Generalidades del Modelo

Tradicionalmente los servicios de generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad se prestaban por una única empresa que se constituía en un monopolio regional o a veces nacional; dicha empresa, sino era de propiedad del estado nacional, estaba sujeta por lo general a control por parte de alguna agencia gubernamental en vista que la teoría recomienda que los monopolios deben ser regulados para evitar tomen ventaja de sus clientes en su busqueda de maximizar su beneficio económico. Un sistema de regulación de precios bien conducido no debe dañar a la empresa y debe permitir su crecimiento y con ello la mayor cobertura eléctrica manteniendo la calidad del servicio con una rentabilidad razonable; sin embargo, si dicha regulación es mal llevada puede conducir al deterioro de la empresa y como consecuencia del servicio eléctrico. Lamentablemente esto último fue lo que ocurrió en Perú y que motivó la necesidad de modificar el marco legal del sector eléctrico en la década de 1990 para incorporar nuevas tendencias iniciadas en Chile en la década de 1980. Este nuevo marco legal introdujo el concepto de mercado eléctrico con multiplés actores y responsabilidades.

Vale la pena describir brevemente la evolución del modelo del mercado eléctrico peruano para que quienes estén interesados propongan aquellas mejoras que permitan se mantenga y brinde los beneficios que se esperan del mismo.

El modelo inicialmente previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE, año 1992) se construye sobre la idea que en la actividad de generación eléctrica las economías de escala se agotan lo suficientemente rápido como para justificar la existencia de más de una empresa prestadora y que lo importante es entonces asegurar que exista una red de transmisión suficientemente fuerte para permitir la competencia entre estas empresas. No obstante, se reconoce que la operación del sistema eléctrico requiere de coordinación, pues los sistemas eléctricos deben estar en permanente balance y brindar una confiabilidad adecuada, por ello se creó el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), el cual se dejó bajo el control de los generadores eléctricos tanto en términos presupuestales como de gobierno. Posteriormente se incluyó a un representante de los transmisores.

El tratamiento de la generación se separó de aquel de la transmisión, de modo que la actividad de generación eléctrica se supuso se desarrollaría en un ambiente con suficiente capacidad de transmisión para hacer llegar la electricidad a los centros de consumo desde cualquier lugar en que se produjese (esto se suponía debía ser la función del Sistema Principal de Transmisión). Asimismo, el COES decidiría quiénes y en qué cantidad producirían electricidad en cada momento para satisfacer la demanda, pero ello con la regla fundamental que produce primero y hasta lo que pueda aquella unidad cuyo costo variable de producción sea el más barato, y de ahi lo mismo con la siguiente más barata, repitiendo el proceso hasta cubrir la demanda total (proceso conocido como "despacho económico"). Es de hacer enfásis en que se trataba de costos auditados de producción de las unidades generadoras y no de precios de oferta de venta de energía asociadas a dichas unidades; esto por cuanto la intención era reproducir los resultados de un mercado competitivo en los cuales todos los participantes producen hasta el nivel en el cual su costo marginal iguala el precio del mercado.

Asimismo se dispuso que el COES, además de coordinar la operación del sistema eléctrico, se encargase de administrar el mercado eléctrico de corto plazo, cuyo precio es definido a partir del costo marginal de producción del conjunto de generadores (e igual al costo de producción de la unidad más costosa convocada por el COES para atender la demanda) y donde toda la energía producida se valoriza a este precio. Es de precisar que dicho precio no se estableció como único, sino que se dispuso variase espacialmente sobre la base de la variación de las pérdidas de transmisión ante la variación de la demanda; no obstante, en un sistema con suficiente capacidad de transmisión y altamente interconectado esta diferencia sería despreciable.

Complementariamente, y con la finalidad de no sólo promover la eficiencia de costos operativos en el corto plazo con la aplicación del costo marginal de producción, se estableció un pago adicional denominado "por potencia" el cual se determinaría a partir del concepto de "unidad de punta",que pretendía capturar el costo marginal de inversión, y mediante el cual la agencia reguladora (entonces Comisión de Tarifas Eléctricas, hoy OSINERGMIN) determinaría el precio que el sistema pagaría por cada unidad de capacidad que se instalase en el sistema eléctrico hasta el límite de aquella cantidad considerada suficiente para garantizar un cierto nivel de confiabilidad. De este modo se pretendía simular los precios que se pagaría en un mercado donde las decisiones individuales conducirían a que las inversiones en generación eléctrica estuviesen perfectamente dimensionadas para satisfacer la demanda de dicho mercado (lo que se denominó "Sistema Económicamente Adaptado") y donde los agentes actuarían permanentemente como en competencia perfecta.

Al modelo económico de precios antes descrito, la LCE asoció un modelo físico para preservar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico en su conjunto. Este modelo se sustenta en las ideas de Potencia Firme y Energía Firme, que se debían entender en términos de confiabilidad, es decir de probabilidad de ser ciertas en cuanto a su disponibilidad para el momento en que fueran requeridas por el COES. De este modo se estableció la regla que toda la demanda (que se caracteriza en términos de potencia y energía) debía estar respaldada con igual cantidad de oferta (Potencia Firme y Energía Firme) en todo momento. Para asegurar ello, se dispuso que los únicos compradores de electricidad en el mercado de corto plazo fuesen los generadores de electricidad. Es decir sólo los mismos generadores que vendían electricidad en este mercado la compararían para satisfacer la demanda de electricidad de sus clientes; esto a la vez implicaba que todos los clientes debian contar con contratos de compra de electricidad con algún generador y que no podrían efectuar compras directas en el mercado de corto plazo administrado por el COES. El COES también debía verificar permanentemente que ningún generador vendiese más que su potencia y energía firmes, no obstante el reglamento de la LCE sólo dispuso una verificación anual de la Energía Firme y la verificación instantánea en el caso de la Potencia Firme a través de las denominadas transferencias de potencia.

Cabe indicar que para el adecuado funcionamiento del sistema eléctrico se deben respetar restricciones como, reservas que permitan enfrentar las variaciones normales de la demanda, reservas que permitan suplir fallas de unidades en producción, variación de los niveles de tensión de operación, tiempos minimos de operación, arranque y parada de unidades de generación, etc. Algunas de estas restricciones tienen asociadas la prestación de "servicios" necesarios para la provisión de electricidad, que no necesariamente producen electricidad propiamente pero que, sin embargo, sí implican costos para aquellos generadores que los proveen. Estos costos se dispuso fuesen asumidos de manera solidaria por todos los generadores participantes del mercado administrado por el COES.

En cuanto al Sistema Principal de Transmisión, como se indicó previamente se asumió que éste siempre sería suficiente para permitir el adecuado funcionamiento del mercado y que el crecimiento del mismo sería provisto por iniciativa de cualquiera que conociendo una necesidad de transmisión invertiría en la misma ante la promesa de una remuneración adecuada y suficiente. La remuneración es este caso se estableció se fundamentaría en la idea de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) que implica establecer y revisar cada cierto tiempo (4 años) una anualidad a 30 años sobre la base del valor de inversión equivalente con tecnología vigente; a ello se agrega los costos de operación y mantenimiento que el regulador considerase suficientes.

Es decir, al igual que en el caso de la generación eléctrica se dejaba a la libre iniciativa la expansión de la red de transmisión, pudiendo existir múltiples proveedores del servicio de transmisión eléctrica en el sistema, aunque sólo uno por cada instalación dado que por obvias economias de escala resulta más eficiente un único proveedor en una ruta determinada.

Como consecuencia tanto las decisiones de inversión en generación como en transmisión de electricidad necesarias para asegurar el suministro adecuado de los clientes eran posibles de ser realizadas por cualquiera pero de responsabilidad de nadie, aún cuando el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) mantuvo la publicación del denominado "Plan Referencial de Electricidad", que mostraba las necesidades de inversión que la autoridad sectorial consideraba podían ser necesarias para el adecuado funcionamiento del sistema.

El resultado de este modelo de decisiones de inversión descentralizadas y de operación centralizada, no fue el deseable y tomó un tiempo para hacer evidente sus deficiencias debido a que cuando se puso en funcionamiento el modelo se privatizaron algunas empresas de generación eléctrica imponiéndoles compromisos de inversión que dieron apariencia que el modelo de mercado aseguraba el suministro en el largo plazo.

Hacia el año 1996 se evidenció que el modelo adoptado para la transmisión no estaba dando los resultados esperados debido en buena medida al riesgo regulatorio que percibian los inversores en la forma como se aplicaba el esquema de retribución cuando se trataba de instalaciones nuevas; de este modo se conocía de necesidades de inversión en transmisión que beneficiarían al sistema en su conjunto pero no se mostraban entes privados interesados en realizarlas. La solución adoptada no fue la de resolver los problemas de fondo del modelo, sino recurrir a una figura que desde entonces ha permitido una "solución rápida" vía las atribuciones de la agencia de promoción de la inversión (antes CEPRIs y COPRIs), que genera marcos legales paralelos a través de contratos de inversión con rango de ley que pueden ocasionar diferencias en el tratamiento dado a personas que brindan un servicio de la misma naturaleza y que pueden introducir complicaciones en la coordinación de dichas normas con el marco legal general establecido por la ley específica del sector, además de la complejidad que desde entonces ha venido incrementándose en la posibilidad de entender el modelo de mercado que finalmente opera en Perú.

Así, a partir de 1996 se promovieron contratos ley de tipo BOOT (Built, Own, Operate and Transfer) y RAG (Remuneración Anual Garantizada) mediante los cuales se aseguraba una anualidad real fija al inversionista por 30 años, pasados los cuales las instalaciones revertirían al Estado. El  primer caso se aplicó para promover inversiones nuevas, en tanto el segundo se utilizó principalmente para transferir la explotación de la red operada por el Estado a través de sus empresas públicas (y que cubre prácticamente todo el territorio nacional) a una empresa privada. El modelo de RAG mudó luego al modelo de RA (Remuneración Anual), modificándose lo originalmente previsto en el contrato ley, así paso de que cualquier nueva inversión en transmisión se sujetaría a la remuneración establecida en la legislación general para que cualquier nueva inversión se rigiera por una remuneración garantizada sobre la base del monto de inversión según lo que apruebe la autoridad sectorial. De igual modo, en vista de la evidencia que la transmisión eléctrica requería de un responsable que previese las nuevas necesidades, se estableción en el contrato RAG (hoy RA) que la empresa transmisora debia presentar un plan bianual de los refuerzos y ampliaciones que estimaba se requerían en las instalaciones que le fueron entregadas para explotar y aquellas nuevas que construyese en atención a su contrato.

En cuanto a la generación de electricidad, los problemas demoraron algo más en manifestarse debido a que al inicio la generación siguió creciendo sobre la base de los compromisos de inversión generados al momento de privatizar parte de las empresas de generación del Estado y a que éste continuó con la ejecución de algunas obras de generación como la C.H. San Gabán y la C.H. Yuncán (esta última privatizada antes de iniciar sus operaciones). Así, no fue sino hasta aproximadamente el año 2004 que se hizo evidente que por un lado no se contaba con suficiente generación para garantizar adecuadamente la cobertura de la demanda y, por otro, los generadores no habían desarrollado su capacidad de enfrentar precios que reflejaran esta escacez en el mercado de corto plazo, pues nunca llegó a desarrollarse el mercado de potencia y energía firme como pretendía la LCE, ni ningún instrumento de cobertura de precios entre los generadores. Lo único, que de la teoría tras el mercado implementado se esperaba, era que como resultado de la presencia de precios elevados en el mercado de corto plazo se presentaría eventualmente el ingreso de nuevos generadores que quisieran aprovechar estos precios y en algún momento los precios revertirían a sus valores normales cuando la cantidad de generación fuese suficiente. El problema es que este proceso es lento como consecuencia del tiempo que toma decidir y luego construir una nueva central, a la vez que asume que es posible trasladar los precios de escasez de cualquier magnitud a los usuarios finales de electricidad para que estos disminuyan su consumo o busquen algún sustituto para satisfacer sus necesidades energéticas. Es decir, se obvió que para que el sistema de mercado fuese efectivo se requería de la manifestación de los precios de escasez con suficiente anticipación, lo que implicaba contar con un mercado secundario que comerciara con energía a futuro y que en cierta forma creo pudo haber tomado dicho rol los mercados de potencia y energía firme que nunca se desarrollaron por falta de entendimiento de su importancia.

Como consecuencia de la problemática de inversión en generación y transmisión, se efectuaron modificaciones menores a la LCE y su reglamento, y no fue sino hasta fines del año 2004 que mediante Ley N° 28447 se solicitó a una comisión integrada por OSINERG (hoy OSINERGMIN) y el MINEM que se propusiera una reforma importante a lo establecido en la LCE. Como consecuencia de ello se elaboró el llamado Libro Blanco (Vol. 1 y Vol. 2) que se concentró fundamentalmente en los aspectos de estabilidad y forma como se determinan las tarifas por parte de OSINERGMIN para los servicios de generación y transmisión, y con menor profundidad un análisis del porqué el mercado de corto plazo no estaba funcionando adecuadamente, ni de los mecanismos de coordinación entre los contratos ley firmados y la nueva legislación propuesta.

A partir de las recomendaciones de esta comisión, a mediados del año 2006 se expidió la Ley N° 28832, cuyos ajustes al modelo de la LCE implican la introducción de un sistema de planificación vinculante para el desarrollo de la transmisión eléctrica de lo que se denomina el Sistema Garantizado de Transmisión y cuya implementación se efectúa mediante contratos del tipo BOOT entregados al inversionista luego de un proceso de licitación bajo la responsabilidad del MINEM. Una vez vencido el plazo de 30 años, se volvería a licitar estas instalaciones sólo por operación, mantenimiento y reposición (contrato tipo RAG). El mencionado plan debe ser propuesto por COES, revisado por OSINERGMIN y aprobado por el MINEM. Cabe indicar que el Sistema Principal de Transmisión seguirá existiendo y mantendrá el sistema de remuneración de la LCE en tanto dichas instalaciones se mantengan en servicio. Es decir, en teoría a la larga el Sistema Principal de Transmisión desaparecerá y será reemplazado por el Sistema Garantizado de Transmisión. Sin embargo, es de notar que este proceso de planificación centralizado no dejó sin efecto la planificación que debe elaborarse por aplicación del contrato RA que, como se señaló previamente, tiene un alcance prácticamente nacional.

En cuanto a la generación, los grandes cambios se centraron en i) la apertura del mercado de corto plazo a los usuarios finales de electricidad que no forman parte del Servicio Público de Electricidad, ii) la introducción del concepto de costos marginales diferenciados espacialmente por efecto de la congestión en transmisión, además de por pérdidas, iii) la introducción de licitaciones de suministro para el Servicio Público de Electricidad a iniciativa de los distribuidores que garantizacen contratos de venta de energía eléctrica por hasta 20 años a los generadores como un medio para facilitar el financiamiento de las nuevas inversiones al incluir un precio firme que no puede ser modificado por OSINERGMIN y, finalmente, iv) la introducción en el gobierno del COES de representantes de toda la cadena del servicio eléctrico (generadores, transmisores y distribuidores).

En el año 2008, ante problemas que se hicieron evidentes en cuanto a la Potencia Firme y Energía Firme que aportaban las centrales de generación, se expidió el Decreto Legislativo N° 1041 que entre otros, incorporó un pago adicional al de potencia para aquellas unidades de generación que pudiesen operar con más de un combustible, en un intento de dotar de mayor seguridad al sistema, la cual debido al problema de una falta de buena definición de Potencia Firme, que ya se había señalado en el Libro Blanco pero que no se plasmó explícitamente en la Ley N° 28832, adolecía de los mismos problemas que desde la expedición de la LCE y su reglamento.

De otro, en el año 2008 se expidió el Decreto Legislativo N° 1002 que introduce un tratamiento especial para promover la generación de electricidad con recursos energéticos renovables no convencionales (p.e. eólico, solar, geotérmico, pequeña hidroeléctrica, etc.) que en esencia supone brindarles un precio especial en el mercado de corto plazo (equivalente a su oferta dentro de un proceso de licitación) y la obligación del mismo de comprar toda la energía generada con estas tecnologías; por lo demás a estos generadores les aplica el marco general que aplica a cualquier otro generador. Al respecto, si bien esto puede ser desable, cuando estas tecnologías inicien su operación y dependiendo de la cantidad que se instalen en el sistema (por lo pronto se cuenta con 640 MW ya comprometidos) se requerirá de un mayor nivel de reserva que permita enfrentar el hecho que su Potencia Firme en muchos casos es nula.

Como puede observarse, si bien en el caso de la transmisión se estableció la necesidad de planificarla, esto no ha ocurrido con la generación y, por tanto, nadie estaba en la obligación de prever las necesidades a futuro del sistema, salvo parcialmente por la parte del Servicio Público de Electricidad que se licite con anticipación de al menos tres años, lo cual no asegura en absoluto que en el futuro no persista el problema de insuficiencia de generación a nivel del sistema ante una inadecuada definición de Potencia Firme y de la introducción de generación carente de Potencia Firme. Por ello, a fines del año 2009 se volvió a hacer uso de la agencia de promoción de la inversión como medio para "solucionar" este problema, comprometiéndose aproximadamente 800 MW de "reserva fría" mediante contratos ley y estando pendiente de adjudicar otros 100 MW que han sido solicitados a inicios del año 2011. Posteriormente, esta modalidad se ha institucionalizado mediante norma del año 2011 que dispone que el COES debe prever las necesidades de Reserva Fría que el sistema debe tener para garantizar se mantenga el margen de reserva firme que establece OSINERGMIN. La cobertura de estas necesidades luego podrá ser encargada por el MINEM a  la agencia de promoción de la inversión, debiendo la contraprestación económica por reserva fría cargarse como parte de las tarifas de transmisión.

Adicionalmente, se evidenció que la introducción de costos marginales que incluyan costos por congestión de transmisión en un sistema endeble y poco mallado como era el caso del sistema de transmisión peruano trajo consigo que se enfrentase precios mayores de manera inmediata e innecesaria, por ello se expidieron normas que intervinieron el mercado eléctrico de modo que los costos marginales del mercado de corto plazo revirtieran a valores ideales de un sistema económicamente adaptado (carente de problemas de transmisión y de capacidad de generación, con acceso ilimitado al uso de gas natural para generación eléctrica) y disponiéndose que todo costo operativo que no pudiese ser cubierto por el precio idealizado del mercado de corto plazo, fuese cubierto mediante un cargo que forma parte de las tarifas de transmisión. Se espera que hacia el 2014 (cuando el Plan de Transmisión ya aprobado por el MINEM como necesario para esa momento sea implementado), se cuente con precios que debieran ser los mismos que preveía la LCE; sin embargo, en vista que al parecer existen dudas sobre la materialización de este escenario y a que implementar un mercado de productos financieros para enfrentar este riesgo antes no existente requiere de un alto nivel de sofisticación,  mediante norma del año 2010 se dispuso que en los contratos licitados al amparo de la Ley N° 28832, sean los usuarios finales quienes asuman este riesgo en sus tarifas. 

La conclusión de este proceso es que el modelo de mercado eléctrico al año 2012, pero que se espera entre en operación plena el año 2014, es el siguiente:

1. Se asegura la provisión anticipada de transmisión, pero no necesariamente de generación. La expansión de la generación se pretende se sustente en los precios resultantes de las licitaciones de suministro que, para el Servicio Público de electricidad, pueden solicitar los distribuidores; y opcionalmente, si el Ministerio de Energía y Minas lo considera, mediante la contratación de "Reserva Fría".
2. El COES es el encargado de operar el sistema, considerando el despacho económico, y asimismo es responsable de administrar el mercado de corto plazo. Su presupuesto y su gobierno están sujetos a la aprobación de sus integrantes (generadoras, transmisoras y distribuidoras). Asimismo, el COES es responsable de asegurar condiciones de competencia en el mercado de corto plazo.
3. Los precios de corto plazo en el mercado eléctrico son "locacionales" e incluyen los costos por congestión de transmisión.
4. Los servicios adicionales necesarios para la operación del sistema son asignados a los participantes del mercado de corto plazo.
5. El mercado de corto plazo se obliga a comprar la energía generada con recursos renovables no convencionales a un precio especial que resulta de una licitación.
6. No existe obligación de los usuarios no integrantes del Servicio Público de Electricidad de tener contratada toda su demanda, pues pueden efectuar compras de energía directamente en el mercado de corto plazo.  
7. Todos los contratos de venta de potencia y energía de los generadores se debe respaldar por Potencia Firme y Energía Firme. El COES debe verificar ello periódicamente.
8. OSINERGMIN debe determinar las tarifas de generación para el Servicio Público de Electricidad y del Sistema Garantizado de Transmisión sobre la base de las ofertas de procesos de licitación y no de modelos económicos.
9. Se pueden otorgar contratos ley que no se sujetan necesariamente a la legislación sectorial.

Al 2012, el detalle del cómo esto se llevará a cabo está aun pendiente de culminarse, pues solo en los casos de la transmisión, de las licitaciones y del gobierno del COES se han expedido normas reglamentarias detalladas; no siendo así en el caso del funcionamiento del mercado de corto plazo cuyo reglamento es austero, pues no define el modelo de mercado que se desea implementar, por lo que deja prácticamente todo el detalle de funcionamiento a normas procedimentales del COES.

Por tanto, en vista que el modelo de mercado de corto plazo no es claro, es de anticipar que ha futuro los siguientes aspectos evidenciarán sus carencias: 

1. Al no existir la obligación que toda la demanda del sistema se halle contratada, en tanto se mantenga la falta de control y de una adecuada definición de los conceptos de Potencia y Energía Firme, y cuanto mayor penetración de energías no gestionables se produzca, el sistema se verá enfrentado a expandirse fundamentalmente sobre la base de la denominada Reserva Fría, lo que implicará que los costos marginales se incrementen a precios de dicha reserva. 
2. Al no existir un proceso de planificación coordinado de la generación y de la transmisión, es posible que se invierta en líneas con bajo factor de utilización y también que no se prevea la necesidad de lineas realmente necesarias para evitar la "congestión" del sistema de transmisión. Esto se manifestará con los precios locacionales, los cuales se trasladarán a las tarifas del Servicio Público de Electricidad, especialmente si no se define adecuadamente la frontera en la red de transmisión respecto de la cual se aplicarán estos precios.
3. La falta de adecuados mecanismos de coordinación entre los contratos ley existentes con el marco general del sector, eventualmente ocasionará diferencias de tratamiento a agentes que operan en un mismo mercado. Esto ocasionará al Estado enfrentar demandas de renegociación de contratos para evitar estas diferencias, siendo el caso que la solución de éstas se dejarán a tribunales arbitrales que dependiendo de su conformación podrán fallar de una u otra forma ante casos similares. Asimismo, algunas disposiciones del marco legal sectorial podrán ser inaplicables a beneficiarios de contratos ley, limitando de ese modo la efectividad de cualquier ajuste que se pueda pretender efectuar en el diseño del mercado eléctrico a futuro. 
4. La dependencia presupuestal del COES por parte de los agentes del mercado de corto plazo limitará su capacidad de cumplir con su labor de asegurar condiciones de competencia en dicho mercado.

13 de abril de 2012