este conformado por representantes de las empresas de generación, transmisión y distribución, así como por los clientes libres, con igualdad de derechos y responsabilidades.
Para el Sistema Interconectado Nacional (SEIN), el COES propone los precios básicos de energía de generación a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaría (GART) del Organismo Supervisor de Inversiones en Energía y Minería (OSINERGMIN), que luego de un proceso de revisión los aprueba, estableciendo los denominados precios en barra, compuestos por el precio básico de energía y el precio básico de potencia (correspondiente este último al precio de la unidad de generación más económica para suministro de capacidad en horas de punta).
2 Antes de la Ley Nº28832, el COES estaba conformado por representantes de los generadores y transmisores presentes en el mercado, y contaba con la participación de representantes de las empresas distribuidoras, quienes no participaban de las decisiones del mismo.
Los precios básicos de energía de generación corresponden al promedio de los costos marginales esperados, obtenidos mediante la simulación de la operación del sistema de generación considerando la demanda y la oferta prevista para los siguientes 2 años, así como la demanda y oferta del año corriente. Los precios en Barra se establecen en mayo de cada año y se actualizan ante variaciones del índice de precios al por mayor, la tasa de cambio soles/dólares americanos (S/./US$), los precios de los combustibles para generación eléctrica (diesel 2, residual 5, gas natural, carbón) y los aranceles de importación.
La simulación de la operación se efectúa empleando un programa de despacho de energía (programa Perseo), que simula un sistema unimodal o multimodal con representación de líneas de transmisión, desarrollado en base a un modelo en programación lineal. El programa permite obtener los despachos de energía, así como los consumos de combustible y costos marginales para los diferentes bloques en que se divide la curva de duración de la carga (base, media y punta)
De acuerdo a lo dispuesto por la Ley 28832, el precio de energía a nivel de generación 3 en el Sistema Interconectado para la venta a las empresas distribuidoras, destinada a los clientes regulados, son establecidos por el OSINERGMIN, y corresponde al promedio ponderado entre el precio en barra y los precios de los contratos bilateralmente pactados 4 por las distribuidoras para su mercado regulado, y los precios resultantes de las licitaciones más un incentivo por licitación anticipada 5 . El precio de la potencia es establecido por el
3 Hasta antes de la Ley 28832, los precios regulados a nivel generación eran determinados solo a partir de los costos marginales calculados mediante la simulación de la operación eficiente del sistema de generación, considerando la demanda y oferta del año anterior a la fijación tarifaría y las proyecciones de demanda y oferta comprometida para los siguientes dos años. Lo que correspondía a los Precios en Barra
4 Las empresas distribuidoras están permitidas de firmar contratos de suministro con empresas generadoras, pactando como máximo el precio de barra.
5 En las licitaciones solo se concursa el precio de la energía; el precio de la potencia es establecido por el OSINERGMIN y corresponde al precio de la unidad de generación más económica para suministro de capacidad en horas de punta. Los precios de energía se sujetan a las actualizaciones establecidas en las bases de Licitación de los suministros.
Los clientes libres pactan libremente sus precios con sus suministradores, los cuales pueden ser empresas distribuidoras o empresas generadoras.
A las tarifas de generación se les agrega os cargos por peaje principal y
El mercado eléctrico peruano es diseñado bajo la concepción de un mercado
centralizado a partir del cual se dan señales económicas para los distintos mercados locales, conectados mediante los sistemas de transmisión. En este sentido, para fines regulatorios los Sistemas de Transmisión se clasifican de la siguiente manera:
 Sistema de Transmisión Principal (SPT): constituye el núcleo del sistema de transmisión que conforma un mercado central, que permite a todos los agentes comercializar la energía eléctrica, siendo una de sus características principales el tener flujo bidireccional. Anteriormente era definido, por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), a solicitud de la ex CTE (Comisión de Tarifas Eléctricas, que luego devino en la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del OSINERGMIN) que establecía los costos de inversión y de operación y mantenimiento a reconocer para regular los cargos por el servicio de transmisión (el sistema a remunerar) sobre la base de un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado (STEA) (que no correspondía necesariamente al sistema real existente).
 Sistema de Transmisión Garantizado (SGT): la Ley N° 28832 modifico la manera de establecer y remunerar el SPT encargando al COES la elaboración, cada cuatro años, de un Plan de Transmisión, para definir las instalaciones necesarias para asegurar el servicio de transmisión, las mismas que tendrían carácter vinculante. El estado (a través de PROINVERSIÓN) se encarga de efectuar licitaciones para la construcción de las instalaciones contenidas en el Plan de Transmisión, considerándose los costos de inversión y de Operación y Mantenimiento (O&M), resultantes de las licitaciones involucradas, para establecer los cargos regulados por el servicio de transmisión con dichas instalaciones.
 Sistema de Transmisión Secundario (SST): son aquellas instalaciones de transmisión que permiten a los agentes acceder al SPT o al SGT para comprar o vender la energía producida en el sistema eléctrico (son los medios de transporte que permiten trasladar la producción de energía eléctrica hacia los mercados eléctricos locales). Entre sus características principales se tiene que es posible establecer dirección predominante del flujo mayor al 90%, así como establecer responsabilidades específicas, y pueden ser atribuibles a la generación, a la demanda o a ambas.
Estas instalaciones pueden ser instalaciones que sirven exclusivamente a los generadores, instalaciones que sirven exclusivamente a la demanda, o instalaciones definidas como casos excepcionales.
 Sistema de Transmisión Complementario (SCT): fue establecido también mediante la Ley N° 28832 y corresponde a las instalaciones de transmisión para permitir a los agentes conectarse con el SPT o el SGT. Cada cuatro años el OSINERGMIN establece un Plan de Inversiones en Transmisión para cada área de demanda en que se divide al país, estableciendo los cargos por su utilización, los cuales son asumidos por los agentes beneficiados con el servicio (los generadores, en caso dichas instalaciones les permita trasladar su producción hasta el SPT o el SGT, y las empresas distribuidoras y clientes libres, en caso dichas instalaciones les permita trasladar el suministro desde el SPT o el SGT hasta sus lugares de consumo; en este caso los cargos son incluidos en las tarifas reguladas para los clientes regulados). Para la correspondiente regulación se consideran los costos de inversión y de O&M establecidos por el OSINERGMIN.
2. Deben señalar ventajas de localización para las inversiones en generación y en demanda.
3. Deben señalar las necesidades de inversión en el sistema de transmisión.
4. Se debe compensar a los dueños de las instalaciones de transmisión existentes.
5. Su determinación debe ser simple y transparente.
6. Debe ser políticamente implementable.
7. Se considera que la señal económica más eficiente para valorizar el transporte es la diferencia de precios nodales (LMP) entre dos puntos de la red; sin embargo, debido a las economías de escala, los ingresos generados por los LMP son insuficientes para recuperar los costos de la red, por lo que se hace necesario incorporar un cargo complementario (peaje) para minimizar la distorsión de la señal económica eficiente. Por otro lado, una adecuada planificación debe reconocer las señales eficientes que incorporen los problemas de congestión. Para que el mercado funcione es necesario que existan derechos de transmisión y costos reducidos de transacción.
8. Los cargos tarifarios por el uso de la transmisión deben ser fijos y no modificarse en el tiempo excepto bajo condiciones excepcionales. Esto otorga predictibilidad tanto a usuarios como a transmisores.
9. La red debe remunerarse sobre la base de las prácticas prudentes en la industria y no ser modificados sobre la base de configuraciones que varían en el tiempo y poner en riesgo excesivo las inversiones.
De acuerdo a lo dispuesto por la LCE los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, una compensación para cubrir el costo total de transmisión. El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado (SEA).
La anualidad de la inversión del SPT es calculada considerando el valor nuevo de reemplazo, su vida útil y la tasa de actualización correspondiente fijada en la LCE (12%).
Para el SST se considera el costo medio de dicho SEA, el mismo que corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y demanda. Dicho costo medio corresponde a los costos de inversión (Costo Medio de Inversión) más los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM), en condiciones de eficiencia.
El Costo Total se paga como un Peaje más un Ingreso Tarifario. Así se tiene:
El ingreso tarifario es calculado como las diferencia de la valorización de la potencia y energía que ingresa a un sistema de transmisión y potencia y energía que sale del mismo sistema. La diferencia se produce porque los precios entre la entrada y la salida del sistema de transmisión difieren por las pérdidas marginales (igual a dos veces las pérdidas medias), mientras que los flujos de potencia y energía difieren por las pérdidas medias.
En forma independiente de lo establecido en la LCE y el RLCE, el estado peruano suscribió contratos con rango de Ley, con empresas de transmisión otorgándoles en concesión sistemas de transmisión. Estos contratos son de dos tipos.
 Contratos BOOT.
 Contratos tipo remuneración anual garantizada.
En merito a estos contratos las tarifas para estas instalaciones tienen un trato diferente.
El titular del SPT tiene la garantía de recuperar montos fijos anuales, mientras que la recuperación de la inversión del titular del SST depende de la demanda esperada de largo plazo, por lo que hay más incentivos para invertir en instalaciones del SPT.
Los criterios para la definición del SPT no consideran aspectos relacionados con el beneficio económico que dichas instalaciones proporcionan a sus usuarios.
La ley N° 28832 permite reducir las incertidumbres respecto a la recuperación de la inversión en las instalaciones de transmisión e incentivar su desarrollo: La ley N° 28832 dispone la formulación de un plan de transmisión de carácter vinculante elaborado por un operador independiente (COES) y aprobado por el MINEM. El proceso de licitación de nuevas líneas conducido por el Ministerio.
Los sistemas de transmisión ejecutados fuera del plan serán asumidos por titulares o mientras no se consideren necesarios para el sistema eléctrico. El uso de las instalaciones por parte de terceros está sujeto a cargos definidos por OSINERG.
Para las instalaciones de transmisión nueva se considera lo siguiente:
Tiene que formar parte del Plan de Transmisión.
Base Tarifaria es igual para todos los sistemas de transmisión, considerándose una anualidad de Inversión a 20 años más los costos de O&M. La inversión es determinada en función a procesos de licitación o a costos eficientes definidos por OSINERG (para los SCT no licitados).
El pago de la instalación es sobre la base del beneficio económico positivo, según se agrega la nueva inversión.
Luego de determinado el beneficio entre Generadores y Demanda, se reparte el pago de acuerdo al método actual (tipo SPT en caso de la demanda y tipo SST de generación para la fracción de generación).
Costos y Tarifas de Distribución
 Valor Agregado de Distribución (VAD), que considera:

References: Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
in fine
 artículo 107
 Resolución