Cargos por el Empleo de la Red de Transporte Eléctrico

Los cargos por el uso de la red de transporte son aplicables tanto a los generadores como a las cargas (demandantes) del sistema.

Cargos por el Empleo del Sistema Principal de Transmisión (SPT)

Los generadores y demandantes de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante dos componentes principales:

• El denominado Ingreso Tarifario.
• El Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).

El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada en las barras del sistema.

Dado que el Ingreso Tarifario no siempre cubre el 100% del costo total de transmisión, se determina un cargo complementario: el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).

El Peaje por Conexión representa la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario recaudado.

El Costo Total de Transmisión comprende:

• La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de transmisión.
• Los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes.

Estos costos se reconocen bajo estándares basados en la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.

El Peaje por Conexión Unitario, utilizado para determinar el Precio de la Potencia de Punta en Barra, se calcula como el cociente entre el Peaje por Conexión total y la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.

El Peaje por Conexión correspondiente a cada Transmisor Principal es pagado mensualmente por los generadores, en proporción a su participación en la recaudación total por este concepto, simultáneamente con el abono del Ingreso Tarifario Esperado.

Distribución Eléctrica

Papel del Distribuidor y Traslado de Costos a Tarifas

El distribuidor actúa como intermediario en el suministro de energía a los usuarios finales. Los costos de compra de energía en el mercado mayorista se trasladan a las tarifas reguladas.

Los Precios en Barra que el distribuidor traslada a las tarifas se fijan anualmente, junto con sus fórmulas de actualización. Estas fórmulas incluyen parámetros como:

• Índice de precios al por mayor (IPM).
• Tipo de cambio del dólar estadounidense.
• Tasa de aranceles de productos importados.
• Precio de los combustibles.

La Ley establece que el Precio en Barra regulado, fijado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), no puede diferir en más del diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios resultantes de las Licitaciones de suministro, vigentes al 31 de marzo de cada año.

La Ley N° 28832 (Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica) señala que los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados se calculan como el promedio ponderado de los precios de los siguientes tipos de contratos:

• Contratos sin Licitación: Por cada contrato, los precios son iguales al promedio entre los Precios en Barra vigentes y los precios del respectivo contrato sin licitación.
• Contratos resultantes de Licitaciones: Por cada contrato, los precios son iguales a los precios establecidos en dicho contrato, considerando el régimen de incentivos definido en el artículo 10° de la Ley N° 28832.

Los precios de los contratos provenientes de Licitaciones cuentan con fórmulas de actualización específicas establecidas en los mismos. Los parámetros utilizados son similares a los empleados en las fórmulas de actualización de los Precios en Barra.

Determinación de los Activos del Distribuidor a Remunerar

La remuneración que recibe la empresa distribuidora se denomina Valor Agregado de Distribución (VAD). Este considera los siguientes componentes:

• Costos asociados al usuario: Incluyen cargos fijos mensuales por lectura de medidores, reparto de facturas, facturación y cobranza.
• Pérdidas estándar de distribución: Reconocimiento de las pérdidas técnicas y no técnicas eficientes en las redes de distribución.
• Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación: Calculados por unidad de potencia suministrada, basados en una gestión eficiente.

Remuneración de Costos de Administración, Operación, Mantenimiento y Comercialización

Estos costos se calculan tomando como referencia una empresa modelo eficiente, estructurada según los criterios del sistema económicamente adaptado. Los costos de operación y mantenimiento comprenden los costos de explotación en media y baja tensión, a los que se le agregan los costos indirectos de administración, contabilidad, gerencia y otros servicios generales.

Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones

La revisión tarifaria del VAD se realiza cada cuatro años.

La empresa distribuidora es responsable de contratar los estudios técnicos necesarios para la revisión tarifaria. Estos estudios son supervisados por el regulador (OSINERGMIN), que, paralelamente, elabora un estudio de comprobación.

Posteriormente, OSINERGMIN prepublica la resolución que contiene las nuevas tarifas del VAD y realiza una audiencia pública para sustentar los precios propuestos.

Actores Clave del Mercado Eléctrico Peruano

El Estado (Rol Rector y Normativo)

Representado principalmente por la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Dirección General de Electricidad (DGE)

Es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad.

Objetivos Principales:

• Promover la inversión privada en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.
• Promover, orientar y supervisar las actividades del subsector electricidad.
• Formular la normatividad necesaria que impulse la descentralización paulatina e incentive la competencia en el Subsector.

Funciones Clave:

• Proponer la política del Subsector Electricidad en concordancia con las políticas de desarrollo sectorial.
• Participar en la elaboración y evaluación del Plan Referencial de Electricidad, Plan Referencial de Energía, Plan de Desarrollo de Electricidad y el Plan Sectorial de Desarrollo Energético.
• Promocionar las inversiones y el desarrollo sostenible de la tecnificación en el Subsector Electricidad.
• Proponer y/o expedir, según sea el caso, la normatividad necesaria del Subsector.
• Promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Está a cargo del Director General de Electricidad, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

Direcciones que la conforman:

• Dirección Normativa de Electricidad: Encargada de elaborar, proponer y mantener actualizadas las normas técnicas y directivas que regulan las actividades del Subsector Electricidad, buscando una legislación competitiva que asegure el suministro, promueva inversiones y garantice la seguridad contra el riesgo eléctrico.
• Dirección de Concesiones Eléctricas: Órgano encargado de evaluar, informar, registrar y controlar el otorgamiento de derechos eléctricos (Concesiones, Autorizaciones y Servidumbres) para desarrollar actividades de generación, transmisión y distribución.
• Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica: Responsable de la formulación de estudios y planes requeridos por el subsector, y de promover las inversiones y el desarrollo sostenible. Sus funciones incluyen realizar estudios de planeamiento eléctrico, elaborar inventarios de potencial hidroeléctrico y otros recursos, proponer planes de expansión, fomentar energías renovables y no renovables, y coordinar procedimientos para la optimización de la operación del SEIN.

Otros Actores Relevantes

• Usuarios Libres: Consumidores conectados al SEIN con una máxima demanda anual superior a 2,500 kW. No están sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen y negocian libremente sus contratos de suministro.
• Usuarios Regulados: Consumidores con una máxima demanda anual igual o menor a 200 kW (o entre 200 kW y 2,500 kW que optan por este régimen). Están sujetos a regulación de precios (tarifas fijadas por OSINERGMIN).
• Empresas Eléctricas: Entidades concesionarias o autorizadas que participan en las actividades de:
  • Generación
  • Transmisión
  • Distribución
• Comité de Operación Económica del Sistema (COES): Constituido por las empresas generadoras y transmisoras de un mismo sistema interconectado. Su objetivo principal es coordinar la operación de corto plazo del sistema al mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del suministro.
• Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN): Entidad reguladora y fiscalizadora. Su misión es supervisar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas del subsector eléctrico, fiscalizar la protección del medio ambiente en estas actividades y establecer las tarifas eléctricas reguladas.
• Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI): En el ámbito eléctrico, vela por el cumplimiento de las normas de libre competencia, previene y corrige prácticas anticompetitivas y protege los derechos de los consumidores y empresas.
• Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN): Organismo encargado de promover la inversión privada en el Perú, incluyendo proyectos en el sector energético, con el fin de impulsar la competitividad y el desarrollo sostenible del país.

Marco Normativo Principal

Las actividades del sector eléctrico peruano se rigen, entre otras, por las siguientes normas:

• Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).
• Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE).
• Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.
• Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables.
• Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural (LGER).
• Decreto Supremo Nº 025-2007-EM, Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural (RLGER).
• Ley Nº 26848, Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (LORG).
• Decreto Supremo Nº 019-2010-EM, Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (RLORG).
• Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D.S. N° 020-97-EM).
• Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (Aprobada por R.M. N° 178-2013-MEM/DM y modificatorias).
• Marco general regulatorio del subsector electricidad.

Perspectiva de Oferta y Demanda Eléctrica (Referencia 2013-2017)

Según las proyecciones referenciales para el periodo indicado, se estimaba que al año 2017 la demanda máxima alcanzaría los 7,993 MW. Los márgenes de reserva promedio proyectados indicaban que el abastecimiento para cubrir este crecimiento estaba asegurado.

En el periodo 2013-2017, se esperaba la incorporación de un total de 4,080 MW de nueva oferta de generación. De esta nueva capacidad, 2,040 MW correspondían a centrales hidroeléctricas, lo que permitiría alcanzar una participación hidroeléctrica del 59% en la producción total de energía para el año 2017.

Nota: La información sobre oferta y demanda corresponde a proyecciones realizadas para el periodo 2013-2017 y debe ser considerada como referencial histórica.