01. Contexto país y la industría energética
1.2
Cambios Regulatorios
Chile
El marco regulatorio que norma el sector eléctrico chileno y las operaciones de Colbún, se compone principalmente de la Ley General de Servicios Eléctricos, la Ley de Bases Generales del Medio Ambiente y el Código de Aguas.
Existen siete entidades principales que velan por la aplicación y el cumplimiento de las leyes y normas del sector eléctrico.
Entidades con competencias en el sector energía en Chile
Derechos de aguas / Aprobación de proyectos
Fiscalización
Medición y control del recurso hídrico
Vigilancia del funcionamiento de las organizaciones de usuarios de Agua
Políticas Públicas y Sectoriales
Asesorar al Gobierno
Planificación de largo plazo
Diseño y aplicación de Políticas Públicas y Sectoriales
Asesorar al Gobierno
SEA: Aprobación ambiental
SMA: Vigilar cumplimiento Legal
Supervigilar el cumplimiento legal
Resolución de conflictos
Tarifas
Función regulatoria
Planes de expansión
Coordinación de la operación del sistema
Despacho económico
Monitoreo de la competencia
Políticas Públicas Desarrolladas por el Ministerio de Energía
Desde el punto de vista de las políticas públicas, una de las primeras acciones desarrolladas por el Ministerio de Energía del nuevo gobierno de Sebastian Piñera fue la presentación, en mayo de 2018, de la Ruta Energética 2018-2022, un documento elaborado de manera participativa en la cual el gobierno asumió lo que llamó “11 Mega Compromisos” para el sector eléctrico para dicho periodo.
Estos compromisos incluyen:
1. Levantar un mapa de vulnerabilidad energética del país, identificando a las familias que no cuentan con electricidad y otros servicios energéticos, con miras a acortar las brechas existentes.
2. Modernizar la institucionalidad energética para aumentar la eficacia gubernamental y prestar un mejor servicio a la ciudadanía, en particular de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles y de la Comisión Chilena de Energía Nuclear.
3. Reducir en 25% el tiempo de tramitación ambiental de los proyectos que se acojan al Plan+Energía, respecto a los plazos registrados en los últimos cuatro años.
4. Alcanzar cuatro veces la capacidad actual de generación distribuida renovable de pequeña escala (menor a 300 KW) al 2022.
5. Aumentar en al menos 10 veces el número de vehículos eléctricos que circulan en nuestro país.
6. Modernizar la regulación de la distribución eléctrica mediante un proceso participativo, de manera que se permita recoger las nuevas realidades del sector energético y faciliten su implementación, en forma eficiente y competitiva.
7. Regular los biocombustibles sólidos como la leña y sus derivados, otorgando al Ministerio de Energía las atribuciones necesarias para establecer especificaciones técnicas y el reglamento de aplicación para la comercialización de la leña en zonas urbanas.
8. Establecer un marco regulatorio para la eficiencia energética que genere los incentivos necesarios para promover el uso eficiente de la energía en los sectores de mayor consumo (industria y minería, transporte y edificaciones), y crear una verdadera cultura energética en el país.
9. Iniciar el proceso de descarbonización de la matriz energética a través de la elaboración de un cronograma de retiro o reconversión de centrales a carbón, y la introducción de medidas concretas en electromovilidad.
10. Capacitar a 6.000 operarios, técnicos y profesionales, desarrollando competencias y habilidades en la gestión y uso sostenible de la energía, en el sector eléctrico, de combustibles y de energías renovables, certificando al menos a 3.000.
Posteriormente, el presidente Sebastián Piñera agregó un decimoprimer compromiso, que hace referencia a la Interconexión Regional. De los once compromisos, durante el 2018 destacó el avance en temas relacionados a Eficiencia Energética, Descarbonización y Electromovilidad.
Los reglamentos que han surgido fruto de la Ley de Transmisión han sido elaborados por la CNE y el Ministerio de Energía de manera abierta y participativa, conformando mesas de trabajo con distintas actores e interesados de la industria.
Avances en la Elaboración de Reglamentos
La Ley N°20.936, aprobada en julio del 2016 y conocida también como “Ley de Transmisión”, introdujo cambios estructurales al sector eléctrico chileno. Modificó la regulación aplicable al sistema de transmisión eléctrica y reemplazó a los antiguos Centros de Despacho Económico de Cargas (CDECs) por un organismo independiente llamado “Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional” (CEN), ente encargado de operar el sistema eléctrico chileno.
Estas modificaciones han requerido de un fuerte desarrollo de reglamentos y normas técnicas. Los reglamentos que han surgido fruto de la Ley de Transmisión han sido elaborados por la CNE y el Ministerio de Energía de manera abierta y participativa, conformando mesas de trabajo con distintas actores e interesados de la industria. Los resultados y temas abordados en estas mesas fueron de libre acceso. Además, cada reglamento ha contado con instancias de Consulta Pública. Colbún ha participado activamente de todos estos procesos.
A continuación, se detallan los principales hitos regulatorios asociados a los reglamentos vinculados a la Ley de Transmisión.
Los planteamientos de Colbún apuntaron a que los Servicios Complementarios fuesen reconocidos e incentivados como parte indispensable de la operación segura del sistema, en especial ante escenarios de alta incorporación de energías renovables eólicas y solares.
Reglamento de Coordinación y Operación de Sistema Eléctrico Nacional
Con la Ley de Transmisión se le entregaron nuevas atribuciones al Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (CEN), destacando el monitoreo de la competencia, medición del desempeño del sistema, la mantención de un sistema de información pública y la coordinación de intercambios internacionales de energía. Junto a ello, se estipuló la necesidad de dictar un Reglamento de Coordinación y Operación de Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el cual establece las condiciones de la coordinación y operación del mismo, así como de los derechos y deberes de los entes sujetos a coordinación, bajo los principios de seguridad, operación económica y garantizando el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión. Si bien este reglamento comenzó su elaboración durante el 2017, fue retirado de Contraloría General de la República durante el 2018, quedando en este estado al cierre del año.
Reglamento de Calificación, Valorización, Tarificación y Remuneración de las Instalaciones de Transmisión
En este reglamento se consolidan varias resoluciones exentas de la CNE que venían regulando de manera transitoria el sector de Transmisión. Dentro de los temas que toca se encuentran; (i) procesos cuatrienales como lo son la calificación de instalaciones de transmisión para determinar si las instalaciones son Nacionales, Zonales, Dedicadas o de Polos de Desarrollo, (ii) el proceso de tarificación de instalaciones de transmisión, que incluye la determinación de la vida útil y la tasa de descuento claves para el proceso de valorización, (iii) definición de las reglas para las bases del proceso de valorización, y quienes las costean, y (iv) determinación de cómo se remunera la transmisión y cómo se compensará a los generadores que inyectan o retiran energía que se vean perjudicados por congestiones producto al atraso de puesta en servicio de instalaciones de transmisión. Tras la conformación de mesas de trabajo por parte de la autoridad para elaborar este reglamento, en 2018 la CNE publicó una versión preliminar de dicho reglamento, el cual fue sometido a consulta pública a fines de año. Se espera que para los primeros meses de 2019 entre a Contraloría General de la República.
Reglamento de Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión
Este reglamento comenzó a ser elaborado en 2017 a partir de la conformación de mesas de trabajo en las cuales Colbún participó activamente. Durante 2018, la CNE elaboró una versión preliminar del reglamento, finalizando el año en consulta pública. En este documento se aborda el acceso a las instalaciones ya que, con la nueva Ley de Transmisión, se otorgó acceso abierto a la totalidad de las instalaciones de transmisión, con la condición de que exista capacidad disponible en el caso de instalaciones de transmisión dedicadas. Además, este reglamento aborda el tratamiento de la planificación de la transmisión, licitación y remuneración de obras de expansión y sistemas de interconexión internacional.
Reglamento de Servicios Complementarios
Se entiende por servicios complementarios aquellos servicios o productos que permitan entregar un suministro seguro y continuo de energía. Entre los cambios introducidos en la Ley N° 20.936 en materia de Servicios Complementarios, destaca el de la responsabilidad de pago de las nuevas instalaciones requeridas para prestar servicios complementarios a los usuarios finales. Se facultó así al Coordinador y a la CNE para introducir nuevos servicios cuando estimen que son necesarios. Los detalles de aplicación de estos y otros cambios quedaron sujetos al nuevo Reglamento de Servicios Complementarios, para el cual la Comisión formó una mesa de trabajo durante el 2017 con distintos actores de la industria. En esta instancia, los planteamientos de Colbún apuntaron a que los Servicios Complementarios fuesen reconocidos e incentivados como parte indispensable de la operación segura del sistema, en especial ante escenarios de alta incorporación de energías renovables eólicas y solares. En 2017 el nuevo reglamento fue discutido, redactado, pasó por Consulta Pública y finalizó el año en la Contraloría General de la República. Durante el 2018, el reglamento fue retirado de Contraloría por el Ministerio de Energía.
Este último anunció a fines de 2018 un proyecto de ley de flexibilidad, que buscaría precisamente dotar al sistema eléctrico de los incentivos para una mayor flexibilidad que permita incorporar de manera segura las renovables, que es también el objetivo final de los Servicios Complementarios.
Procesos de Planificación y Calificación de Instalaciones
La nueva Ley de Transmisión también consideró cambios asociados a los procesos de planificación de la trasmisión y calificación de instalaciones.
Planificación de la Transmisión
Durante 2018 finalizó el proceso de elaboración del Plan de Expansión Anual de la Transmisión 2017. Dicho proceso tuvo observaciones por parte del sector eléctrico y por los grandes consumidores de energía, por el hecho de incorporar un sistema de almacenamiento y una línea HVDC de aproximadamente 3.000 km. La CNE decidió eliminar del plan de expansión final los almacenadores e hizo pequeñas modificaciones a la línea HVDC. Ambos proyectos fueron llevados al Panel de Expertos, debido a una petición de reincorporar los almacenadores y de eliminar la línea HVDC. El Panel terminó descartando ambos proyectos, el primero por falta de discusión y legislación respecto a cómo deben operar en el sistema, y el segundo debido a que no se encontró perjuicio de atrasar el proyecto en un año e incorporar este mismo con algunas modificaciones en el Plan de Expansión 2018 con un costo menor.
Durante el 2018, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) realizó una propuesta para el Plan de Expansión Anual de la Transmisión 2018, lo que posteriormente es validado por la CNE.
A mediados de noviembre fue publicado el Informe Técnico Preliminar, y observado por los interesados a fines de ese mismo mes. Cabe señalar que en este Plan de Expansión no hubo discrepancias en relación a la línea HVDC y no fue incorporado ningún sistema de almacenamiento. El Informe Técnico Final se evacuó en enero de 2019.
Calificación de Instalaciones Proceso 2020-2023
Durante el 2018 se llevó a cabo el Proceso de Calificación de Instalaciones de Transmisión, que tiene por objetivo calificar los elementos de transmisión, ya sean líneas o subestaciones, como parte del sistema Nacional, Zonal, Dedicado o de Polos de Desarrollo. Este nuevo proceso, definido en la Ley de Transmisión, contempló un cambio en el criterio histórico de clasificación, dando como resultado varias modificaciones en la calificación. Ante esta situación, la CNE determinó que todas las líneas y subestaciones del Decreto 23T serían pertenecientes al sistema Nacional.
Por otro lado, mientras el Informe Final de Calificaciones de Instalaciones de Transmisión se encontraba en el Panel de Expertos, la CNE dio cuenta de varios errores metodológicos, decidiendo invalidar el proceso. En octubre de 2018, fue reiniciado el Proceso de Calificación, cuando la CNE publicó un nuevo Informe Técnico Preliminar. El Informe Final de este proceso también fue llevado a Panel de Expertos a fines del 2018.
Trabajo Anual Normativo de la CNE
Desde fines de 2016 y según lo estipulado por la Ley de Transmisión Eléctrica, la Comisión Nacional de Energía anualmente debe establecer un Plan de Trabajo, mediante resolución exenta, que permita proponer, facilitar y coordinar el desarrollo de las normas técnicas. Este trabajo normativo debe realizarse mediante un proceso público y participativo, el que podrá iniciarse de oficio por la Comisión o a solicitud del Coordinador, los coordinados o cualquier otro organismo o institución con participación o interés en el sector eléctrico.
Dentro del Plan de Trabajo de la CNE para el 2018, se encontraron las siguientes normativas:
• Norma Técnica de Sistemas Medianos
• Proceso Modificación Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio
• Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión
• Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de Equipamiento de Generación en Baja Tensión
• Anexo Técnico de Sistemas de Medición, Control y Monitoreo de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución
• Proceso de Elaboración Anexo Técnico Diseño de Instalaciones
• Norma Técnica de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional
• Norma Técnica de Servicios Complementarios
• Norma Técnica para la programación y coordinación de la operación de las unidades que utilicen Gas Natural Regasificado
Si bien varias de estas normas se heredan del Plan de Trabajo establecido para el año 2017, durante el 2018 se llevaron a cabo gran parte de las mesas para la elaboración de estas normas, mesas cuyo trabajo continúa en 2019. Todos estos procesos normativos parten con la creación de un Comité Consultivo, de los cuales Colbún ha participado de manera directa o a través de asociaciones gremiales.
Proyectos de Ley
En el Congreso Nacional existen dos proyectos de ley relevantes para la industria eléctrica.
Ley de Eficiencia Energética
Este proyecto de ley, que durante el 2018 estuvo en discusión en el Congreso, tiene por objetivo promover el uso racional y eficiente de los recursos energéticos, fomentando mejoras en la productividad y competitividad, mejorando la calidad de vida, y contribuyendo con el desarrollo sostenible del país. Como novedad, destaca que el Ministerio de Energía, cada 5 años, deberá elaborar un Plan Nacional de Eficiencia Energética que deberá incluir las metas y objetivos para el periodo, acciones específicas de Eficiencia Energética a implementar y mecanismos de medición y verificación de avances. Este Plan deberá ser sometido al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad.
Además, el proyecto de Ley establece que las empresas que hayan tenido consumos ≥ 50 Tcal, deberán reportar anualmente al Ministerio de Energía sus consumos por uso de energía y su intensidad energética. Con esto, el Ministerio fijará un listado de consumidores que serán catalogados como “Consumidores con Capacidad de Gestión de Energía” (CCGE) y que incluirá a aquellas empresas con consumos de energía para uso final sobre 100 Tcal ó aquellas que tengan en al menos una instalación de consumo energético para uso final ≥ 50 Tcal. Los CCGE deberán enviar anualmente, al Ministerio y a la SEC, un informe con sus consumos de energía para uso final, oportunidades detectadas y acciones de eficiencia energética realizadas y proyectadas.
Proyecto de Ley de Reforma al SEIA
Este proyecto de ley, elaborado por el Ministerio de Medioambiente, ingresó a mediados de año al Congreso, y entre sus objetivos declarados están: (i) el fortalecimiento del SEIA como instrumento de protección ambiental; (ii) aumentar las instancias de Participación Ciudadana; (iii) otorgar certeza jurídica y elevación de estándares de calidad y optimización de tiempo; y (iv) fortalecer la participación regional.
Entre sus principales propuestas, el proyecto plantea eliminar el Consejo de Ministros, establece un proceso participación ciudadana anticipada no vinculante, y crear tres comisiones macrozonales para realizar la calificación de los proyectos, compuestos por un miembro designado por el Presidente de la República, el director macrozonal SEA, el intendente de la región donde se ejecutaría el proyecto, los seremis de Economía y Medio Ambiente correspondientes, un profesional del área de las Ciencias y un profesional del área del Derecho.
Agenda legislativa: lo que podría traer el 2019
Existen tres proyectos de ley anunciados por el gobierno –pero aún no presentados-, que podrían darse a conocer en 2019 y cuyo efecto en el mercado eléctrico serían relevantes.
Desde el año 2016, las instituciones públicas del sector eléctrico y los actores relevantes del sistema han estado elaborado un diagnóstico de la distribución eléctrica chilena, el único sector que no ha sido objeto de una reforma importante en los últimos años. Todo ello, con miras a crear un nuevo marco regulatorio que permita actualizar dicho sector.
Es así como durante el 2018 se finalizaron las mesas de diagnóstico y el Ministerio de Energía anunció que durante el 2019 retomará la discusión, instancia donde la Compañía espera seguir contribuyendo al debate. En este contexto, se valora el avance logrado hasta ahora en identificar las oportunidades que existen para hacer más competitivo el sector eléctrico a partir de ajustes en la normativa de distribución.
Si bien no corresponde directamente al diagnóstico realizado por el Ministerio de Energía, en Colbún destacamos como un hito relevante la publicación que hizo el Coordinador -en abril de 2018- de la lista de todos los clientes con tarifa reguladas que cumplen las condiciones legales para ser clientes libres. Por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, las empresas distribuidoras deben enviar mensualmente este listado actualizado al Coordinador y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, evento que fue propuesto por Colbún en la Consulta Pública de dicha norma en 2017. Sin duda este tipo de medidas ayuda a crear mejores condiciones de competencia y transparencia al sector.
Sin embargo, creemos que aún existen espacios de mejora, tales como eliminar algunas asimetrías de información que aún subsisten y establecer regulaciones que aseguren que la calidad de servicio para clientes libres dentro de una zona de concesión de una distribuidora sean las mismas si este es suministrado por un generador o por la distribuidora.
En definitiva, se trata de que cada consumidor que quiere y puede contratar su energía como cliente libre lo haga sin restricciones o limitaciones, estimulando así una mejor competencia.
El Ministerio de Energía anunció en octubre de 2018 la elaboración de una ley que abordará la flexibilidad requerida por el sistema eléctrico chileno para que éste continúe operando de forma segura y eficiente en el contexto de la creciente participación de las energías renovables de fuente variable, como la solar y eólica.
Si bien el Ministerio no ha dado a conocer su agenda de discusión, se espera que aborden temas relacionados con la alta penetración de energías renovables, el esfuerzo sistémico que debe existir para soportarlas de manera segura y eficiente, y la asignación del costo que estos esfuerzos sistémicos impondrán al mercado.
Desde la perspectiva de Colbún –y tal como lo hemos planteado públicamente- la regulación debe cautelar que la expansión del sistema –liderada por las energías renovables de fuente variable- se realice preservando los principios de seguridad y eficiencia que han caracterizado su desarrollo, lo cual implica tener señales de precio que eviten las distorsiones y reconozcan uno de los principales atributos que deberá tener el sistema eléctrico a futuro: mayor flexibilidad. Se necesita, en definitiva, un diseño adecuado para tener la capacidad de respaldo que acompañe la variabilidad de las energías renovables intermitentes, lo cual creemos hoy no está bien resuelto. Esto no es un problema que, por ahora, ponga en riesgo la calidad y seguridad de suministro, pero lo será en la medida que las renovables mencionadas aumenten su participación en la matriz de generación.
Otro de los puntos anunciados por la autoridad es el inicio de la discusión para la realización de mejoras a la Ley de Transmisión del 2016. Si bien no se conoce la agenda en detalle, la autoridad sí ha dado a conocer las áreas de perfeccionamiento involucradas, siendo éstas el acceso abierto, el uso eficiente de las instalaciones con fines diversos y la necesidad de soluciones flexibles y eficientes de transmisión.
Colbún opera una sola central de las 28 en base a carbón que existen en el sistema, siendo por lo demás una de las más nuevas y eficientes, con un muy buen estándar ambiental.
Mesa de Descarbonización
En enero de 2018 las empresas eléctricas que poseen centrales térmicas en base a carbón en Chile suscribieron un acuerdo voluntario con el Ministerio de Energía y el Ministerio de Medio Ambiente para no iniciar nuevos desarrollos de proyectos de ese tipo que no cuenten con sistemas de captura y almacenamiento de carbono u otras tecnologías equivalentes a partir de esta fecha.
Además, como parte del acuerdo se anunció la creación de un grupo de trabajo para que analizara, en el contexto de los objetivos de la Política Energética 2050, los elementos tecnológicos, ambientales, sociales, económicos, de seguridad y de suficiencia de cada planta y del sistema eléctrico en su conjunto, entre otros, que permita establecer un cronograma y las condiciones para el cese programado y gradual de la operación de centrales a carbón que no cuenten con sistemas de captura referidos.
En consecuencia, durante el 2018 el nuevo gobierno impulsó la constitución de una mesa de trabajo –conocida como la Mesa de Descarbonización- en donde a lo largo de distintas sesiones mensuales se abordaron los siguientes temas: (i) Experiencias internacionales, (ii) Impactos de la descarbonización en el Sistema Eléctrico, (iii) Variables ambientales, (iv) Alternativas tecnológicas y (v) Impactos económicos y sociales de la descarbonización.
En estas instancias de discusión participaron las empresas eléctricas que suscribieron el acuerdo –entre ellas Colbún-, el Coordinador Eléctrico Nacional, consultoras en materia de energía y medioambiente, municipios, expertos del sector y ONGs, entre otros.
Terminada la instancia de discusión de los grupos de trabajo el 2018, para el 2019 el Ministerio buscará identificar con cada generador un cronograma de cierre de las centrales a carbón y las condiciones que son necesarias para que dicho proceso se realice sin comprometer la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico.
En esa perspectiva es importe señalar que Colbún opera una sola central de las 28 centrales a carbón que existen en el sistema, siendo por lo demás una de las más nuevas y eficientes, con un muy alto estándar ambiental. Dicho lo anterior, la Compañía tendrá un rol colaborativo en este proceso, entendiendo que este será gradual, que deben preservarse la seguridad y competitividad del sistema y que existen contratos involucrados.
Cambios al Código de Aguas
Desde el año 2011 que se tramita en el Congreso un proyecto de ley que reforma al Código de Aguas. En 2016 fue aprobado el primer trámite constitucional por la Cámara de Diputados, un primer texto que incorporaba cambios estructurales a la forma en que se regulan las aguas hoy en Chile, entre los que destacaban el establecimiento de un carácter temporal para el otorgamiento de derechos de aguas, la extinción de derechos por diversas causales, principalmente por no uso de los mismos, así como la fijación de un caudal ecológico retroactivo para algunos de los derechos ya otorgados, entre otras materias.
Durante el año 2018, sin embargo, el nuevo gobierno trabajó en este proyecto, enviando en enero de 2019 una indicación sustitutiva al proyecto de ley, que se encuentra en segundo trámite constitucional. Estas indicaciones significan un importante cambio al texto aprobado en la primera etapa, toda vez que elimina los conceptos de caducidad y extinción, dando mayor certeza jurídica a los derechos, a la vez que incrementa el pago de patentes por no uso, buscando evitar la especulación. Incorpora mayores atribuciones a las organizaciones de usuarios de aguas, e incluye herramientas orientadas a resguardar la prioridad en el consumo humano y la gestión sustentable del recurso hídrico, ante un evidente escenario de cambio climático.
Otra reforma al Código de Aguas, que se tramitó en paralelo a la mencionada más arriba, es la que rige las aguas en materia de fiscalización y sanciones. Esta Ley fue promulgada y entró en vigencia el 27 de enero de 2018, y sus principales cambios dicen relación con un fortalecimiento de las facultades de fiscalización de la Dirección General de Aguas, aumento del poder sancionatorio incrementando las multas actuales y tipificando con mayor detalle sus causales, y una mayor transparencia de la información en relación a las extracciones efectivas que realicen los titulares de derechos de aprovechamiento de aguas. Incorporó también modificaciones al Código Penal, ampliando la pena por usurpación de aguas e incluyendo a las aguas subterráneas.
Es importante resguardar que los cambios no afecten negativamente la inversión en el desarrollo de la hidroelectricidad en Chile y, en consecuencia, la materialización de la Política Energética (PEN 2050), la cual establece explícitamente que la hidroelectricidad con capacidad de regulación es muy importante para habilitar una mayor penetración de fuentes variables (energía solar y eólica), agregando flexibilidad y minimizando emisiones y costos económicos.
Es importante enfatizar que la hidroelectricidad hace un uso no consuntivo del agua, es decir, no la consume, sino que la utiliza y devuelve a su cauce natural para que posteriormente sea aprovechada para otros usos industriales, agrícolas, turísticos y consumo humano, entre otros.
Perú
El sector eléctrico peruano cuenta con un marco regulatorio vigente desde 1992. Esto ha propiciado un aumento notorio en la generación de energía, con un crecimiento compuesto de 9,4% en la capacidad instalada entre los años 2008 y 2018.
La organización del sector eléctrico permite a sus agentes participar en la regulación y promoción de éste con la finalidad de alcanzar los objetivos de la política energética y obtener acuerdos concertados para promover la sinergia entre los derechos de las empresas eléctricas a realizar actividades y negocios, los derechos del usuario final por un buen servicio y la protección del medio ambiente.
5,6%
Fue el crecimiento anual compuesto de la capacidad instalada de generación en Perú entre 2008 y 2018.
Entidades con competencias en el sector energía en Perú
Políticas Sectoriales
Títulos habitacionales
Normativa
Plan de transmisión y procedimientos de SEIN
Coordinación de la operación del SEIN
Despacho económico
Tarifas
Función normativa fiscalización
Solución de controversias
Atención reclamos
Derechos de aguas / Aprobación de proyectos
Fiscalización
Medición y control del recurso hídrico
Vigilancia del funcionamiento de las organizaciones de usuarios de Agua
Cumplimiento de legislación
Supervisión
Intervenciones del Estado y Distorsiones de Mercado
La principal reforma que proponía la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) del año 1992 apuntaba a delegar el desarrollo de la industria eléctrica, al menos en parte, a las fuerzas del mercado, limitando la intervención del Estado a un rol regulador y empresarial subsidiario.
Esta premisa implicaba de manera puntual que las inversiones, en particular las de generación eléctrica, debían guiarse por una señal de precios resultante del libre juego de la oferta y demanda eléctrica. Como corolario, lo anterior implicaba también que el inversionista privado en generación debía asumir el riesgo de demanda (precio y/o volumen).
Las últimas intervenciones del Estado, sin embargo, promovieron el ingreso de centrales de generación mediante mecanismos de mercado (licitaciones o subastas) pero aislando al inversionista del riesgo de demanda. Si bien esto ha reducido el riesgo de problemas por déficit de generación, al tener el sistema un mayor margen de reserva, esto se ha logrado a un mayor costo para los usuarios.
Estas intervenciones originaron que un alto porcentaje de la generación tuviera demanda garantizada por licitaciones de largo plazo convocadas por las empresas de distribución (Ley N° 28.832) y/o por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSION) por encargo del Ministerio de Energía y Minas, lo que produce una transferencia de riesgo de demanda desde el generador a la propia demanda, creando diferentes regímenes remunerativos y regulatorios en cada contrato.
Dentro de estos aspectos se identifican
tres problemas principales:
1. Sobrecontratación de las Empresas Distribuidoras
En los últimos años, la oferta de generación eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se ha incrementado de manera importante, mientras que la demanda no ha crecido con las tasas proyectadas en los procesos de Licitación desarrollados al amparo de la Ley N° 28.832. Además, se ha visto una importante migración de clientes regulados a libres. Esto ha generado la sobrecontratación por parte de las empresas de Distribución. Por esta razón es que el Ministerio de Energía y Minería (MINEM), mediante el DS N° 022-2018-EM (modificada por DS N° 026-2018-EM) activa un procedimiento para que a partir de la publicación de este decreto (05/09/2018) hasta el 31 de diciembre de 2018, deje a las generadoras renegociar sus contratos con las distribuidoras en todos los aspectos para poder solucionar el problema de la sobrecontratación.
El MINEM, para evitar tratos abusivos o discriminatorios, el 26 de diciembre de 2018 emitió la Resolución Ministerial N°509-2018-MEM/DM, definiendo que los descuentos en potencia firme y los traslados de Potencia Contratada que sean acordados entre los generadores y las distribuidoras, tengan las mismas condiciones.
Así, Fenix modificó sus contratos con distribuidoras mediante un mecanismo en donde Fénix extiende el contrato con ellas, y toda la energía que no se consumió respecto al contrato original se abonará en forma de nota de crédito o una compra de opción futura en el periodo en que se extendió el contrato.
2. Declaración del precio del gas
Por otro lado, a la fecha, la regulación eléctrica peruana mantiene la excepción establecida mediante el Decreto Supremo N° 016-2000- EM del año 2000, por la cual las unidades de generación con gas natural están facultadas a declarar sus costos variables y no a presentarlos auditados como sucede para otros tipos de generación. Cabe señalar que esta norma se puede entender dentro del marco de promoción de la industria del gas natural, inicialmente impulsada con la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural aprobada por Ley N° 27.133 y su Reglamento, aprobado por el Decreto Supremo N° 040-99- EM. Sin embargo, a la fecha, cuando el gas ya involucra casi el 50% de la matriz, se trata de una norma que involucra planificación sectorial programática, no compatible con los principios establecidos en la LCE.
Más allá de lo cuestionable que puede resultar el tratamiento diferenciado de la generación para el despacho, el hecho que se dé libertad a solo un grupo de empresas con una tecnología determinada (gas natural) para ofertar un precio, en vez de sustentar sus costos, abre la posibilidad de que éstas puedan ofertar precios que estén por encima o por debajo del costo variable real de generación. Esto a su vez puede crear presiones al alza o a la baja del costo marginal según las posiciones comerciales de estas empresas, que a su vez responden a la estructura y regulación del mercado de gas natural (independientemente del mercado eléctrico).
2. Declaración del precio del gas
Durante el 2017 la normativa asociada a la sub declaración de precios fue modificada hasta en tres oportunidades, estableciéndose finalmente a fines de dicho año un precio mínimo para cada empresa con vigencia inicial de seis meses, y que debía concluir en el primer semestre de 2018. Sin embargo, durante el año el gobierno amplió la vigencia del decreto respectivo por otros 12 meses. El Ministerio aún trabaja una alternativa regulatoria que resuelva las distorsiones generadas por este mecanismo.
Adicionalmente, debido al incentivo que se les dio a los generadores RER, en donde la demanda paga a través de un cargo único la diferencia entre los costos marginales y el precio ofertado del adjudicatario en la licitación RER, es que los consumidores finales han visto incrementadas sus tarifas de consumo eléctrico.
Por todo esto el 12 de enero de 2018 se ingresó al Congreso un proyecto de ley denominado “Ley que restablece eficiencia en generación y precios de electricidad garantizando tarifa justa para el usuario”. Este proyecto busca eliminar la declaración de precios del gas a partir de julio de 2019.
Paralelamente, otro congresista presentó un proyecto de ley llamado “Ley que establece veracidad y transparencia en la generación de electricidad garantizando la corrección en las tarifas y promocionando la inversión e innovación tecnológica en el sector de energía”. Este proyecto establece que parte de la reducción de costos que verá la demanda se utilice para compensar el gas no utilizado por las empresas generadoras.
A fines de 2018 se aprobó en la Comisión de Energía y Minas del Congreso del Perú una propuesta para unificar estos dos proyectos de ley.
3. Migración de clientes Regulados a Libres
Debido a los dos puntos anteriores, dado que los usuarios regulados están sujetos a los contratos resultantes de los procesos de licitaciones, ha surgido una diferencia en el precio relativo de la energía que paga un usuario regulado versus el valor que cancela un usuario libre, incentivando esto a que los usuarios regulados que tengan la opción de cambiar su condición a usuarios libres lo hagan buscando aprovechar los menores precios que le ofrece el mercado de los clientes libres. El “éxodo” de los usuarios optativos a libres, está dejando a las empresas de distribución sobre contratadas con los generadores en el corto plazo, mientras que, en un mediano plazo, cuando estos usuarios quieran regresar a su condición de usuarios regulados, las empresas distribuidoras probablemente estarían sin contratos con los generadores para darle el suministro eléctrico.
7,7%
Fue la participación de mercado de Fenix en la generación eléctrica del sistema peruano en 2018.
