224 EL SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS USUARIOS Giovanna Aguilar Andía Marzo, 2003 DOCUMENTO DE TRABAJO 224 http://www.pucp.edu.pe/economia/pdf/DDD224.pdf EL SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS USUARIOS Giovanna Aguilar Andía RESUMEN El objetivo de este estudio es analizar la situación de las tarifas de servicio público de electricidad en el Perú, identificando los posibles factores que explican su elevado nivel. A partir del análisis de la concentración e integración vertical del sector, de la comparación internacional de tarifas y rentabilidades de las empresas prestadoras del servicio, y de la identificación de los aspectos desfavorables a los usuarios en el procedimiento de determinación de las tarifas, se encuentra que las tarifas eléctricas residenciales en el Perú están entre las más elevadas de Latinoamérica, que existe un elevado grado de concentración horizontal y vertical en el mercado eléctrico, que aspectos del procedimiento de fijación de tarifas relacionados con los plazos para la participación de los usuarios son inadecuados, y que existen incentivos en la normatividad para que las empresas actúen en perjuicio de los usuarios finales. ABSTRACT The objective of this study is to analyze the situation of energy utilities tariffs in Peru, identifying those factors that could possibly explain their high levels. Based on the analysis of concentration and vertical integration of the sector, on international tariffs comparisons and profitability of the companies which provide this service, and through the identification of those unfavorable aspects for users in the tariff determination process, we found that residential electrical tariffs in Peru are among the highest ones in Latin America, that there is a high horizontal and vertical concentration level in the electrical market, that some points in the tariff settlement process related to the terms for users’ participation are inappropriate, and that there are incentives in the law for companies to act with prejudice against final users. 2 SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS USUARIOS Giovanna Aguilar Andía1 INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el Informe final de la consultoría “El Sistema Tarifario del Servicio Público de Electricidad, una evaluación desde el punto de vista de los usuarios” encargada por la Adjuntía de Servicios Públicos de la Defensoría del Pueblo. El objetivo de este estudio es hacer un análisis de la situación de las tarifas de servicio público de electricidad identificando los posibles factores que explican su elevado nivel. Se realiza un análisis de la concentración e integración vertical del sector, una comparación de tarifas residenciales y de las rentabilidades de las empresas prestadoras del servicio a nivel internacional. Esta comparación debe permitir situar la problemática del elevado nivel de tarifas eléctricas del país en un contexto que ayude a entender los factores que explican dicho nivel. Por otro lado, se considera también dentro del objetivo general del estudio, hacer un análisis que permita identificar los aspectos del procedimiento de determinación de las tarifas a usuarios finales, que les puedan ser desfavorables con miras a sugerir su modificación a nivel de la norma respectiva. El documento contiene cuatro secciones además de esta breve introducción. En la primera sección se desarrolla a una rápida descripción del sector eléctrico peruano luego del proceso de privatización iniciado en 1994, para después continuar con la presentación de las características del mercado eléctrico en lo respecta a la concentración horizontal y vertical de la industria. La segunda sección resume el proceso de determinación de las tarifas en el sector y señala, algunos puntos importantes en este proceso que deben revisarse para mejorar la regulación y protección de los consumidores. La tercera sección del informe, presenta una comparación internacional de tarifas a usuarios finales así como de las rentabilidades de un conjunto de empresas seleccionadas en la región. En la cuarta y última sección son presentadas las principales conclusiones del estudio y así como algunas recomendaciones 1 Agradezco los valiosos comentarios de William Postigo y Rossana Gómez. Deseo agradecer, también, a Ana María Salas y Juan José Miranda por su impecable labor como asistentes de investigación. 3 para la Defensoría el Pueblo destinadas a mejorar su labor de protección de los usuarios del servicio público de electricidad. 1. EL SECTOR ELECTRICO PERUANO 1.1 Antecedentes La transformación del sector eléctrico comenzó en 1992 con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). El objetivo de esta ley era crear las condiciones para el funcionamiento eficaz y competitivo del sector y al mismo tiempo, lograr la participación del sector privado. La actividad eléctrica fue dividida en tres segmentos: generación, transmisión y distribución. Asimismo se estableció dos sistemas de precios, uno regulado para las actividades que dadas sus características no pudieran realizarse en condiciones de competencia, y uno libre, para aquellas actividades que pudieran realizarse en condicione de competencia. Consistente con esta nueva estructura de precios se introdujo una nueva metodología para el establecimiento de los precios o tarifas eléctricas reguladas en cada una de las actividades del mercado. Para mejorar el funcionamiento de los sistemas eléctricos se crearon los Comités de Operación Económica del Sistema (COES). Estos comités están formados por los titulares de las empresas de generación y de sistemas de transmisión cuyas instalaciones se encuentren interconectadas. Los COES están encargados de coordinar la operación del sistema al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. 1.2 Estructura del Sistema Hasta el año 2000 el sistema eléctrico peruano estaba conformado por el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) y el Sistema Interconectado del Sur (SISUR). Ambos sistemas funcionaban de manera independiente hasta que en octubre del 2000 se 4 interconectaron a través de la línea de transmisión Mantaro – Socabaya, pasando a formar el gran Sistema Interconectado Nacional (SINAC). El SINAC abastece a un 96% de los usuarios a nivel nacional. Como se mencionó anteriormente, con la LCE la actividad eléctrica quedó dividida en tres actividades: generación, transmisión y distribución. A continuación se describirá brevemente casa una de estas actividades. 1.2.1 Actividades: Generación, Transmisión y Distribución ƒ Generación Según la LCE la actividad de generación debe desarrollarse en condiciones de competencia perfecta y puede ser llevada a cabo por empresas estatales o privadas. Dos razones han llevado a considerar este segmento como competitivo. Por un lado el desarrollo tecnológico de las últimas década a permitido la disminución de barreras a la entrada, mediante la posibilidad de contar con centrales térmicas con inversiones menos costosas y menos específicas (permitiendo el uso de diferentes combustibles). Y por otro lado, la teoría y la evidencia empírica muestran que existen sólo economía de escalas crecientes para niveles bajos de producto (Amstrong, 1994). Joskow y Schamalenseen (1983) encuentran que la escala mínima eficiencia es de 400MW para generadoras que utilizan combustibles fósiles, para Latinoamérica, Rainieri (1996) encuentra que el tamaño óptimo de planta es de 340 MW para centrales a gas. En función al insumo utilizado, podríamos mencionar dos tipos principales de generación eléctrica: hidráulica que utiliza agua y térmica que usa combustibles como petróleo, gas, carbón, etc. La producción de energía eléctrica por generadoras, al cuarto trimestre del 2001, ascendió a 18,375 GWH. De este total el 91% fue producido por centrales hidroeléctricas y el 9% restante por centrales térmicas2. 2 Análisis de la Información Comercial de las Empresas de Electricidad del Perú. Año 2001. OSINERG, Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). 5 El Perú cuenta con un total de 19 empresas de generación, de las cuales 7 son privadas, 6 son estatales y 6 han sido privatizadas desde 1995. Las generadoras más importantes en términos de su participación en la producción de electricidad son: Electroperú (37.7%), Edegel (23.5%) y Egenor (9.3%). La potencia instalada del SINAC ha experimentado un crecimiento del 43% en el periodo 1990 – 2001. En el año 2001 el SINAC llegó a alcanzar una potencia instalada de 5,906.7 MW. El siguiente cuadro muestra información sobre las empresas generadoras del SINAC. 6 Cuadro 1 Estructura de Propiedad de las Empresas Generadoras del SINAC al 2001 Nombre Propiedad Fecha de Control actual Privatización Consorcio ganador (%) Arcata Energía S.A. Privada -------- ------ Grupo Mauricio Hochschild (100%) Atocongo Privada ------- Cementos Lima Cementos Lima Cahua S.A Privatizada Abr-95 Sipesa (60%) NRG Energy (USA) CNP Energía Privada ------- Mauricio Hochschild (100%) NRG Energy (USA) Edegel Privatizada Oct-95 Generandes Co (60%) Endesa (España) Pesa Privatizada Oct-96 Electrica Cabo Blanco (60%) Endesa (España) Egasa Estado ------- ----------- Estado Egemsa Estado -------- -------- Estado Egenor Privatizada Jun-96 Inv. Dominion Perú S.A.(60%) Duke Energy (USA) Egesur Estado -------- ---------- Estado Electro Andes Privatizada Jul-01 PSEG (100%) PSEG (USA) Electroperú Estado -------- --------- Estado Chavimochic Estado -------- -------- Estado Enersur Privada ------- Tractebel S.A.(100%) Tractebel S.A.(Bélgica) Etevensa Privatizada Dic-95 Generalima (60%) Endesa (España) San Gabán Estado ------- --------- Estado Shougesa Privada ------- Shougang Shougang Sinersa Privada -------- Sinersa Sinersa Termoselva Privada 1998 --------- Duke Energy (USA) Fuente: COPRI, INDECOPI y GART. Elaboración propia A pesar de que el proceso de privatización en este segmento del mercado eléctrico ha avanzado bastante desde que se iniciara en 1995, el Estado mantiene una posición importante al poseer aún la empresa Electroperú que como ya fue mencionado, aporta más de la tercera parte de la energía producida en el país. 7 ƒ Transmisión La actividad de transmisión está encarga del transporte de la electricidad a altos niveles de voltaje permitiendo que los generadores puedan abastecer a los distribuidores y grandes clientes. El sistema de redes de transmisión (T) se divide en un sistema principal y un sistema secundario. El sistema principal de transmisión (SPT) está conformado únicamente por las líneas de transmisión que unen sub-estaciones o barras base y permiten el libre tránsito de la electricidad sin asignar responsabilidad particular a ningún generador por dicha circulación. Este conjunto de barras base y líneas de transmisión que forman parte del SPT constituyen el mercado mayorista de electricidad. El sistema secundario de transmisión (SST) está conformado por las sub-estaciones y líneas de transmisión en las que es posible identificar al usuario (generador, distribuidor o c0liente final) responsable por el uso de dichas instalaciones. El total de líneas de transmisión del SINAC tienen una longitud3 de 3,697.8 km. En el mes de junio del presente año, se llevó a cabo la privatización de la empresas ETECEN y ETESUR, adjudicándosele la bueno pro de la concesión a la empresa colombiana de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA). Eteselva es una empresa privada de propiedad del grupo Duke Energy y participa en el negocio de la transmisión a través de su línea Tingo María – Vizacarra (Paramonga). El Estado peruano participa en el mercado de transmisión a través de las líneas que abastecen al proyecto Olmos - Tinajones. Debe mencionarse que el Estado mantiene un programa de inversiones en las redes de interconexión con la participación del sector privado. Producto de esta iniciativa estatal se ha construido las siguientes líneas de interconexión y transmisión: Mantaro – Socabaya, que permitió la interconexión del SICN y SISUR, la Red Eléctrica del Sur (REDESUR) y las 3 Información proporcionada por el COES-SEIN para el año 2000. 8 líneas Pachachaca-Oroya, La Oroya-Carhuamayo - Derivación Antamina; y Aguaytía- Pucallpa. Con la transferencia de las empresas ETECEN y ETESUR y la concesión de varios proyectos de interconexión al capital privado, la actividad de transmisión es, prácticamente, controlada por agentes privados, siendo la participación estatal marginal. ƒ Distribución La actividad de distribución está conformada por las redes de media (MT) y baja (BT) tensión necesaria para distribuir la energía comprada a los generadores en el mercado mayorista y hacerla llegar hasta los consumidores finales. Las redes eléctricas del sistema peruano se clasifican de acuerdo a cuatro niveles de tensión: 1. Muy alta tensión (MAT) tensiones superiores a 100 kv. 2. Alta tensión (AT) tensiones superiores a 30 kv. pero inferiores a 100 kv. 3. Media tensión (MT) tensiones superiores a 440 v pero inferiores a 30 kv. 4. Baja tensión (BT) tensiones inferiores a 440v. La actividad de distribución está caracterizada por ser un monopolio natural, razón por la cual los precios que se cobran por el servicio de distribución se encuentran regulados por la autoridad competente. Asimismo la LCE establece que las empresas distribuidoras deben permitir el acceso a sus redes a otras empresas de distribución y generación para permitir que funcione la libre competencia en el mercado de generación. Actualmente operan en el Perú 19 empresas de distribución, de las cuales 9 han sido privatizadas, 6 son todavía estatales y 4 son privadas. 9 Cuadro 2 Estructura de Propiedad de las Empresas Distribuidoras del SINAC al 2001 Nombre Propiedad Fecha de Privatización Consorcio ganador (%) Control actual EdeCañete Privatizada Jun-96 Luz del Sur (100%) PSEG (USA) EdeChancay Privatizada Dic-95 Inversiones Distrilima (60%) Endesa (España) Edelnor Privatizada Jul-94 Inversiones Distrilima (60%) Endesa (España) Electro Centro Privatizada Nov-98 José Rodriguez Banda S.A.(30%) Estado Electro Nor Oeste Privatizada Nov-98 José Rodriguez Banda S.A.(30%) Estado Electro Norte Privatizada Nov-98 José Rodriguez Banda S.A.(30%) Estado Electro Norte Medio Privatizada Nov-98 José Rodriguez Banda S.A.(30%) Estado Electro Oriente Estado --------- --------- Estado Electro Puno Estado -------- ---------- Estado Electro Sur Estado -------- ---------- Estado Electro Sur Este Estado -------- --------- Estado Electro Sur Medio Privatizada Feb-97 Hica Inversiones (98.2%) Hica (Argentina) Electro Tocache Privada ------- ---------- s.i Electro Ucayali Estado ------- ---------- Estado Emsemsa Privada -------- --------- s.i Emseusa Privada --------- ---------- s.i Luz del Sur Privatizada Jul-94 Ontario Quinta AVV (60%) PSEG (USA) Seal Estado -------- --------- Estado Sersa Privada --------- --------- s.i Fuente: COPRI; INDECOPI y GART. Elaboración Propia s.i = sin información Las empresas Electro Centro, Electro Nor Oeste, Electro Norte y Electro Norte Medio si bien fueron privatizadas en el año 1998, fecha en que adjudicó su concesión al grupo peruano José Rodríguez Banda, a la actualidad están bajo el control estatal debido a que por el incumplimiento de los pagos establecidos en el contrato, el Estado peruano debió retomar la gestión de las mismas en el presente año. 10 El Estado peruano a través de la propiedad de las empresas regionales de transmisión es aún un importante agente en el segmento de distribución de energía. 1.2.2 Los mercados: libre y regulado La legislación peruana distingue dos segmentos de mercado para las transacciones de energía eléctrica. El primero de ellos es el mercado libre, que comprende las transacciones entre grandes clientes4, definidos como aquellos cuyos consumos de potencia son superiores a 1 MW, y las empresas proveedoras del servicio, las cuales pueden ser generadoras o distribuidoras siempre que estas transacciones no se destinen al Servicio Público de Electricidad. En este mercado sólo el precio correspondiente al segmento de generación se establece libremente por la acción de oferta y demanda. Los precios que cubren los costos de la transmisión y la distribución son regulados por el OSINERG. El segundo segmento es el mercado regulado, donde los consumidores tienen consumos inferiores a 1 MW y los ofertantes son las empresas de distribución. Este mercado comprende el Servicio Público de Electricidad. En este mercado los precios (tarifas) son fijados por el organismo regulador de precios en el sector. La LCE ha establecido que los precios regulados no pueden diferir en más o menos del 10% de los precios establecidos en el mercado libre. Debido a que la energía eléctrica no es un bien que pueda ser almacenado, se requiere que la demanda sea satisfecha inmediatamente, es decir, que se genere la energía que es demandada por los usuarios. Para lograr una eficiente coordinación del despacho se ha creado del Comité de Operación Económica del Sistema (COES). La programación del despacho se realiza en base al mínimo costo, independientemente de los contratos que los generadores deban cumplir. Si uno de ellos no puede producir la energía suficiente para cumplir con sus contratos, debido a sus costos, pueden “comprar” energía a otros generadores a un costo menor. Esto determina la existencia de un mercado intermedio (mercado spot) en donde las transferencias de energía y potencia entre generadores son determinadas por el COES, así como los precios a los que estas se realizan. 4 Estos clientes son por lo general empresas mineras o grandes complejos industriales. 11 Gráfico 1 Transferencia de energía y potencia en el COES Sistema de Transmisón Precio Regulado Demanda y Generación Demanda y Generación Generador 1 COES Generador 2 Precios horarios Precios horarios Precio Libre Tarifa en Barra Tarifa en Barra Precio Libre Cliente libre 1 Distribución 1 Distribución 2 Cliente libre 2 Precio Regulado Precio Regulado Cliente regulado Cliente regulado Fuente: Informe de Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000. CTE. En el año 2001 las ventas totales de energía ascendieron a 16,417 GWH, lo cual representó un incremento del 5.7% en relación al año 2000. Las ventas en el mercado libre representaron el 47.3% y las del mercado regulado, 52.7%. El gráfico 2 muestra la evolución de la estructura de ventas de energía en el SINAC por tipo de mercado. Es notable la expansión que se observa en las ventas dirigidas al mercado de clientes libres. En el año 1993, las ventas en este mercado representaron, apenas, el 31% de las ventas totales mientras que el año pasado llegaron a ser casi el 50% de las ventas, lo cual demuestra un importante crecimiento del mercado libre. Por otro lado, el número de total de clientes finales en el año 2001 fue de 3’452,688, siendo 237 libres y 3’452,451 regulados. 12 Gráfico 2 Evolución de la estructura porcentual de las ventas de energía (GWH) 2001 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 1993 1995 2001 Mercado Libre Mercado Regulado 1.3 Marco Regulatorio del Sector La política de privatizaciones seguida por el Gobierno impuso la necesidad de contar con un marco regulatorio y un conjunto de instituciones que velaran por el cumplimiento del mismo. Ambos elementos debían garantizar el cumplimiento de los contratos con las empresas privadas y el buen funcionamiento del mercado para beneficio de los usuarios (cobertura, calidad, tarifas). El marco legal en el que se desenvuelve la actividad eléctrica en el Perú está definido por el siguiente conjunto de Leyes: - Ley de Concesiones Eléctricas (D.L 25844), reglamentada en febrero de 1993 mediante el D.S. No 009 -93- EM. Establece los nuevos lineamientos generales para el desarrollo del negocio eléctrico con la participación del sector privado. - Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D.S. Nº 020-97-EM.) Establece los niveles mínimos de calidad para los servicios eléctricos que deben ofrecer las empresas prestadoras de estos servicios. - Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico (Ley No 26876). Con esta Ley son permitidas las concentraciones horizontales y verticales en la actividad eléctrica con autorización del INDECOPI 13 - Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos (Ley No 27332). Mediante esta Ley se le otorgan más funciones al OSINERG y se lo fusiona con la Comisión de Tarifas Eléctricas. El sistema de Supervisión de la Inversión en Energía agrupa a las tres instituciones encargadas de regulas el mercado eléctrico. - La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (DGE- MEM), es el órgano responsable del otorgamiento de concesiones y autorizaciones para participar en el negocio eléctrico así como de diseñar los lineamientos de la política general del sector. - El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), tiene como misión fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas del subsectores eléctrico y de hidrocarburos y de aquellas referidas a la protección y conservación del medio ambiente. - El Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual (INDECOPI). En el campo eléctrico, vela por el cumplimiento de las leyes del mercado y defiende los intereses de los consumidores y empresas que pudieran verse afectados. Es el organismo responsable de la aplicación de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico, por cual debe evaluar y autorizar las solicitudes de concentración en el sector. 1.4 El proceso de privatización El proceso de privatización en el sector eléctrico se inició el 22 de mayo de 1992, cuando ELECTROLIMA y ELECTROPERU se incluyen en el proceso de promoción de la inversión privada, mediante Resolución suprema Nº 289-92-PCM. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas (que dispone la separación de las actividades de generación, transmisión y distribución), ELECTROLIMA que era la empresa de distribución más grande del país y la segunda empresa generadora, fue dividida en cuatro empresas de distribución: Edelnor, Edelsur, EDE Chancay y EDE Cañete y una de generación Edegel. La modalidad de transferencia al sector privado, adoptada en cada caso, 14 consistió en la subasta pública internacional del 60% de las acciones. 10% de las acciones fueron ofrecidas a los trabajadores, en derecho preferente según el D.Leg 674, quedando la diferencia porcentual en poder del Estado para su posterior venta a inversionistas institucionales, a través de Ofertas Públicas de Venta y Subastas; y a la ciudadanía en general vía el Sistema de Participación Ciudadana5. ELECTROPERU era la empresa estatal encargada en forma directa y a través de sus subsidiarias, de la generación, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad en todo el país. Considerando los mismos objetivos y estrategias de privatización que para ELECTROLIMA, en ELECTROPERU se crearon las siguientes empresas de generación: Egenor, Cahua S.A., Etevensa (empresa propietaria de la central térmica de Ventanilla) y EEPSA (empresa creada con las plantas de generación térmica de Petroperú en la zona de Talara). La modalidad adoptada en la privatización de Egenor y Cahua S.A. fue la venta del 60% de las acciones. En el caso de Etevensa, se procedió a la entrega de la mayoría del accionariado vía capitalización de un proyecto de inversión. La empresa EEPSA se privatizó a través de la combinación de un proyecto de inversión y venta de acciones. Durante el periodo 1994-1996 se realizó el mayor número de privatizaciones y concesiones. Un total de nueve empresas (cinco generadoras y cuatro de distribuidoras) fueron transferidas al sector privado. Como lineamiento general, las bases especificaban que el consorcio que se adjudicase la concesión, debiera ser o incluir una entidad con experiencia, directamente o a través de empresas vinculadas en al menos 51% en la actividad de distribución o generación de electricidad. Entre 1997-1998 los objetivos de la privatización fueron orientados a mantener el servicio en áreas remotas y promover la participación de inversionistas nacionales, no necesariamente operadores internacionales. Se creó, vía Resolución Suprema Nº174-96- PCM, el Comité Especial de Promoción de la Inversión Privada de las Empresas Regionales de Electricidad CEPRI EE.RR.EE. Inicialmente, las empresas regionales de distribución comprendidas en el nuevo programa de privatizaciones fueron: Electro Sur Medio S.A., Electro Norte Medio S.A., Electro Centro S.A., Electro Norte S.A., Electro Noroeste S.A., 5 Mediante Resolución suprema Nº371-94-PCM se constituyó el CEPRI - Participación ciudadana encargado de llevar a cabo la transferencia en las siguientes empresas eléctricas: Luz del Sur, Edelnor, Edegel, Egenor, Cahua, EEPSA y Etevensa. Este CEPRI además se encargaría de otros sectores diferentes al eléctrico. 15 Electro Sur S.A., Electro Sur Oeste S.A. y Electro Sur Este S.A. Las empresas regionales de generación comprendidas fueron: Egemsa, Egasa y Egesur. Durante este periodo se privatizó cinco empresas de distribución y no se privatizó ninguna generadora a pesar de haberlas incluido en el programa de privatizaciones para este periodo. En este mismo periodo, fue otorgado en concesión la línea de transmisión Mantaro – Socabaya que permitiría la interconexión del SICN y SIS, en un solo gran Sistema Interconectado Nacional (SINAC). Entre 1999 - 2000 se perdió el dinamismo del proceso de privatización y sólo se otorgó en concesión el Reforzamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión del Sur (Redesur). Entre 2001-2002 se otorgaron en concesión dos proyectos de transmisión y se privatizaron tres empresas de generación, el proceso de dos de ellas Egasa y Egesur esta en manos del poder judicial. 1.4.1 Privatización de las empresas de generación Como se mencionó anteriormente, desde 1994, han sido privatizadas seis empresas generadoras. Entre 1994 y 1996, se privatizaron: Edegel, Cahua S.A., Etevensa, Egenor y EEPSA. 16 Cuadro 3 Privatización de las Empresas de Generación al 2001 Nombre Fecha de Privatización Consorcio Ganador (%) Capital Social inicial Transferencias intermedias Control Actual Sipesa (60%) Trabajadores (10%) Cahua S.A. 25-Abr-95 Sipesa (60%) Skanska Bot AB-Nordic Power Invest AB (30%) - Vattenfall compró a Sipesa - NRG compró a Vattenfall - NRG compro a Skanska BOT NRG Energy (USA) Edegel 17-Oct-95 Generandes Co (60%) Entergy Co (50%) Endesa de Chile (43%) Graña y Montero (3%) Banco Wiese (4%) Trabajadores (10%) OPV en 3 tramos (30%) - Endesa España adquiere el 65% accionariado de Enersis S.A. - Enersis S.A adquiere el 30% del accionariado de Endesa de Chile Endesa (España) Etevensa 12-Dic-95 Generalima (60%) Endesa España (72.53%) Inversiones Crédito del Peru (25%) Cosapi S.A Perú (2.5%) Trabajadores (10%) ------------ Endesa (España) Egenor 25-Jun-96 Inv. Dominion Perú S.A. (60%) Dominion Energy Inc (97.6%) Marc T. Cox IV (1.2%) + Thomas F Farrel (1.2%) Trabajadores (10%) Subasta Publica - Duke Energy (30%) -La casa matriz Dominium Energy de EEUU vendió el 49% de sus acciones en EEUU a Chilgener de Chile en 1997 Duke Energy (USA) PESA 2-Oct-96 Eléctrica Cabo Blanco S.A. (60%) Endesar Energía Andina S.A. Peru Electricity Fund ------------ Endesa (España) Electro Andes S.A. 20-Jul-01 PSEG Global Inc (70%) PSEG GLOBAL INC (70%) Doe Run Peru SRL (30%) Trabajadores (10%) ------------ PSEG Global Inc (USA) Fuente: COPRI; INDECOPI, OSINERG Elaboración Propia 17 El 2001 se retomó el proceso de transferencia de las empresas de generación al sector privado, y como resultado se tuvo la privatización de la empresa Electro Andes S.A. en julio de ese año. Para el año 2002 se tenía programada la transferencia al sector privado de las generadoras Egasa y Egesur. Egasa y Egesur fueron constituidas en 1994 como empresas de generación eléctrica y son de propiedad del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONFE). En junio del 2002, se subastó el 100% de las acciones de propiedad del Estado de ambas empresas mediante una oferta pública, empelando el mecanismo de venta en subasta pública, otorgando la buena pro a la mayor sumatoria de precios ofertados. Es decir la oferta debería ser por ambas empresas, siendo el ganador el consorcio Tractebel S.A. El otorgamiento de la buena pro a la empresa belga desató la protesta y el reclamo de la población arequipeña quienes liderados por su alcalde interpusieron una acción de amparo ante la Corte Superior de Justicia de Arequipa para detener el proceso de privatización de Egasa y para que se reconozca a la región Arequipa como la propietaria de las acciones de la empresa eléctrica sureña. Luego de siete meses el conflicto aun no ha sido resuelto y la empresa Tractebel ha decidido retirar su oferta por las dos empresas de generación, aduciendo un cambio sustancial en las condiciones de venta. Según se observa en el cuadro 3, la estructura de propiedad inicial de las primeras empresas privatizadas ha experimentado importantes cambios. El control de la empresa Cahua S.A., que en sus inicios estaba en manos del grupo nacional SIPESA, en la actualidad ha pasado a manos del grupo americano NRG Energy. En el caso de la generadora Edegel, la fusión internacional de capitales de las empresas Endesa y Enersis de Chile con Endesa de España, ha otorgado a esta última el control de la propiedad de la generadora. La empresa Egenor, que inicialmente estaba bajo el control del consorcio Inversiones Dominion del Perú S.A., en la actualidad es controlada por la empresa Duke Energy de Estados Unidos. Endesa de España logró obtener, después de una serie de compras intermedias, el control de la propiedad de empresa EEPSA. 18 1.4.2 Privatización de las empresas de transmisión La modalidad de concesión usada para la transferencia de las líneas de transmisión de este sector fue la de Build – Own – Operate -Transfer BOOT (construir, operar y transferir al Estado luego de cierto período). La empresa concesionaria tendrá la responsabilidad del diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y exportación del sistema de transmisión (incluyendo su mantenimiento, reparación y prestación de servicio), durante un plazo de casi 30 años. Bajo este esquema de se otorgó en concesión la Línea de Transmisión Mantaro – Socabaya al Consorcio Transmantaro S.A., además de otros dos proyectos, Redesur (Reforzamiento de los Sistemas del Sur) a la empresa Red Electrica de España, y las líneas de transmisión Pachachaca-Oroya, La Oroya-Carhuamayo-Derivación Antamina y Aguaytía- Pucallpa a la empresa colombiana Interconexión Eléctrica S.A. Cuadro 4 Privatización de las empresas y líneas de Transmisión Nombre Fecha de Privatización Consorcio Ganador Capital Social inicial Control Actual Línea de Transmisión Mantaro-Socabaya 15-Ene-98 Consorcio Transmantaro S.A. -Hydro Québec International Inc (80%) -Graña y Montero (5%) -Etecen (15%) Hydro Québec (Canada) Reforzamiento de los Sistemas del Sur 29-Ene-99 REDESUR -Red Eléctrica de España S.A. (30%) -Cobra Perú S.A. (20%) Abengoa Peru S.A. (20%) -Banco Central Hispano Americano S.A. (15%) Red Eléctrica de España Lineas: Pachachaca- Oroya,Oroya-Carhuamayo- Antamina Aguaytia Pucallpa 16-Feb-01 Interconexión Eléctrica S.A. Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) ISA (Colombia) Etecen y Etesur 5-Jun-02 Interconexión Eléctrica S.A. Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) ISA (Colombia) Fuente: COPRI; INDECOPI, OSINERG Elaboración Propia 19 1.4.3 Privatización de las empresas de distribución El inicio del proceso de privatización se produjo en el sector de distribución, con la transferencia de dos de las principales empresas en las que había sido dividida Electrolima y que además, estaban ubicadas en Lima Metropolitana: Edelnor (en la zona norte) y Luz del Sur (en la zona sur). Por ser de un tamaño atractivo para los inversionistas, se esperaba que con su consolidación motivasen a nuevos inversionistas para la privatización de empresas cercanas a la zona como Ede Chancay y Ede Cañete. En julio de 1994 fueron privatizadas Edelnor y Luz del Sur, resultando ganadores los consorcios Inversiones Distrilima y Ontario Quinta AVV respectivamente. Luego de ocho años, el control de la propiedad de las empresas ha cambiado. Edelnor está bajo el control total de Endesa de España y Luz del Sur pasó a manos de la empresa americana PSEG. La empresa Ede Chancay fue privatizada en el año 1995 y Ede Cañete en 1996, ambas pasaron a control de los grupos que adquirieron Edelnor y Luz del Sur. A la fecha el control de su propiedad está bajo los mismos grupos económicos que controlan Edelnor y Luz del Sur. Cuadro 5 Privatización de las Empresas de Distribución Nombre Fecha de Privatización Consorcio Ganador (%) Capital Social inicial Transferencias Control Actual Edelnor 12-Jul-94 Inversiones Distrilima (60%) -Compañía Peruana de Electricidad (25%) -Inv Centenario Pacifico Peruano-Suiza (2.27%) -Endesa de España (17.75%) -Chilectra Metropolitana (Chile 13.25%) -Enersis (Chile 29%) -Grupo Crédito (Peru 9.61%) -Cosapi (Perú 1.14%) -Trabajadores (3.7%) -OPV 2 Tramos (9.36) y (27.1%) - Endesa España adquiere el 65% accionariado de Enersis S.A. - Enersis S.A adquiere el 30% del accionariado de Endesa de Chile Endesa (España) 20 Luz del Sur 12-Jul-94 Ontario Quinta AVV(60%) -Ontario Hydro de Canadá (56%) -Chilquinta Internacional de Chile (44%) -Trabajadores (10%) -OPV (29.9%) -Subasta Holandesa (3.19%) -PSEG y Sempra adquieren 99% de Chilquinta Internacional -Ontario Hydro de Canadá vende a Peruvian Opportunity Co (POC) -POC pertenece a PSEG y Sempra PSEG Global Inc (USA) Ede Chancay 15-Dic-95 Inversiones Distrilima (60%) -Compañía Peruana de Electricidad (25%) -Inv Centenario Pacifico Peruano-Suiza (2.27%) -Endesa de España (17.75%) -Chilectra Metropolitana (Chile 13.25%) -Enersis (Chile 29%) -Grupo Crédito (Peru 9.61%) -Cosapi (Perú 1.14%) Trabajadores (0.72%) - Endesa España adquiere el 65% accionariado de Enersis S.A. - Enersis S.A adquiere el 30% del accionariado de Endesa de Chile Endesa (España) Ede Cañete 27-Jun-96 Luz del Sur (100%) Luz del Sur (100%) PSEG Global Inc (USA) Electro Sur Medio 11-Feb-97 Hica Inversiones (98.2%) -Iate S.A. (Argentina 50%) -C.Tizón P.S.A. (Perú 29%) -Amauta Industrial S.A.(Peru 10%) -Suazo&Zolidoro Consultores Asoc. (Peru 6%) -Constructora Vásquez Espinosa S.A. (Perú 5%) -Privado (1.8%) Hica (Argentina) Electro Norte Medio 25-Nov-98 José Rodriguez Banda (30%) José Rodriguez Banda (30%) Estado retoma la gestión Estado Electro Centro 25-Nov-98 José Rodriguez Banda (30%) José Rodriguez Banda (30%) Estado retoma la gestión Estado Electro Norte 25-Nov-98 José Rodriguez Banda (30%) José Rodriguez Banda (30%) Estado retoma la gestión Estado Electro Noroeste 25-Nov-98 José Rodriguez Banda (30%) José Rodriguez Banda (30%) Estado retoma la gestión Estado Fuente: COPRI; INDECOPI, OSINERG Elaboración Propia 21 Las empresas regionales de distribución Electro Norte, Electro Centro, Electro Norte y Electro Noroeste, fueron entregadas en concesión al grupo José Rodríguez Banda en el año 1998. Sin embargo, debido al incumplimiento de los pagos el Estado retomó la propiedad de las mismas en el año 2001. 1.5 Marco legal de las políticas de fusiones de las empresas eléctricas La LCE promulgada en 1992, estableció que un mismo titular no podía efectuar, simultáneamente, las actividades de generación, transmisión y/o distribución. Entonces, inicialmente sólo se estableció control sobre la concentración vertical mas así sobre la concentración horizontal en los segmentos del mercado eléctrico. Tampoco se estableció nada en relación al control que podían ejercer los grupos económicos del mercado actuando a través de sus empresas subsidiarias. En 1995, se promulgó el Decreto Supremo N o 27-95-ITINCI en el que se establecía ya un cierto control para las concentraciones derivadas de las fusiones, adquisiciones o asociaciones de una empresa eléctrica que tuviera posición dominante. En el año 1997 se promulgó la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico y el siguiente año su reglamento6. Mediante esta nueva normatividad se dejó sin efecto la prohibición a la integración vertical establecida inicialmente en la LCE y se puso en vigencia una serie de disposiciones necesarias para controlar las fusiones y operaciones de adquisiciones en el sector. En principio se prohíbe los actos de concentración vertical u horizontal que tengan por efecto dañar, disminuir o restringir la libre competencia y la libre concurrencia en el mercado eléctrico. Se estableció que el INDECOPI debía autorizar las concentraciones verticales en las que estuvieran involucradas empresas con una participación en el mercado de 5% o más, antes o después de la fusión. En relación a la concentración horizontal, el INDECOPI debe evaluar y autorizar las operaciones en las que estén involucradas empresas con 15% o más de participación en el mercado antes o después de la concentración. 6 DS Nº 017-98-ITINCI, Reglamento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico. 22 Según el nuevo marco legal para la política de fusiones de las empresas del sector, el INDECOPI a través de la Comisión de Libre Competencia, puede aprobar, desaprobar o condicionar las operaciones de concentración vertical u horizontal, dependiendo de los efectos que puedan tener sobre la competencia en el sector. Los criterios de evaluación incluyen varios factores: la definición de los mercados relevantes, cálculo del grado de concentración, análisis de la existencia de barreras a la entrada, de la posibilidad de posiciones dominantes en el mercado, comportamientos colusivos. Ahora bien, es posible que la autoridad correspondiente pueda dar pase a la concentración cuando ella genere ganancias en eficiencia que superen los posibles daños sobre la competencia. En la medida que el reglamento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio no involucraba directa o indirectamente a entidades o empresas del Estado, en junio del 2002 se estableció un procedimiento especial a los actos de concentración derivados de los procesos de promoción de la inversión privada en las empresas eléctricas de propiedad del Estado. Con el DS Nº087-2002-EF se evaluaría con los órganos competentes (PROINVERSION o el CEPRI) las operaciones de concentración, sin que dicha revisión interfiera o afecte el normal desenvolvimiento del proceso de promoción de la inversión privada en las empresas del Estado. 1.6 Características del Mercado Eléctrico En esta sección del documento corresponde hacer una evaluación de las características del mercado eléctrico en lo que respecta a la concentración horizontal o vertical. La concentración horizontal está referida a las operaciones en las que se encuentran involucradas empresas que realizan una sola actividad en el sector eléctrico. Por otra parte, la concentración vertical del mercado involucra a empresas que realizan más de una actividad en el sector. 23 1.6.1 Concentración Horizontal La concentración horizontal en el mercado eléctrico será analizada a través de una rápida revisión de las fusiones de empresas y de la estructura de propiedad de las mismas. En el segmento de generación se ha presentado un solo caso de fusiones entre empresas. Este se produjo cuando la empresa Endesa de España adquiere las acciones de la Empresa Enersis de Chile, la que ya había adquirido las empresas de Endesa de Chile. Endesa de España había adquirido durante el proceso de privatización, la propiedad de dos generadoras: Etevensa en el año 1995 y la Empresa Eléctrica de Piura (EEPSA) en 1996. En tanto que Enersis había alcanzado la propiedad de las empresas distribuidoras: Edelnor en 1994 y EdeChancay en 1995 a su vez, Endesa de Chile había adquirido la propiedad de la generadora Edegel en 1995. Al producirse la fusión de Endesa de España con Enersis y Endesa de Chile, la primera termina controlando la propiedad de tres generadoras Etevensa, EEPSA y Edegel (concentración horizontal) y dos distribuidoras: Edelnor y EdeChancay (concentración vertical). Esta última será trabajada más adelante. Merece la pena mencionar aquí algunos de talles de cómo la operación de concentración se realizó. Luego de recibida la solicitud de fusión y de evaluados los posibles efectos sobre la competencia en la actividad de generación y distribución, el INDECOPI aprobó la operación7 considerando que era poco probable que se desarrollen prácticas anticompetitivas debido al marco regulatorio vigente pero a su vez se impuso condiciones para el funcionamiento de las empresas. En su resolución, INDECOPI, obliga a Edelnor a licitar sus compras entre todas las empresas de generación (vinculadas o no) y restringe el poder de voto del Grupo Endesa en el COES, reduciendo sus votos de tres a dos.8 Por otro lado, es posible identificar otros grupos que concentran varias unidades de generación aun cuando esta concentración no es producto de la política de fusiones seguida por las empresas. 7 Resolución Nº12-99 INDECOPI, Comisión de Libre Competencia. 8 OSINERG, Fusiones Horizontales en la Generación Eléctrica Peruana. p.10, mimeo. 24 Duke Energy era ya propietaria de la generadora Termoselva cuando accedió al control de la generadora Egenor en 1999 adquiriendo el 30% de las acciones de esta empresa. La empresa norteamericana NRG Energy, es la tercera empresa de energía en el mundo y posee generadoras de energía en Perú, Bolivia y Brasil. A través de dos operaciones de adquisición de acciones, en el año 2001, el grupo NRG Energy consiguió el control del accionariado de la empresa de generación Cahua S.A. Sin embargo, esta empresa era ya propietaria de la empresa generadora Cementos Norte Pacasmayo (CNP Energía), luego de la adquisición de Cahua S.A controla dos generadoras. El Estado peruano también posee importantes unidades de generación (Electroperú, Egemsa, San Gabán y Chavimochic) que lo constituyen como un grupo adicional que concentra poder en el mercado de generación eléctrica. El siguiente cuadro resume la concentración horizontal en el segmento de generación por grupos empresariales. 25 Cuadro 6 Grupo Empresarial Generadora Potencia instalada (MW) Total del grupo MW (%) Etevensa 328 Endesa de España PESA 146 Edegel 1001 33.65 Tractebel Enersur 365 8.33 Duke Energy Egenor 543 Termoselva 157 15.97 NRG Energy Cahua S.A. 47.5 CNP Energia 62.6 2.51 Estado Peruano Electroperú Egemsa San Gabán Egasa Egesur 860 103 146 325 61 34.11 Otras Electroandes 174 Shougesa 64 5.43 Total 4383.1 100.00 No incluye potencia de Chavimochic en las generadoras estatakes, ni Arcata Energía, Atocongo y Sinersa en otras. Fuente: El Informativo GART-OSIGNERG Mayo 2002 p.16 y p.19 Los mercados relevantes para el estudio de la concentración en el segmento de generación son, el de ventas de energía de las empresas de generación a las empresas de distribución, y el mercado libre, es decir el de ventas de energía de generadoras a clientes finales. El gráfico 3 muestra la participación de los grupos económicos – empresariales en el total de ventas de energía, en términos físicos (MWh), de las empresas generadoras a empresas distribuidoras para el año 2001. Los grupos más importantes en orden descendente son: el Estado peruano con aproximadamente el 50% de las ventas, el grupo Endesa de España con el 23.21% de las ventas, el grupo Duke con aproximadamente el 16%, el grupo NRG Energy con el 1.39% y otros con el 2.28%. 26 Gráfico 3 Participación de los Grupos Económicos en el Sector Generacion Ventas de energía (MWh) de empresas de generación a empresas de distribución - 2001 Estado (Egemsa,Electroperu, San Gabán,Egasa,Egesur ) 58% Otras 2.28% Duke (Egenor,Termoselva 15.89% Endesa (Edegel, Eepsa,Etevensa) 23.21% NRG Energy (Cahua, CNP) 1.39% Fuente: OSINERG Elaboración propia Este es un mercado altamente concentrado a pesar de contar con un número elevado de unidades de generación. Si bien el Estado controla el 50% de la oferta de energía para las empresas de distribución, otros dos grupos, Endesa de España y Duke son responsables de 23.21% y 15.89% de la energía vendida en este mercado respectivamente, concentrando en total el 39% del mercado. La concentración de este mercado es mucho más evidente si se compara con la situación que tenía la estructura de ventas en el año 1998. 27 Gráfico 4 Participación de los Grupos Económicos en el Sector Generación Ventas de Energía (MWh) de empresas de generación a empresas de distribución 1998 Otras 1.54% Sipesa (Cahua) 1.08% Dominion (Egenor) 9.90% Generalima (Etevensa) 2.05%Cabo Blanco (Eepsa) 4.01%Generandes (Edegel) 25.82% Estado (Egemsa,Electroperu, Egasa, Egesur,ElectroAndes) 55.61% Fuente: OSINERG Elaboración propia Según se muestra en el gráfico 4, en el año 1998 las empresas participaban en el mercado de ventas de energía a distribuidores de forma individual y no como parte de un consorcio empresarial, habiendo por lo tanto menor concentración del mercado en grupos económicos. Como ya se mencionó, otro mercado relevante para el estudio de la concentración horizontal en el mercado eléctrico, es de las ventas a clientes libres. El gráfico 5 muestra la participación de los grupos empresariales, que actúan en la generación eléctrica en el total de ventas a clientes finales (clientes libres) para el año 2001. 28 Gráfico 5 Participacion de los Grupos Económicos en el Sector Generación Ventas de Energia (MWh) a clientes libres 2001 Endesa (Edegel, Eepsa) 22.72% Duke (Egenor,Termoselva) 5.29% Tractebel (Enersur) 23.39% NRG Energy (Cahua) 3.71% Otras 26.29% Estado (Egemsa, Electroperu, San Gabán,Egasa) 18.59% Fuente: OSINERG Elaboración propia El segmento del mercado libre atendido sólo por generadores presenta una menor concentración que el de ventas a distribuidores. El 26.29% de las ventas de energía, medida en términos físicos (MWh), está a cargo de las “otras” generadoras que no integran alguno de los grupos económicos identificados como relevantes en la evaluación de la concentración horizontal del mercado. El segundo actor en importancia, es el grupo Tractebel responsable del 23.39% de total de ventas, el tercero es el grupo Endesa con el 22.72% de la energía vendida, el Estado ocupa el cuarto lugar con el 18.59%, le siguen el grupo Duke y NRG Energy con el 5.29% y el 3.71% de las ventas respectivamente. 29 Gráfico 6 Participacion de los Grupos Económicos en el Sector Generación Ventas de Energia (MWh) a clientes libres 1998 Generandes(Edegel ) 7.83% Cabo Blanco(Eepsa) 1.22% Dominion(Egenor) 5.24% Estado (Egemsa, Electroperu,Egasa, Egesur,ElectroAnde s) 49.63% Enersur 25.12% Sipesa (Cahua) 2.23% Otras 8.74% Fuente: OSINERG Elaboración propia El gráfico 6, muestra la situación de este mercado en 1998, es decir antes de producirse la fusión de las empresas Endesas. Como se observa existe una menor concentración de las ventas del mercado en pocas empresas. Luego de observar la información que se ha presentado sobre el grado de concentración horizontal en el mercado de generación eléctrica, tanto en el segmento de ventas libres como en el de ventas reguladas, podemos concluir que es un mercado con un elevado grado de concentración. Existen algunos elementos a considerar en el análisis de las implicancias que este resultado puede tener sobre los niveles tarifarios en el mercado eléctrico. En primer lugar un mercado altamente concentrado genera incentivos para el desarrollo de conductas colusivas y el abuso de posiciones dominantes (OSINERG, 2002) con la consecuente elevación de precios por encima de los costos marginales y pérdidas de eficiencia en la asignación. No debemos perder de vista que los precios que pagan los usuarios finales resultan, sencillamente, de la agregación de costos de la producción, 30 transporte y distribución de la energía, por lo que, los incrementos de precios en la generación se trasladan al consumidor final. En segundo lugar, cuanto mayor sea el poder de mercado que ostenta una empresa resulta más difícil la regulación. Partiendo del hecho de que existe una importante asimetría de información entre el regulador y la empresa regulada, el regulador puede enfrentar serias dificultades para regular los precios de las empresas con gran poder en el mercado, toda vez que es más difícil verificar la validez de la información que la empresa proporciona al regulador a través de una comparación con otras de similares características. En estas circunstancias la capacidad del regulador para “regular” precios se debilita pudiendo hacerlo incapaz de alcanzar los objetivos una regulación eficiente que se traduzca en precios justos para los usuarios. En tercer lugar, una mayor concentración eleva la posibilidad de captura del ente regulador generando grandes pérdidas de bienestar social por los elevados costos de la regulación y el incumplimiento de los objetivos de la misma. En cuarto lugar, un mercado altamente concentrado supone una elevada capacidad institucional y de recursos económicos que permita una adecuada regulación de las conductas empresariales que salvaguarden la competencia y protejan finalmente a los consumidores. En quinto lugar, la existencia de una elevada concentración en el mercado puede resultar en una “barrera a la entrada” de nuevos competidores al mercado disminuyendo consecuentemente el desarrollo de la competencia. Finalmente, debemos señalar que cuanto más concentrado sea el mercado de generación eléctrica más difícil será contar una efectiva participación de los usuarios en los procesos de fijación de precios y de control de las propias concentraciones debido al desequilibrio de poder e información que surge entre estos y las empresas. Usuarios finales se verán enfrentados a empresas con un gran poder económico y de lobby en un escenario donde la capacidad de los usuarios se verá significativamente reducida. 31 1.6.2 Concentración Vertical Hay dos casos de fusiones empresariales en el sector eléctrico que dieron origen a una concentración vertical en el sector. El primero de ellos se produjo cuando Endesa de España se fusionó con Enersis y Endesa de Chile. Endesa de España había llegado a obtener el control de tres generadoras: Etevensa, EEPSA y Edegel y con la adquisición de las acciones de Enersis de Chile en el mercado internacional, automáticamente pasó a controlar la propiedad de las empresas distribuidoras: Edelnor y EdeChancay que estaban en manos de Enersis. De esta forma se produce una concentración vertical en el sector al ser una sola empresa la que mantiene la concesión de empresas de generación y distribución al mismo tiempo. El segundo caso de concentración vertical se produce con la privatización de la generadora Electroandes. La buena pro fue otorgada a la empresa norteamericana PSEG quien era ya uno de los principales accionistas de las distribuidoras Luz del Sur y EdeCañete. De esta manera, PSEG pasó a ejercer el control de una generadora y dos distribuidoras simultáneamente produciéndose la concentración vertical. Es notable también la concentración de merado al rededor de las empresas estatales. El Estado mantiene el control de las empresas de generación Egemsa, Electroperú, San Gabán y Chavimochic; y las distribuidoras, Electro Oriente, Electro Puno, Electro Sur, Electro Sur Este, Electro Ucayali, Seal. El mercado relevante para evaluar el poder de mercado de estos tres grupos está definido por las ventas de energía que realizan las empresas generadoras y distribuidoras a clientes libres. El gráfico 7 presenta la participación de los grupos empresariales identificados en las ventas de energía, en términos físicos, a clientes libres para el año 2001. 32 Gráfico 7 Participación de los Grupos Económicos en las Ventas de Generadoras y Distribuidoras a clientes libres (MWh) 2001 Estado 18.08% Otras 31.55% Endesa (Edegel, Eepsa, Edelnor) 27.48% PSEG (ElectroAndes, Luz del Sur, Edecañete) 22.88% Fuente: OSINERG Elaboración propia El grupo “otros” agrupa empresas de generación o distribución que participan en este mercado pero que no se encuentran integradas verticalmente, tal es el caso de las empresas generadoras del grupo Tractebel: Egasa y Egesur; Shougesa de Shougang, Egernor y Termoselva del grupo Duke, la generadora Cahua S.A de NRG Energy y las generadoras Arcata y Atocongo. Y finalmente la distribuidora Electro Sur Medio del consorcio HICA. El 31.55% de las ventas de energía de este mercado lo realizan empresas no integradas verticalmente tal como es mostrado en el gráfico 5. El resto del mercado se reparte entre los grupos Endesa, PSEG y el Estado peruano. Endesa es responsable del 27.48% de las ventas de energía a clientes libres a través de sus empresas generadoras y distribuidoras, le sigue PSEG con el 22.88% y finalmente el Estado participa con el 18.08%. 33 Gráfico 8 Escenario previo a la concentración de PSEG en las Ventas de Generadoras y Distribuidoras a clientes libres (MWh) 2001 PSEG (Luz del Sur, Edecañete) 7.97% Otras 31.55% Endesa (Edegel, Eepsa, Edelnor) 27.48% Estado (Electro Andes y otras) 33.00% Fuente: OSINERG Elaboración propia El gráfico 8 muestra la situación del mercado previa a la concentración originada por la empresa PSEG. Como se observa, comparando este gráfico con el anterior, es a raíz de la fusión permitida por el INDECOPI, que la mencionada empresa consigue tener una participación muy importante en el mercado ya que sus ventas de energía pasan de 7.97% de las ventas totales al 22.88%. La información presentada evidencia nuevamente, un mercado con elevada concentración en empresas verticalmente integradas. Otra vez, la existencia de pocas empresas en el mercado que además controlan diferentes segmentos de la producción del bien introduce fuertes incentivos a desarrollar conductas anticompetitivas. Las empresas distribuidoras tienen incentivos a discriminar en favor de las generadoras relacionadas. El INDECOPI, que es el organismo encargado de garantizar el desarrollo de la competencia en el sector eléctrico, debe ser dotado de todos los instrumentos necesarios para cumplir ese objetivo y así controlar eficientemente las acciones estratégicas de las empresas para expandir su poder de mercado. 34 2. LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) estableció un nuevo marco regulatorio para la determinación de las tarifas eléctricas el cual tenía como objetivo principal promover la eficiencia en las operaciones del sector a través de un sistema de precios que refleje los costos marginales del suministro. La Ley de Concesiones Eléctricas establece que las siguientes actividades están sujetas a regulación de precios: • Las transferencias de energía y potencia entre generadores, las cuales serán regulados por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES). • Las tarifas y compensaciones a titulares de sistemas de transmisión. • Las ventas de generador a distribuidor destinadas al servicio público de electricidad. • Las ventas a usuarios del Servicio Público de Electricidad. Los precios de las tres últimas transacciones son reguladas por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG)9. Las tarifas de transmisión y de distribución serán reguladas independientemente de si estas corresponden de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se realizan en condiciones de libre competencia de acuerdo a lo que la LCE establece en su reglamento. 2.1 Precios para las transacciones entre generadores y para el mercado libre En el mercado de generación se producen tres tipos de transacciones: las ventas a clientes libres10, las ventas de energía y potencia entre generadores y las ventas de energía a las empresas de distribución para el servicio público de electricidad. Los precios pagados por un cliente del mercado libre deben incluir, además de los precios de energía y potencia que cubren los costos de generación, los costos (o tarifas) de la 9 Hasta el año 2001 las tarifas eran reguladas por la Comisión de tarifas de Energía (CTE), que a partir de esa fecha pasó a formar parte del OSINERG como la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). 10 Estos clientes son principalmente empresas mineras. 35 transmisión y/o distribución las cuales si son reguladas por el OSINERG. Entonces en el “precio final” para un cliente libre hay un componente que es regulado. Por esta razón la LCE establece que las ventas de energía y potencia que no estén destinados al mercado regulado, deben consignar en la factura, de forma separada y obligatoria los precios acordados a nivel de barra de generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización. Las transferencias de potencia y energía11 entre generadores se realizan a costos marginales instantáneos o precios spot fijados por el COES de acuerdo a lo que establece la LCE y su reglamento. Las ventas de energía y potencia de generadores a empresas de distribución eléctrica se hacen a precios regulados por el OSINERG. 2.2 Precios para el Servicio Público de Electricidad Los precios que paga el usuario del Servicio Público de Electricidad cubren el costo de generación, transmisión y distribución de la energía. Las Tarifas o Precios en Barra inician la cadena de costos cubriendo los de generación y transmisión. Luego se agrega el Valor Agregado de Distribución (VAD) que debe remunerar la actividad de distribución. El gráfico 9 muestra de manera esquemática la estructura tarifaria para el sector eléctrico. Gráfico 9 Estructura Tarifaria Cliente Libre Cliente Regulado Precio Libre Tarifa en Barra + VADDistribuidor Precio o Tarifa en Barra Generador rr Fuente: COPRI 36 11 Estas transferencias se producen porque por problemas imprevistos en la generación y/o en la transmisión que hace que la cantidad ofrecida por una generadora esté por debajo de su demanda. A continuación presentaremos con más detalle cómo es que se realiza la fijación de cada una de estos precios. ƒ Tarifas en Barra Las ventas de energía eléctrica12 a un concesionario de distribución, se efectúan a Tarifas o Precios en Barra. Estas Tarifa en Barra y sus fórmulas de reajuste, son fijadas semestralmente por el OSINERG y entran en vigencia en los meses de mayo y noviembre. El proceso de fijación de las Tarifas en Barra se inicia con una propuesta de las mismas que hace cada COES al OSINERG, quien después de su evaluación, observación y modificación, si las hubiera, fija sus niveles para los próximos de seis meses. Las Tarifas en Barra se obtienen a partir del Precio Básico de la Energía y del Precio Básico de la Potencia, los que luego son ajustados por las pérdidas de potencias y energía generadas en la transmisión y a los que se les agrega finalmente, los peajes unitarios por el uso de los sistemas de transmisión. Es decir que las Tarifas en Barra cubren los costos de generación y transmisión de la electricidad. Los Precios en Barra establecidos por el OSINERG, no pueden diferir en más del 10% del promedio de las tarifas establecidas en el mercado libre (Artículo No 53 de la LCE). 12 Destinada al Servicio público de Electricidad 37 Gráfico 10 Precios o Tarifas en Barra <10% >10% Precio Básico de la Energía Precio Básico de la Potencia Peaje por Transmisión Precios en Barra, Comparación Precio Medio Ponderado del Mercado Libre Reajuste del Precio Básico de la Energía Precio Final En la determinación del Precio Básico de la Energía se debe considerar: - La demanda proyectada para los próximos 48 meses y un programa de obras de generación y transmisión factible a entrar en operación en dicho periodo. - Un programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y racionamiento para el periodo de estudio. La tasa de actualización que debe usarse para este cálculo es de 12% según lo establece la LCE en su artículo No 79. - Los costos marginales de corto plazo esperados de energía del sistema, para los bloques horarios que establece el OSINERG, correspondiente al programa de operación anterior. El Precios Básicos de Energía por bloques horarios para el periodo de estudio se obtienen como un promedio ponderado de los costos marginales antes mencionados y la demanda proyectada debidamente actualizados. 38 Gráfico 11 Precio Básico de la Energía Precio de los Combustibles Plan de Obras Precio Básico de la Energía Optimización del Despacho de Centrales de Generación Proyección de la Demanda Situación de los Embalses Escenarios de Hidrología En la determinación del Precio Básico de la Potencia se debe considerar: - La unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de la demanda máxima anual del sistema eléctrico. - El monto de la inversión que debe considerar el costo del equipo, la instalación y la conexión al sistema. - Los costos fijos anuales de Operación y Mantenimiento. - La anualidad de la inversión considerando una tasa de actualización del 12%13 y una vida útil de 20 años para los equipos de generación y 30 para los de conexión. El precio Básico de Potencia de Punta se establece siguiendo el procedimiento establecido en el reglamento de la LCE. El siguiente gráfico resume los componentes del precio básico de la potencia: 39 13 Esta tasa de actualización es establecida por la LCE en su artículo 79. Gráfico 12 Precio Básico de la Potencia Conexión a la Red Costos de Inversión y Costos Fijos de Operación y Mantenimiento de la unidad de Punta y de su Precio Básico de la Potencia Definir Tipo, tamaño y Ubicación de la Unidad de Punta Como hay varias Barras en el sistema, se calculará para cada una de ellas un factor de pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión. Finalmente, el Precio de la Potencia en Punta en Barra para cada una de las barras del sistema, se obtiene multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión. Y el Precio de la Energía en Barra, para cada de las barras del sistema, se determina multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada bloque horario por el respectivo factor de pérdidas de energía y agregando el Peaje por Conexión respectivo. Antes de describir el proceso de fijación del VAD, presentaremos de forma detallada cómo se fijan las tarifas de transmisión. ƒ Costos de Transmisión Para el establecimiento de los precios máximos de transmisión, el MEM debe definir, a propuesta del OSINERG, el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión (artículo 58º de la LCE). 40 Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmisión (artículo 59º de la LCE) el cual comprende: - La anualidad de la inversión y - Los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado El Sistema Económicamente Adaptado es definido por la LCE como “ aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio”. La anualidad de la inversión que forma parte del Costo Total de la Transmisión se calcula multiplicando el monto de la inversión (del Sistema Económicamente Adaptado que corresponde al de la potencia máxima que transporta el Sistema Principal de Transmisión) por el factor de recuperación del capital obtenido con una vida útil de 30 años y una tasa de actualización de 12%14. El valor de la inversión del que se habla en el párrafo anterior, se calcula por medio del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) el que representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes. y aquí entra pues, los costos de inversión en equipos, plantas, etc. gastos financieros, gastos y compensaciones por pago de servidumbres etc. Entonces podemos resumir el Costo Total de Transmisión como sigue: CT = aVNR + OM donde, CT = Costo Total de Transmisión aVNR = anualidad del VNR OM = Costos de Operación y Mantenimiento 14 Esta tasa la establece la LCE en su artículo No 79 41 La compensación se abonará separadamente a través de dos componentes: el Ingreso Tarifario y el Peaje por Conexión: CT = IT + PC donde, CT = Costo Total IT = Ingreso Tarifario PC = Peaje por Conexión El Ingreso Tarifario se calcula en función a la potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus respectivas Tarifas en Barra sin incluir el respectivo peaje. Y este cálculo se hace para cada uno de los tramos que forman parte del Sistema Principal de Transmisión. El Ingreso Tarifario esperado del Sistema Principal de Transmisión será elaborado por el COES y propuesto al OSINERG para los siguientes doce meses y será expresado en doce cuotas iguales y se actualizará de acuerdo con una tasa de actualización del 12% según lo establece la LCE (artículo 79º ). El Peaje por Conexión será obtenido a partir de la diferencia entre el Costo Total de la Transmisión y el Ingreso Tarifario. PC = CT - IT El OSINERG fijará anualmente el Peaje por Conexión y su respectiva fórmula de reajuste (artículo 61º de la LCE), calculando el Costo Total de Transmisión, tomando en cuenta el Ingreso Tarifario esperado el que deberá ser proporcionado por el respectivo COES. El peaje de conexión y su fórmula de reajuste entrarán en vigencia el 1º de mayo de cada año. Respecto a las compensaciones que deben pagarse por el uso de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, la LCE establece que los usuarios de las mismas, sean generadores o clientes finales, abonarán una compensación correspondiente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones, y el pago de dicha compensación se efectuará en doce cuotas iguales. 42 La regulación de precios en la generación está basada en un esquema en el cual se generan pagos por la energía y pagos por potencia la suma de ambos debe cubrir la anualidad de los costos de inversión y los gastos de operación y mantenimiento de los sistemas. La regulación de precios en el segmento de transmisión descansa en un esquema de costos marginales a los que debe agregarse una cantidad (peaje de transmisión) para llegar a cubrir el costo medio del servicio de transmisión. ƒ Precios al usuario final Una vez establecidos los Precios o Tarifas en Barra, se les agrega el VAD para obtener los precios al usuario final. Este VAD se determina cada cuatro años. La última fijación del VAD se realizó para el periodo de Noviembre 2001 – Octubre 200515, habiéndose tenido ya dos fijaciones anteriores, la primera correspondió al periodo Noviembre 1993 – Octubre 199716 y la segunda al periodo Noviembre 1997 – Octubre 200117. VAD se establece para cada concesionario, para cada nivel de tensión (media o baja) y para cada sector de distribución típico establecido por la LCE18. Estos sectores típicos se determinan mediante algunos parámetros como: consumo promedio anual por cliente, potencia instalada en subestaciones de distribución de media tensión, longitud de las redes en media y baja tensión, entre otras19. Los últimos sectores típicos establecidos fueron20: 15 Resolución N° 2120-2001-OS/CD. 16 Resolución N° 010-93 - P/CTE. 17 Resolución N° 101-97-EM/DGE. 18 En la Resolución Directoral N° 005-2001-EM/DGE se establecen los Sectores Típicos de Distribución y Factores de Ponderación para la fijación tarifaria del período noviembre 2001- octubre 2005. 19 CTE (2001). Informe de la Situación de las Tarifas Eléctricas 1993 – 2000. Elaborado por Macroconsult. 20 Es importante mencionar que mediante R.D. 002-2002-EM/DGE se establece que el OSINERG clasifique al Sistema Eléctrico de Villacurí. Este fue establecido dentro del Sector Típico 4. 43 Cuadro 7 Sectores Típicos Sector Descripción Sector 1 Urbano de alta densidad Sector 2 Urbano de media y baja densidad Sector 3 Urbano rural Sector 4 Rural Fuente: CTE Las tarifas calculadas del VAD, para el lapso de 4 años, deben ser ajustadas mediante sus fórmulas de reajuste mensual (Art. 72 LCE) las que consideran las siguientes variables: el Índice de Productos Importados, el Tipo de Cambio, la Tasa Arancelaria para importación de equipo electro mecánico, el Índice de Precios al por Mayor y el Índice de Precio del Cobre e Índice de Precio del Aluminio.21 Por otro lado, para entrar más en detalle, el VAD está formado por tres componentes: a) Costos atribuibles al usuario que representan la facturación y la cobranza. b) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, que son las pérdidas técnicas y comerciales. c) Costos estándares de inversión que se calcula sobre la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del Sistema Económico Adaptado. El VNR representa el costo de renovar las obras y los bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando además: Gastos financieros durante el período de construcción con tasas de interés menores que la tasa de actualización (12%); gastos y compensaciones por el establecimiento de la servidumbre utilizada; y, gastos de estudio y supervisión.22 21 Resolución C.D. 2120-2001-OS/CD. 22 Bonifaz (2001). 44 ƒ Metodología para determinar el VAD de Distribución El proceso de determinación del VAD se inicia con el llamado a consultorías por parte del OSINERG para el cálculo de los costos asociados al VAD, dentro de ellos se encuentra el VNR. Este es calculado para un sistema económicamente adaptado que es una empresa modelo eficiente. Adicionalmente se realizan diversos estudios necesarios como los factores de expansión de pérdidas, los estudios sobre caracterización de la carga, el número de horas de utilización mensual, entre otros. Estos valores hallados son incorporados por el OSINERG en las fórmulas tarifarias para hallar la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los concesionarios considerado un periodo de análisis de 25 años (Art 70 LCE) y evaluando los ingresos, costos de explotación y el VNR. Posteriormente se verifica la rentabilidad del conjunto de empresas por sectores típicos. Si la TIR hallada no difiere de la tasa de actualización de 12% del VAD en más y menos 4%, entonces se aprueba el VAD original. De no ser así, los valores resultantes deberán ser reajustados de modo que se alcance el límite más próximo superior o inferior. Para mayor detalle puede observase el siguiente gráfico que resume la metodología de cálculo del VAD. 45 Gráfico 13 Cálculo del VAD para cada Sector Típico no 8%