D 2: ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E ... - ec.europa.eu Reglamento de Despacho y Operación del Sistema...

Proyecto DOSBE

ACTIVIDAD 2: ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL

D 2: ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL Y REVISIÓN DE EXPERIENCIAS

Autor/es: Brisa Ortiz (Fraunhofer -Instituto de Energía Solar ISE); Santiago González, Patrick López (Corena); Oliver Marcelo, Javier Coello (Soluciones Prácticas);

Colaborador/es: Santiago Sánchez (ENERPRO); Ismael Aragón, (Servicios de Ingeniería y Estudios Especiales S.A. SIEE); Pol Arranz (Trama Tecnoambiental TTA)

Versión nº 1 Fecha: 30/06/2007




Nombre y organización del responsable de este producto:

Brisa Ortiz - Fraunhofer -Institut für Solare Energiesysteme ISE

Nivel de distribución: Público

Proyecto EIE-O6-255 COOPENER

Acrónimo DOSBE

Título

DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ (“Development of Electricity Service Operators for Poverty Alleviation in Ecuador and Peru”)

Fecha de iniciación del Proyecto:

Enero de 2007

Duración: 24 meses

Nombre y organización del coordinador:

Pol Arranz Piera Trama Tecnoambiental

Website: www.dosbe.org

Descargo de responsabilidad El contenido de este documento solo compromete a sus autores. La Comisión Europea no es responsable de la utilización que se podrá dar a la información que figura en el mismo.

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D2: Estudio del marco legal e institucional y revisión de experiencias 2

INDICE

1 CONCEPTO DEL PROYECTO DOSBE .......................................................... 8 2 OBJETIVOS ............................................................................................. 8 3 WORK PACKAGE 2: ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL ..... 10 4 ECUADOR .............................................................................................. 11

4.1 INTRODUCCIÓN .....................................................................................11 4.2 EL SECTOR ELÉCTRICO EN ECUADOR ............................................................13

4.2.1 Actores principales y funciones .....................................................13 4.2.2 Mapas del sector.........................................................................17

4.3 MARCO REGULATORIO .............................................................................19 4.3.1 Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE)....................................19 4.3.2 Reglamento de la LRSE................................................................19 4.3.3 Reglamento para la Administración del FERUM ................................19 4.3.4 Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI)................................................................................19 4.3.5 Regulación No. 002/05 del CONELEC. Procedimientos para presentar, calificar y priorizar los proyectos del FERUM.................................................20 4.3.6 Regulación 009/06. Precio regulado para generación con fuentes renovables (Feed-in-Tariff)........................................................................21

4.4 SUBSIDIO A LA INVERSIÓN INICIAL...............................................................22 4.5 MARCO MEDIOAMBIENTAL - ACCIONES CON EL MDL ..........................................23 4.6 EL NUEVO GOBIERNO Y EL SECTOR ELÉCTRICO .................................................24

4.6.1 Proyectos ..................................................................................24 4.6.2 Políticas ....................................................................................24

4.7 ANÁLISIS DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL EN ECUADOR.......................................27 4.7.1 Actores principales y funciones .....................................................27 4.7.2 Nuevos Programas de Electrificación Rural, Gobierno 2007 ...............31

4.8 ANÁLISIS PARA LA CREACIÓN DE OPERADORES LOCALES ......................................32 4.8.1 Marco institucional ......................................................................32 4.8.2 Diagrama de flujo .......................................................................33 4.8.3 Diagrama de Flujo par proyectos de Electrificación Rural ..................34 4.8.4 Concesiones...............................................................................37 4.8.5 Financiamiento...........................................................................37 4.8.6 Análisis FODA Fuerzas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas........38 4.8.7 Modelos de servicio eléctrico descentralizado encontrados en Ecuador41

4.9 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO EN ECUADOR .....................................................45

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5 PERÚ..................................................................................................... 47 5.1 INTRODUCCIÓN .....................................................................................47 5.2 DESARROLLO HISTÓRICO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN EL PERÚ................................48 5.3 EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL PERÚ ...............................................................52

5.3.1 Actores principales y funciones .....................................................52 5.3.2 Otros actores relevantes ..............................................................59

5.4 MARCO REGULATORIO .............................................................................62 5.4.1 Marco legal del Sector Eléctrico.....................................................62 5.4.2 Marco legal especifico del sector eléctrico rural ...............................64 5.4.3 Procedimiento de fijación de tarifas reguladas.................................68

5.5 SUBSIDIO A LA OPERACIÓN........................................................................68 5.6 MARCO MEDIOAMBIENTAL .........................................................................69

5.6.1 Fondo Nacional del Ambiente........................................................69 5.6.2 Mecanismo de Desarrollo Limpio - FONAM ......................................70

5.7 MARCO INTERNACIONAL ...........................................................................71 5.7.1 Banco mundial (BM) y Global Environment Facility (GEF)..................71 5.7.2 PNUD y Global Environment Facility (GEF)......................................71

5.8 ANÁLISIS DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL EN EL PERÚ.........................................72 5.8.1 Situación de la Infraestructura......................................................72 5.8.2 Plan Nacional de Electrificación Rural - PNER...................................77

5.9 ANÁLISIS PARA LA CREACIÓN DE OPERADORES LOCALES.......................................78 5.9.1 Organigrama..............................................................................78 5.9.2 Mapa del Sector Eléctrico .............................................................79 5.9.3 Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificaión .....80 5.9.4 Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificación por parte de las comunidades rurales ...............................................................81 5.9.5 Análisis FODA Fuerzas Oportunidades, Debilidades y Amenazas.........81 5.9.6 Modelos de servicio eléctrico descentralizado encontrados en Perú.....85

5.10 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO EN EL PERÚ.......................................................87 6 BIBLIOGRAFÍA...................................................................................... 90 7 ANEXOS ................................................................................................ 91

I. ANEXO I: PLIEGO TARIFARIO (ECUADOR) .......................................................91 II. ANEXO II: CARGOS TARIFARIOS VIGENTES 2007 (ECUADOR).............................100 III. ANEXO III: CENSO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL 2005 (ECUADOR).......................104 IV. ANEXO IV: PLIEGO TARIFARIO Y CARGOS TARIFARIOS VIGENTES 2007 (PERÚ).........109

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INDICE DE FIGURAS Figura 1: Diagrama de flujo del plan de trabajo

Figura 2: Mapa de la República de Ecuador

Figura 3: Población de las 22 provincias de Ecuador

Figura 4: Organigrama del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable

Figura 5: Mapa del sistema nacional de generación y transmisión eléctrica en Ecuador

Figura 6: Mapa de las áreas de concesión (territorial) a las empresas distribuidoras en Ecuador

Figura 7: Mapa de la cobertura eléctrica (división parroquial) en Ecuador en el año 2001

Figura 8: Aporte del FERUM para las diferentes tecnologías según la Regulación No. 002/05 del CONELEC

Figura 9: Propuesta de modificación a la Regulación No. 002/05 por parte del CONELEC

Figura 10: Feed-in-Tariff para la generación con fuentes renovables en el continente y en las islas Galápagos

Figura 11: Proyectos en los que aplicarían las tarifas de la Regulación 009/06

Figura 12: Evolución de los recursos del FERUM 1998 - 2007

Figura 13: Asignación de los recursos del FERUM

Figura 14: El usuario como centro de la política energética

Figura 15: Participación en el total de los subsidios 2007 en Millones de USD

Figura 16: Los Agentes, sus roles definidos y realmente ejecutados

Figura 17: Diagrama de flujo del Sector Eléctrico Nacional de Ecuador

Figura 18: Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificación

Figura 19: Mapa de la República del Perú

Figura 20: Esquema de interacción del FONER (Empresas eléctricas distribuidoras, municipales, y otras)

Figura 21: Desempeño de las Empresas FONAFE (en miles de USD)

Figura 22: Ponderación del Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión publicado por el OSINERGIM para el año 2006

Figura 23: Coeficiente de Electrificación Nacional C.E. (en porcentaje)

Figura 24: Cobertura 2001 versus 2005, Coeficiente de Electrificación Departamental C.E. (en porcentaje)

Figura 25: Balance Oferta y Demanda (población beneficiada y no atendida respectivamente) en el periodo 2005 - 2010

Figura 26: Organigrama del Sector Energético nacional del Perú

Figura 27: Mapa de los actores gubernamentales para la Electrificación Rural


Figura 29: Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos por parte de las comunidades rurales

Figura 30: Modelos de servicio de operadores eléctricos actualmente encontrados en el Perú, de acuerdo a la propiedad de los activos y a la gestión & operación

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ABREVIACIONES

ADINELSA Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A.

AND Autoridad Nacional Designada

AID Agencia para el Desarrollo Internacional (por sus siglas en inglés)

Art. artículo

BID Banco Interamericano de Desarrollo

BM Banco Mundial

CATEG-D CORPORACION PARA LA ADMINISTRACION TEMPORAL ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL”, Servicio de Distribución

C.E. Coeficiente de Electrificación

CENACE Centro Nacional de Control de Electricidad

CEPRI Comité Especial de Privatización

CER-UNI Centro de energías Renovables y Uso Racional de Energía de la Universidad Nacional de Ingeniería

CND Consejo Nacional de Descentralización

CO2 dióxido de carbono

COES Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

CODENPE Consejo de Desarrollo de los Pueblos y Nacionalidades del Ecuador

CONAM Consejo nacional del Ambiente

CONELEC Consejo Nacional de Electricidad

CONFIEP Confederación Nacional de Instituciones Privadas

COPRI Comisión de Promoción de la inversión Privada

CORDELIM Corporación para el Desarrollo Limpio del Ministerio de Ambiente

CISEE Comisión Interinstitucional del Sector Eléctrico Ecuatoriano

CTAR Consejos Transitorios de Administración Regional

CTE Comisión de Tarifas de Energía

DEA Dirección de Energías Alternativas

DEP Dirección Ejecutiva de Proyectos

DEREE Dirección de Energías Renovables y Eficiencia Energética

D.G. Dirección General

DGE Dirección General de Electricidad

DGPM Dirección General de Programación Multi-anual

DOSBE Development of Electricity Service Operators for Poverty Alleviation in Ecuador and Peru

D.S. Decreto Supremo

EE Eficiencia Energética

EIAP Estudios de Impacto Ambiental Preliminar

EMELEC Ex Empresa Eléctrica del Ecuador

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ER Energías Renovables

ESCO Empresas de Servicios Energéticos (por sus siglas en ingles )

FCR Fondo Consolidado de Reservas Previsionales

FER Fondo de Electrificación Rural

FERUM Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal

FODA Fuerzas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas (en ingles SWOT)

FONAFE Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial

FONAM Fondo Nacional del Ambiente

FONAVI Fondo Nacional de Vivienda

FONER Fondo Nacional de Electrificación Rural

Proyecto del Mejoramiento de la Electrificación Rural Mediante la Aplicación de Fondos Concursables

FOSE Fondo de Compensación del Sector Eléctrico

GART Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

GEF Global Environment Facility

GEI Gases de Effecto Invernadero

GWh Gigavatiohora

INE Instituto Nacional de Energía

INECEL Ex Instituto Ecuatoriano de Electrificación

kW Kilovatio

kWh Kilovatiohora

LAASE Ley Antimonopolio y Anti-oligopolio del Sector Eléctrico

LCE Ley de Concesiones Eléctricas

LPG /GLP Liquefied petroleum gas/ Gas licuado del petróleo

LRSE Ley de Régimen del Sector Eléctrico

MCI motores de combustión interna

MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio

MEM (Ecuador)

Mercado Eléctrico Mayorista

MEM o MINEM Ministerio de Energía y Minas (Perú)

MW Megavatios

NTCSE Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

OLADE Organización Latinoamérica de Energía

ONG Organización no gubernamental

ONGD Organización No Gubernamental para el Desarrollo

OPIL Oficina Ejecutiva de Proyectos Especiales de Interés Local

OPTA Oficina de Programa de Tecnología Aplicada

OSINERGIM Organismo Superior de la Inversión en Energía y Minas

PBI Producto Bruto Interno

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PNER Plan Nacional de Electrificación Rural

PNUD Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo

PSE Pequeños Sistemas Eléctricos

Reg. Regulación

R.M. Resolución Ministerial

R.O. Registro Oficial

S.A. Sociedad Anónima

SEREE Subsecretaría de energías renovables y eficiencia energética

SEN Servicios Eléctricos Nacionales

SER Sistemas Eléctricos Rurales

SICN Sistema Interconectado Centro Norte

S.N.I. Sistema Nacional Interconectado

SNIP Sistema Nacional de Inversión Pública

SWOT Strengths, Weaknesses, Opportunities, Threats

TER Tecnologías a base de Energías Renovables (por sus siglas en ingles TER)

UE Unión Europea

UNALM Universidad Nacional Agraria La Molina

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change

UPES Unidades de Proyectos de Electrificación

USD Dólar Estadounidense

VAD Valor Agregado de Distribución

VANS Valor Actual Neto Social

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1 Concepto del Proyecto DOSBE El acceso a la electricidad es fundamental en cualquier modelo de sociedad desarrollada, puesto que la energía es básica para permitir medios eficaces para el desarrollo rural. Sin embargo, la Electrificación Rural tradicional - mediante la extensión de la red - en áreas remotas de países subdesarrollados resulta prohibitiva a nivel económico.

La acción propuesta se dirige a los casos de Ecuador y Perú, donde ya se ha demostrado la fiabilidad de las instalaciones autónomas de Energías Renovables (ER), aunque todavía estos sistemas no se han integrado plenamente en el marco legal del servicio eléctrico.

Este proyecto proporcionará un nexo entre la legislación, las restricciones medioambientales y las financieras con el desarrollo de operadores de servicio eléctrico en áreas rurales y ofrecerá pautas prácticas para su creación y apoyo. Las instalaciones de ER descentralizadas se promoverán como opciones sostenibles para la lucha contra la pobreza, a través de las capacidades constructivas y el establecimiento de contactos entre agencias gubernamentales, empresas de servicio eléctrico y otros operadores eléctricos, y los usuarios finales.

2 Objetivos La acción propuesta se dirige a la Región Andina de Sudamérica, particularmente Ecuador y Perú. En ambos países se ha demostrado en numerosos casos la viabilidad y fiabilidad técnica y social de las instalaciones autónomas de energía renovable (ER), aunque todavía estos sistemas no están completamente integrados en los marcos legales de los servicios eléctricos. En la actualidad, las agencias gubernamentales se encuentran liderando iniciativas de consultoría que revisan la naturaleza institucional, técnica y financiera de los operadores eléctricos a nivel nacional, regional y municipal.

Desde la especialidad técnica, es preciso contribuir a estas importantes iniciativas, dedicando un esfuerzo a desarrollar soluciones específicas para reforzar a los operadores de servicio eléctrico, así como a contribuir a las políticas institucionales y financieras para la integración de sistemas sostenibles de TER.

Los principales objetivos del proyecto DOSBE son:

- Compatibilizar la legislación, las restricciones medioambientales y las financieras con el desarrollo de operadores para la provisión de servicio eléctrico en áreas remotas de Ecuador y Perú como objetivo principal para la reducción de la pobreza.

- Desarrollar una guía práctica para la creación y refuerzo de los operadores eléctricos basada en instalaciones ER descentralizadas.

- Contribuir a la integración de las instalaciones ER en las políticas actuales de Electrificación Rural, respaldando a las agencias gubernamentales en las actividades en curso de cada país.

- Dirigir actividades de capacitación para todos los agentes clave interesados, a fin de facilitar la transferencia de conocimiento norte-sur y sur-sur, con énfasis en vínculos sectoriales entre regiones y países de la comunidad Andina.

Las principales áreas de trabajo son las siguientes:

1. Análisis de experiencias pasadas y presentes sobre operadores de servicio en áreas rurales, centrándose en la identificación de barreras para la adopción de sistemas basados en TER.

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2. Desarrollo de pautas para los operadores de servicio – indicado para el uso de los típicos modelos institucionales de cada país y basado en referencias internacionales.

3. Desarrollo de estándares técnicos y normas para la integración de sistemas descentralizados TER.

4. Implementación de las pautas desarrolladas, en concreto en las actividades en curso de Ecuador y Perú, con la colaboración de los cuerpos reguladores y ejecutivos dentro de la administración gobernante.

5. Validación de pautas como inversión principal para una futura implementación a gran escala en la comunidad Andina.

6. Capacidad constructiva y de gestión de redes mediante la organización de sesiones de formación y talleres de trabajo.

Figura 1: Diagrama de flujo del plan de trabajo

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WP5:

Apoyo a implementacio-nes en curso en Ecuador y Peru

WP4:

Desarrollo de pautas de soporte

WP3:

Estudio de las experiencias pasadas y presentes

WP2:

Estudio del marco legal e institucional

WP7: Formación

WP8:

Actividades de Divulgación UE

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3 Work Package 2: Estudio del Marco Legal e Institucional

El objetivo principal de esta actividad es el análisis de la legislación, regulaciones y prácticas actuales con respecto a la Electrificación Rural en Ecuador y Perú.

• Los temas principales a tratar en esta actividad son:

• El marco legal para la Electrificación Rural

• Las Instituciones gubernamentales y no gubernamentales implicadas para la Electrificación Rural

• El papel a desempeñar de las Instituciones y los procedimientos

• Planeamiento, realización y financiamiento en la electrificación rural, así como la supervisión del cumplimiento de planes en aspectos como: las tarifas, estándares técnicos etc.

• En relación con el aprovisionamiento de servicios, las características del área para el suministro de energía.

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4 Ecuador 4.1 Introducción

La República del Ecuador está ubicada al noroeste de América del Sur. El territorio continental colinda con Colombia por el norte y con Perú al sur y al este, además de tener costas en el Océano Pacífico al oeste. Ocupa una superficie de 283.560 km² en los que se incluyen las Islas Galápagos, situadas a 956 km del territorio continental. Su población total estimada al 2007 es de 13.663.642 hab y su capital, San Francisco de Quito tiene 2.134.936 hab.

Figura 2: Mapa de la República de Ecuador (Fuente: www.codeso.com)

El país se divide administrativamente en 22 provincias (y las provincias, a su vez, se dividen en cantones), todas continentales salvo una que está formada exclusivamente por las Islas Galápagos. Basados en los datos reales del VI Censo de Población y Vivienda se estima a continuación la población por provincia para el año

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PROVINCIA Población (estimado

2007) AZUAY 651,515 BOLÍVAR 177,075 CAÑAR 216,397 CARCHI 159,013 COTOPAXI 392,546 CHIMBORAZO 426,691 IMBABURA 392,755 LOJA 416,267 PICHINCHA 2,787,048 TUNGURAHUA 487,226 EL ORO 593,687 ESMERALDAS 423,241 GUAYAS 3,798,185 LOS RÍOS 722,223 MANABÍ 1,274,715 MORONA SANTIAGO 135,385 NAPO 93,339 PASTAZA 75,266 ZAMORA CHINCHIPE 82,329 SUCUMBÍOS 166,702 ORELLANA 92,961 GALÁPAGOS 25,671 ZONAS NO DELIMITADAS 73,402 TOTAL 13,663,642

Figura 3: Población de las 22 provincias de Ecuador

(Fuente: Dirección General de Servicios de Telecomunicaciones - Superintendencia de Telecomunicaciones)

Datos macroeconómicos de Ecuador (año 2006)

- PBI nominal per cápita: USD 2.987

- Índice de Desarrollo humano: 0,765 (medio)

- Desde finales de los años 60, la explotación del petróleo, elevó la producción por encima de los 19 millones de toneladas -85.049.000 de barriles al año- y sus reservas se calculan en unos 280 millones. El petróleo representa el 40% de las exportaciones y contribuye a mantener una balanza comercial positiva.

- En el sector agrícola, Ecuador es un importante exportador de bananas, de flores, y el octavo productor mundial de cacao. Es significativa también su producción de camarón, caña de azúcar, arroz, algodón, maíz y café. Su riqueza maderera comprende grandes extensiones de eucalipto en todo el país, así como manglar.

- La industria se concentra en Quito, Guayaquil y Cuenca, y está dirigida principalmente al mercado interno.

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4.2 El Sector Eléctrico en Ecuador

4.2.1 Actores principales y funciones

4.2.1.1 Ministerio de Electricidad y Energía Renovable

El anterior Ministerio de Energía y Minas se encuentra en proceso de reestructuración. Mediante decreto Ejecutivo No. 475 con fecha 9 de julio de 2007, se dividió el Ministerio de Energía y Minas en los ministerios de Minas y Petróleos, y de Electricidad y Energía Renovable. En este decreto se define, que la Subsecretaria de Electrificación y la Dirección de Energías Renovables y Eficiencia Energética, pasaran como dependencias directas al Ministerio de Electricidad y Energías Renovables.

El organigrama actual del sector del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable se presenta a continuación.

DESPACHO DEL MINISTRO

SUBSECRETARIA JURIDICA

SUBSECRETARIO DE DESARROLLO

ORGANIZACIONAL

SUBSECRETARIO DE POLITICA DEL SECTOR

ELECTRICO

SUBSECRETARIO DE GESTION DE PROYECTOS

SUBSECRETARIO DE GESTION DE CONTOL

SECTORIAL

SUBSECRETARIO DE ENERGIA RENOVABLE Y

EFICIENCIA ENERGETICA

Figura 4: Organigrama del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable

Los principales lineamientos del Ministerio son, consolidar programas nacionales de Eficiencia Energética, impulsar el desarrollo tecnológico y promover el uso racional y eficiente de la energía, para disminuir el impacto ambiental y permitir la reasignación social de los ahorros obtenidos.

Entre las prioridades está recuperar y retomar las competencias del Estado en el planeamiento del sector energético, incluir en la matriz energética las Energías Renovables como el biodiesel y el etanol, promover el uso del gas natural en la generación eléctrica, industria y transporte.

A mediano plazo se crearán marcos jurídicos para el uso de biocombustibles que serán propuestos como proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).

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En eficiencia energética se promoverán programas regionales a fin de lograr ahorros de energía que difieran las necesidades de inversión en el sector, mejoren las finanzas del país y reduzcan las emisiones de CO2 el párrafo siguiente se elimina, por que se repite en 4.6.1)

4.2.1.2 Subsecretaría de Energías Renovables SEREE

El INE (Instituto Nacional de Energía) fue el ente gubernamental encargado del desarrollo de proyectos con Energías Renovables. Posteriormente, se crea la DEA (Dirección de Energías Alternativas) que desarrolló algunos proyectos demostrativos con gobiernos seccionales, especialmente con sistemas fotovoltaicos. La DEA se convirtió en DEREE (Dirección de Energías Renovables y Eficiencia Energética) y pasó a formar parte del Ministerio de Energía y Minas. El presente gobierno ha constituido la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética a la que se integra la DEREE, ahora dividida en una Dirección Nacional de Energías Renovables y en una Dirección Nacional de Eficiencia Energética. Es parte de la SEREE también la Dirección Nacional de Biocombustibles.

Las Funciones de la SEREE son:

• Coordinar y diseñar políticas y normativa nacional, especialmente promover y gestionar la promulgación de la Ley de fomento de las Energías Renovables y la Eficiencia Energética.

• Constituirse en un centro de coordinación, promoción, apoyo y difusión de la eficiencia energética y las Energías Renovables en el país.

• Incorporar las Energías Renovables en la matriz energética del país. • Preparar los planes nacionales de Energías Renovables y eficiencia energética,

y realizar su seguimiento, evaluación y mejora continua. • Promover la investigación, desarrollo y aplicación de nuevas tecnologías en la

producción y generación de energía de fuentes renovables, incluyendo los de origen eléctrico, mecánico, magnético, radiante, químico y otros.

• Mantener un centro de información y documentación actualizado sobre las Energías Renovables y la eficiencia energética.

• Activar el mercado de las Energías Renovables y la eficiencia energética en el país y el mercado de empresas de servicios energéticos (ESCOs) como medio para el uso eficiente de la energía.

• Gestionar la consecución de fondos para las Energías Renovables y la eficiencia energética, así como canalizar la cooperación internacional en proyectos relacionados.

• Proponer los mecanismos para la sustitución de los combustibles fósiles por fuentes renovables de energía, incluyendo el uso de biocombustibles.

• Preparar y mantener actualizado el inventario de los recursos renovables: solar, eólico, geotérmico, biomasa, mini y micro hidroelectricidad, energía del mar y otras que se incluyan que se inscriban en el contexto de las Energías Renovables.

• Trabajar estrechamente con los sectores residencial, comercial e industrial para el uso eficiente de la energía mediante la gestión y coordinación de auditorías energéticas, ahorro de la energía, normas y etiquetado de luminarias y electrodomésticos, entre otros.

• Contratar los procesos de consultorías para la ejecución de proyectos de Energías Renovables y eficiencia energética.

• Manejar procesos de contratación de bienes, prestación de servicios y ejecución de obra en el ámbito de su competencia.

• Representar al Ministro en las instituciones o actividades para las que se le delegue.

• Los demás que el Ministro le asigne de manera temporal o definitiva

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4.2.1.3 El Consejo Nacional de Electricidad CONELEC

El Gobierno Nacional integra a las diferentes entidades y organismos encargados de la regulación y prestación del servicio de energía eléctrica1. Mediante Decreto Ejecutivo2

se integró a inicios del 2004 la Comisión Interinstitucional del Sector Eléctrico Ecuatoriano –CISEE, presidida por el Presidente del Directorio del CONELEC.

CISEE tiene como función principal, elaborar y poner a consideración del Ejecutivo (a la Presidencia de la República), las políticas del sector eléctrico y velar por el cumplimiento del Plan de expansión de este sector. Especialmente promueve la realización de inversiones que permitan el desarrollo de centrales hidroeléctricas.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico en su artículo 12 dice: Constitución. - Créase el Consejo Nacional de la Electricidad CONELEC, como persona jurídica de derecho público con patrimonio propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa.

El CONELEC no ejercerá actividades empresariales en el sector eléctrico. Se encargará de elaborar planes para el desarrollo de la energía eléctrica. Ejercerá además todas las actividades de regulación y control definidas en esta Ley.

Tendrá su sede en la capital de la República, aprobará su estructura orgánica y los reglamentos internos que se requiera para su funcionamiento. Sus actuaciones se sujetarán a los principios de descentralización, desconcentración, eficiencia y desregulación administrativa que establece la Ley de Modernización”.

4.2.1.4 El Centro Nacional de Control de la Energía CENACE

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico en su Art. 22 dice: ”Persona Jurídica.- El Centro Nacional de Control de Energía CENACE, se constituirá como una Corporación Civil de derecho privado, de carácter eminentemente técnico, sin fines de lucro, cuyos miembros serán todas las empresas de generación, transmisión, distribución y los grandes consumidores. Se encargará del manejo técnico y económico de la energía en bloque, garantizando en todo momento una operación adecuada que redunde en beneficio del usuario final.”

4.2.1.5 Las empresas eléctricas concesionarias de generación, transmisión, distribución y comercialización.

En relación a la generación y transmisión, en virtud del Art. 26 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico –LRSE, las instalaciones de generación y de transmisión que eran de propiedad del Estado, por intermedio del ex - INECEL, fueron transferidas a favor del Fondo de Solidaridad, constituyéndose como sociedades anónimas e iniciando su operación el 1 de abril de 1999.

Se crearon también la empresa eléctrica única de transmisión, TRANSELECTRIC S.A. y las siguientes seis empresas de generación:

• HIDROPAUTE S.A.

• HIDROAGOYAN S.A.

1 Según la LRSE, el Sector Eléctrico se estructura de la siguiente manera:

a) El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-;

b) El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE-;

c) Las empresas eléctricas concesionarias de generación;

d) La empresa eléctrica concesionaria de transmisión; y,

e) Las empresas eléctricas concesionarias de distribución y comercialización.

2 Mediante Decreto No. 1176-A del 11 de diciembre del 2003, la Presidencia de la República creó la Comisión Interinstitucional del Sector Eléctrico Ecuatoriano, CISEE,

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• HIDROPUCARA S.A.

• TERMOESMERALDAS S.A.

• TERMOPICHINCHA S.A.

• ELECTROGUAYAS S.A.

La mayoría de las empresas filiales de Petroecuador y las compañías petroleras que trabajan especialmente en el nororiente, disponen de sistemas de generación y distribución independientes.

Cabe recalcar que la totalidad de los motores de combustión interna (MCI) que funcionan en las empresas de distribución, principalmente en la zona de la costa del Ecuador tienen más de 20 años de instalación, razón por la cual sus rendimientos y factores de planta son bajos y sus costos variables de producción son altos.

Las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica están a cargo de 19 empresas, más la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil (CATEG-D). Las demás empresas están constituidas como sociedades anónimas, siendo los accionistas: el Fondo de Solidaridad, Municipios, Consejos Provinciales y otras Entidades Públicas. En algunas de estas empresas existen accionistas particulares. En la mayoría de estas empresas de distribución, el accionista mayoritario, en algunos casos con casi el 100% de propiedad es el Fondo de Solidaridad.

La energía facturada en el año 2003 a los clientes regulados (clientes de las empresas distribuidoras con tarifas aprobada por el CONELEC) fue de 8 363 GWh y la que se facturó a clientes no regulados fue 746 GWh. Las pérdidas en transmisión fueron de 414 GWh.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico dice: Art. 26.- Régimen de las empresas de generación; transmisión y distribución.- La generación, transmisión o distribución de energía eléctrica será realizada por compañías autorizadas, y establecidas en el país, de conformidad con esta Ley y la de Compañías. Las compañías a las que se refiere esta disposición, independientemente de su estructura accionaria, se someterán para todos los efectos, incluyendo el tributario y el laboral, al régimen legal aplicable para las personas jurídicas de derecho privado.

Art. 40.- De los Concesionarios.- Los proyectos a ser concesionados por el CONELEC mediante licitación pública, serán aquéllos que consten en el Plan Maestro de Electrificación aprobado por el CONELEC de conformidad a lo establecido en esta Ley.

El sector privado podrá proponer, a su riesgo, el desarrollo de otros proyectos alternativos que deberán ser previamente aprobados por el CONELEC en cuyo caso, pasarán a formar parte del Plan Nacional de Electrificación y serán ejecutados por el proponente sin necesidad de licitación ni concurso. Tal aprobación únicamente podrá ser negada por las mismas razones señaladas en el artículo 30 de esta Ley.

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4.2.2 Mapas del sector A continuación se presentan Mapas geográficos de Ecuador referentes al del sistema nacional de generación y transmisión de electricidad, a las áreas de concesión (territorial) a las empresas distribuidoras, de la cobertura eléctrica (división parroquial), detalle de centrales, subestaciones y líneas en Ecuador.

Figura 5: Mapa del sistema nacional de generación y transmisión eléctrica en Ecuador (Fuente: CONELEC, 2007 www.conelec.gov.ec)

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Figura 6: Mapa de las áreas de concesión (territorial) a las empresas distribuidoras en Ecuador (Fuente: CONELEC, 2007 www.conelec.gov.ec)

Figura 7: Mapa de la cobertura eléctrica (división parroquial) en Ecuador en el año 2001 (Fuente: CONELEC, 2007 www.conelec.gov.ec)

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4.3 Marco Regulatorio

Las leyes, reglamentos y regulaciones que se encuentran en vigencia y que conforman el marco jurídico, financiero en el cual se desarrolla la Electrificación Rural en el Ecuador y que además proporcionan el debido sustento, así como el financiamiento (en el caso de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico) para el desarrollo de los proyectos en ese campo, se describen a continuación.

4.3.1 Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) Emitida el año 1996 y que ha tenido algunas reformas. La última reforma del 10 de octubre de 2006 (R.O. 43) incorporan varias enmiendas. Entre las más importantes debemos mencionar: Asigna al Ministerio de Energía la elaboración del Plan Maestro de Energía y al CONELEC el de el Plan Maestro de Electrificación; penaliza el robo de energía; reestructura el Directorio del CONELEC y sus delegados serán seleccionados por un Comité Calificador mediante un concurso de merecimientos. Se busca particularmente reforzar a las empresas de distribución con personal técnico y despolitizar al sector mediante el nombramiento de las autoridades de las empresas distribuidoras a través de concursos públicos de merecimientos.

La nueva ley no presenta ninguna reforma a la ley original respecto de las Energías Renovables. La ley no trata en lo absoluto el tema de eficiencia energética.

4.3.2 Reglamento de la LRSE

El reglamento de la LRSE de 21 de noviembre de 2006 (R.O. 401), establece la obligación de que proyectos de generación de 1 a 50 MW requieren permiso para la construcción y operación (Art. 43). Para aquellos proyectos mayores a 50MW se necesita una concesión (Art. 42). Para plantas menores a 1 MW se necesita una licencia. En el caso de los sistemas no incorporados también se aplica los mismos criterios de concesión o permisos. El Cap. XII trata sobre recursos energéticos renovables no convencionales de una manera muy somera.

La instalación de sistemas fotovoltaicos aislados o conectados a la red no tiene una normativa específica.

4.3.3 Reglamento para la Administración del FERUM

El Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM) establecido en la Ley del Sector Eléctrico, se regulará por este Reglamento. Los organismos ejecutores (o beneficiarios) son las empresas eléctricas de distribución exclusivamente.

Cabe mencionar que el reglamento en su Art 2. permite asignar fondos del FERUM para “la construcción de sistemas de generación que utilicen Energías Renovables no convencionales, destinados al servicio exclusivo de sectores rurales y también para la operación y mantenimiento de sistemas eléctricos no incorporados, ubicados en las provincias de frontera, Amazonía y Galápagos”.

Se desprende del Art. 60 de la LRSE que los sistemas aislados también entran en esta categoría de no incorporados. El Art. 61 de la LRSE obliga a que todos los sistemas no incorporados pertenezcan a alguna de las empresas eléctricas de distribución. Es decir que las empresas distribuidoras pueden disponer de generación propia de los sistemas no incorporados.

4.3.4 Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI)

Expedido el 23 de febrero de 1999 (R.O. 134) en su Art. 11 (Reforma del 29.11.2006) obliga a que todos los generadores mayores a 1MW sincronizados al SNI realicen sus transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Esto crea una dificultad en el caso de las mini y micro centrales hidroeléctricas, pues en casi todos los casos, se conectan a nivel de voltaje de distribución (34,5 kV, 22 kV, 13,8 kV, 6,3 kV) y no de

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subtransmisión (69 kV) y menos de transmisión (138 kV, 230 kV). Para los sistemas fotovoltaicos aislados o conectados a red la reglamentación es físicamente inaplicable pues obliga a la instalación de medidores costosos con servicio en tiempo real. El Art. 29 trata el caso de aquellas centrales de generación no sujetas al sistema eléctrico, obligando a entregar la información requerida por el CENACE.

Convendría definir un alcance al tratamiento de la generación descentralizada, y subir el piso de 1 MW hasta 5 MW para las plantas que deban sujetarse a este reglamento.

4.3.5 Regulación No. 002/05 del CONELEC. Procedimientos para presentar, calificar y priorizar los proyectos del FERUM

Emitida en el año 2005, esta regulación fija los procedimientos para calificación de los proyectos del FERUM. En el caso de las Energías Renovables se permite que el aporte del FERUM sea multianual de hasta tres años. Fija los siguientes montos para las diferentes tecnologías

Tecnología USD/vivienda Observación

Eólica 1350

Fotovoltaica 2000

Biomasa 600

Minicentrales hidroeléctricas 1200

Proyectos productivos A analizarse por cada caso

Figura 8: Aporte del FERUM para las diferentes tecnologías según la Regulación No. 002/05 del CONELEC

Asigna un valor adicional de 30% si los proyectos son en provincias orientales y Galápagos.

Conviene aclarar que la regulación define como “mini centrales hidroeléctricas” aquellas de hasta 500 kW.

Los montos promedio de los proyectos del FERUM, en base de la aplicación de la Reg. 002/05 llegan a USD 250.000, lo que quiere decir que para el caso de producción con fotovoltaicos se atienden a cerca de 120 usuarios. La regulación contiene un tratamiento muy particular y un anexo para el caso del proyecto eólico en Santa Cruz.

Está en discusión en el CONELEC una propuesta para modificar la Reg. 002/05 en la que se estaría asignando los siguientes montos para cada una de las tecnologías con generación no convencional o renovable:

Tecnología USD/usuario Observación

Eólica 1900

Fotovoltaica 2000 Solo para iluminación

3200 Centros comunales

3500 Bombeo de agua

Biomasa 800

Minicentrales hidroeléctricas 3000

Proyectos productivos A analizarse por cada caso

Figura 9: Propuesta de modificación a la Regulación No. 002/05 por parte del CONELEC

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Tanto la regulación 002/05 como la propuesta de modificación establecen los criterios para la calificación de los proyectos. Estos proyectos se presentan por parte de las empresas eléctricas, las únicas que por ley pueden aplicar a fondos del FERUM.

4.3.6 Regulación 009/06. Precio regulado para generación con fuentes renovables (Feed-in-Tariff)

El 19 de diciembre de 2006 se promulgó por el CONELEC la Regulación 009/06 que reemplaza a la regulación 004/04 y fija un precio para el pago de la generación con fuentes renovables. Hace una diferenciación entre los proyectos en el continente y aquellos en las islas Galápagos. Los valores asignados son:

Tecnología US-cent/kWh Continente US-cent/kWh Galápagos

Eólica 9,39 12,21

Fotovoltaica 52,04 57,24

Biomasa 9,67 10,64

Pequeñas centrales hidroeléctricas hasta 5 MW

5,80 6,38

Pequeñas centrales hidroeléctricas hasta entre 5 MW y 10 MW

5,00 5,50

Figura 10: Feed-in-Tariff para la generación con fuentes renovables en el continente y en las islas Galápagos

Hasta el momento solamente los proyectos con generación de biomasa proveniente de la combustión de bagazo en los tres ingenios azucareros ubicados en la zona de Milagro, provincia del Guayas han aplicado para el precio regulado. El total de generación instalada es de 85 MW (35 + 25 + 25). Sin embargo el CONELEC solamente reconoce el excedente de generación entregada a la red y no la producción total, que incluye la consumida por los ingenios. Toda energía generada sobre los 15 MW no aplica para esta tasa regulada y entra a competir en el mercado mayorista.

La regulación establece que aquellos proyectos que entren en servicio hasta diciembre de 2008 pueden aplicar este precio regulado y el precio se mantendrá igual por 12 años. La Reg. 009/06 establece un techo del 2% de la capacidad instalada total del país para aplicar a estos precios regulados. Si se toma en cuenta que esta capacidad llega a 3640MW, se tendría un tope de 73 MW. Considerando que la cogeneración de los ingenios aporta 45 MW (15 MW x 3) se tendría un cupo libre de casi 30 MW más para nuevos proyectos. Los proyectos de generación eólica en Galápagos aportarían 3,2 + 2,4 = 5,6 MW, y el proyecto eólico de Villonaco, próximo a su construcción otros 15 MW, es decir que habría aún casi 8,5 MW libres.

Hay además algunos proyectos de Energías Renovables en ejecución y programados que aplicarían a esta regulación:

PROYECTO CAPACIDAD ESTADO ENTRADA EN SERVICIO

Eólico San Cristóbal, Galápagos

2,4 MW En construcción IV Trimestre 2007

Eólico Santa Cruz, Galápagos

3,2 MW Diseños II trimestre 2009

Eólico Villonaco, Provincia de Loja

18 MW Cierre financiero I trimestre 2009

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Fotovoltaico Isabela 800 kW Estudios IV trimestre 2008

Fotovoltaico Santa Cruz

120 kW Estudios IV trimestre 2008

Figura 11: Proyectos en los que aplicarían las tarifas de la regulación 009/06

Hay una carpeta importante de mini y microcentrales hidroeléctricas que aplicarían a la Regulación 009/06, pero aún no hay proyectos que lo hayan hecho.

4.4 Subsidio a la inversión inicial

Un elemento clave para alcanzar los logros de cobertura de Electrificación Rural ha sido la existencia de un fondo específico que, ya sea bajo la denominación de Fondo de Electrificación Rural (FER) o Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal, (FERUM), ha permanecido vigente y desde 1973. Al momento, la normativa vigente relacionada con el FERUM está contenida en los artículos 37, 62, 63 y 64 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, en los que se establece los siguientes principios: i) el financiamiento de los programas de Electrificación Rural estará a cargo del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal; ii) los fondos recaudados son patrimonio del Estado a través de la entidad denominada Fondo de Solidaridad, y iii) que este Fondo fomentará el desarrollo y uso de los recursos energéticos no convencionales; debiendo para el efecto el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, asignar los fondos del FERUM, con prioridad a proyectos de Electrificación Rural a base de recursos energéticos no convencionales.

El Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal – FERUM - está constituido por los siguientes recursos:

♦ Por los ingresos correspondientes al 10% de la facturación realizada por los generadores y distribuidores, por servicio de potencia y energía eléctrica, a los consumidores comerciales e industriales. Por los ingresos que perciba el fisco en concepto de regalías por la explotación de los recursos hidrocarburíferos del país, y por los derechos de transporte de crudo por los oleoductos.

♦ Por los montos del fondo especial para conexiones de servicios a consumidores de bajos ingresos – Decreto 459 – B1.

♦ Por los rendimientos producidos por los excedentes de las utilidades que hayan obtenido anualmente las empresas de Generación, Transmisión y de Distribución, y que no hayan sido reinvertidos.

A continuación se detalla la evolución de los recursos del FERUM asignados entre los años de 1998 y el año 2007: (CONELEC)

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Figura 12: Evolución de los recursos del FERUM 1998 - 2007

La conformación porcentual del monto total entregado, conforme las cifras anteriores, en las diferentes etapas funcionales es la siguiente:

TIPO DE PROYECTOUSD FERUM ASIGNADOS %

Generación Renovable 6.272.041 1,97%Déficit de Generación 69.536.254 21,79%Redes de distribución Mejoras 154.357.321 48,38%ynuevos Sector Rural 74.703.506 23,41%Subtransmisión 14.211.053 4,45%Total General 319.080.174 100,00%

Figura 13: Asignación de los recursos del FERUM

En el período 1998–2005, para los sectores urbanos marginales han sido significativos los recursos destinados a mejoras en las redes de distribución y ejecución de nuevos proyectos, con un monto equivalente al 48,38% de los recursos totales asignados. Como consecuencia de este tipo de obras, ha sido necesario además reforzar los sistemas de subtransmisión, para lo cual de los fondos del FERUM, se han requerido inversiones por USD 14.211.053.

El rubro de USD 69.536.254 que representa el 21,79% de los recursos FERUM, se ha destinado a la compra de combustibles fósiles para cubrir el déficit de generación térmica en las empresas distribuidoras: Galápagos, El Oro y Sucumbíos.

Para la atención con el servicio eléctrico a usuarios ubicados en los sectores rurales, se han asignado USD 74.703.506. Según esta cifra se puede señalar que no ha sido prioridad en las distribuidoras la atención con el servicio a nuevos usuarios del sector rural.

4.5 Marco Medioambiental - Acciones con el MDL

El CORDELIM, Corporación para el Desarrollo Limpio del Ministerio de Ambiente realizó en el año 2004 un trabajo detallado para disponer de un listado de proyectos de energía para aplicar al MDL. En su mayoría eran proyectos de pequeñas y mini centrales hidroeléctricas. De estos proyectos se conoce que la central hidroeléctrica de Sibimbe fue aceptada para aplicar al MDL. Los proyectos de Energías Renovables

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como el eólico de San Cristóbal también están aplicando a MDL. Proyectos de generación descentralizada con sistemas fotovoltaicos no han aplicado a MDL.

Existe también la GUIA PARA LA ELABORACION DE ESTUDIOS DE IMPACTO AMBIENTAL PRELIMINAR (EIAP) PARA PROYECTOS en el CONELEC

4.6 El nuevo Gobierno y el Sector Eléctrico

4.6.1 Proyectos

Los principales proyectos de generación eléctrica que se desarrollarán en los próximos 4 años de acuerdo al Programa 2007-2010 del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, prevén una inversión cercana a los 2.400 millones de dólares, principalmente, en la construcción de centrales hidroeléctricas. Con estas centrales se quiere generar más 3.400 MW, incluidos 670 MW de la inversión privada. El siguiente cuadro detalla los proyectos que forman parte del Plan Maestro. Entre éstos se destacan: (i) Mazar (180 MW), (ii) Sopladora (400 MW), (iii) Coca Codo Sinclair (1.500 MW), y, (iv) Minas Jubones (337 MW), además de una larga lista de proyectos de menor tamaño. En ese sentido, se ha previsto la promoción y construcción de pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas (1 MW y hasta 40MW), con el aporte de comunidades y en asociaciones estratégicas con gobiernos seccionales (Municipios y Prefecturas), y con la participación de las poblaciones locales.

4.6.2 Políticas

El anterior Ministerio de Energía y Minas ha presentado a mediados del mes de junio de 2007 su Agenda Energética 2007-2011 la cual contempla todo el tema energético en su integralidad, para los sectores: eléctrico e hidrocarburífero. Como parte de esta política, las referidas a Energías Renovables y eficiencia energética son las siguientes:

4.6.2.1 El usuario como centro de la política energética

Es hora de que el usuario asuma el protagonismo en el servicio energético. Debe constituirse en el verdadero centro de la política energética. La forma de hacerlo es entregando al usuario la responsabilidad no solo del uso de la energía sino, mediante la generación descentralizada entregarle también la generación, o parte de ella. Un usuario residencial debe aportar con un sistema localizado de generación con renovables al sistema eléctrico. Un industrial deberá aprovechar sus residuos o los recursos disponibles para generar localmente su energía en la medida de lo posible. Al propietario de un vehículo se le debe ofrecer la opción de usar combustibles alternativos como los biocombustibles o la electricidad.

El usuario debe ser informado sobre las tecnologías y las ventajas en el ahorro y uso eficiente de energía, como posibles medios de reducir su planilla, mejorar su condición económica y contribuir en el desarrollo del país.

Las políticas deben promover incentivos para aquellos usuarios comprometidos con las nuevas tecnologías y crear los mecanismos para que se viabilice este concepto.

Agrupaciones, barrios o comunidades enteras podrían agruparse para aportar en la consecución de financiamiento para la construcción de una central de generación con fuentes renovables, incluida la hidroeléctrica.

En pocos años, los clientes de las empresas eléctricas irán independizándose de la red al instalar generación propia, obligando así a que estas empresas redefinan su función.

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USUARIO

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

U U

U

U

TRADICIONAL

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

RECURSOS

DERECHOS Y OBLIGACIONES

INFORMACIÓN

AMBIENTE

PROPUESTA

USUARIOUSUARIO

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

U U

U

U

TRADICIONAL

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

RECURSOS


INFORMACIÓN

AMBIENTE

PROPUESTA

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

U U

U

U

TRADICIONAL

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

U U

U

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TRADICIONAL

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

RECURSOS


INFORMACIÓN

AMBIENTE

PROPUESTA

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

RECURSOSRECURSOS


INFORMACIÓN

AMBIENTE

PROPUESTA

Figura 14: El usuario como centro de la política energética

4.6.2.2 Reducción de la dependencia de combustibles fósiles y eliminación de los subsidios por sustitución energética

Se pretende promover los temas de eficiencia energética y de aprovechamiento de la energía solar para sustituir el uso de LPG y de electricidad para el calentamiento de agua.

En la pro forma presupuestaria del 2007, se prevé una asignación de USD 2320 millones para cubrir los subsidios de los combustibles fósiles, distribuidos así: Gas (LPG) 21%; fuel oil empresas eléctricas 5%, fuel oil 5%, gasolinas 15%, diesel empresas eléctricas 10%, diesel resto de la economía 45% (básicamente para transporte). El sector eléctrico representa un 15% del total de los subsidios, que equivale a USD 335,5 millones.

Según estimaciones, la sustitución de LPG para calentamiento de agua en aproximadamente 1 millón de hogares en el país significaría un ahorro de USD 50 millones por año, o cerca de 13 millones de tanques de LPG de 15 kg, con una inversión aproximada de USD 500 millones.

De igual forma, la sustitución de duchas y tanques eléctricos para calentamiento de agua por colectores solares permitiría, de acuerdo a los cálculos del Ministerio, un ahorro de USD 46 millones por año en el subsidio eléctrico, equivalente a 366 GWh. Esto considera tanto el subsidio en la tarifa como el subsidio del diesel usado en las plantas de generación termoeléctricas.

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Figura 15: Participación en el total de los subsidios 2007 en Millones de USD

Tomando en cuenta los aspectos ambientales, la sustitución de estos combustibles (LPG y diesel) en el calentamiento de agua representaría una disminución de cerca de 820 mil toneladas de CO2 por año.

4.6.2.3 Introducción de una cultura de eficiencia energética

Se busca llegar a los usuarios de todo nivel: residencial, comercial, industrial, servicios públicos, y transporte con el concepto de uso eficiente de energía. Esto se logrará mediante los siguientes mecanismos:

- Introducción en el currículo educativa de educación básica y bachillerato del tema de energía y del uso eficiente como eje transversal.

- Desarrollo de auditorías energéticas en industrias y edificios públicos.

- Capacitación en eficiencia energética, proyectos piloto, introducción del mercado de empresas de servicios de energía o ESCOs.

- Programa de sustitución de focos incandescentes por focos fluorescentes compactos. La meta es sustituir al menos 6 millones de focos en un plazo de dos años.

- Norma y etiquetado de electrodomésticos

- Certificación energética de edificios

4.6.2.4 Aspectos de política integral de Energías Renovables y eficiencia energética

La introducción de las ER y EE en el país demanda la estructuración de una política a largo plazo y de las herramientas, mecanismos y regulaciones para efectivamente

a los derivados de petróleo

1.121,7

1.536,0

2.320,2

2005 2006 2007

Año

Derivados de petróleo

Participación en el total de los subsidios 2007Millones de USD

GLP 498,1 = 21%

Fuel Oil Empresas

Eléctricas; 107,83 = 5%

Fuel Oil; 92,34 = 4%

Diesel empresas

eléctricas; 227,7 = 10%

Diesel resto economía;

1.043,2 = 45%

Gasolinas; 350,98 = 15%

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llegar a una penetración a nivel nacional. Se pretende en el corto plazo la promulgación de la Ley de Energías Renovables y Eficiencia Energética. Asociado a este aspecto es el tema de la disponibilidad de financiamiento para la ejecución de los proyectos y programas.

4.7 Análisis de la Electrificación Rural en Ecuador

Los programas de Electrificación Rural en Ecuador han contado para su desarrollo e implantación con financiamiento en firme por más de 30 años, en especial a través de disposiciones legales o reglamentarias emitidas por el Gobierno Nacional.

Esta circunstancia ha permitido que la cobertura eléctrica en el área rural sea actualmente de las más altas de Latinoamérica

Los proyectos de Electrificación Rural han sido desarrollados, casi en su totalidad, por las empresas prestadoras del servicio de distribución eléctrica, constituidas como Sociedades Anónimas con un capital accionario perteneciente en su mayoría o totalidad al Estado y han sido casi exclusivamente, extensión de redes, si bien esta solución no se percibe viable en el futuro, debido a la distancia entre las redes eléctricas existentes y los núcleos poblados sin servicio.

El desarrollo de estos proyectos de Electrificación Rural ha sido efectuado por las entidades indicadas, utilizando los recursos provistos en su tiempo por las fuentes de financiamiento establecidas vía Ley o Decreto. En una mínima parte las Municipalidades y los Consejos Provinciales (Organismos de Gobierno Seccional) han contribuido con sus propios recursos a la ejecución de tales proyectos, pero normalmente motivados por la obtención de créditos políticos más que por convicción de la necesidad social y económica de ejecutarlos.

De acuerdo al plan nacional de electrificación, en su apartado sobre Electrificación Rural y urbano marginal, asignará los valores remanentes para dotar o mejorar el servicio eléctrico de familias de los sectores rurales y de las áreas marginales de los centros cantonales, priorizando los proyectos principalmente en función de:

• Ubicación en Galápagos y en las provincias fronterizas y amazónicas.

• Utilización de recursos energéticos renovables no convencionales.

• Aprovechamiento del proyecto eléctrico para sistemas de agua potable.

• Posibilidad de enlazar sistemas aislados al S.N.I..

• Menor costo de inversión por cliente (Rentabilidad).

Para cada uno de los años próximos, hasta el mes de octubre del año anterior, se aprobarán los programas, por el monto de la disponibilidad presupuestaria que indique el Fondo de Solidaridad.

Se estima un monto cercano a 474 millones de dólares se asignarían en el período 2004-2013, con lo que se beneficiaría a casi un millón y medio de familias, mediante mejoras de sistemas, nuevos suministros y cobertura de déficit operacional de sistemas no incorporados al S.N.I.

4.7.1 Actores principales y funciones Todos estos actores poseen roles asignados en función del marco jurídico vigente, los cuales son reportados en el siguiente cuadro. Asimismo, en la práctica, en ocasiones existen apartamientos entre los roles asignados y los efectivamente desempeñados, los cuales son interesantes de analizar con miras de identificar eventuales superposiciones de funciones.

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Institución u Organismo Rol asignado por mandato legal o reglamentario Rol efectivamente cumplidoEmpresas Eléctricas concesionarias de distribución

Identificación, planificación, diseño, ejecución, operación y mantenimiento de los proyectos de electrificación rural.

El asignado

Consejos Provinciales y Consejos Municipales ( Organismos del gobierno seccional autónomo)

Coordinación con las empresas de distribución energía eléctrica, para la identificación y planificación de los proyectos de electrificación rural

La identificación de proyectos se cumple. La planificación por lo general se la deja en manos de las empresas eléctricas. La coordinación con estas entidades se la cumple parcialmente

Consejo Nacional de Electricidad CONELEC

Organismo de Coordinación Técnica se le asiga la función de evaluar y aprobar anualmente los proyectos de electrificación rural que serán factiles de ser ejecutados por cada una de las empresas concesionarias de distribución. Luego de la evaluación y aprobación correspondientes debe notificar al Fondo de Solidaridad, para la asignación y desembolso de recursos que permitan la ejecución de los proyectos.

El asignado

Fondo de Solidaridad Según la Ley tiene a su cargo la capitalización de los recursos obtenidos por la aplicación del FERUM. La Reglamentación en vigencia le asigna el rol de administrador del FERUM, disponiendo que los recursos sean manejados de manera independiente

Además del rol asignado, ejerce la supervisión y fizcalización de las acciones desarrolladas, en este campo, por las empresas de distribución.

Consaejo de Desarrollo de los Pueblos y

Nacionalidades del Ecuador CODENPE

Según Regulación 012/99 se le invita a participar en la revisión de los proyectos que finalmente serán aprobados para cada empresa

Ninguno. No ha atendido a las invitaciones formuladas

Cámaras de la Producción Según Regulación 012/99 se le inviata a participar en la revisión de los proyectos que finalmente serán aprobados para cada empresa

Ninguno. No ha atendido a las invitaciones formuladas

Cuadro Nº 1- Los Agentes, sus roles definidos y realmente ejecutados

Figura 16: Los Agentes, sus roles definidos y realmente ejecutados

4.7.1.1 Empresas concesionarias de distribución y comercialización de energía eléctrica.

Las empresas distribuidoras de energía eléctrica han tenido un rol protagónico a lo largo de más de 30 años en la ejecución de los programas de Electrificación Rural. Las motivaciones para ejecutar los proyectos pueden ser diversas, pero una señal muy clara fue siempre la de la disponibilidad de recursos para llevar a cabo estos emprendimientos en cada una de las áreas de concesión de las empresas distribuidoras. Ignorar estos recursos implicaría no atender a la ciudadanía a la cual se deben y a sus autoridades nominadoras, con poder para revisar los cargos de los directivos.

En suma, las empresas distribuidoras llevaron adelante los proyectos de Electrificación Rural, pero siempre contando con fondos específicamente recaudados para tal fin y provenientes de sus propios clientes comerciales e industriales. Mantener ociosos estos recursos ayudaría a incrementar la sensación de malestar que dichos clientes deben tener al ver su eficiencia productiva dañada ante una obligación de contribución que no les genera beneficios directos, al menos directamente visibles.

Teniendo en cuenta el rol que han tenido estas entidades en el desarrollo de los programas de Electrificación Rural en el Ecuador, se estima conveniente realizar algunas precisiones adicionales.

Características

Cada una de las empresas eléctricas de distribución debe atender la prestación del servicio en su correspondiente área de concesión. La misma se define en los respectivos Contratos de Concesión que por mandato de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico deben ser suscritos con el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC -. Efectivamente, la indicada Ley en su artículo 32 dispone:

“La distribución será realizada por empresas conformadas como sociedades anónimas para satisfacer, en los términos de su contrato de concesión, toda demanda de servicios de electricidad que les sea requerida.

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El CONELEC otorgará la concesión de distribución, manteniendo un solo distribuidor por cada una de las áreas geográficas fijadas en el Plan Maestro de Electricidad.

En el contrato de concesión se establecerán los mecanismos de control de los niveles de calidad de servicio, tanto en lo técnico como en lo comercial, y de identificación de las mejoras de cobertura. En ningún caso el Estado garantizará la rentabilidad del negocio, ni establecerá tratamientos tributarios especiales o diferentes a los que rijan al momento de la celebración del contrato.”

En cuanto al número de clientes por tipo, su dispersión y la carga servida, la forma en que la mayoría de las empresas distribuidoras manejan sus estadísticas no permite realizar una evaluación dirigida específicamente a las áreas rurales, pues las cifras que las empresas informan son globales para las áreas urbanas y rurales.

Procedimientos para el manejo, operación y mantenimiento

La misma Ley de Régimen del Sector Eléctrico, en su Artículo 62 determina que: “En todo caso, la operación y mantenimiento de tales proyectos estará a cargo de las empresas de distribución existentes.”

Este mandato legal ha sido y es cumplido por las empresas distribuidoras, las cuales para la atención de las zonas rurales han organizado agencias con un mínimo de personal y equipo.

Estas limitaciones llevan a que, por lo general, se enfrenten problemas para atender con eficacia y eficiencia las necesidades del servicio, en especial en lo referente al mantenimiento, recaudación por el servicio prestado y atención de nuevas solicitudes de servicio particularmente en las zonas rurales donde los costos de operación y mantenimiento e inclusive los de construcción de redes exigen un alto egreso por parte de la distribuidora.

Costos de conexión y tarifas

Por las disposiciones legales en vigencia, el CONELEC define y aprueba para cada una de las empresas distribuidoras los cargos tarifarios que deben aplicarse a las diferentes categorías de clientes en toda el área de concesión. No existe, por consiguiente, distinción alguna entre las tarifas que se aplican a los abonados de las áreas urbanas frente a las que se aplican en la zona rural, para una misma empresa distribuidora.

En cuanto a la existencia de tarifas diferenciadas para cada empresa distribuidora, es conveniente destacar que en el ámbito nacional hay cada vez más reclamos por tarifas únicas a nivel de todo el territorio ecuatoriano. Esta posibilidad deberá ser considerada en el proceso de definición de las nuevas estrategias para el desarrollo de los proyectos de Electrificación Rural. (Se adjuntan como anexos el pliego tarifario vigente, y los cargos por Tarifas).

Ejecución Financiera

Las tarifas definidas y aprobadas por el CONELEC deberían permitir la cobertura de todos los costos y gastos eficientes en que deban incurrir las empresas distribuidoras para la prestación del servicio al cliente final. Sin embargo, es conocido en el ámbito nacional y reconocido por los propios organismos estatales que las tarifas actualmente aplicadas son deficitarias. Esta situación es causada, en términos generales, por una generación de energía costosa, por el alto índice de pérdidas técnicas y no técnicas y por una elevada cartera vencida, situación que es aún más preocupante en la zona rural por los mayores costos en que deben incurrirse para la prestación del servicio y por las mayores dificultades que se presentan en el cobro de la plantilla. Más allá de estas consideraciones técnicas, también se debe mencionar la voluntad política de mantener tarifas “socialmente viables”.

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El déficit tarifario que al momento afecta al sector eléctrico se origina en la fijación de una tarifa que no sustenta los costos. Este diferencial tarifario entre el costo calculado de USD 0,1056 /kWh y el que efectivamente se cobra (alrededor de USD 8,5 /kWh), según las disposiciones emitidas por el CONELEC, debió cubrirse con un subsidio del Estado; sin embargo desde el año 2005 en que se emitió esta disposición, el subsidio no se ha entregado a las empresas distribuidoras, lo cual ha motivado que estas no tengan los recursos para pagar a las empresas generadoras, creando así un déficit de generación. En el caso de las generadoras térmicas, esta deuda se traslada a PETROCOMERCIAL y afecta así a todo el sistema energético del país.

4.7.1.2 Consejos Provinciales y Consejos Municipales

El carácter de estas instituciones puede implicar que la identificación de proyectos, y más aún la planificación, responda justamente a intereses de orden político perfil. Esta situación podría generar presiones par la aprobación de proyectos puntuales que no necesariamente maximizan el beneficio social y económico.

Asimismo, la coordinación entre los diferentes proyectos y Consejos Provinciales y

Municipales implica una descentralización cuyo desarrollo en Ecuador no ha alcanzado la madurez necesaria, lo que genera mayores inconvenientes a la tarea de selección de proyectos y optimización de recursos disponibles para el financiamiento.

Sin embargo, a favor del rol de estas instituciones está el hecho de que por su contacto diario con la población de su zona de influencia, conocen quizás mejor que nadie sus necesidades, su interés por la dotación de servicios básicos y su potencial para colaborar y contribuir en la dotación de los mismos.

Algunos de estos organismos seccionales están interesados en participar como accionistas en la ejecución de proyectos de energía, especialmente de mini centrales hidroeléctricas, por la alta rentabilidad que se esperaría generen. Esto también reduciría la conflictividad en los proyectos que últimamente ha venido afectando a la ejecución de obras por parte del sector privado en que la comunidad no ha intervenido y con justicia reclaman una participación en los proyectos que se ejecutan en sus zonas Geográficas.

4.7.1.3 Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC –

CONELEC no ha tenido mayores problemas para cumplir a cabalidad las responsabilidades a ella asignadas por la normatividad vigente, salvo esporádicas presiones de municipalidades o consejos provinciales tendientes a conseguir la aprobación de algún proyecto no considerado en los planes presentados para su evaluación, o que no reúne el puntaje necesario para su aprobación o que no ha sido priorizado por el CONELEC.

Los criterios para seleccionar proyectos han ido cambiando, pero son claros. Ante esto, la elección de proyectos se lleva a cabo y los fondos disponibles se utilizan. Sin embargo, se considera que debería darse mayor énfasis a la evaluación de los proyectos ejecutados a fin de que se garantice la calidad del servicio y una óptima utilización de los recursos asignados a cada distribuidora para la ejecución de los mismos.

Para los nuevos proyectos de generación hidroeléctrica pequeña (menores a 15 MW) los trámites deben ser más ágiles por parte del CONELEC.

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4.7.1.4 Fondo de Solidaridad

En términos generales el CONELEC se encarga de priorizar los proyectos de inversión en Electrificación Rural de acuerdo con parámetros socio económicos. El Fondo de Solidaridad asigna los fondos FERUM según las prioridades señaladas por el CONELEC.

Dada su calidad de accionista mayoritario de las empresas de distribución, ejerce además la supervisión y fiscalización de las acciones desarrolladas por esas entidades para el desarrollo de los proyectos de Electrificación Rural, con excepción de la ex EMELEC que tiene a su cargo el 30% del mercado nacional y la cual, como ya se indicó, no tiene ninguna participación accionaría estatal.

Si bien la supervisión y fiscalización son acciones positivas, podría estarse incurriendo en una duplicidad de esfuerzos, teniendo en cuenta que el CONELEC realiza tareas similares en miras de avalar o cuestionar la liquidación de los programas FERUM que le son presentados anualmente por las empresas de distribución.

4.7.1.5 Cámaras de la Producción

Para la asignación de puntajes y determinación del orden de prioridad de cada proyecto, el Instructivo del CONELEC establece que se invitará a participar al Secretario Ejecutivo del Consejo de Desarrollo de las Nacionalidades y Pueblos del Ecuador – CODENPE, y a un delegado por las Cámaras de la Producción, cuyos miembros aportan más del 90% de los fondos que conforman el FERUM. Si bien el CONELEC ha comunicado a estos organismos los proyectos que han sido aprobados, para que de esta forma se haga conocer a sus asociados y se recepten posibles observaciones, aparentemente no se ha obtenido respuesta, lo cual estaría evidenciando el poco interés de estas entidades en el desarrollo de estos proyectos. Hay cierta inquietud en el sector industrial de que el incremento de la tarifa por efecto del cargo del FERUM los convierte en menos competitivos y ha habido intenciones de reducir este aporte del 10% actual al 5%, o eliminarlo totalmente. Convendría revisar la posibilidad de que a cambio de esta contribución, los industriales puedan ser accionistas de las obras de generación que se realicen en los sectores rurales, o que puedan optar por disponer de fondos para realizar estudios y ejecución de acciones de eficiencia energética en sus instalaciones.

4.7.2 Nuevos Programas de Electrificación Rural, Gobierno 2007

Se quiere revertir la participación de las Energías Renovables dentro del aprovechamiento de los fondos FERUM con una nueva propuesta de modificación de destino de los recursos en función de las viviendas sin servicio en las diferentes provincias.

Un documento para discusión ha sido presentado por el CONELEC denominado “Situación actual de la electrificación con fondos FERUM y lineamientos para una propuesta de energización rural y urbano marginal hasta el año 2012”. En este documento, se propone asignar los fondos del FERUM con un criterio de justicia social atendiendo de manera preferencial a los usuarios de empresas eléctricas menos atendidas o con la menor cobertura de servicio en las zonas rurales. Establece ya la imposibilidad económica de llegar con la extensión de redes a ciertas zonas y recomienda las tecnologías con Energías Renovables. Las provincias con menor cobertura del servicio son Manabí, Esmeraldas, Loja y las que se ubican en la Amazonía. Al año 2005 la cobertura en esas provincias va del 30% al 55%; luego se ubican las provincias de la costa norte.

Se estima en 140.000 viviendas que no tienen aún acceso al servicio eléctrico en el Ecuador. El Programa FERUM 2008-2012 llegaría a 107.435 usuarios con una inversión de 131’408.000 en aquellas provincias con cobertura menor al 87%. Para el sector urbano marginal se destinarían en el quinquenio 2008-2012 USD 125’513.421.

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4.7.2.1 Aprovechamiento de los recursos energéticos locales

El gran potencial de recursos renovables en el Ecuador debe ser considerado como un eje fundamental para la diversificación energética. Es conocido el alto nivel de irradiación solar en el país entre 3,5 y 6 kWh/m2 día. Sitios han sido identificados donde el viento se produce de manera regular y continua aprovechando los efectos de las variaciones producidas por las corrientes térmicas de las zonas de calor en la costa y la amazonía al impactar con el frío de la sierra. La capacidad hidroeléctrica del país es significativa y no está aprovechada, especialmente para proyectos menores. Finalmente, los recursos provenientes de la biomasa y de los residuos industriales y municipales es una fuente a tomar en cuenta para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica, especialmente en sectores rurales.

4.7.2.2 Promoción de la generación descentralizada como medio del desarrollo local

Mayormente por medio de mini centrales hidroeléctricas de potencias menores a 10 MW se promoverá el desarrollo local que permita que organismos seccionales, consejos provinciales, municipios, juntas parroquiales, organizaciones indígenas, y otros, en calidad de propietarios o accionistas mayoritarios de empresas de generación mixtas puedan disponer de las utilidades de la venta de energía para atender las necesidades propias de sus localidades

4.7.2.3 Ampliación de la cobertura eléctrica especialmente en zonas rurales con sistemas fotovoltaicos

El Ecuador tiene una cobertura rural del 84% (CONELEC, 2006). La mayor parte de las zonas que no están atendidas se ubican en la región amazónica, de frontera y en algunas partes de la sierra y costa donde los costos de extensión de la red resultan muy costosos. Se estima en 235 mil viviendas que aún no tienen acceso al servicio. Se propone atender a estos usuarios con sistemas fotovoltaicos individuales, proyectos que ya se han iniciado, y donde se han elaborado esquemas de gestión que obligan a que el usuario pague por el servicio de manera de hacer sostenible el servicio. Estos esquema de gestión, todavía no se logran implementar exitosamente.

4.8 Análisis para la creación de Operadores Locales

4.8.1 Marco institucional

El Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC, tiene como responsabilidades la elaboración del Plan de Electrificación. Este Plan se ha elaborado con el carácter de referencial para el sector privado, permitiendo el desarrollo de proyectos alternativos; y, la real posibilidad de constituirse en el principal gestor de este proceso de cambio y desarrollo en el campo eléctrico3.

Con referencia a la creación de operadores locales de servicio eléctrico en el Ecuador, declara que es facultad del Estado delegar al sector privado, por intermedio del

Consejo Nacional de Electricidad como ente público competente, las actividades de generación y los servicios públicos de transmisión, distribución y comercialización de

3 El Instituto Ecuatoriano de Electrificación -INECEL-, funcionó desde mayo de 1961, cuando se promulgó la Ley Básica de Electrificación, hasta el 31 de marzo de 1999. El INECEL desarrolló durante su período de vida, las grandes centrales de generación, el sistema nacional de transmisión y obras de distribución, pues según la Ley mencionada, tenía bajo su responsabilidad todas las actividades inherentes al sector eléctrico, esto es: regulación, planificación, aprobación de tarifas, construcción, operación; y, era el accionista mayoritario en casi todas las empresas eléctricas que realizaban la distribución de electricidad en el país.

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energía eléctrica, así como las actividades de importación y exportación de esta energía.

Con referencia a la creación de operadores locales de servicio eléctrico en el Ecuador, es necesario conocer mejor las funciones así como la influencia de los diferentes

consejos para poner en marcha nuevas empresas que trabajen como unidades de negocio.

Existe también el Mercado Eléctrico Mayorista – MEM. El MEM abarca la totalidad de las transacciones de suministro eléctrico que se celebren entre generadores; entre generadores y distribuidores; entre distribuidores y Grandes Consumidores; y, entre generadores y grandes consumidores. Igualmente en este mercado se realizan las transacciones de exportación e importación de energía y potencia.

4.8.2 Diagrama de flujo

A continuación se presenta el diagrama de flujo, que abarcan los organismos encargados para la Planeación Normatividad Control y Regulación de programas y proyectos para la electrificación, los Fondos Monetarios dedicados para el Sector Eléctrico, las Empresas Generadoras Distribuidoras y Transmisoras de Electricidad y los Usuarios Finales

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Figura 17: Diagrama de flujo del Sector Eléctrico Nacional de Ecuador

4.8.3 Diagrama de Flujo par proyectos de Electrificación Rural

En teoría los operadores locales (productores independientes) pueden aplicar por una licencia para la creación de un proyecto de Electrificación Rural, siempre y cuando este sea menor de 1 MW. Sin embargo las restricciones o requerimientos técnicos, los ondos aplicables para el financiamiento, la regulación, así como la responsabilidad de la operación y comercialización de la electricidad, no es descrito detalladamente (falta más información par un análisis detallado).

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Para proyectos mayores a 50 MW el procedimiento a seguir es para la creación de una concesión. El CONELEC es la instancia encargada de determinar la asignación de proyectos. Es donde existe un conflicto entre las empresas prestadoras de servicio procurando aplicar por un proyecto nuevo de manera voluntaria, el cual que de hecho debería ser licitado por el CONELEC de acuerdo al plan nacional de electrificación. Al operador local, queda entonces la tarea de participar en la identificación y/o diseño de proyectos en las diferentes dependencias del sector eléctrico. A continuación se el diagrama de flujo describe para el desarrollo de nuevas concesiones, después las dependencias correspondientes, las áreas donde el operador local podría o debería participar.

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4.8.4 Concesiones

El CONELEC es el único ente autorizado para conceder permisos para instalación de centrales generadoras4.

Las solicitudes para permisos o concesiones de nueva generación son analizadas por el CONELEC, en sujeción al Reglamento de Concesiones, Permisos y Licencias para la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica5.

El proceso para los contratos de permiso o concesión es para algunas empresas y entidades que poseen centrales generadoras existentes, sea para servicio público o para autogeneración. Según el Reglamento de Concesiones, para el desarrollo de centrales de hasta 50 MW, solo se requiere un permiso del CONELEC.

Con referencia a la creación de operadores locales de servicio eléctrico en el Ecuador, mediante este Plan, se define que la instalación de unidades para servicio particular, menores a 1MW, que no se enlacen con el Sistema Nacional Interconectado usando

equipo de sincronismo, no requerirá permiso del CONELEC, pero deberá registrarse en el CONELEC y cumplir las exigencias de las Empresas Distribuidoras y los Municipios

respectivos.

La promoción citada no implica que los mismos deban considerarse como parte integrante del presente Plan de Electrificación y por tanto, éstos, como cualquier otro proyecto que nazca de la iniciativa privada, estarán sometidos al proceso de “concesiones específicas”, si son mayores a 50 MW y al trámite de “Permiso”, si no exceden de esa potencia y son de más de 1 MW.

Para promover las centrales hidroeléctricas y otras con Energías Renovables, el CONELEC y el Ministerio de Energía y Minas vienen realizando e impulsando, estudios de cuencas hidrográficas y de recursos geotérmicos, fotovoltaicos, eólicos, olomotrices, etc.

Con referencia a la creación de operadores locales de servicio eléctrico en el Ecuador: Los proyectos que aprovechen energías no convencionales, como eólica, solar,

geotérmica, biomasa y otras similares; podrán recibir con prioridad fondos del FERUM, si los proyectos benefician a sectores rurales y urbano marginales; además de ser

despachados obligadamente hasta el límite reglamentario y de recibir precios regulados muy atractivos.

4.8.5 Financiamiento

Una fuente de capital es a través de los precios y tarifas que los diferentes Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista cobren por sus servicios, deberían ser suficientes para cubrir los costos de las obras que se deban realizar en el Sector Eléctrico para el mejoramiento y expansión de los sistemas y para ofrecer una utilidad razonable a los inversionistas.

Adicionalmente, el financiamiento de proyectos (inversiones de todo tipo para el sector eléctrico), esta soportado, fundamentalmente, por la inversión privada. Se sustenta de los resultados financieros de cada empresa provenientes de los cobros

4 El INECEL, que terminó su vida jurídica en marzo de 1999, tuvo la facultad de conceder permisos para la instalación de centrales generadoras de hasta 50 MW, hasta el 4 de Junio de 1997.

5 Hasta el mes de julio de 2004 se han revocado los proyectos Shushufindi (50 MW), Tigrillos (50 MW), Apaquí (44 MW), Vacas Galindo (42 MW), Sarapullo (25,7 MW), Langoa (25,4 MW) y Sigchos (18 MW). Estos recursos se encuentran disponibles para ser desarrollados por cualquier empresa interesada. Los proyectos indicados anteriormente, están auspiciados por varios grupos financieros del País y del exterior, interesados en invertir en el Ecuador.

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mediante precios y tarifas, más los aumentos de capital y los créditos que cada empresa pueda conseguir en el mercado financiero6.

La Ley y los reglamentos correspondientes, permiten también el financiamiento, especialmente para obras de distribución, por parte de los consumidores, Municipios, Consejos Provinciales y organismos no gubernamentales.

Con referencia a la creación de operadores locales de servicio eléctrico en el Ecuador:

Los valores remanentes se asignaron para dotar o mejorar el servicio eléctrico a familias de los sectores rurales y de las áreas marginales de los centros cantonales,

priorizando los proyectos principalmente en función de:

• Ubicación en Galápagos y en las provincias fronterizas y amazónicas.

• Utilización de recursos energéticos renovables no convencionales.

• Aprovechamiento del proyecto eléctrico para sistemas de agua potable.

• Posibilidad de enlazar sistemas aislados al S.N.I..

• Menor costo de inversión por cliente (Rentabilidad).

4.8.6 Análisis FODA Fuerzas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas

El Análisis DAFO o Análisis FODA (en inglés SWOT - Strengths, Weaknesses, Opportunities, Threats) es una metodología de estudio de la situación de una empresa, en este caso de la creación de una empresa, y de las características internas de la misma, a efectos de determinar las Debilidades, Amenazas, Fortalezas y Oportunidades para dicha creación. Las debilidades y fortalezas son internas a la empresa; las amenazas y oportunidades se presentan en el entorno de la misma.

Oportunidades son situaciones o factores socioeconómicos, políticos o culturales que están fuera del control de la organización, y son factibles de ser aprovechados favorablemente si se cumplen determinadas condiciones en el ámbito de la organización.

Amenazas son aquellos factores externos y que podrían perjudicar y/o limitar el desarrollo de la organización.

Fortalezas son los recursos humanos y materiales con las que cuenta la organización para adaptarse y aprovechar las ventajas que ofrece el entorno y enfrentar con mayores posibilidades de éxito las posibles amenazas.

Debilidades son las limitaciones o carencias de habilidades, conocimientos, información, tecnología y recursos financieros que padece la organización, y que impiden el aprovechamiento de las oportunidades que se consideran ventajosas en el entorno y no le permiten defenderse de las amenazas.

Matriz FODA para la creación de Operadores locales de Servicios Eléctricos en Ecuador.

Factores externos (Punto de vista de la estrategia del Gobierno a nivel nacional)

Amenazas:

6 Según el Art. 37 de la LRSE, las utilidades correspondientes al Estado, que el ejercicio económico de estas empresas genere, serán reinvertidas en el mejoramiento de su infraestructura, expansión de servicios y capacidad técnica operativa, según lo establezcan los presupuestos de inversiones anuales.

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o Presencia dominante (y única) de las empresa concesionarias con acción geográfica para la expansión del sistema eléctrico nacional interconectado.

o Plan de Expansión del Sistema Eléctrico a gran escala, sin hacer hincapié a las zonas marginales, rurales y/o uso de Energías Renovables

o Limitaciones a la participación de los productores independientes (industria privada), ya que solo se concesionan proyectos por el CONELEC mediante licitación pública que estén el plan maestro de Electrificación Rural. Esto limita la inactiva de creación de nuevos proyectos, como la creación de operadores locales.

o La Ley del Régimen del Sector Eléctrico autoriza solo a las empresas de generación, transmisión y distribución que estén de conformidad con esta ley, (solo empresas concesionarias). La promoción de nuevas empresas especialmente para la promoción de energía renovable no esta contemplada.

o Promoción del sector privado, bajo propio riesgo. No existen mecanismos de promoción y apoyo a la pequeña empresa para la creación de operadores locales. A si mismo no se conocen propuestas claras para la Electrificación Rural.

o No hay cambios de leyes que favorezcan la entrada de la industria privada en la generación, distribución y comercialización del la electricidad.

o No existe una ley, política o reglamento apropiado de comercialización de la energía, para sistemas no conectados menores a 1MW.

o Divergencia con la regulación No 002/05 del CONELEC, la cual define la mini hidráulica aquellas de hasta 500 kW y aprueba pago por al generación de energía renovable.

o Esquemas de “Feed-in-tariff” y Cuotas para la promoción de la generación a base de Energías Renovables no son compatibles. LA energía eólica tiene, de acuerdo a la regulación 009/06 tienen una cuota limite de 5,6 MW (Galápagos) +15 MW (Villonaco) +8,5 MW = 29,1 y un pago de 9,39 US-cent /kWh.

Oportunidades:

o Despliegue de políticas de promoción de Energías Renovables por parte del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

o Reemplazo de motores de combustión externa con más de 20 años de instalación, donde el uso de energía renovable puede jugar un papel más importante, para disminución de costos así como de emisiones de CO2.

o Actuales costos relevantes para la subvención de combustibles fósiles (21% de los Fondos FERUM 70 Mio USD 1998-2005), que pueden ser utilizados más efectivamente.

o Creación del Fondo de Electrificación Rural (FER) o Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal FERUM, que promueve directamente la Electrificación Rural.

o Programas de Financiamiento a nivel Internacional (Unión Europea, Banco Mundial, Mercado de Emisiones)

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Factores Internos

Fortalezas:

o Constitución de la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética y con ello el propósito de incorporar las Energías Renovables al sistema eléctrico en Ecuador

o Promoción de pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas (1 MW hasta 40 MW)

o Participación y aporte financiero y participación de comunidades y asociaciones estratégicas con gobiernos seccionales (Municipios, Prefecturas) y gobiernos locales.

o En marco del FERUM, promoción de sistemas de generación que utilicen Energías Renovables no convencionales, destinados al servicio exclusivo de sectores rurales, así como para la operación y mantenimiento de sistemas eléctricos no incorporados ubicados en provincias de frontera, Amazonía y Galápagos.

o Pago a la generación de Energías Renovables “feed-in tariff” (Centrales hidroeléctricas de hasta 5 y 10 MW).

o Aprovechamiento de proyectos eléctricos para sistemas de agua potable.

o Simplificación de procedimientos para la creación de plantas menores de 1 MW que solo requieren de una licencia (se asume esta simplificación solo para sistemas interconectado). En este, se omiten los pasos para la creación de una Concesión (plantas mayores a 50 MW) así como también los pasos para los permisos de construcción y operación (plantas de 1 a 50 MW).

Debilidades:

o Solo las empresas eléctricas pueden aplicar por fondos del FERUM. Descarta toda iniciativa privada a elaboración de proyectos directos.

o Contratación de procesos de consultoría para la ejecución de proyectos de Energías Renovables y de eficiencia energética.

o Sistemas no incorporados se aplican los mismos criterios de concesión o permiso.

o La instalación de sistemas fotovoltaicos aislados o conectados a la red no tiene una normativa específica.

o Esquemas que promueven exclusivamente la pequeña y mediana Hidroeléctrica, dejando fuera oportunidades para fotovoltaicos y/o energía eólica.

o Los criterios para la utilización de los fondos del FREUM son muy limitados. Montos fijados para tecnologías y viviendas (Lo cual se asume que esta dedicada al sistema interconectado) y no prevé esquemas para zonas rurales, como por ejemplo los redes descentralizadas (microredes) para la Electrificación Rural

o Desventajas para la creación de operadores locales en zonas rurales o no interconectadas. Así como también en zonas conectadas con generación a base de motores diesel.

o Para la promoción de procesos productivos a base de Energías Renovables no existe una ley o modelo general que se aplique. Cada propuesta de proyecto debe ser analizada individualmente.

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o Proyectos asignados directos sin opción a licitación. Desmotivación de la industria privada para proyectos más atractivos.

o Administración de fondos para la Electrificación Rural FERUM y destinados por el CONELEC, que a su vez dependen de diversos fondos y fuentes de financiamiento. Crea inseguridad y riesgo. (Aunque los fondos han ido en aumento).

o Poca participación para el desarrollo tecnológica y aprovisionamiento de partes locales.

o Pocos medios o “entes” para la participación de la empresa privada.

4.8.7 Modelos de servicio eléctrico descentralizado encontrados en Ecuador

En Ecuador, los esquemas de servicio eléctrico se pueden clasificar de acuerdo a los criterios que juegan papel importante en la creación y desarrollo de operadores de servicios eléctricos:

o La propiedad de los activos, (aquí se contempla quién es el propietario de las infraestructuras de generación7, así como también el derecho de la propiedad).

o La entidad o responsable que ejerce la gestión, operación y mantenimiento de las infraestructuras de generación y, en su caso, de distribución

o El tipo de financiamiento tanto como para la inversión como para la operación y el mantenimiento

o El tipo de la tecnología a implementar, la cual se basa básicamente en los recursos naturales locales (también se debe considerar la demanda actual de energía).

o El tipo de fiscalización o verificación a qué se encuentra sometido por parte de algún ente regulador del sector eléctrico. En el caso de Ecuador se toma en cuenta también la capacidad del equipo de generación de energía, ya que de aquí se deriva el tipo de permiso.

En los últimos años, en el país se han presentado varias iniciativas para definir posibles modelos de servicio para proyectos descentralizados; los cuales se citan a continuación:

• Estudio SERTECPRO_SWED POWER. Este estudio recomienda la creación de una empresa proveedora de servicios energéticos quien se haría cargo del desarrollo y sostenimiento de la Electrificación Rural en zonas aisladas, por delegación de la empresa eléctrica regional.

Esta empresa proveedora, sería una entidad local conformada por la o las comunidades participantes, y el o los auspiciantes o donantes de fondos en caso de ser necesarios.

La empresa eléctrica tendría un papel fundamental en la organización y dirección de la Empresa proveedora y se encargaría de la obtención de los fondos FERUM.

7 En caso de microredes, la propiedad de las infraestructuras de distribución puede recaer en una entidad distinta de la propietaria de las de generación. En cualquier caso, no es un factor tan crítico a efectos de clasificación de los modelos de servicio eléctrico.

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• Estudio SVENSON Este estudio establece que para garantizar la sostenibilidad de los proyectos se debe trabajar con los organismos seccionales (Municipalidades, Consejos provinciales, Comunidades etc.,) quienes estarían a cargo del desarrollo de los proyectos.

Para viabilizar esta idea se debería reformar el artículo 62 de la LRSE por el cual se permite que los recursos FERUM puedan ser solicitados directamente por los organismos seccionales.

• Proyecto SILAE Este proyecto esta financiado por la Comunidad Europea, y su propósito es contribuir al desarrollo de la región Amazónica.

Este proyecto busca atraer a inversionistas privados para financiar proyectos de Electrificación Rural comunitarios

El SILAE plantea que la sostenibilidad de los proyectos se refleja en la medida que sean liderados por las comunidades, quienes buscaran soluciones específicas acordes a los alcances y recursos existentes en sus localidades.

En la actualidad existen pocos modelos eléctricos descentralizados operativos, la mayoría de ellos son proyectos pilotos pequeños con generación fotovoltaica o micro-hidro.

A continuación detallamos las diferentes alternativas existentes en el país.

4.8.7.1 Proyectos de FEDETA

La ONG Fundación Ecuatoriana de Tecnología Apropiada (FEDETA) es una Institución de derecho privado con finalidad social y sin fines de lucro, activa desde 1984, quién ha implementado un modelo propio para solución de necesidades energéticas para poblaciones aisladas.

Este modelo se ha puesto a prueba en más de 415 instalaciones de energía solar fotovoltaica atendiendo a viviendas, puestos de salud, escuelas, casas comunales y cabañas turísticas; además de dos instalaciones microhidroenergéticas que prestan el mismo servicio además de atender a una oficina de computación y un aserradero, beneficiando a 13 comunidades indígenas de la amazonía ecuatoriana, que operan satisfactoriamente de acuerdo con evaluaciones realizadas por agentes nacionales e internacionales, estatales y privados. El modelo está compuesto por tres elementos fundamentales: - Un fuerte proceso de capacitación en el que se vincula toda la población. - Un esquema de administración y operación en manos de los pobladores locales

denominado UOPGES (Unidad Operativa y de Gestión Energética Sostenible) - Un sistema de coordinación entre actores estatales, agentes privados, ONG´s y

organizaciones locales a través de la cual se consigue el financiamiento y se da seguimiento a las inversiones.

Actualmente en la Provincia de Sucumbíos operan más de 400 sistemas domésticos de energía solar instalados bajo este modelo, en coordinación con la EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DE SUCUMBIOS (EERS). Durante el año 2008 FEDETA aspira ejecutar en la región amazónica ecuatoriana 700 instalaciones más de ser aprobados nuevos proyectos presentados ante las autoridades energéticas ecuatorianas. Estas nuevas instalaciones darán servicio eléctrico básico en la selva amazónica a una población cercana a las 4.600 personas de los pueblos kichwua en su mayoría, que sumadas a las ya beneficiadas, llegan a

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más de 1.700 familias (7.500 personas), numerosas escuelas, botiquines y casas comunales. Desde 2006, FEDETA también trabaja en la provincia de Manabí en coordinación con la Empresa Eléctrica de Manabí (EMELMANABI), dónde promueve la instalación de 110 sistemas de energía solar fotovoltaica en el Cantón Pichincha que beneficiarán a 106 familias (742 personas) y 4 escuelas. Más información disponible en el sitio web www.fedeta.org.

4.8.7.2 Proyectos PROMEC

El PROMEC con financiación principal del Banco Mundial ha realizado varios proyectos de Electrificación Rural, en los cuales implemento 2 diferentes modelos de gestión para operadores descentralizados:

Los modelos de gestión propuestos se basan en estructuras formadas por las organizaciones locales, técnicos locales debidamente capacitados, los usuarios y las empresas de distribución locales.

Estos modelos proponen una estructura administrativa que permita una gestión de descentralizada. Estos modelos son particulares para cada zona y responden a características culturales y organizativas de los habitantes locales.

• Proyecto Arajuno - Sistemas FV individuales Junta de Electrificación

La responsabilidad en la ejecución del proyecto corresponde a la Empresa Eléctrica Ambato, quien por ley debe entregar el servicio eléctrico a los usuarios en su área de concesión.

Se constituyo en la comunidad una Junta de Electrificación Rural con Energía Renovable (JERER) como mecanismo de administración, gestión, control y seguimiento de los proyectos.

Un delegado de La Empresa Eléctrica Ambato es miembro de la JERER. La empresa tiene la obligación de aportar su colaboración en la gestión, mantenimiento y operación de los sistemas.

Existen dos tarifas planas en función de la capacidad instalada. La JERER esta a cargo de la recaudación de las tarifas, y debe entregar una parte a la Empresa Eléctrica, para cubrir mantenimiento mayor, y reposición de equipos.

Los activos pertenecen a la empresa eléctrica

• Proyecto Esmeralda - Sistemas FV Individuales Empresa Comunitaria

Se creo la Empresa Comunitaria de Energía, sustentada en la Ley de Modernización del Estado (Art. 41 y 42) que dice que La Empresa Distribuidora regional puede delegar de acuerdo a lo establecido en la, la prestación del servicio a una sociedad por acciones.

La distribuidora puede prestar el uso de los equipos a la empresa local y guardar la propiedad sobre los mismos, o a su vez arrendarlos con opción de compra o cualquier otra modalidad que en ese momento se decida.

La Empresa Comunitaria esta a cargo de la gestión, operación y mantenimiento de los sistemas.

Existen dos tipos de tarifas dependiendo de la capacidad instalada.

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La Empresa Comunitaria de Energía en la figura de una Compañía Anónima Comunitaria esta en capacidad de celebrar contratos con el sector público para el desarrollo de sus actividades.

A futuro la compañía anónima podrá buscar opciones de financiamiento independiente de los fondos FERUM, para ampliar, por ejemplo su capacidad de generación o el servicio que presta.

En los proyectos mencionados, la Empresa Eléctrica Regional tiene la responsabilidad de ejecutar el proyecto y de aportar su colaboración en la gestión, mantenimiento y operación de los sistemas.

La comunidad constituye una Junta o una Empresa comunitaria de Electrificación como mecanismo de administración, gestión, control y seguimiento de los proyectos.

Los activos son propiedad de las empresas eléctricas.

Los fondos aportados cubren el financiamiento de la inversión.

El costo del mantenimiento de los sistemas y la reposición de equipos deberán ser cubiertos a través de las “tarifas”, establecidas en los modelos de gestión, cobrados a cada usuario.

4.8.7.3 Otros Proyectos

Por iniciativa de ONG’s se han ejecutado proyectos descentralizados de Electrificación Rural, con las siguientes características en modelos de servicios.

• Proyecto FOMDERES- Microred FV y Sistemas FV individuales Junta de Electrificación

En el proyecto FOMDERES ubicado en San Lorenzo se creo una Junta de Electrificación Rural (J.E.R.) formado por un delegado del municipio, de la comunidad y un miembro de la comisión de la luz (comisión creada para la gestión y mantenimiento del sistema).

La JER actúa como ente regulador aplicando estrictamente el reglamento creado para la gestión del proyecto.

En este proyecto los fondos para la inversión inicial fueron aportados por una ONG Española.

En este caso los activos (equipos y obras civiles) serán propiedad de la Junta Parroquial.

Los recursos necesarios para el mantenimiento del sistema y reposición de equipos serán recaudados mensualmente a los usuarios a través de las “tarifas” establecidas en el modelo de gestión.

Tarifas planas mensuales por energía a disposición (EDA).

Los proyectos se ejecutan sin ninguna participación de Empresas distribuidoras locales.

La sostenibilidad del proyecto depende exclusivamente de la buena gestión administrativa de la Junta encargada del mismo.

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• Proyecto FLOREANA En el caso especifico del proyecto FLOREANA, varias entidades locales e internacionales aportaron fondos para la ejecución del proyecto.

El Proyecto introduce el concepto de Energía a Disposición (EDA), que permitiría cobrar tarifas planas por bloques de energía acordados con los usuarios, lo que aportaría en sostenibilidad al proyecto. Esta tarifa no esta implementada.

La Junta parroquial es dueña de todos los equipos de generación, y la empresa eléctrica es dueña de la red de distribución.

La empresa eléctrica esta a cargo de la operación, mantenimiento del sistema de generación y de la distribución eléctrica.

La empresa recauda las tarifas reguladas por el CONELEC mensualmente.

El modelo de gestión del proyecto no esta todavía determinado.

Al momento se esta buscando un consenso para la firma de un contrato de comodato entre la Empresa Eléctrica Galápagos y la Junta parroquial Floreana que garantice la sostenibilidad del sistema.

4.9 Conclusiones del estudio en Ecuador

Ecuador posee un nivel relativo alto de electrificación (cobertura rural del 84%), sin embargo el tema de la Electrificación Rural y la importancia de proveer servicios eléctricos básicos en zonas del país que no tienen acceso a este servicio no ha sido una prioridad en la política y estrategia del gobierno de Ecuador, además de que la concentración en las distribuidoras de la iniciativa para la planificación de proyectos de Electrificación Rural (ER) se ha convertido en una barrera para soluciones dispersas.

Existen adelantos en materia de uso de tecnologías a base de energía renovable en sistemas conectados o no a la red, como el pago por kWh generado dependiendo de la tecnología en cuestión.

El ámbito de la Electrificación Rural más allá del servicio básico, como la promoción de actividades productivas, no señala una prioridad en este campo o mejoras. En el nuevo gobierno se requiere de una mayor atención a este tema así como acciones concretas para la creación de operadores locales en áreas rurales y actividades productivas para el desarrollo económico y el bienestar en general de la población.

Con el cambio a subsecretaria de la “Dirección de Energías Renovables y Eficiencia Energética, actualmente SEREE, se esta haciendo el esfuerzo político por establecer en la leyes, políticas y planes para el sector eléctrico el uso de las Energías Renovables y un mayor alcance a la participación de productores independientes en sistemas no interconectados y de zonas rurales.

Especialmente es necesario crear una estrategia para la Electrificación Rural y el uso de recursos energéticos locales. Aquí, unos de los puntos clave para la promoción de los operadores locales en zonas rurales de Ecuador, (desde el marco de vista legal) son la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE). En este se diseña además el Plan Maestro de Energía, así como el Plan Maestro de Electrificación (con la participación básicamente del CONELEC), donde hasta hoy no se presentan reformas a la ley respecto al uso de energía renovables en áreas rurales, diseño de especificaciones técnicas y esquemas de financiamiento que garanticen la puesta en marcha y operación proyectos en zonas rurales a largo plazo.

Los proyectos de Energías Renovables han tenido el mismo tratamiento que los grandes proyectos conectados a red en lo que tiene relación con los requisitos del CENACE para la medición de la energía entregada. Esto no es aplicable en sistemas

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residenciales, y ha venido a dificultar la aplicación del cobro de la generación producida en aquellos proyectos de sistemas fotovoltaicos residenciales que se han construido principalmente en las provincias de la Amazonía, en Esmeraldas y en Galápagos.

Caso similar constituyen las mini centrales hidroeléctricas las que no se han beneficiado de la tarifa preferencial al no existir un precedente y los mecanismos para el pago. Se suma a esto el déficit y la situación de crisis del sector que asigna los pagos con cuentagotas.

Se está estudiando la viabilidad del tratamiento separado actual de los proyectos conectados a red de mayor capacidad (mayores a 1 MW) y los aislados de red o conectados a red de menor potencia. La viabilidad de la regulación 009/06 está siendo estudiada por el MEM, el CONELEC, el Fondo de Solidaridad y el CENACE, por lo que se estaría proponiendo una modificación a esta regulación para considerar.

En general, se promueven procesos participativos para la industria privada así como para otros (entidades no gubernamentales, etc.), pero estos han sido pocos o de poca relevancia. Existe una relación dominante por parte de la empresas eléctricas concesionarias de distribución, quien hoy tienen la tarea de identificar, planear, diseñar, ejecutar y mantener los proyectos de Electrificación Rural. La descentralización de estas actividades serán puntos claves a re-tratar para lograr la creación de operadores locales.

Se requiere de un programa más ambicioso que incluya no solo proyectos con sistemas fotovoltaicos individuales para las zonas más marginales de ecuador, sino programas basados en análisis costo-beneficio a largo plazo. Donde el uso de recursos energéticos renovables en combinación con la integración de nuevas tecnologías satisfaga a través de esquemas de redes (mini-redes descentralizadas, no incorporadas al sistema interconectado) la demanda de energía. Dependiendo en el consumo y necesidades de electricidad así como de la situación actual de la población (factores sociales, económicos entre otros), los operadores locales deben ser creados para operar bajo esquemas financieros rentables que promuevan el desarrollo social y económico de la población con una visión a largo plazo.

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5 Perú 5.1 Introducción

La República del Perú es un país situado en la parte central y occidental de Sudamérica. Colinda con Ecuador y Colombia al norte, con los estados brasileños de Amazonas y Acre al este, con Bolivia al sureste, Chile al sur y con el Océano Pacífico al oeste. El Perú es una república presidencialista democrática dividida en 25 regiones. Logró su independencia de España en 1821.

Figura 19: Mapa de la República del Perú (Fuente: www.comunidadandina.org)

Si observamos el contexto socio-económico del Perú para el período 1993 – 1997, señalan que el país creció alrededor de 35%, a un ritmo promedio de 7% anual. Así

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mismo, se logró el control de la inflación de 7481.7% anual en el año 1990, a 8.5% en 1997. El fenómeno climático de El Niño en el año 1998 afectó severamente el crecimiento económico: desde 1998 hasta 2001, el país en su conjunto creció menos del 4%. Por otra parte, la importancia de la inversión privada de largo plazo disminuyó considerablemente, mientras que en 1997 equivalía al 4.6% del PBI, en el 2001 cayó al 1.6%. En el período 2002-2006 se logró mantener la moneda estable y niveles bajos de inflación, gracias a políticas fiscales sensatas del gobierno. Sin embargo, a pesar del fuerte desarrollo macroeconómico, el desempleo y la pobreza han permanecido en niveles persistentemente altos: la proporción de pobres ha aumentado hasta el 54%.

La población del Perú asciende aproximadamente a 27.5 millones de habitantes. Aproximadamente el 38% vive en zonas rurales (alrededor de 10.4 millones).

La cobertura eléctrica en el Perú se encuentra alrededor 78%, dependiendo de la fuente consultada, mientras que en zonas rurales apenas supera el 30%. De los más de 6 millones de peruanos que no acceden a energía eléctrica, alrededor de 4,5 millones corresponden a pobladores rurales. Los principales esquemas existentes de financiamiento para Electrificación Rural están a cargo del Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) y el FONER, quedando un importante sector de la población sin electricidad por cubrir que podría ser atendido por los Gobiernos Regionales y/o Locales.

Por otra parte, el uso de leña, bosta y yareta (lo que podría denominarse biomasa tradicional) representa un 15% de la energía primaria consumida en el país. Pero en el sector residencial y comercial, estas fuentes representan alrededor del 55% de la energía consumida. Es decir, más de la mitad de la energía consumida por los hogares y comercios del Perú proviene principalmente de la leña. Este consumo, además de la deforestación que genera, causa también graves problemas respiratorios en la población.

La cobertura de servicios de agua potable, saneamiento y tratamiento de desagüe a nivel nacional es de 76%, 57% y 22%, respectivamente. En tanto que en zonas rurales, esta cobertura no supera el 62% en agua potable, el 31% en saneamiento y prácticamente no existe el tratamiento de desagües.

La cobertura o densidad de telefonía fija a nivel nacional es del 8,7 por cada 100 habitantes y de telefonía fija del 31,7 por cada 100 habitantes, según datos del Ministerio de Transportes y telecomunicaciones. A su vez, la densidad de teléfonos públicos es de 5,7 por cada 1000 habitantes.

5.2 Desarrollo histórico del sector eléctrico en el Perú

Periodo 1900-1950:

“Hasta la década de los 50s, el servicio público de electricidad en las principales ciudades del país era sostenido y desarrollado por la inversión privada a través del sistema de concesiones. En las pequeñas ciudades y localidades sin embargo, la situación era distinta, el servicio era prestado por las municipalidades lo cual significaba que las pequeñas centrales térmicas brindaban el servicio en forma deficiente y restringida. El desarrollo de la energía eléctrica en el medio rural fue resultado de la acción individual de autoproductores, o la gestión de algún funcionario estatal que logró la instalación de una pequeña planta.”

Periodo 1950-1970:

“En 1955, la Ley No. 12378 permitió consolidar el desarrollo de la inversión privada en las grandes ciudades del país y el Estado se limitó a normar y fiscalizar el servicio eléctrico. Debido a la crisis de los servicios municipales en pequeñas ciudades y

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localidades, el gobierno creó los Servicios Eléctricos Nacionales (SEN) para asumir su administración.”

“En la década del 60 se incrementó la presencia del estado en los servicios públicos y se desarrolló la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas en el ministerio de Fomento y Obras Públicas. Como proyecto piloto se implementó la Electrificación del Valle del Mantaro entre 1967 y 1972 con el apoyo del AID, que permitió expandir la frontera eléctrica a pequeños centros poblados con una población de 15,000 beneficiarios. Inicialmente se vinculó la Electrificación Rural a las unidades agropecuarias y luego se entendió esta como la expansión de la frontera eléctrica hacia las capitales provinciales y distritales con un servicio principalmente nocturno. Los criterios de prioridad de los proyectos se basaban en la gestión de las autoridades políticas y la presión de los pueblos.”

Período 1970- 1980:

“Con la Ley normativa de electricidad 19521 se estatizó la industria eléctrica, reservándose el estado todas las actividades de generación, distribución y comercialización. Para este fin se creo ELECTROPERÚ, la cual debería dar prioridad al criterio social sobre el económico. Se consideró que la empresa estatal podía garantizar la ampliación de la frontera hacia aquellas regiones postergadas donde la electrificación no era rentable. La realidad fue que se dio prioridad al desarrollo del sistema interconectado nacional y solo se ejecutaron algunos proyectos de electrificación de pequeñas localidades provinciales y distritales. Sin embargo, la mayoría se hizo en base a pequeñas plantas térmicas y con el propósito de responder a exigencias postergadas que ELECTROPERÚ atendió.”

“En este período en el Ministerio de Energía y Minas (MEM), se crearon la Oficina Ejecutiva de Proyectos Especiales de Interés Local (OPIL) y el Programa de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas y ELECTROPERÚ creo la Oficina de Programa de Tecnología Aplicada (OPTA). El MEM definió que su política era electrificar pequeñas localidades aisladas mediante pequeñas centrales hidroeléctricas.”

Periodo 1980- 1990:

“Con la Ley General de Electricidad 23406 de 1982 y el decreto Ley 163 se dio un importante impulso a la Electrificación Rural al centralizarse en la Gerencia de Electrificación Provincial, Distrital y Rural de ELECTROPERÚ todos los proyectos. El decreto 163 establecía un impuesto de 25 % a los consumos de energía superior a los 160 kWh. al mes y el 50% de lo recaudado se debía destinar a la Electrificación Rural. Los proyectos una vez ejecutados se incorporaban a las empresas regionales y su sostenibilidad se garantizaba con una tarifa empresarial. Se desarrollaron los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE) y se firmaron convenios con organismos de cooperación internacional para desarrollar programas de minicentrales hidroeléctricas. En el período 1980-1985 se amplió de forma significativa la cobertura de los proyectos. Por su parte, en el quinquenio siguiente (1985-1990), los proyectos se focalizaron los proyectos en las regiones económicamente y socialmente deprimidas. El proceso de regionalización de ELECTROPERÚ fue el primer intento de transferir las Unidades de Proyectos de Electrificación (UPES) a las empresas eléctricas regionales, pero la crisis económica y la violencia existente llevo a una parálisis del desarrollo de los proyectos.”

Periodo 1990-1995:

“En 1992 se establece la Ley de Concesiones Eléctricas 25884 que establece un nuevo marco legal para el desarrollo de la electricidad en el país al establecer que las empresas se deben desdoblar en generadoras, transmisoras y distribuidoras. Se propicia la competencia en la generación y la regulación en la transmisión y

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distribución. Igualmente se inicia un proceso de privatización de las empresas. Al quedar ELECTROPERÚ como una empresa de generación por efecto del proceso de privatización, los proyectos de Electrificación Rural son retomados por el MEM, que inicialmente estudia la creación de un Instituto de Electrificación Rural.”

“Los proyectos son trasladados a la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP), creada en 1993 para ejecutar proyectos de generación y transmisión. Inicialmente se transfirió los proyectos que ELECTROPERÚ había diseñado y empezado a ejecutar a través de la Gerencia de Electrificación.”

Periodo 1995-2000:

“En 1996, al culminarse con los proyectos en cartera, se suscita la necesidad de generar nuevos proyectos de electrificación para satisfacer la demanda de pequeñas localidades y se plantea el desarrollo de la planificación de la Electrificación Rural que permita contar con una priorización de proyectos a nivel nacional para su ejecución. En este periodo, se dio énfasis a integrar los sistemas rurales de los PSE al sistema interconectado nacional mediante líneas de transmisión a 138 kV y 60 kV. Dado que las áreas de influencia de las empresas distribuidoras estaban restringidas hasta 100 metros de sus redes y era política del estado privatizarlas, se enfrentaron resistencias para la transferencia de los proyectos de Electrificación Rural una vez culminados por la DEP. EL problema principal era la baja sostenibilidad, lo cual generó la necesidad de crear ADINELSA.”

Período 2000-2005:

“En este periodo se ha consolidado la planificación centralizada de la Electrificación Rural y la ejecución de los proyectos de electrificación mediante la DEP, pero el proceso de regionalización ha introducido la necesidad de revisar los organismos que deben participar en la ejecución de los proyectos.”

“En el año 2002 se da la Ley 27744 de Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera, que constituye el marco legal de la Electrificación Rural. Se define las funciones de la DEP, la existencia del Fondo de Electrificación Rural (FER) y la modalidad de transferencias de proyectos a ADINELSA. Esta Ley de Electrificación Rural no fue Reglamentada debido a las contradicciones con el proceso de regionalización y no tuvo vigencia plena -no se constituyó del FER- pero sirvió para dar solidez a ADINELSA.”

“En este período se inicia los procesos de regionalización, estableciéndose toda la normativa largamente detallada anteriormente. Dentro de los efectos relevantes de señalar se encuentran la mayor disponibilidad de recursos de los Gobiernos Regionales, parte de los cuales fueron destinados a la ejecución de Proyectos de Electrificación Rural, ya sea mediante convenios con las empresas concesionarias, o en algunos casos directamente. La DEP también inicia una serie de programas de capacitación en las áreas de formulación, ejecución y administración en materia de Electrificación Rural.”

Período 2006-a la actualidad:

Aunque en este período se continúa con el esquema anterior; se señalan dos hitos importantes que marcan un sendero más definido para el desarrollo de la Electrificación Rural, la promulgación de la Ley General de Electrificación Rural en mayo de 2006, cuyo Reglamento ha sido publicado recientemente el 3 de mayo de 2007; y el inicio del Proyecto del Mejoramiento de la Electrificación Rural – FONER, que aunque fue constituido en mayo del 2005, recién a inicios del 2007 inició la entrega de subsidios para la ejecución de proyectos de Electrificación Rural mediante esta modalidad. Con la fusión del Proyecto FONER y la DEP, establecida el 5 de mayo

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de 2007, la Dirección General de Electrificación Rural será la unidad ejecutora única del Ministerio de Energía y Minas en materia de Electrificación Rural.

La Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento, establecen el siguiente esquema para el desarrollo de la Electrificación Rural:

- La Planificación de la Electrificación Rural continúa siendo centralizada, encargada a la Dirección Ejecutiva de Proyectos (ahora a la Dirección General de Electrificación Rural), quien debe coordinar con los Gobiernos Regionales y Locales, y otras entidades interesadas en el desarrollo de la Electrificación Rural; pero finalmente define la priorización del PNER.

- Se constituye finalmente un fondo de Electrificación Rural, con recursos específicos inembargables; con lo cual se garantiza la existencia real de fondos para el desarrollo rural. Estos fondos son administrados por la DEP, con excepción de los destinados a la promoción de la inversión privada.

- La ejecución de obras de Electrificación Rural puede ser realizada: a) directamente por la DEP –con recursos del fondo de Electrificación Rural-; b) por las empresas concesionarias – obras encargadas por la DEP y con recursos del FONDO, ó como participación privada con un subsidio a la inversión en el esquema FONER o en concursos llevados a cabo por PROINVERSIÓN; c) por los Gobiernos Regionales y Locales, en cuyo caso la DEP podrá co-financiar proyectos con los fondos de la Electrificación Rural; e) por inversionistas privados, quienes deben concursar por un menor subsidio a la inversión ya sea en el esquema FONER o mediante concursos llevados a cabo por PROINVERSIÓN con fondos de la Electrificación Rural.

- Dentro de los esquemas de descentralización, se establece la capacitación, la participación en la elaboración del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), la ejecución de proyectos con recursos propios de los Gobiernos Regionales y Locales y con co-financiamiento de la DEP.

- La creación de la Tarifa Eléctrica Rural, en la cual se contempla el no retorno de las inversiones realizadas con los fondos de Electrificación Rural y otro tipo de subsidio a la inversión por parte del Estado. Aquí se reconoce el rol subsidiario del estado, y por lo tanto se hunden las inversiones en Electrificación Rural. En la tarifa se contempla únicamente el retorno de aquella parte de la inversión que provenga de recursos propios de privados o de las empresas concesionarias regionales; asimismo se establece que la conexión domiciliaria rural incluido el sistema de medición es de propiedad de la empresa y por tanto es su obligación proveerla. Se prevé la sostenibilidad de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) creando un fondo de reposición de las inversiones y asumiendo que los costos de operación y mantenimiento que fije el OSINERGIM son suficientes para cubrir los costos efectivos del servicio. Se establece la posibilidad de ampliar la cobertura del FOSE a fin de que los usuarios rurales puedan acceder a tarifas menores y acordes con sus ingresos.

- Por último se complementa el esquema con el establecimiento y adecuación de normas de diseño y construcción que se adecuen mejor a los requerimientos de los sistemas rurales y la creación de la Norma de Calidad del Servicio Eléctrico Rural.

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5.3 El sector eléctrico en el Perú

5.3.1 Actores principales y funciones

5.3.1.1 El Ministerio de Energía y Minas - MINEM

El Ministerio de Energía y Minas, es el ente rector del Sector Energía y Minas, y forma parte integrante del Poder Ejecutivo. Su estructura está definida en la Ley orgánica del Sector Energía y Minas (Decreto Ley 25962) de diciembre de 1992.

El Ministerio de Energía y Minas tiene como finalidad formular y evaluar, en armonía con la política general y los planes del Gobierno, las políticas de alcance nacional en materia del desarrollo sostenible de las actividades minero - energéticas. Así mismo, es la autoridad competente en los asuntos ambientales referidos a las actividades minero - energéticas. Dentro de sus objetivos se encuentran el de promover el desarrollo integral de las actividades minero - energéticas, normando, fiscalizando y/o supervisando, según sea el caso, su cumplimiento; cautelando el uso racional de los recursos naturales en armonía con el medio ambiente.

El Ministro de Energía y Minas es miembro del Directorio de FONAFE, y es el encargado de proponer a cuatro miembros de cada directorio de las empresas estatales del sector energía; el quinto miembro es propuesto por el Ministro de Energía y Minas, con lo cual se preserva la implementación de la política energética dentro de las Empresas del Estado. El MEM aprueba también el plan estratégico de estas empresas.

5.3.1.2 La Dirección General de Electricidad - DGE

La Dirección General de Electricidad es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del subsector Electricidad; proponer y/o expedir, según sea el caso, la normatividad necesaria del subsector Electricidad; promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y, coadyuvar a ejercer el rol concedente a nombre del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas. Está a cargo del Director General de Electricidad, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía.

La Ley General de Electrificación Rural le encarga a la DGE las funciones promotora y normativa en materia de electrificación. En cuanto a la primera, la DGE debe determinar y administrar los montos que serán destinados como subsidio a la participación privada en procesos conducidos por PROINVERSIÓN. En cuanto a la función normativa, se encuentra pendiente la elaboración y revisión de las normas técnicas para los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) tanto de diseño, construcción y la aplicación del Código Nacional de Electricidad (La DGE ha emitido alrededor de 20 dispositivos entre normas y especificaciones técnicas para la construcción de SER); asimismo, en el plazo de 90 días, deberá aprobarse la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales. La DGE también otorgará Concesiones Eléctricas Rurales a ser tramitadas por la DEP, e impondrá la Servidumbre Rural.

5.3.1.3 La Dirección Ejecutiva de Proyectos - DEP

La DEP/MEM es el órgano responsable del planeamiento, ejecución y transferencia de proyectos para su operación y mantenimiento; en el caso del planeamiento realiza la formulación y actualización anual del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), documento que contiene una lista referencial de proyectos priorizados para los próximos diez años, de acuerdo a evaluaciones técnicas y económicas, y que consolida los Planes Regionales de Electrificación Rural (PRER) elaborados por los gobiernos regionales. La coordinación de prioridades regionales con las nacionales, las

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modificaciones de índole presupuestal, así como la obtención de nuevas fuentes de financiamiento interno y/o externo, motivan que la programación de obras previstas de ejecutar en el horizonte de planeamiento tenga un carácter referencial. La DEP depende directamente del Ministro de Energía y Minas, siendo este último quien finalmente define las políticas de Electrificación Rural.

Las obras que ejecuta la DEP/MEM, ya sea con recursos propios o por encargo (convenios de financiamiento y ejecución), una vez concluidas y liquidadas son transferidas a título gratuito a las empresas concesionarias regionales o a la ADINELSA, según la ubicación de la obra. El FONAFE realiza el incremento de capital y emite las acciones correspondientes.

La Ley General de Electrificación Rural, consolida y ratifica las funciones que la DEP venía desempeñando como planificador y ejecutor principal de las obras de Electrificación Rural, encargándole también la administración de los recursos establecidos en la Ley, con excepción de los destinados a la participación privada. Además de la elaboración del PNER, la DEP debe también elaborar el Plan de corto plazo; y definir, de acuerdo a los criterios de priorización del Reglamento, los destinatarios de la transferencia de obras, así como la transferencia de materiales y equipamiento electromecánico a las Municipalidades Distritales, en calidad de donación.

5.3.1.4 La Entidad Ejecutora del Programa FONER

Creada en mayo de 2005 con la finalidad de ejecutar el programa de “Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la aplicación de fondos concursables, que es un programa piloto de Electrificación Rural, que opera con fondos del Banco Mundial (100 MM$) en su primera etapa, orientado a ampliar la frontera eléctrica, con un esquema de ejecución que asegura la sostenibilidad del servicio a prestarse, al participar las empresas de distribución eléctrica regionales y privados. Se espera otorgar el servicio eléctrico a 160,000 usuarios de electricidad, mediante un subsidio eficiente a la inversión de hasta el 90%, sin cubrir costos de operación y mantenimiento.

El esquema planteado por el FONER consiste en el otorgamiento de subsidios directos a la inversión en proyectos de Electrificación Rural presentados por las empresas concesionarias o por inversionistas privados, quienes deben participara por los menos con el 10% del total de la inversión. El subsidio se determina como el monto necesarios para obtener una tasa interna de retorno del 12% a precios privados, sobre la inversión que realiza el inversionista; además el proyecto deberá tener una tasa interna de retorno mínima del 14% (superior a la exigida por el SNIP), y el subsidio no debe ser mayor a USD 800 por conexión. La meta planteada es la de proveer el servicio a 160,000 viviendas rurales.

Una ventaja adicional del Programa FONER es que las licitaciones de estudios y ejecución de obras son realizadas de acuerdo a las normas del Banco Mundial y no de CONSUCODE, con lo cual es posible realizar una mejor selección de los postores. El Programa FONER ya se ha iniciado con las empresas regionales de distribución y cuenta con una cartera de proyectos. La Ley General de Electrificación considera el esquema FONER, dentro de la participación privada, pero como un esquema secundario.

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Proveedores de Servicios de Electricidad

FideicomisoElectrificación

Rural Gobiernos Regionales

OSINERG

MEMMEF

Organización ComunalPlaneamiento RegionalCo-financiamiento de proyectos Solicitud de Financiamiento

Propuestas para proyectosInformes

Aprobación de ProyectosDesembolso

Regulación, tarifas, fiscalización

FOSE,Captación de Fondos para ER

Fondos para ER

NormatividadDirección Técnica

Fondos para ERFondos Decentralizacion

Proveedores de Servicios de Electricidad

FideicomisoElectrificación

Rural Gobiernos Regionales

OSINERG

MEMMEF

Organización ComunalPlaneamiento RegionalCo-financiamiento de proyectos Solicitud de Financiamiento

Propuestas para proyectosInformes

Aprobación de ProyectosDesembolso

Regulación, tarifas, fiscalización

FOSE,Captación de Fondos para ER

Fondos para ER

NormatividadDirección Técnica

Fondos para ERFondos Decentralizacion

Figura 20: Esquema de interacción del FONER (Empresas eléctricas distribuidoras, municipales, y otras) (Fuente: MINEM y Banco Mundial (2005). Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la aplicación de Fondos Concursables. Estudio de preinversión a nivel de pre-factibilidad)

5.3.1.5 Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. - ADINELSA

La Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. ADINELSA, es una empresa estatal de derecho privado, que tiene por finalidad administrar las obras de Electrificación Rural que recepciona del Estado, construidas en las zonas rurales y aisladas del País. ADINELSA administra una parte importante de la infraestructura eléctrica rural construida por el Estado, encargando la operación y mantenimiento a empresas concesionarias y a Municipalidades.

ADINELSA fue creada para recibir las obras ejecutadas por la DEP situadas en el ámbito de concesión de las empresas de distribución privada, pero en un contexto de impulso de privatización de las empresas regionales. Con la Promulgación de la Ley de Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera, todas las obras ejecutadas por la DEP serían transferidas a ADINELSA; situación que cambia con Ley General de Electrificación Rural que considera la transferencia de obras a ADINELSA sólo por excepción, únicamente cuando las obras de electrificación se encuentren dentro de las zonas de concesión privada, tomando las concesionarias regionales un rol protagónico en la recepción de las obras.

Las instalaciones de Electrificación Rural que administra ADINELSA le han sido transferidas en propiedad o encargadas por las entidades ejecutoras, principalmente por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM), los Consejos Transitorios de Administración Regional (CTAR) y FONCODES. Estas instalaciones rurales, ejecutadas por el Estado cumpliendo su rol subsidiario y redistribuidor, no son rentables debido al relativamente escaso número de familias atendidas, el reducido consumo por cliente y la gran dispersión geográfica de las localidades, lo que origina altos costos de inversión y elevados costos de operación y mantenimiento; consecuentemente, ADINELSA es una empresa deficitaria y requiere de transferencias anuales de recursos de FONAFE para atender el servicio eléctrico en las zonas rurales que administra.

De acuerdo a la nueva normativa de Electrificación Rural, sólo por excepción ADINELSA continuará recibiendo obras de Electrificación Rural; adicionalmente ADINELSA en coordinación con la DGE y PROINVERSIÓN deberá analizar aquellos SER que puedan ser objeto de concurso de promoción a la inversión privada; con lo cual la existencia de ADINELSA podría llegar a término.

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5.3.1.6 El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas - OSINERGMIN

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), tiene como funciones las de regular, supervisar y fiscalizar en el ámbito nacional las actividades de los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería, así como el cumplimiento de las normas legales y técnicas referidas a la conservación y protección del medio ambiente; siendo integrante del Sistema Supervisor de la Inversión en Energía compuesto por el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y Protección de la Propiedad Intelectual y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía. Tiene personería jurídica de derecho público interno y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera.

Dentro de la función reguladora en el subsector Eléctrico, a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, el OSINERGIM – GART, es el responsable de fijar las tarifas eléctricas de generación, transmisión y distribución de electricidad, de acuerdo a la normatividad vigente, y cumpliendo con los mecanismos de transparencia establecidos para ello. Asimismo, define los lineamientos de política y estrategias para la fijación de tarifas, actualiza o modifica las normas legales y técnicas que rigen las actividades de fijación y revisión tarifaria, se pronuncia sobre los reclamos sobre asuntos tarifarios, supervisa los el despacho económico realizado por el COES, y realiza todos los estudios que por Ley son requeridos para los proceso de fijación tarifa y para la supervisión de la operación del Sistema Eléctrico

En los aspectos regulatorios más cercanos a la Electrificación Rural, se encuentra la fijación de tarifas a nivel de distribución, la determinación de los factores a aplicarse para el cálculo del Fondo de Compensación del Sector Eléctrico – FOSE, así como la supervisión de su aplicación. Para la determinación de tarifas de distribución, el OSINERGIM – GART, clasifica cada uno de los sistemas de distribución eléctrica y calcula los factores de ponderación del VAD de acuerdo a los indicadores y a los sectores típicos definidos por el MEM que actualmente son seis: a) Típico 1: Urbano de Alta Densidad, b) Típico 2: urbano de media densidad. c) Típico 3: Urbano de Baja Densidad, d) Típico 4: Urbano Rural, e) Típico 5: Rural y f) Típico Especial: para la empresa COELVISA.

Dentro de su función fiscalizadora dentro del subsector Electricidad, a través de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, fiscaliza el funcionamiento de las entidades dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, así como del COES, para lo cual ha establecido una serie de procedimientos de fiscalización. También está encargadas de efectuar la supervisión de las actividades de Post Privatización, las concesiones otorgadas, y el cumplimiento de los compromisos de inversión y demás obligaciones contractuales derivadas de los procesos de privatización, efectuados al amparo del Decreto Legislativo No. 674 – Ley de Promoción de la Inversión Privada en las Empresas del Estado.

Para la supervisión de la atención de reclamos interpuestos por los usuarios del servicio público de electricidad, OSINERGIM cuenta con la Junta de Apelaciones de Reclamos de Usuarios, que es el órgano encargado de resolver, en segunda y última instancia administrativa, los reclamos realizados ante las Entidades sujetas al ámbito de su competencia. Sus resoluciones son sólo impugnables ante el Poder Judicial.

5.3.1.7 El Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado - FONAFE8

El FONAFE es la empresa de derecho público adscrita al sector Economía y Finanzas, titular de las acciones de las empresas del Estado que se encuentran bajo su ámbito, cuyas actividades empresariales son principalmente normar, regular y gestionar. Bajo el ámbito de FONAFE se encuentran las empresas cuyo capital social pertenece, en 8 Tomado de: Guerra-García, Gustavo y Verónica Minaya (2006).

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forma directa o indirecta, íntegra o mayoritariamente al Estado, salvo las excepciones previstas en la Ley. Tal es el caso de ELECTROPERÚ S.A., que por mandato de la Ley No. 27319, queda establecido que sus derechos económicos derivados de las acciones representativas del capital social de ELECTROPERÚ S.A. corresponden al Fondo Consolidado de Reservas Previsionales - FCR. En el siguiente cuadro se presenta el desempeño de las principales empresas eléctricas operativas bajo el ámbito de FONAFE para el año 2004.

Empresas Eléctricas % De

Participación Activos Pasivos Patrimonio

Utilidad (Pérdida)

Neta

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S. A. – EGASA

100.00% 270.524 35.120 235.404 3.682

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S. A. – EGEMSA

100.00% 155.276 8.391 146.884 2.690

Empresa de Generación Eléctrica del Sur S. A. - EGESUR

100.00% 54.798 7.095 47.703 -7.439

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S. A. - ELECTROCENTRO S.A.

100.00% 192.401 28.259 164.142 7.978

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S. A. - ELECTRONORTE S.A.

100.00% 64.301 21.567 42.734 1.764

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste – ENOSA

100.00% 100.943 25.064 75.880 3.374

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Oriente S. A. -ELECTRO ORIENTE S.A.

100.00% 104.837 7.203 97.634 1.537

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad de Puno S. A. A. ELECTROPUNO S.A.A.

99.50% 62.699 5.038 57.661 41

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad ELECTROSUR S.A.

100.00% 41.636 3.851 37.786 359

Empresa Regional de Servicio Público Electro Sur Este S. A. A. - ELECTRO SUR ESTE S.A.A.

99.60% 98.797 6.149 92.649 707

Empresa Concesionaria de Electricidad de Ucayali Sociedad Anónima – ELECTRO UCAYALI S.A.

99.90% 40.691 2.963 37.728 1.610

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio S. A. - HIDRANDINA S.A.

94.70% 205.857 25.461 180.396 5.331

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S. A.

100.00% 166.119 97.419 68.697 3.634

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S. A. - SEAL

84.80% 81.097 18.554 62.543 107

Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. – ADINELSA

100.00% 126.824 2.417 124.407 -4.469

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Empresa de electricidad del Perú S. A. - ELECTROPERU (Empresa bajo encargo)

(19) 1.132.525 534.729 597.796 37.861

Figura 21: Desempeño de las principales Empresas bajo el ámbito de FONAFE en miles de USD

5.3.1.8 Empresas Concesionarias de distribución de Electricidad de propiedad del estado

Son las empresas regionales de distribución de electricidad que no fueron privatizadas o que revirtieron al Estado luego de haber sido privatizadas; todas ellas actualmente han sido retiradas del proceso de privatización. Dentro del primer grupo se encuentran: SEAL, Electro Puno S.A., Electro Sureste S.A., Electro Sur S.A., Electro Ucayali S.A. y Electro Oriente S.A.; en tanto que en el segundo, se encuentran las empresas del grupo Distriluz: Electro Norte S.A., Electro Noroeste S.A., Hidrandina S.A. y Electro Centro, las mismas que revirtieron al Estado Peruano luego de haber sido adquiridas por el grupo Gloria. Estas once empresas regionales se encuentran bajo el ámbito de FONAFE; quien norma y dirige su gestión empresarial, aprobando, dentro de los rubros más importantes, su presupuesto de gasto e inversiones. Dentro de otras normas, las concesionarias estatales están también sujetas a la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado, a la Ley del SNIP, a Contraloría General de la República, a la Ley de endeudamiento público; todo lo cual hace que su gestión sea más lenta que la del sector privado.

Las empresas de distribución son las encargadas de proveer de energía a los usuarios finales ubicados dentro de su área de concesión. La energía comprada a las empresas de generación es transportada utilizando los sistemas de transmisión y subtransmisión, llegando a los usuarios finales a través de las redes de distribución. Las empresas son monopólicas dentro de su área de concesión, siendo ellas las únicas que pueden proveer el servicio a los usuarios regulados estando obligadas a suministrárselo en los plazos y condiciones establecidos por las normas vigentes.

Dado que para brindar el servicio en una zona de concesión se utilizan las mismas redes de distribución, mientras más concentrada esté la demanda, los márgenes de ganancia son mayores. Para extender las redes de distribución las empresas hacen una evaluación considerando los costos totales de inversión, una demanda prevista y una estimación de la tarifa de acuerdo al sector típico donde se encuentre el proyecto. Los proyectos de inversión deben ser aprobados por el SNIP cumpliendo con la rentabilidad mínima del 12% sobre precios privados; luego forman parte de la cartera de proyectos de la empresa y su ejecución depende de la aprobación de FONAFE, de acuerdo a la disponibilidad de recursos de la empresa y del holding y de los criterios de priorización económicos. Dada la limitación de recursos, los proyectos de ampliación de redes compiten con los proyectos orientados a mejorar la calidad del servicio de las redes existentes, a fin de cumplir con las exigencias de calidad y evitar las multas impuestas por el OSINERGIM. Con todo ello, el crecimiento de las redes es limitado y se realiza sólo hacia zonas donde económicamente es rentable ampliar el servicio.

Considerando la existencia de sectores rurales, dentro y cercanos a las áreas de concesión, que no han sido atendidos con el servicio eléctrico por falta de recursos de inversión, y conociendo la experiencia que tienen las empresas en el negocio de 9 (1) FONAFE no tiene participación accionaria en ELECTROPERU, por mandato de la ley, las administra y controla. ELECTROPERÚ, es una empresa cuyo capital pertenece íntegramente al Fondo Consolidado de Reservas Previsionales – Ley N° 19990, a partir del año 2001 (de acuerdo a la Ley 27617 – Ley que dispone la Reestructuración del Sistema de Pensiones del Decreto Ley N° 19990 y modifica el Decreto Ley N° 20530 y la Ley del Sistema Privado de Administración de Fondos de Pensiones).

Fuente: Estados Financieros Consolidados de FONAFE y Empresas bajo su Ámbito de Supervisión al 31 de Diciembre del 2004

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distribución; el esquema FONER se adapta perfectamente a sus requerimientos de inversión, en aquellos sectores sostenibles, lo que se corrobora con los diversos proyectos que ya han sido presentados a la Unidad Ejecutora del Programa FONER.

Las áreas de concesión de las distribuidoras regionales presentan distintos grados de concentración de la demanda, pero en ningún caso presentan altas densidades como en Lima. Observando el cuadro de ponderación del Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión publicado por el OSINERGIM para el año 2006 que se muestra a continuación, se puede observar que con excepción de Coelvisa, sólo las concesionarias regionales y empresas municipales atienen el servicio en zonas rurales (sectores típicos 4 y 5, es decir urbano rural y rural):

Figura 22: Factor de Ponderación del Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión publicado por el OSINERGIM para el año 2006

Siendo Electro Puno (24.8%), Electro Centro (26.7%), Electro Sur Este (22.3%) y Electro Oriente (12.56%) las que administran mayores áreas rurales, en porcentaje de ventas de energía.

Aunque, de acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, el esquema tarifario debería garantizar una rentabilidad mínima del 8%; por diversos motivos incluyendo el mal diseño de los sistemas, el retraso de inversiones que eleva los costos de operación y mantenimiento y no permite reducir los niveles de pérdidas técnicas, así como un esquema tarifario diseñado para la operación de sistemas eléctricos eficientes, entre otros; la rentabilidad de las empresas es mucho más baja que esta rentabilidad

Factor de Ponderación por Sector Típico (%) Empresa

1 2 3 4 5 Especial TOTAL

Coelvisac 45.03% 54.97% 100.00%

Edecañete 88.87% 11.13% 100.00%

Edelnor 94.97% 4.68% 0.29% 0.06% 100.00%

Electro Oriente 81.83% 5.61% 1.51% 11.05% 100.00%

Electro Pangoa 100.00% 100.00%

Electro Puno 55.64% 19.58% 1.65% 23.13% 100.00%

Electro Sur Este 57.63% 20.07% 22.30% 100.00%

Electro Sur Medio

97.05% 0.67% 0.08% 2.20% 100.00%

Electro Tocache 100.00% 100.00%

Electro Ucayali 92.32% 6.30% 1.38% 100.00%

Electrocentro 56.78% 16.51% 8.20% 18.51% 100.00%

Electronoroeste 86.62% 6.02% 6.96% 0.40% 100.00%

Electronorte 78.29% 13.31% 3.90% 4.50% 100.00%

Electrosur 95.99% 4.01% 100.00%

Emsemsa 100.00% 100.00%

Emseusa 100.00% 100.00%

Hidrandina 84.50% 10.14% 2.21% 3.15% 100.00%

Luz del Sur 100.00% 100.00%

Seal 86.24% 8.15% 1.01% 4.60% 100.00%

Sersa 100.00% 100.00%

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mínima. En los sectores urbano-rural y rural, la brecha entre las tarifas fijadas por OSINERGMIN y los costos totales del servicio es grande.

5.3.1.9 Las Municipalidades Concesionarias

Existen dos empresas municipales que prestan el servicio eléctrico y cuentan con concesión de electricidad, EMSEMSA en Paramonga, y EMSEUSA en Uctubamba; asimismo, ADINELSA mantiene convenios de operación y mantenimiento con algunas municipalidades en las cuales les da soporte y capacitación para la prestación del servicio; y por último, la participación de las municipalidades se ha realizado en la promoción y canalización de las demandas de los pobladores y en muy pocos casos contribuyendo con recursos económicos y financiamiento para la ejecución de obras eléctricas.

5.3.1.10 Gobiernos Regionales y Locales

Los Gobiernos Regionales y Locales han tenido una serie de iniciativas de inversión en proyectos de Electrificación Rural, muchos de los cuales se han realizado en convenio con DEP o las empresas concesionarias y/o a través de ejecución directa. Una vez ejecutadas las obras han sido transferidas para su operación y mantenimiento a las empresas concesionarias, algunas veces sólo como sesión en uso y otras, mediante transferencia de activos sin que éste proceso haya concluido.

Los Gobiernos Regionales y Locales son responsables también de elabora los Planes a nivel Regional y Local de Electrificación Rural que luego son incluidos dentro del Plan Nacional. La Ley General de Electrificación Rural incluye a los Gobiernos Regionales y Locales como ejecutores o cofinanciadores de la ejecución de proyectos con la DEP, en ambos casos la Ley prevé la celebración de convenios obligatorios de operación y mantenimiento con las empresas concesionarias regionales o con ADINELSA y no la transferencia de activos.

5.3.2 Otros actores relevantes El estado y las empresas concesionarias de distribución de electricidad, no son las únicas que tienen algo que decir en la electrificación del país. EN algunas ocasiones instituciones privadas

5.3.2.1 Sector privado: empresas privadas

Hasta el momento existen una serie de empresas privadas, que juegan principalmente un rol de suministradores, importadores y/o fabricantes de los sistemas aislados que se requieren. Sobre todo si analizamos estas a nivel local y regional.

Pero en algunas ocasiones, estas toman relevancia importante al ser las encargadas de ejecutar proyectos o programas, bien sean estatales o internacionales. Siendo contratadas para la ejecución directa de los mismos.

Algunas de las que podemos mencionar son:

SCHONIMEX S.A.C

Empresa privada que se dedica principalmente a la comercialización de todo tipo de equipos requeridos en el abastecimiento por energía solar. Empresa que mantiene una estrecha relación profesional con ISOFOTON (España). Sus áreas principales de trabajo son:

- Electrificación Rural.

- Sistema de bombeo de agua

- Telecomunicaciones

- Sistemas de refrigeración

- Sistemas de señalización

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Esta empresa a sido una de las seleccionas para la ejecución del PROYECTO PER/98/G31 “Electrificación Rural a base de energía fotovoltaica en el Perú” ejecutado por la DEP.

TEPERSAC

TEPERSAC es una pequeña empresa la cual se dedica a la construcción de equipos electromecánicos para sistemas de hidrogeneración, así como pequeños sistemas eólicos, de energía eléctrica.

Los equipos fabricados por TEPERSAC suelen ser de pequeñas potencias, y tiene la peculiaridad de que la tecnología utilizada ha sido adapta a las condiciones del País10.

5.3.2.2 Sector privado: organizaciones no gubernamentales

Existen una serie de organizaciones no gubernamentales, normalmente con diferentes fuentes de financiamiento, desde fondos nacionales hasta fondos internacionales y/o donantes privados, que han jugado un rol activo en la electrificación de zonas aisladas. Sobre todo en aquellas que es difícil precisar cuando va a llegar el interconectado, principal preocupación del estado y las empresas concesionarias, bien sea por su lejanía, o por su diversión y baja concentración de población en un radio pequeño que haga los proyectos económicamente viables.

Partiendo que el estado, en los últimos años, ha estado jugando un rol subsidiario, y que las concesionarias buscan la viabilidad económicas, estas organizaciones han buscado, en casi todos los proyectos, la “viabilidad social” de los mismos.

Aunque muchas ONG, sobre todo internacionales, han implementado sistemas aislados, normalmente ligados al fin de sus proyectos, y no tanto a la electrificación como fin. Hay algunas específicas, sobre todo de carácter técnico que si desempeñan su trabajo con este fin. Una que podemos destacar por su continuo trabajo en el país, tanto en desarrollo y adaptación de tecnologías para este fin, como a la implementación de proyectos es Soluciones Practicas – ITDG:

5.3.2.3 Soluciones Prácticas – ITDG:

Soluciones Prácticas - ITDG es un organismo de cooperación técnica internacional que contribuye al desarrollo sostenible de la población de menores recursos, mediante la investigación, aplicación y difusión de tecnologías apropiadas. Fue fundado en Inglaterra en 1966 y Actualmente ITDG tiene representaciones en África, Asia, América Latina, además de la sede matriz en Europa (Inglaterra), agrupando más de 500 personas en todo el mundo. En el Perú, el equipo de ITDG lo forman más de 110 personas, y se cuenta con oficinas en las regiones Cajamarca (Cajamarca, Jaén y San Ignacio), Ancash (Huaraz), San Martín (Moyobamba y Tarapoto), Cusco (Sicuani) y Lima (Lima).

ITDG trabaja con las poblaciones de menores recursos buscando soluciones prácticas para la pobreza mediante el uso de tecnologías apropiadas. Estas tecnologías parten de las experiencias de la población beneficiaria, quiénes las enriquecen y desarrollan, respetan el ambiente y lo fortalecen, construyen sobre el pasado para sostener el futuro. En el enfoque empleado por ITDG, la tecnología incluye tanto la infraestructura física, la maquinaria y el equipo, como los conocimientos asociados, las habilidades y la capacidad para organizar y utilizar todos y cada uno de ellos. El desafío de ITDG, en resumen, es cómo adoptar y aplicar la tecnología sin perder de vista que la gente es lo más importante. 10 Tecnología desarrollada y/o transferida conjuntamente con Soluciones Practicas – ITDG

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Durante mas de diez años, ITDG, en Convenio entre el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), mediante un sistema de créditos blandos y con asistencia técnica ha implementaron mas de 30 microcentrales hidroeléctricas, beneficiando a más de 3 mil familias rurales. Ahora, ITDG, con recursos propios y el apoyo de donantes privados, busca contribuir a que pobladores de localidades aisladas accedan apropiada y sosteniblemente a servicios locales de provisión de energía eléctrica a partir del aprovechamiento de recursos renovables. Para ello promueve esquemas de financiamiento combinado, incluyendo donaciones a fondo perdido, crédito, inversión de gobiernos locales y regionales a través de los procesos de presupuesto participativo y aporte de los propios usuarios de los sistemas, así como asistencia técnica y creación de modelos de gestión de los sistemas. Siendo este ultimo punto uno de los temas que mas se han desarrollado consiguiendo la sostenibilidad de los sistemas de una manera autónoma.

5.3.2.4 Universidades

Aunque la principal función y dedicación de las universidades es la investigación y desarrollo, así como la capacitación. Algunas de ellas han trabajado en aplicaciones, como es el caso de la UNI –CER:

UNI – CER

El Centro de Energías Renovables y Uso Racional de Energía de la Universidad Nacional de Ingeniería, CER-UNI, es un órgano desconcentrado dependiente del rectorado de la UNI desde el 27 de abril del 2000. En 1989 se creó como Programa de Investigación Multidisciplinaria adscrito al Instituto General de Investigación de la UNI, en el campo de las Energías Renovables y uso racional de energía.

Durante estos años de trabajo, CER – UNI, ha venido implementando algunos proyectos de electrificación. Algunos de los más característicos son:

- Instalación de 250 sistemas en Taquile, Uros, Amantan, Soto y Huancho

- Implementación de un (01) Sistema Fotovoltaico Productivo de 1,5 a 2 kW; años 2006 – 2008 ( en ejecución)

Ambos proyectos han sido generados por la Dirección Ejecutiva de Proyectos, del Ministerio de Energía y Minas

5.3.2.5 Otras universidades:

De igual manera existe un número importante de universidades que trabajan el tema Energías Renovables y la Electrificación Rural. Que aunque hasta el momento no han hecho implementación significativa de sistemas, tienen la capacidad para poderlo realizar, y se deben tener en cuenta. Algunos ejemplos de ello son:

Grupo de Apoyo al Sector Rural – GRUPO. (Unidad del Departamento de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica del Perú)

Laboratorio de Energías Renovables – LER – UNALM (Universidad Nacional Agraria La Molina)

5.3.2.6 Otros actores a mencionar:

Existen otros actores, que para la consecución de sus fines, implementan sistemas de electricidad aislados, aunque normalmente no tienen una significancia importante si hablamos de Electrificación Rural, puede ser importante tenerlos en cuenta. Algunos son:

Ministerio de Educación y Cultura

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El ministerio de educación y cultura implementa sistemas basados en Energías Renovables en las escuelas ubicadas en áreas de difícil acceso. Una de las funciones de estos sistemas es dar la posibilidad de implementar comunicación inalámbrica y/o radio, aumentando con ello la conectividad de los centros, mejorando la educación, entre otros.

Ministerio de Salud

El ministerio de Salud, provee, en algunas ocasiones y con la finalidad de mejorar las condiciones de algunas postas de salud (electricidad, refrigeración, etc.) del país, sistemas de suministro eléctrico aislados con energías renovables

Ministerio de Transportes y comunicaciones

El ministerio de Transporte y comunicaciones, con la finalidad de dar acceso a los diversos servicios de telecomunicaciones en zonas rurales, utiliza las Energías Renovables, especialmente la fotovoltaica, para proveer de energía eléctrica a los sistemas a ser instalados.

Cabe destacar, que el sector telecomunicaciones, abarca aproximadamente el 75% de la potencia instalada en el país mediante energía solar fotovoltaica.

PRONAMACHS

Aunque es una institución del gobierno central, que su finalidad es brindar asistencia técnica para mejorar la infraestructura eléctrica. En algunas ocasiones, y con el fin mencionado antes, ha instalado sistemas de generación basados en mini-hidroeléctricas.

Fundación EHAS

La Fundación EHAS es una institución sin ánimo de lucro cuyo fin último es la mejora de los sistemas públicos de asistencia de salud en las zonas rurales de los países hispanoamericanos, y todos aquellos otros que se encuentren en vías de desarrollo, a través del uso de las nuevas tecnologías de la información y la comunicación. La Fundación EHAS fue constituida inicialmente por la Universidad Politécnica de Madrid y la ONGD Ingeniería Sin Fronteras.

5.4 Marco Regulatorio

5.4.1 Marco legal del Sector Eléctrico La actividad eléctrica en el Perú es una tarea asumida de modo conjunto por empresas públicas y privadas con presencia de un organismo regulador que actúa con criterio técnico, un operador del Sistema y la participación activa del Ministerio de Energía y Minas (MEM). El objetivo esencial detrás de esta estructura es promover un desarrollo sano y sostenible que busque asegurar la calidad de servicio con tarifas adecuadas, manteniendo un flujo de inversiones en el mediano plazo y ampliando progresivamente la cobertura del servicio.

Durante las últimas décadas, el sector eléctrico peruano pasó por una serie de reformas. Las más recientes se remontan a mayo de 1982 con la promulgación de la Ley General de Electricidad, Ley 25884; y a noviembre de 1992 con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), Decreto Ley 25844 que derogó la Ley anterior. Mientras en la primera, las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad estaban reservadas para el Estado Peruano; en la segunda, el objetivo fue preparar las bases para la participación privada en dichas actividades.

Hasta 1992, Electroperú S.A. tenía la propiedad y representación de las acciones del Estado y ejercía la supervisión y coordinación de las Empresas Regionales de Electricidad. En conjunto, el Estado producía el 70% de la oferta de energía, el 30% restante correspondía a empresas autoproductores privadas. Hacia fines de la década de los ochenta, los problemas económico–financieros de Electroperú S.A., que

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prestaba el servicio eléctrico con tarifas que no cubrían los costos totales del servicio y que financiaba las inversiones con endeudamiento externo; comprometieron la capacidad operativa de la empresa, originaron su descapitalización y provocaron una crisis en el sistema eléctrico debido a la falta de inversiones para brindar el servicio. La sequía de 1992 agravó la crisis, incrementándose el racionamiento del servicio; todo lo cual generó las condiciones para la reforma estructural del sector eléctrico establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas y al inicio del proceso de privatización.

La LCE determinó la separación de actividades de generación, transmisión y distribución; estableciéndose dos sistemas de precios, uno regulado que corresponde a las actividades que no pueden realizarse en condiciones de competencia, y uno libre, para aquellas actividades que pudieran realizarse en condiciones de competencia; siendo la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) el organismo encargado de la fijación de las tarifas reguladas. Se estableció la creación de un organismo técnico sin fines de lucro denominado COES –Comité de Operación Económica del Sistema- en donde existan Sistemas Eléctricos Interconectados, cuya función es la de coordinar la operación de las centrales de generación eléctrica y de los sistemas de transmisión eléctrica al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

El primer COES se fundó en agosto de 1993 para el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) e inició sus operaciones en enero de 1995, paralelamente, en octubre de 1995 se constituyó el COES-Sur en el Sistema Interconectado Sur. En octubre de 2000 se integraron ambos COES formando el COES-SINAC que quedó constituido como el COES del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Para promover la participación privada, en 1991 el gobierno promulgó el DL 674, creando la Comisión de Promoción de la inversión Privada (COPRI), responsable de la dirección del proceso de privatización y de los principios generales y procedimientos a aplicarse, para la coordinación y el control del programa de privatización. En lo relacionado al Sector Eléctrico, el esquema de privatización planteó la venta individual de las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras de electricidad, creándose para ello los CEPRI’s –Comités Especiales de Privatización-. A fines del 2005, las empresas privadas participaron en el mercado peruano con el 66% de la capacidad instalada de generación, el 100% de la administración de las líneas de transmisión y el 71% de las ventas de electricidad a nivel de distribución. El Estado mantiene la propiedad de 5 empresas generadoras y 11 empresas distribuidoras regionales.

En diciembre de 1996, tres años luego de iniciado el proceso de privatización del mercado eléctrico, se creó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), con el objetivo de fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas asociadas con el sector energía eléctrica e hidrocarburos. La Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos promulgada en el 2000 amplió las funciones del OSINERG, agregando las de regulación, solución de controversias, solución de reclamos de los usuarios y supervisión de actividades post privatización a las ya existentes de fiscalización, sanción, supervisión y normativa. Además fijó la fusión de OSINERG y de la CTE en un solo organismo regulador.

El 16 de abril del 2002 mediante la Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del OSINERG, se ampliaron sus facultades para el control de calidad y cantidad de combustibles y se dieron mayores prerrogativas dentro de su facultad sancionadora. Finalmente, en Enero de 2007, se creó el actual Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), como organismo regulador, supervisor y fiscalizador de las actividades de electricidad, hidrocarburos y minería.

En 1997, el MEM aprobó la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) en donde se establecen los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos que deben ofrecer las empresas suministradoras de estos servicios. Esta norma fue duramente criticada y sufrió una serie de modificaciones debido a que inicialmente establecía parámetros de calidad muy elevados que no eran coherentes

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con las tarifas fijadas y establecía penalidades crecientes y desproporcionadas respecto a los ingresos totales de los agentes del mercado. La evaluación de su aplicación actual es considerada positiva por los expertos, pero la norma permanece en revisión y su aplicación está parcialmente suspendida en los sectores típicos del 3 al 5.

En 1997 se promulgó también la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico (LAASE) mediante la cual se regula las posibilidades de concentración tanto horizontal como vertical en el mercado de energía eléctrica, y se otorga al Indecopi la facultad de autorizar dichas concentraciones cuando no afecten la libre competencia en el sector.

Ese mismo año, en virtud de la Ley No. 27170, y su reglamento se creó el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado – FONAFE. El FONAFE es una empresa de derecho público adscrita al Sector Economía y Finanzas encargado de: (i) normar y dirigir la actividad empresarial del Estado; (ii) ejercer la titularidad de las acciones representativas del capital social de todas las empresas en las que participa el Estado; (iii) administrar los recursos derivados de dichas acciones; iv) custodiar los títulos en las que estas acciones se encuentran representadas; y (v) dirigir el proceso presupuestario y la gestión de las empresas bajo su ámbito de conformidad con las normas, directivas y acuerdos que se emitan para tales efectos.

Así, el FONAFE mantiene la titularidad de las acciones de todas las empresas del Sector Eléctrico que no se privatizaron o que revirtieron al Estado, con excepción de Electroperú S.A., que aunque se rige por la normativa de FONAFE, tiene como dueño al Fondo Consolidado de Reservas Previsionales, en virtud del Decreto Ley 19990.

Finalmente, en julio de 2006 y a raíz de una deficiencia en el diseño del mercado, revelada por la falta de contratos y los consiguientes retiros de energía del COES que no tenían suministrador, así como por la falta de inversiones en la transmisión de electricidad; se promulgó la Ley 28832, Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Dentro de los principales cambios introducidos en esta Ley, se pueden señalar la posibilidad de realizar licitaciones para el suministro de energía regulada cuyos precios son trasladados a la tarifas en barra; la modificación de la estructura y administración del COES, donde a partir de la fecha participan también los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y los Grandes Usuarios Libres; la adecuación del marco legal de la trasmisión, estableciéndose la planificación indicativa de la transmisión y un cambio en el esquema tarifario para reducir el riesgo e incentivar la participación privada; y, el establecimiento de un mecanismo de compensación entre el SEIN y los Sistemas Aislados para reducir los precios en barra de estos sistemas aislados. Esto último es un mecanismo muy importante que favorecerá de forma significativa a los sistemas aislados urbanos y rurales.

5.4.2 Marco legal especifico del sector eléctrico rural

La Electrificación Rural ha sido asumida por el Estado, de manera conjunta a través de un órgano ejecutor, la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM), las empresas concesionarias de electricidad de propiedad del Estado, la empresa ADINELSA y la participación en diversas formas de los gobiernos regionales y locales. Los fondos principales invertidos han provenido principalmente de transferencias directas del tesoro y de diversas fuentes multilaterales con devolución del gobierno. El OSINERGMIN mantiene su rol regulatorio y fiscalizador, determinando las tarifas de los sectores típicos rurales y fiscalizando la calidad del servicio eléctrico.

Dentro de las iniciativas para incrementar la cobertura del servicio eléctrico hasta antes de 1992 cabe mencionar la ejecución de una serie de obras con dinero del Fondo Nacional de Vivienda (FONAVI) con la participación de Comités de Electrificación de Usuarios, que luego fueron transferidas a las empresas eléctricas. El principal problema de este esquema fue la sobrevaloración de las obras por parte de

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los contratistas y el mal manejo administrativo y financiero de los fondos. Hasta la fecha, con excepción de las concesionarias eléctricas privatizadas, no se han saneado las transferencias a las empresas concesionarias regionales de propiedad del Estado, existiendo contingencias del orden de los 600 millones de soles a cargo de la Junta Liquidadora de FONAVI.

Desde el inicio de Reforma del Sector Eléctrico establecida por la LCE, se conocía de las dificultades para incrementar la cobertura del servicio en los sectores rurales hasta la frontera de sostenibilidad y hacia zonas que podían requerir subsidios recurrentes.

El hacer atractivo el segmento rural implicaba la fijación de tarifas eléctricas muy elevadas que no podían ser cubiertas directamente por los usuarios eléctricos con lo cual el mercado no podía funcionar sin la intervención del Estado en su rol subsidiario.

Aunque no se planteó una legislación específica para Electrificación Rural, se fueron dando distintas normas de creación de organismos, esquemas de subsidio y programas de descentralización en los últimos años.

La primera Ley de Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera se promulgó en el año 2002, pero careció de vigencia plena, hasta que recientemente en mayo de 2006 se promulgó la Ley de General de Electrificación Rural, en la cual se ha establecido un marco más ordenado de las inversiones, funcionamiento y operación de los Sistemas Eléctricos Rurales.

En mayo de 1993, con el fin de impulsar la electrificación en el país y de ampliar la cobertura, por D.S. N° 021-93-EM, se constituyó la Dirección ejecutiva de Proyectos (DEP/MEM) como órgano dependiente del MEM con autonomía técnica, administrativa y financiera. Específicamente, esta entidad se encarga de planificar y ejecutar proyectos de Electrificación Rural canalizando fondos especiales de diversas fuentes, para luego transferirlos para su operación y mantenimiento.

En diciembre de 1994 con la finalidad de continuar con el proceso de privatización de las empresas de distribución regional y dada la necesidad de administrar las obras que no eran financieramente rentables y habían sido ejecutadas por la DEP, se creó La Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. – ADINELSA.

En junio de 2000, mediante la Ley N° 27293, se creó el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), estableciendo el marco general que deben cumplir todos los proyectos de inversión del sector público a fin de optimizar el uso de los Recursos Públicos destinados a la inversión. El SNIP establece los principios, procesos, metodologías y normas técnicas relacionados con las diversas fases de los proyectos de inversión. Con el SNIP se obliga a todos los sectores del Estado a estandarizar sus criterios y la forma en que se evalúan los proyectos de inversión. De esta manera, SNIP a través de las Oficinas de Programación e Inversiones sectoriales, regionales y municipales establece la viabilidad de los proyectos. Los sectores, regiones y municipios son los que priorizan la asignación de recursos entre los proyectos de inversión pública dentro de la cartera de proyectos del Estado. Para estos efectos, el SNIP propicia la aplicación del Ciclo del Proyecto de Inversión Pública que comprende las fases de preinversión (perfil, pre-factibilidad, factibilidad), inversión (expediente técnico y ejecución), y post-inversión (evaluación ex post).

Actualmente, la declaración de viabilidad para los proyectos ejecutados por la DEP y FONER es otorgada por la Oficina de Programación e Inversiones del sector Energía y Minas, ya que el SNIP ha sido descentralizado. Sólo se requiere un informe técnico aprobatorio de la Dirección General de Programación Multianual (DGPM) del MEF cuando se requiere acceder a financiamiento externo.

En agosto de 2001 se promulgó la Ley No. 27510, Ley que crea el Fondo de Compensación Social Eléctrica, la misma que fue modificada en abril de 2004, según Ley No. 28213. El objetivo de la Ley es favorecer el acceso y la permanencia en el servicio eléctrico a los usuarios residenciales cuyo consumo sea menor a 100 kWh mes (ver 0).

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La Ley de Electrificación Rural y de Zonas Aisladas y de Frontera, Ley N° 27744, promulgada en mayo de 2002 constituyó el marco general de la política de Electrificación Rural del Estado. Esta Ley careció de vigencia plena, debido a las disposiciones emanadas de la Ley Orgánica de Gobiernos Regionales y la Ley de Bases de la Descentralización, promulgadas en noviembre y julio de 2002 respectivamente; pero sirvió para que la Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (ADINELSA) consolide su labor como administradora de una gran parte de la infraestructura rural construida Estado.

En julio de 2002, se promulgó la Ley N° 27783, Ley de Bases de la Descentralización, con la finalidad de lograr el desarrollo integral, armónico y sostenible del país, mediante la separación de competencias y funciones, y el equilibrado ejercicio del poder por los tres niveles de gobierno: Nacional, Regional y Local. El proceso de Descentralización se ejecutará en forma progresiva y ordenada. En materia de Electrificación Rural, el Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección Ejecutiva de Proyectos viene desarrollando un Plan de Capacitación y Asistencia Técnica a los Gobiernos Regionales, en temas de planeamiento, estudios, licitaciones, administración de contratos de obra y liquidaciones de contratos y proyectos de Electrificación Rural. En diciembre del 2003, mediante Resolución Presidencial N° 162-CND-P- 2003, el Consejo Nacional de Descentralización (CND) aprobó el Plan Nacional de Descentralización 2004-2006, como un instrumento orientador de la marcha y el progreso del proceso de descentralización. Este plan está dirigido a orientar el progreso de la descentralización en los próximos tres años, constituyéndose en una hoja de ruta que delinea las estrategias, líneas de acción, resultados esperados y responsabilidades compartidas de los actores relevantes del proceso.

En noviembre de 2002, se promulgó La Ley Orgánica de los Gobiernos Regionales, Ley N° 27867, la cual establece y norma la estructura, organización, competencias y funciones de los gobiernos regionales, definiendo la organización democrática, descentralizada y desconcentrada del Gobierno Regional conforme a la Constitución y a la Ley de Bases de la Descentralización. Dentro de esta norma se establece como competencia compartida, es decir que intervienen dos o más niveles de gobierno, la promoción, gestión y regulación de actividades correspondiente al sector energía, estableciéndose además como una de sus funciones el de conducir, ejecutar, supervisar y cooperar en programas de Electrificación Rural regionales en el marco del Plan Nacional de Electrificación Rural.

Mediante Decreto Supremo N° 092-2003-PCM, en noviembre del 2003, se aprobó el Plan de Paz y Desarrollo 2003-2006 para los departamentos de Apurímac, Ayacucho y Huancavelica, y de las provincias de Satipo en el departamento de Junín y de La Convención en el departamento de Cusco, como un instrumento de promoción, fomento y orientación del desarrollo integral y sostenible. En cuanto a Electrificación Rural, el Plan tiene como objetivo rehabilitar y aumentar la infraestructura eléctrica, proyectando un coeficiente de electrificación en la zona de 48% a fines del año 2006.

Asimismo, mediante Decreto Supremo N° 001-2004-PCM, de enero del 2004, el Gobierno dispuso la formulación del Plan de Paz y Desarrollo para los departamentos de San Martín, Huánuco, Pasco y Junín, y la provincia de Padre Abad del departamento de Ucayali; este plan denominado Plan de Paz y Desarrollo II fue en octubre de 2005, aprobó mediante Decreto Supremo N° 070-2004-PCM, teniendo como objetivo rehabilitar y aumentar la infraestructura eléctrica, proyectando un coeficiente de electrificación en la zona de 69,9% a fines del año 2007.

En mayo de 2004, mediante Decreto Supremo N° 038-2004-PCM, se aprobó el Plan Anual de Transferencias de Competencias Sectoriales a los Gobiernos Regionales y Locales, dando cumplimiento al principio establecido en el Título IV Capítulo XIV “De la Descentralización” de la constitución política del Perú. Dentro de las funciones específicas transferidas del Sector Energía a los Gobiernos Regionales, previo cumplimiento de las disposiciones que establece el Sistema Nacional de Acreditación de los Gobiernos Locales y Regionales, aprobado en el 2004 mediante Ley N° 28273 y su Reglamento, están las de conducir, ejecutar, supervisar y cooperar en programas

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de Electrificación Rural regionales, en el marco del Plan Nacional de Electrificación Rural.

En mayo de 2005, mediante Resolución Presidencial N° 033-CND-P-2005, se aprobó la Directiva sobre Procedimientos para Efectivizar la Transferencia de Funciones Específicas a los Sectores del Gobierno Nacional a los Gobiernos Regionales incluidas en el Plan Anual de Transferencias 2004. En el mismo mes, por resolución ministerial RM 208-2005-MEM-DEP, se creó la unidad de Gerencia de Proyecto 2.18083 – Proyecto de “Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la aplicación de Fondos Concursables” – Proyecto FONER, como órgano dependiente orgánica y funcionalmente del Vice Ministerio de Energía del MEM.

En junio de 2005, el Congreso de la República aprobó la Ley N° 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables No Convencionales en zonas rurales, aisladas y de frontera del país que promueve el uso de este tipo de energías para electrificación, cuyo Reglamento está pendiente de publicación.

En mayo de 2006 se promulgó la Ley 28749, Ley General de Electrificación Rural, estableciéndose un Sistema más estructurado para el desarrollo de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER). El Estado asume un rol subsidiario a través de la ejecución de los Sistemas Eléctricos Rurales, así como en la promoción de la participación privada.

Se consolida a la Dirección Ejecutiva de proyectos como el organismo competente nacional de la Electrificación Rural, que coordina con los gobiernos regionales y locales, empresas concesionarias y demás entidades del Gobierno Nacional, la elaboración del Plan Nacional de Electrificación Rural y la ejecución de obras de Electrificación Rural y su transferencia. Se crea un fondo específico inembargable para el desarrollo de la Electrificación Rural, cuyos recursos con excepción de los destinados a la iniciativa privada son administrados por la DEP y utilizados únicamente para la ejecución de inversiones del Plan Nacional de Electrificación Rural.

Se establece la transferencia preferente de las obras construidas a título gratuito a las empresas concesionarias regionales, o en su defecto a ADINELSA. Se ordena la creación de sectores típicos rurales que accederán a tarifas rurales y normas de construcción, calidad y procedimientos de concesión y servidumbre especiales; dentro de las disposiciones más importantes.

En noviembre de 2006 se publicó el reglamento del Mecanismo de Compensación de los Sistemas Aislados, establecido en la Ley de Eficiencia del Sector Eléctrico (promulgada en mayo de 2006), con el objetivo de reducir las tarifas en barra a nivel de generación de los Sistemas Aislados, permitiendo que los usuarios de estas zonas se vean beneficiados del uso de recursos hidroeléctricos y del gas natural en la generación de electricidad en los sistemas interconectados.

Finalmente, el 3 de mayo de 2007 se aprobó el Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural, precisando la función ejecutora y promotora del Estado en Electrificación Rural; la recaudación, destino y administración de los recursos económicos para la Electrificación Rural; la política de descentralización; los objetivos, formulación, criterios de prelación, aprobación y especificaciones relacionadas al Plan Nacional de Electrificación Rural, así como el establecimiento de los planes a corto plazo; el establecimiento de la tarifa rural, su detalle de cálculo y aplicación; las especificaciones relacionadas a la Concesión Rural, su Caducidad y Renuncia, la Declaración Jurada ambiental, el libre acceso a las redes, la Servidumbre Rural, Aspectos específicos relacionados a la transferencia de obras; el establecimiento del Comité de Coordinación de Electrificación Rural; aspectos relacionados a la Promoción de la Inversión Privada en Electrificación Rural; Fiscalización y uso de Recursos Energéticos Renovables.

Como complemento a esta Reglamentación, el 5 de mayo de 2005se publicó el Decreto Supremo 026-2007-EM, mediante el cual se dispone la fusión del Proyecto de Mejoramiento de la Electrificación Rural, mediante la aplicación de Fondos

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Concursables Proyecto – FONER y de la Dirección Ejecutiva de Proyectos – DEP del Ministerio de Energía y Minas, creándose la “Dirección General de Electrificación Rural” que depende del Vice Ministerio de Energía y Minas.

5.4.3 Procedimiento de fijación de tarifas reguladas

Las tarifas de electricidad para los usuarios del Servicio Público de Electricidad son reguladas y fijadas por OSINERG-GART. El Servicio Público abarca a todos los usuarios finales que consumen por debajo de un cierto valor de potencia, que en el caso del Sistema Interconectado es de 1000 kW. Por lo tanto incluye a todos los usuarios domésticos, comercio de mediana escala y pequeña y mediana industria, incluyendo al sector rural.

La Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento establecen que las funciones de regulación y fijación de precios están a cargo de OSINERGMIN. Así mismo establece los procedimientos, criterio y parámetros básicos para calcular y determinar los precios.

El principio de fijación de precios de la electricidad es que éstos deben reflejar y compensar los costos de un servicio económicamente eficiente y de calidad. Los costos del servicio comprenden el costo del capital inmovilizado, los costos de operación, mantenimiento, gestión, administración y seguridad.

Para la fijación de precios se considera que las actividades de generación son efectuadas por diversas empresas generadoras privadas y por lo tanto constituye un mercado de competencia. Por el contrario, se considera que las actividades de transmisión y distribución constituyen monopolios naturales, por lo que tanto los precios como las condiciones del servicio son regulados.

El Anexo IV contiene la descripción del pliego tarifario.

5.5 Subsidio a la operación

Fondo de Compensación Social Eléctrica

El Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) es un mecanismo que busca beneficiar a aquellos hogares menos favorecidos en sus condiciones socioeconómicas. Más específicamente, el esquema busca favorecer el acceso y permanencia del servicio eléctrico a todos los usuarios residenciales del servicio público de electricidad cuyos consumos mensuales sean menores a 100 kWh.

Es decir, mediante el FOSE se establece un subsidio cruzado de los usuarios con consumos mayores a 100 kWh-mes hacia los usuarios que tienen un consumo inferior a este límite. Así se establecen un descuento del 25% del cargo de energía para consumos menores a 30 kWh-mes y de 7.5 kWh/mes para consumos de 31 a 100 kWh/mes para los usuarios de sistemas interconectados; y de 50% del cargo de energía para consumos menores a 30 kWh/mes y de 15 kWh/mes para usuarios de consumos entre 31 a 100 kWh-mes, para los usuarios de sistemas aislados. Debido a los bajos consumos de los usuarios rurales, la mayoría de ellos se encuentran afectos al FOSE.

Este mecanismo del FOSE fue creado mediante Ley Nº 27510 el 28 de Agosto del 2001, siendo el reglamento aprobado el 30 de Octubre del 2001. Posteriormente, la reciente Ley Nº 28307 de Julio del 2004 modifica ligeramente el ámbito de aplicación del subsidio.

Algunas características del FOSE son las siguientes:

- Las transferencias por concepto del FOSE son efectuadas en moneda nacional.

- La Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERG es la encargada de fiscalizar la correcta aplicación del FOSE y la GART es la encargada del cálculo de los recargos y transferencias del FOSE

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- Los descuentos por el FOSE no son de carácter acumulativo.

- Los recursos del FOSE se generarán mediante un recargo en la facturación en los cargos tarifarios de potencia, energía y cargo fijo mensual para los usuarios BT5 con consumos mayores a 100 kWh/mes y a los consumidores de las demás opciones tarifarias.

- La calificación de usuario residencial es efectuada por el concesionario, tomando como base la información presentada por el usuario quien es responsable de su veracidad.

- En el caso de suministros colectivos para uso residencial se determinará el FOSE mediante la división del consumo mensual entre el número de lotes, de manera que el promedio del consumo por lote determinará la base para la aplicación del FOSE.

- La proyección de ventas para el recargo del FOSE se efectúa a partir de la información histórica de las ventas de un año, con lo cual se determina la tasa de crecimiento media mensual.

- Una vez efectuadas las proyecciones de ventas para un período de tres meses en el cual se realizará la compensación, se establece un programa de transferencias, estableciendo los saldos netos negativos y ponderando las transferencias entre las distintas empresas.

5.6 Marco medioambiental

5.6.1 Fondo Nacional del Ambiente El Fondo Nacional del Ambiente (FONAM) es una institución de derecho privado, sin fines de lucro encargada de promover la inversión pública y privada en el desarrollo de proyectos prioritarios ambientales en el Perú. Sus actividades se dirigen a promover la inversión en planes, programas y proyectos orientados al mejoramiento de la calidad ambiental, el uso sostenible de los recursos naturales, y el fortalecimiento de las capacidades para una adecuada gestión ambiental.

FONAM es una institución de derecho privado creada por el Congreso de la República del Perú, mediante Ley Nº 26793 del año 1997, con el objeto de promover la inversión pública y privada en el desarrollo de planes, programas, proyectos y actividades orientadas al mejoramiento de la calidad ambiental, el uso sostenible de los recursos naturales, y el fortalecimiento de las capacidades para una adecuada gestión ambiental

La misión del FONAM es identificar, analizar y promover la inversión en siguientes áreas:

- Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)

- Energía,

- Bosques,

- Transporte

- Pasivos Ambientales Mineros

- Agua y Residuos.

EL FONAN tiene un máximo nivel de decisión llamado Consejo Directivo. Sus principales funciones son formular y aprobar la política institucional de FONAM, establecer los lineamientos y criterios de funcionamiento para las operaciones, aprobar el establecimiento de cuentas e instrumentos operativos y todo tipo de convenios que se suscriban con las entidades donantes o cooperantes.

El Consejo directivo tiene una composición mixta y está formado por seis representantes:

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- Un representante del Consejo Nacional del Ambiente (CONAM) quien lo preside.

- Un representante del Ministerio de Economía y Finanzas.

- Un representante del Ministerio de Agricultura.

- Un representante de la Confederación Nacional de Instituciones Privadas (CONFIEP).

- Un representante de la Comunidad Universitaria

- Un representante de los Organismos No Gubernamentales de Desarrollo especializado en asuntos ambientales.

5.6.2 Mecanismo de Desarrollo Limpio - FONAM

FONAM viene promocionado las inversiones en proyectos ambientales que contribuyan al desarrollo sostenible del país y que a su vez reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a la atmósfera. FONAM tiene una posición destacable en el país en la difusión de las oportunidades del MDL, siendo reconocido por el Negocio de Carbono del Banco Mundial como el Punto Focal de sus actividades en el Perú. Las actividades que realiza FONAM en ésta área son:

- Identificar proyectos que pueden ser elegibles en el marco del MDL.

- Capacitar y asesorar en la preparación de proyectos MDL, en todo el ciclo del proyecto:

- Promover el Portafolio Peruano de Proyectos MDL a nivel internacional,

- Apoyar en la estructuración financiera de los proyectos MDL.

Sectores que promueve FONAM en MDL:

- Transporte

- Residuos Sólidos Municipales

- Eficiencia Energética

- Generación de energía

- Energías Renovables: solar, biomasa, eólica y mini hidroeléctricas

- Otras fuentes de energía: etanol y biodiesel

- Conversión a Gas natural

- Forestal, en los aspectos de forestación y reforestación

FONAM promueve también la realización de proyectos basados en programas, denominados MDL Programáticos, especialmente en los temas de cambio de combustible a gas natural, eficiencia energética, transporte y manejo de residuos sólidos.

5.6.2.1 El Consejo Nacional del Ambiente

El consejo Nacional del Ambiente (CONAM) es el organismo que establece las políticas ambientales, el punto focal de la UNFCCC y la Autoridad Nacional Designada (AND) del MDL. CONAM ha desarrollado e implementado un procedimiento ISO P-34 para la evaluación rápida de los proyectos MDL, por medio del cual, en menos de 45 días, los proponentes del proyecto pueden obtener una declaración de aprobación o desaprobación de la actividad del proyecto MDL propuesta, esta aprobación se refiere exclusivamente a la contribución del proyecto al desarrollo sostenible del país.

EI CONAM es la autoridad ambiental nacional. Tiene por finalidad planificar, promover, coordinar, controlar y velar por el ambiente y el patrimonio natural de la Nación. El CONAM fue creado mediante Ley Nº 26410, publicada el 22 de diciembre

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de 1994. Tiene como objetivo promover la conservación del ambiente a fin de coadyuvar al desarrollo integral de la persona humana sobre la base de garantizar una adecuada calidad de vida, propiciando el equilibrio entre el desarrollo socioeconómico, el uso sostenible de los recursos naturales y la conservación del ambiente. Constituye un organismo público descentralizado adscrito al ámbito de la Presidencia del Consejo de Ministros.

El Consejo Directivo es la máxima autoridad del CONAM, está integrado por diez (10) miembros, siendo su conformación la siguiente:

- Tres (3) representantes del Gobierno Nacional, uno de los cuales lo preside, designados por el Presidente de la República.

- Un representante de los Gobiernos Regionales.

- Un representante de los Gobiernos Locales, elegido entre los Alcaldes Provinciales de las capitales de región.

- Un representante de los sectores económicos secundarios y terciarios.

- Un representante de las redes de organizaciones no gubernamentales especializadas en la temática ambiental.

- Un representante de la universidad peruana.

- Un representante de los colegios nacionales profesionales.

5.7 Marco internacional

Durante varios años, ha habido diversas inversiones en el marco internacional en el Perú. La mayoría de ellas han sido destinadas a la Electrificación Rural, entendiendo esta, principalmente, como la extensión de redes, quedando mas olvidadas las poblaciones de menos recursos y que normalmente, por su lejanía a la red y su dispersión tienen menos posibilidades de acceso a la electricidad.

5.7.1 Banco mundial (BM) y Global Environment Facility (GEF) El Gobierno, el Banco Mundial y el GEF acordaron en implementar el Proyecto de Electrificación Rural (identificado en español como Mejoramiento de la Electrificación Rural Mediante la Aplicación de Fondos Concursables) – FONER (ver: 5.3.1.4)

El proyecto busca proveer de 160.000 nuevas conexiones al sistema, en viviendas actualmente sin servicio en zonas rurales, negocios e instalaciones públicas, tales como escuelas postas médicas, etc. beneficiando aproximadamente a 800.000 personas, a través de la extensión de la red convencional y/o implementación de sistemas basados en fuentes de energía renovable.

Dentro de sus metas están:

- Implementar un nuevo marco, eficiente para la provisión de energía eléctrica en áreas rurales del Perú que permita atraer la inversión de operadores del sector privado y público nacional, regional, ocal, extranjero.

- Implementación de un Proyecto Piloto de usos productivos de electricidad que aumentaría las oportunidades para el incremento de ingresos en áreas rurales

- Reducción de la emisión de gases del efecto invernadero a través de la provisión de energía por fuentes renovables

5.7.2 PNUD y Global Environment Facility (GEF) A través del proyecto llamado: PROYECTO PER/98/G31 “Electrificación Rural a base de energía fotovoltaica en el Perú”, el PNUD y GEF apoyan la Electrificación Rural en el país; y el cual es ejecutado por la DEP – MEM.

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La inversión del Proyecto es de USD 6 041 593, el cual se financia con recursos de donación que aporta el Global Environment Facility – GEF a través del PNUD, ascendente a USD 3 930 093 y los recursos que aporta el Gobierno Peruano ascendente a USD 2 111 500.

El objetivo de desarrollo del Proyecto es mejorar la calidad de vida de la población rural suministrándole servicio eléctrico sostenible. Igualmente contribuir a la reducción del incremento a largo plazo de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Asimismo busca establecer, a través del MEM, las bases técnicas y normativas, con la finalidad de promover el desarrollo de esta tecnología, contribuyendo a la introducción masiva de las Energías Renovables en la Electrificación Rural, incluyendo proyectos de desarrollo productivo con sistemas fotovoltaicos.

5.8 Análisis de la Electrificación Rural en el Perú

5.8.1 Situación de la Infraestructura

5.8.1.1 Cobertura en zonas rurales

En 1993, tras el inicio del proceso de privatizaciones, se produjo el mayor incremento en el coeficiente de electrificación, el cuál creció a una tasa de 9% con respecto al año 1992. Pese a que las tasas de crecimiento promedio del coeficiente de electrificación han ido disminuyendo con los años (3,12% para el periodo 1990-1995, 2,4% para 1996-2000, y 1,0% para 2001-2004), se ha logrado importantes avances en términos de cobertura nacional.

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10

20

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1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 20050

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Coef. Elec. Nacional Variación %

P ro ce so de P riva tizac ió n

Figura 23: Coeficiente de Electrificación Nacional C.E. (en porcentaje) (Fuente: Ministerio de Energía y Minas)

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Actualmente, las estadísticas oficiales del Ministerio de En Energía y Minas11, las proyecciones oficiales indican que en el año 2006 el coeficiente de electrificación nacional equivaldría a 80%. Sin embargo, mediciones elaboradas por OSINERGIM, consideran que el coeficiente sería menor y alcanzaría sólo el 71%. La diferencia, según los técnicos de OSINERGIM se debería a que la DEP y el MEM, asumen que el 100% de los beneficiarios previstos en los proyectos ejecutados logran conectar a sus domicilios a las redes eléctricas, pero que eso se logra sólo parcialmente y que, por ello, cuando se usan referencias de población efectivamente conectada el indicador de coeficiente de electrificación se reduce de 80% a 71%.

A fines del 2004, el 23,7% de la población nacional carecía de acceso al servicio eléctrico; significando que alrededor de 6,5 millones de peruanos permanecen al margen del desarrollo y la modernidad. Entre los años 2001-2004 se habría logrado que medio millón de peruanos tengan acceso a energía eléctrica dado que en el 2001 la población total sin acceso a energía eléctrica ascendía a 7 millones de personas. Sin embargo, en el sector rural la situación es todavía grave pues solamente un 32% posee suministro eléctrico, existiendo 82 provincias con coeficientes de electrificación por debajo del 50%.

Como se observa en el Gráfico siguiente, entre el 2001 y 2005, muchas regiones han aumentado significativamente su coeficiente de electrificación departamental.

11 Ministerio de Energía y Minas. “Evolución de los Indicadores del Mercado Eléctrico 1995-2006. Dirección General de Electricidad/Dirección de Promoción y Estudios.

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75,5

73,0

38,7

68,2

66,9

40,9

88,2

77,0

68,8

71,8

69,7

67,563,0

49,0

61,6

59,4

73,4

83,3

36,9

50,5

64,1

32,8

66,3

61,0

61,8

66,2

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0

AMAZONAS

ANCASH

AP URIMAC

AREQUIP A

AYACUCHO

CAJ AMARCA

CUSCO

HUANCAVELICA

HUANUCO

ICA

J UNIN

LA LIBERTAD

LAM BAYEQUE

LIMA

LORETO

M ADRE DE DIOS

MOQUEGUA

PAS CO

P IURA

P UNO (**)

SAN MARTIN

TACNA

TUMBES

UCAYALI

2001 2005(*)

Figura 24: Cobertura 2001 versus 2005, Coeficiente de Electrificación Departamental C.E. (en porcentaje) (Fuente: Ministerio de Energía y Minas)

Tal es el caso de Ucayali, Puno, Piura, Pasco, Huancavelica y Ancash. Aunque quedan regiones relegadas como Cajamarca (C.E. 38,7%), Huánuco (C.E. 40,9%), Loreto (C.E. 48,6%) y San Martín (C.E. 50,5%). En el Cuadro 2, por su parte, se puede apreciar la demanda no atendida de energía medida en número de personas atendidas versus no atendidas.

El Cuadro Nº 2 fue preparado por el proyecto FONER y asume un escenario en el que la nueva población atendida por los proyectos de Electrificación Rural es igual a cero. Es decir, un escenario en el que la nueva oferta es nulo ya sea por que las inversiones no se ejecutan o por que no existe sostenibilidad de las inversiones de Electrificación Rural.

5.8.1.2 Calidad del servicio en zonas rurales es deficiente

La calidad del servicio recibido por parte de los sectores con menores consumos y sectores rurales es mucho más baja que en el sector urbano-rural. Lo que indicaría

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que los operadores de las redes de distribución incurren en menores inversiones en mantenimiento y operación de las instalaciones de estos sectores.

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REGIONESPoblación no atendida/1

Población beneficiada/2

BRECHA 2005

Población no atendida

Población beneficiada

BRECHA 2006



BRECHA 2007



BRECHA 2008



BRECHA 2009



BRECHA 2010

AMAZONAS 176,100 0 176,100 158,020 0 158,020 139,269 0 139,269 119,828 0 119,828 99,679 0 99,679 78,483 0 78,483ANCASH 397,695 0 397,695 391,137 0 391,137 384,334 0 384,334 377,281 0 377,281 369,971 0 369,971 361,488 0 361,488APURIMAC 111,117 0 111,117 88,775 0 88,775 65,687 0 65,687 41,837 0 41,837 17,205 0 17,205 0 0 0AREQUIPA 8,737 0 8,737 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0AYACUCHO 128,624 0 128,624 107,568 0 107,568 85,762 0 85,762 63,184 0 63,184 39,815 0 39,815 15,571 0 15,571CAJAMARCA 964,079 0 964,079 946,389 0 946,389 928,177 0 928,177 909,432 0 909,432 890,146 0 890,146 868,730 0 868,730CUSCO 331,917 0 331,917 309,194 0 309,194 285,910 0 285,910 262,053 0 262,053 237,615 0 237,615 212,188 0 212,188HUANCAVELICA 136,953 0 136,953 112,434 0 112,434 87,033 0 87,033 60,724 0 60,724 33,486 0 33,486 5,271 0 5,271HUÁNUCP 513,772 0 513,772 510,902 0 510,902 507,864 0 507,864 504,653 0 504,653 501,265 0 501,265 496,443 0 496,443ICA 82,255 0 82,255 75,770 0 75,770 69,059 0 69,059 62,119 0 62,119 54,942 0 54,942 47,359 0 47,359JUNÍN 98,550 0 98,550 62,757 0 62,757 26,173 0 26,173 0 0 0 0 0 0 0 0 0LA LIBERTAD 369,470 0 369,470 360,725 0 360,725 351,653 0 351,653 342,246 0 342,246 332,495 0 332,495 321,460 0 321,460LAMBAYEQUE 124,122 0 124,122 108,841 0 108,841 93,270 0 93,270 77,406 0 77,406 61,244 0 61,244 44,727 0 44,727LIMA 7,601 0 7,601 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0LORETO 473,351 0 473,351 474,836 0 474,836 476,274 0 476,274 477,661 0 477,661 478,997 0 478,997 479,022 0 479,022MADRE DE DIOS 36,390 0 36,390 35,826 0 35,826 35,203 0 35,203 34,520 0 34,520 33,773 0 33,773 32,637 0 32,637MOQUEGUA 16,268 0 16,268 13,878 0 13,878 11,379 0 11,379 8,767 0 8,767 6,037 0 6,037 3,168 0 3,168PASCO 97,481 0 97,481 95,851 0 95,851 94,107 0 94,107 92,245 0 92,245 90,261 0 90,261 87,597 0 87,597PIURA 612,805 0 612,805 593,923 0 593,923 574,358 0 574,358 554,095 0 554,095 533,117 0 533,117 509,874 0 509,874PUNO 512,468 0 512,468 477,037 0 477,037 440,634 0 440,634 403,240 0 403,240 364,835 0 364,835 324,668 0 324,668SAN MARTÍN 361,361 0 361,361 354,379 0 354,379 347,120 0 347,120 339,579 0 339,579 331,749 0 331,749 322,699 0 322,699TACNA 3,176 0 3,176 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TUMBES 22,311 0 22,311 19,770 0 19,770 17,107 0 17,107 14,317 0 14,317 11,397 0 11,397 8,288 0 8,288UCAYALI 164,498 0 164,498 161,705 0 161,705 158,829 0 158,829 155,869 0 155,869 152,825 0 152,825 149,440 0 149,440TOTAL NACIONAL 5,751,099 0 5,751,099 5,459,718 0 5,459,718 5,179,202 0 5,179,202 4,901,056 0 4,901,056 4,640,854 0 4,640,854 4,369,114 0 4,369,114/1 Población no atendida= demanda por electrificación/2 Población beneficiada= Plan Nacional de Electrificación Rural

BALANCE OFERTA - DEMANDA BRECHA POR RIESGO

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Figura 25: Balance Oferta- Demanda, (población beneficiada y no atendida, respectivamente) para el periodo 2005 - 2010

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5.8.2 Plan Nacional de Electrificación Rural - PNER

El Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER)12 sirve como herramienta de planeamiento vital que recoge los insumos básicos necesarios para lograr los objetivos de política en el tema de electrificación a nivel nacional. Es por ellos que el PNER se conforma de los Planes de Desarrollo tanto a nivel Regional como Local, los programas de expansión de las empresas concesionarias de distribución eléctrica, las iniciativas privadas y los programas o proyectos que el Gobierno Nacional ha previsto desarrollar.

El PNER 2006-2015 contiene 1,529 proyectos y programas identificados del Gobierno Nacional (DEP/MEM, FONER, Empresas Eléctricas, y Otras entidades del estado), Gobiernos Regionales y Gobiernos Locales. Se presume que la ejecución de este conjunto de proyectos considerados en el PNER, beneficiará a 4,8 millones de habitantes, con una inversión total de USD 928,9 millones. Ello permitirá contribuir, complementariamente a las inversiones de las empresas del sector en generación, transmisión y distribución y a lograr un aumento del coeficiente de electrificación nacional del 93.1% hacia el año 2015.

Dada la demanda insatisfecha a nivel nacional y los escasos recursos del estado, los proyectos corresponden a una metodología de priorización que considera tres factores básicamente: a) criterios técnicos, b) económicos, y c) socio-económicos.

5.8.2.1 Criterios Técnicos

i) Estado actual del proyecto: Se califica el nivel de estudio alcanzado de cada proyecto. El puntaje a asignar a cada proyecto estará en función directa al nivel que haya alcanzado su respectivo estudio, dándole la mayor puntuación al proyecto que tenga su estudio definitivo completo a nivel de ejecución de obras aprobado por la DEP/MEM.

ii) Infraestructura eléctrica: La Infraestructura eléctrica existente o futura, en líneas de transmisión, subestaciones de potencia y/o de plantas de generación, posibilitan en mayor o menor grado la formulación y ejecución de proyectos de electrificación (PSE’s), a partir de la utilización de estas instalaciones. Por lo tanto este criterio califica el nivel de desarrollo alcanzado para la implementación de esta infraestructura, asignándosele puntajes distintos si ésta existe o si su construcción está programada dentro del horizonte de planeamiento del PNER.

iii) Coeficiente de electrificación provincial: Este criterio califica el nivel de pobreza eléctrica de la(s) provincia(s) en el que se ubican los PSEs, dándosele una mayor prioridad a aquellos proyectos que cuenten con menor coeficiente de electrificación en el ámbito provincial. El puntaje a asignar a cada proyecto está en función inversa al coeficiente de electrificación provincial alcanzado en el ámbito de influencia del proyecto, asignándole mayor puntaje al de menor coeficiente de electrificación.

5.8.2.2 Criterios económicos

i) Valor Actual Neto Social (VANS): Se da prioridad a los proyectos que tengan un gran impacto social, toda vez que los proyectos del PNER, en términos financieros tienen niveles de rentabilidad negativos o muy bajos. Para esto se ha optado por calificar la rentabilidad social, determinándose el Valor Actual Neto

12 Ver: MINEM (2007). Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER). Período 2006-2015. Dirección Ejecutiva de Proyectos.

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Social (VANS) del proyecto. El puntaje a asignar a cada proyecto está en función directa al cociente (VANS/Inversión), respectivamente.

ii) Inversión por vivienda y per – cápita: Es la relación de la inversión total requerida por el proyecto y el número de viviendas y habitantes beneficiados (USD/vivienda y USD/habitante), dándose una mayor prioridad al proyecto que tiene el menor valor absoluto de este coeficiente.

5.8.2.3 Criterios socio-económicos

i) Índice de pobreza: Para cuantificar este factor, se ha utilizado el Mapa de la Pobreza 2006 elaborado por FONCODES (MIMDES), en el que se califica el nivel de pobreza de cada distrito asignándole un valor numérico. Se da mayor puntaje a los proyectos conformados por localidades ubicadas en los distritos que tengan mayor índice de pobreza.

ii) Ubicación geográfica: Se otorga mayor puntaje a los proyectos ubicados en zonas de frontera y en las zonas rurales de la costa, sierra y selva del país.

5.9 Análisis para la creación de operadores locales

5.9.1 Organigrama La planeación nacional del Sector Energético en el Perú se desarrolla básicamente en el Ministerio de Energía y Minas. Para el 2007 se establece la Dirección General de Electrificación Rural, la cual se crea fusionando la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) y el programa del Fondo Nacional de Electrificación Rural (FONER).

El siguiente gráfico muestra el Sector Eléctrico bajo el Ministerio de Minas y Energía en el Perú y la Dirección de Electrificación Rural.

Figura 26: Organigrama del Sector Energético nacional del Perú

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5.9.2 Mapa del Sector Eléctrico Dentro del organigrama, a nivel gobierno nacional, existen en el Perú adicionalmente para el desarrollo del sector eléctrico otros actores, quienes están encargados de los temas legales (reglamentos, normatividad, leyes, imposiciones, decretos), temas financieros (creación y manejo de fondos estatales, nacionales e internacionales,) temas medio ambientales (acuerdos bajo el marco del protocolo de Kyoto, así como también sobre el cuidado del medio ambiente).

Entre estas instituciones existen ciertos niveles de interdependencia entre sus funciones, disposiciones, responsabilidades y alcances.

Para la creación de operadores eléctricos, se identificaron tanto los actores en el sector eléctrico a nivel nacional, como los que coordinan directamente el sector rural. El siguiente diagrama muestra un mapeo de los actores que intervienen en el desarrollo y la promoción de la Electrificación Rural.

Direccion General de ElectricidadDEG

Direccion Ejecutiva de Proyectos DEP/MEM

(Direccion de Electrificacion Rural 2007)

Direccion de conseciones Electricas

Direccion de Promocion y Estudios

Direccion de Normas Electricas

Politicas(Marco Legal)

Programa Nacional de Electrificación Rural PNER

(2005/07)

Fondos(Marco Financiero)

Organismo Supervisor de la Inversion en MEM

OSINERG

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

MEM

Ministerio de Educación y Cultura

Ministerio de Salud

Ministerio de Transportes y

Comunicaciones

Figura 27: Mapa de los actores gubernamentales para la electrificación

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5.9.3 Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificaión

Basado en el Plan Nacional de Electrificación Rural PNER, otra actividad desarrollada dentro del Proyecto DOSBE, es la identificación de los pasos para la planeación, ejecución y control de proyectos para la Electrificación Rural.

Planificación/Priorización

Coordinacion

PNER

Criterios Tecnicos Criterios Economicos

Directos (DEP)

Gobiernos Regionales y Locales

Priorización

Criterios Socio-Economicos

Ejecución de Proyectos

Aplicación de Tarifas

ControlOSINERG/COES

Publicos Privados

Recursos del FEREmpresa

Consesionaria + Recursos FER

Recursos Fideicomiso

FONER

ProvincialesFERE

Normas, Diseño y Construcción de Pequeños Systemas Solares

Normas de Calidad del Servicio Eléctrico

ADINELSA Empresas Privadas

Recursos PROINVERSION

Recursos Privados +

FONER

Fondo de Reposicion de InversionesFOSE

PRER

DEP/MEM(D.G: Electrificacion Rural)

Diagrama de Flujo

Ejecución de Proyectos para la Electrificación Rural

Propietario y/o ejecutor y/o operador

Fondos aplicables

Figura 28: Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificación l

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5.9.4 Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificación por parte de las comunidades rurales

Figura 29: Diagrama de flujo para la ejecución de proyectos de electrificación por parte de las comunidades rurales

5.9.5 Análisis FODA Fuerzas Oportunidades, Debilidades y Amenazas

Se realizó también, el análisis FODA, para identificar los factores externos (Oportunidades y Amenazas) e internos (Fuerzas y Debilidades) dentro de la estructura del sector eléctrico y la Electrificación Rural en el Perú. El análisis FODA abarca los temas de marco legal, financiero, técnico y de gestión.

Con esto se presenta la situación del sector eléctrico (Fuerzas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas) en relación al desarrollo de operadores locales de servicios eléctricos. Este análisis contribuirá también al diseño de herramientas, como manuales, reglamentos, planes de operación y financiamiento entre otros para el desarrollo de estos operadores locales.

A continuación se presentan los resultados del análisis FODA, clasificados bajo los temas de interés: marco legal, financiero, técnico y de gestión.

Fuerzas:

Marco legal

o Institucionalización de una Dirección General de Electrificación Rural (fusión de la DEP con el Fondo FONER)

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o Plan para la priorización de proyectos, (bajo el Plan Nacional para la Electrificación Rural PNER), la cual se basa en criterios técnicos, económicos y socio-económicos.

o Experiencias de empresas concesionarias en la gestión y capacitación de técnicos para la generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica, en sistemas no incorporados a la red nacional, así como de usuarios finales (desarrollo de folletos principalmente)

o Creación de comités locales, con participación no solo de unos miembros de la comunidad, si no de toda la población en general y en algunos casos de la municipalidad.

Marco técnico

o Alto potencial de recursos naturales renovables para la generación de energía eléctrica, los cuales son, dependiendo de la situación geográfica y topográfica, la hidráulica, solar y eólica.

o Desarrollo y establecimiento de laboratorios de pruebas y certificación de la calidad de equipos fotovoltaicos, especialmente sistemas domiciliarios (Programa PNUD).

o Participación de Organizaciones no Gubernamentales ONGs, como soluciones practicas ITDG, y otras empresas, quienes brindan capacitación local y contribuyen a la facilitación de proyectos para ala Electrificación Rural de manera descentralizada.

Oportunidades:

Marco legal

o La buena disposición del gobierno, donde se prevé la formación de concesiones rurales y el fomento de las Energías Renovables.

o Fondos de licitación PROINVERSION para menores costos a la inversión de capital. Participación del SNIP subsidio a inversiones rentables y sostenibles.

o Promoción de la electricidad como un servicio básico para todos

o Creación del SNIP, aunque solo aprueba la inversión pública para la extensión a la red.

Marco financiero

o Programas de Financiamiento a nivel Internacional (Unión Europea, Banco Mundial, Mercado de Emisiones)

o Oportunidades mercado, comercial y de desarrollo, para creación de empresas derivadas para el aprovisionamiento de equipos, refacciones y partes, así como de actividades productivas.

o Creación de redes internacionales de empresas, organizaciones e institutos de investigación para la promoción de la Electrificación Rural y el uso de Energías Renovables.

Marco técnico

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o Cooperación para el desarrollo de esquemas de gestión sustentable y replicable, que se adapten a las condiciones locales.

o Desarrollo de normatividad y estándares de calidad para el uso de tecnologías basadas en Energías Renovables.

o Experiencias internacionales en el uso de tecnologías a base de energía renovables.

Debilidades:

Marco legal

o Poca promoción y participación tanto del sector público como privado, para el desarrollo de tecnologías y componentes de sistemas (equipos y refacciones), que no solo hagan posible la operación y servicio de sistemas aislados, sino que también contribuyen al desarrollo económico, creando por ejemplo fuentes de trabajo y reduciendo costos de importación.

o La falta de integración de leyes, normatividad y estándares para el uso de Energías Renovables en todos los temas y niveles.

o Poca coordinación, por parte del Plan Nacional de Electrificación Rural para la expansión de la red, con programas para uso descentralizado.

o Falta de marco regulatorio e incentivos para el planeamiento y gestión de empresas privadas y/o productores independientes para la generación de energía eléctrica.

o Falta programas e inversiones para la investigación y desarrollo.

o Falta de conocimiento de desarrollo tecnológico y sus ventajas en la Electrificación Rural.

Marco Financiero

o Falta de esquemas de gestión de servicios a base de modelos, que sean sostenibles a largo plazo y replicables

o Administración de muchos fondos para la promoción de proyectos y programas para la Electrificación Rural, que finalmente promocionan básicamente la extensión de la red.

o Manejo exclusivo de la generación, distribución y comercialización de la electricidad bajo Empresas Concesionarias.

o Pocos mecanismos que fomenten la participación de empresas privadas, gobiernos y municipales, comités locales así como productores independientes para la creación de operadores locales, especialmente en zonas alejadas a la red.

o Las zonas marginales presentan problemas de falta de educación tanto técnica, financiera y de gestión. También existen problemas de compromiso y de capacidad de pago, en donde las condiciones locales culturales, son un factor importante.

Marco Técnico

o Falta de personal capacitado para el asesoramiento técnico y tecnológico en todos los niveles: ministerial, empresas, facilitadores, operadores y usuarios finales

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o Falta de personal capacitado para el asesoramiento en planificación y desarrollo de programas y proyectos para la Electrificación Rural, con las componentes: sistemas no incorporados a la red y uso de Energías Renovables.

o Falta de normas y estándares para la operación de equipos descentralizados tanto con tecnologías renovables convencionales como la hidráulica y especialmente en la fotovoltaica y eólica.

o Falta de creación de cadenas de desarrollo (valor agregado), como el suministro de repuestos baterías, inversores, reguladores y componentes mas robustos, que se adapten alas necesidades locales

Gestión

o Falta de formalidad jurídica en el sector rural, como constitución de empresas legales, expedición de documentos oficiales, pago de impuestos, etc.

o La provisión de servicios a las comunidades se ve inhabilitado por la falta de infraestructura: caminos, carreteras, comunicación, especialmente en zonas aisladas y de difícil acceso (en especial en la amazonía).

o Los técnicos capacitados están ubicados en Lima, los cuales se desplazan al interior del país, para la gestión de problemas con los equipos o plantas de generación.

o Falta de información de las localidades rurales: situación actual, infraestructura, actividades y necesidades, estadísticas, estudios de campo, etc.

o Diferentes climas, geografía, localidades así como poblaciones étnicas, que tienen una gran diversidad de conceptos socio-económicos: aceptación, entendimiento, cooperación, participación, etc.

o Falta de información entre los programas y las localidades, y el plan nacional de Electrificación Rural

Amenazas:

Marco legal

o Falta de desarrollo de políticas que favorezcan la electrificación rural descentralizada, la inversión privada y el uso de fondos internacionales.

o Programas de “asistencialismo”, como la donación de sistemas sin un esquema sostenible para la gestión y alcance de la mayoría de las comunidades.

o Prácticas comerciales financieras que no se acoplan con los parámetros dados por los indicadores del ministerio o sea tarifas para la recuperación de la inversión.

o Largos plazos para la coordinación de planes rurales e iniciativas de nuevos proyectos (hasta dos años para una posible licitación de proyecto).

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5.9.6 Modelos de servicio eléctrico descentralizado encontrados en Perú

En el Perú, los esquemas de servicio eléctrico se pueden clasificar de acuerdo a los siguientes criterios que juegan papel importante en la creación y desarrollo de operadores de servicios eléctricos:

o La propiedad de los activos, (aquí se contempla quién es el propietario de las infraestructuras de generación13, así como también el derecho de la propiedad).

o La entidad o responsable que ejerce la gestión, operación y mantenimiento de las infraestructuras de generación y, en su caso, de distribución

o El tipo de financiamiento tanto como para la inversión como para la operación y el mantenimiento

o El tipo de fiscalización o verificación a qué se encuentra sometido por parte de algún ente regulador del sector eléctrico.

Otro parámetro distintivo es la capacidad de generación. Sistemas menores de 500kWe carecen de regulación específica, no requieren ni de permiso ni de concesión para proveer servicio eléctrico.

A continuación se presentan ocho tipos de esquemas actualmente aplicados en el Perú a base de cuatro criterios: Propietario de activos, responsable de gestión, origen de financiamiento y tipo de fiscalización.

Propiedad Activos

Gestión & Operación

Financiamiento Fiscalización Comentarios

Inversión 1 ADINELSA ADINELSA

Terciarizado Traspaso de la administración: central Regional o local

Tarifa regulada (OSINERG)

-> generalmente los proyectos que tienen problemas técnicos, financieros y de gestión pasan a ser parte de Adinelsa

2 Gobierno Local y/o Regional < 500 kW

Empresa Comunitaria

70% donación 20% Gobierno local 10% usuario

Tarifa (propietario/gestión /usuario

-> la población de una comunidad local participa de manera activa (con financiamiento, mano de obra u otros) en la formación de empresas y su gestión.

3 Empresa Concesionaria

Empresa Concesionaria

Empresa concesionaria Fondos mixtos


-> por ejemplo la capacitación para empresas y entrenamiento de actividades locales e información al usuario son brindados efectivamente. (Electronorte)

4 Gobierno Local y/o Regional

Gobierno Local y/o Regional

Traspaso de la administración: central Regional o local


-> Aprobación en el SNIP, que fiscaliza la inversión para la Electrificación Rural

5 Gobierno Local y/o Regional < 500 kWe

Gobierno Local y/o Regional

Traspaso de la administración: central Regional o local

Tarifa libre -> requiere de solo informar de la creación de la empresa.

13 En caso de microrredes, la propiedad de las infraestructuras de distribución puede rehacer en una entidad distinta de la propietaria de las de generación. En cualquier caso, no es un factor tan crítico a efectos de clasificación de los modelos de servicio eléctrico.

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6 Privado < 500

Privado Privado Tarifa libre -> Existen productores independientes, quienes venden el exceso de su energía producida

7 Usuarios finales

Usuarios Mixta: Donación Fondos públicos Usuarios

Tarifa libre -> Generalmente esquemas de electrificación con pequeños sistemas domiciliarios

8 ADINELSA/ Gobierno local/ usuarios

Usuario Mixta: Donación Fondos públicos Usuarios

Tarifa libre o regulada (OSINERG)

Figura 30: Modelos de servicio de operadores eléctricos actualmente encontrados en el Perú, de acuerdo a la propiedad de los activos y a la gestión & operación

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5.10 Conclusiones del estudio en el Perú

Este estudio presenta una visión general de la situación actual del sector eléctrico y la Electrificación Rural en el Perú. Principalmente se describen los temas sobre el marco legal, financiero, técnico y de gestión. El trabajo fue complementado en campo, tanto con visitas al Ministerio de Minas y Energía, así como visitas a varios sistemas de electrificación Cutervo, Conchán, Paccha.

El estudio se complementa el análisis FODA para la creación de operadores locales de servicios eléctricos y la identificación de sistemas de gestión públicos, privados y público-privado

Marco legal

En el marco legal, se consideran los temas institucionales como la promulgación de leyes, regulaciones, normatividad, responsabilidades y mecanismos oficiales para la creación de operadores eléctricos.

Dentro del marco legal, principalmente a nivel nacional, el sector rural, esta subordinado al ministerio de minas y energía, a sus legislaciones y programas como a los fondos asignados para proyectos de electrificación y al cumplimiento de especificaciones técnicas.

Actualmente los programas del gobierno contemplan, principalmente la opción para la Electrificación Rural la extensión de la red (Sistema Interconectado Nacional), la cual en muchos casos se ha demostrado que no es viable (debido ala falta de infraestructura) y/o rentable basados en análisis costo-beneficio. Las inversiones por proyecto son altas en relación a la demanda de energía y con esto no satisfacen los criterios de de los programas para la Electrificación Rural (PNER) 14.

Bajo el marco legal existen se menciona las empresas concesionarias. La estrategia nacional de su creación esta a cargo del gobierno, la cual delimita los criterios para un determinado tamaño, unidades especiales para el mantenimiento, la comercialización, la adaptación y manejo de fondos y sobre todo para la ejecución de nuevos proyectos. Hasta ahora el concepto de “concesiones rurales” no esta desarrollado dentro de las concesionarias eléctricas15. Se prevé la creación de una ley para las concesiones rurales, que se integre y se desarrolle bajo el esquema de las empresas concesionarias.

Con referencia al Plan Nacional de Electrificación Rural, las zonas rurales que no van a ser atendidas en los próximos años, por medio de la extensión de la red, deberían ser consideradas como programas de integración y complementariedad a la extensión de la red y el uso de Energías Renovables.

De acuerdo a las características de las comunidades, (demanda de energía y recursos locales), programas con base en pequeña centrales hidroeléctricas tecnologías fotovoltaica y eólica ofrecen alternativas para el aprovisionamiento de energía en zonas rurales aisladas.

Marco Financiero

La puesta en marcha de programas y/o proyectos depende directamente de Fondos, especialmente, para la inversión. A su vez la administración y

14 Existe tambien la formulacion del Programa Nacional de Elctricidad, el cual identifica y prioriza proyectos, a base de criterios que se aplicaran a la ejecuacucion de proyectos.

15 La Ley de la Conseciones, específica el alcanze y las responsabilidades de las conseciones. Ya que es quien otorga Concesiones Eléctricas Rurales e impone la servidumbre rural asi como Coordinación con Gobiernos Locales y Municipales

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funcionamiento de los fondos y su aplicabilidad depende de las leyes, normas y regulaciones acordadas por el gobierno.

Los fondos concursales para la Electrificación Rural, el FONER, promueve básicamente la Electrificación Rural, por medio de la extensión de la red.

Las obras realizadas en materia de Electrificación Rural, que no sean rentables, serán transferidas a ADINELDESA.

Los fondos contemplan hasta un subsidio del 90% a la inversión inicial.

Básicamente falta para la electrificación de manera descentralizada, se identifica:

• La falta de incentivos, garantías y mecanismos de financiamiento, así como señales de reglamentación que motiven y faciliten la inversión en este tipo de servicio por parte de los usuarios y comunidades rurales.

• La dificultad para establecer mecanismos sustentables que aseguren la operación y mantenimiento de los sistemas rurales de electrificación, especialmente aquellos no conectados a la red nacional.

• La ausencia de inversionistas interesados en servir a los mercados rurales debido al punto anterior.

• falta de un marco legal con visión para desarrollar mercados de energía renovable: proveedores de equipos y componentes así como también el desarrollo de tecnologías nacionales, que garanticen el aprovisionamiento de componentes necesarios para la operación de sistemas eléctricos de manera sustentable a largo plazo

Se deben tomar en cuenta otros factores sociales, en los cuales el desarrollo de empresas locales que participen en la operación y mantenimiento, tengan opciones de sostenibilidad.

Marco técnico

En el marco técnico, el uso de Energías Renovables en sistemas no incorporados a la red, se basa principalmente en la generación hidroeléctrica. En el tema de pequeñas generadoras de electricidad independientes, existen ya experiencias ganadas bajos esquemas, que indirectamente promueven el desarrollo de operadores locales. Los casos tratados, especialmente de Paccha y Conchán, presentan esquemas viables para el uso de otras fuentes renovables (como modelo para otras comunidades) tanto para la repotenciación de plantas en funcionamiento, como para la extensión del servicio a aquellas comunidades donde no lo hay.

En la gestión de la Electrificación Rural, la extensión y mejoras del servicio eléctrico en las áreas rurales está limitada por largas distancias y falta de infraestructura. Las comunidades desatendidas presentan en su mayoría un mayor grado de dispersión de usuarios con bajos consumos de demanda, así como de baja capacidad de pago. Las características de las zonas rurales, el tipo de vida y sus actividades son factores sociales y culturales que influencian el desarrollo de operadores locales.

Básicamente existen dos esquemas descentralizados: sistemas aislados (sistemas domiciliarios o privados) y las mini-redes. Existe falta de asesoramiento técnico para la planeación, instalación y operación de mini-redes hibridas, a nivel regional.

Es necesario un trabajo intenso con las comunidades para la implementación de sistemas descentralizados de energía, la creación de operadores locales y la operación a alargo plazo.

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Gestión

Los problemas más críticos en la mayoría de las empresas concesionarias (de distribución y/o comercialización) son:

• Falta de información actualizada y confiable sobre las redes eléctricas y sobre las curvas de demanda en cada elemento del sistema.

• Excesivas pérdidas de potencia y energía eléctricas por una falta de cobro por parte de las empresas eléctricas a los usuarios, principalmente en la zona de la costa.

• Ampliaciones sin la suficiente planificación y optimización técnico -económica.

• Protecciones de sobre corriente y sobrevoltaje sin adecuada coordinación.

• Falta de información sobre el mercado para Electrificación Rural.

• Alta dispersión y baja demanda del servicio de electricidad en áreas rurales, especialmente de la Amazonía, lo que dificulta aún más la prestación del servicio ya sea mediante extensión de la red o mediante servicio fuera de la red.

• La falta de mecanismos de comunicación, consulta y asistencia técnica que podría fomentar la participación activa y conjunta de los sectores involucrados.

• La falta de formación en las empresas eléctricas de personal que conozca de Energías Renovables y el temor a la inversión por parte de estas empresas debido a la dificultad en el cobro del servicio.

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6 Bibliografía

Ecuador

• Centro Nacional de Control de Energía, CENACE: www.cenace.org.ec

• Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC: www.conelec.gov.ec

• Banco Central del Ecuador: www.bce.fin.ec

• Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, INEC: www.inec.gov.ec

• Organización Latinoamericana de Energía, OLADE: www.olade.org.ec

• Comisión de Integración Energética Regional, CIER: www.secier.org.uy

• Consejo Nacional de Modernización, CONAM: www.conam.gov.ec

Perú

• Consultaría realizada por Gustavo Guerra García: “Diagnóstico y Propuesta de Agenda y Políticas para la Promoción del Acceso a Energía en Zonas Rurales del Perú” para Soluciones Practicas –ITDG

• Miranda, Homero y Mario Soria (Noviembre, 2006). “Electrificación Rural: ¿un fin o un medio?”, en Perú Económico, Vol. XXIX, Nº 11. Noviembre del 2006.

• MEM-Dirección Ejecutiva de Proyectos. Análisis de Programas y Modelos de Gestión en Electrificación Rural Aplicados en Latinoamérica y el Mundo y Propuestas de Modelos de Aplicación Nacional. Lima. 2005.

• MEM-Dirección Ejecutiva de Proyectos. Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER). Período 2006-2015. Lima. 2007.

• Leyes y Decretos publicados en el Peruano

• Documentación de los Archivos de Soluciones Practicas - ITDG

• Información publica extraída de las siguientes páginas web:

- http://www.conam.gob.pe

- http://www.fonamperu.org/

- http://www.osinerg.gob.pe/

- http://cer.uni.edu.pe/

- http://www.pucp.edu.pe/grupo/

- http://www.foner.gob.pe

- http://www.ehas.org/

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7 ANEXOS

I. Anexo I: Pliego tarifario (Ecuador)

ANEXO I

PLIEGO TARIFARIO

NOTA: EL PRESENTE PLIEGO TARIFARIO SE ENCUENTRA VIGENTE EN EL AÑO 2007.

PLIEGO TARIFARIO EMPRESAS ELECTRICAS 1. ASPECTOS GENERALES El presente Pliego Tarifario se sujeta a las disposiciones que emanan de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y del Reglamento de Tarifas, de la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor y su correspondiente Reglamento, en los aspectos atinentes a la prestación del servicio de energía eléctrica, directamente en los domicilios de los consumidores. El Pliego Tarifario contiene: tarifas al consumidor final, tarifas de transmisión, peajes de distribución, tarifas de alumbrado público

2. Definiciones Para su aplicación se deberán considerar las siguientes definiciones: Las tarifas al consumidor final estarán destinadas a todos los Consumidores que no hayan suscrito un contrato a plazo con un generador o un Distribuidor. La correcta aplicación de estas tarifas estará a cargo de los Distribuidores en su zona de concesión.

Las tarifas de transmisión y los peajes de distribución serán los pagos que deberán realizarse a favor del Transmisor o del Distribuidor, respectivamente, por quienes utilicen dichas instalaciones. La liquidación de estos pagos estará a cargo del CENACE en coordinación con el Transmisor y los Distribuidores. 3. CATEGORÍAS Y GRUPOS DE TARIFAS

De conformidad con el artículo 17 del Reglamento de Tarifas, por las características de consumo se consideran tres categorías de tarifas: residencial, general y alumbrado público; y, por el nivel de tensión, tres grupos: alta tensión, media tensión y baja tensión.

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Categoría de Tarifa Residencial: Corresponde al servicio eléctrico destinado exclusivamente al uso doméstico de los Consumidores, es decir, dentro de la residencia de la unidad familiar independientemente del tamaño de la carga conectada. También se incluye a los Consumidores de escasos recursos y bajos consumos que tienen integrada a su vivienda una pequeña actividad comercial o artesanal.

Categoría General: Servicio eléctrico destinado a los Consumidores en actividades diferentes a la Categoría Residencial y básicamente comprende el comercio, la prestación de servicios públicos y privados, y la industria.

Se consideran dentro de esta categoría, entre otros, los siguientes:

Locales y establecimientos públicos o privados comerciales o de carácter fabril o industrial

Plantas de radio, televisión y en general de servicios de telecomunicaciones.

Instalaciones para el bombeo de agua potable.

Locales públicos o privados destinados a la elaboración, o transformación de productos por medio de cualquier proceso industrial y sus oficinas administrativas.

Asociaciones civiles y entidades con o sin fines de lucro.

Entidades de Asistencia Social o Beneficio Público (guarderías, asilos, hospitales, centros de salud, escuelas, colegios y universidades del Estado).

Clínicas y hospitales Privados.

Tiendas, almacenes, salas de cine o teatro, restaurantes, hoteles y afines.

Oficinas y locales de entidades deportivas.

Organismos internacionales, embajadas, legaciones y consulados.

Cámaras de comercio e industria tanto nacionales como extranjeras.

Entidades del sector público, de carácter seccional, regional y nacional.

Instituciones Educativas privadas.

Y los demás que no estén considerados en la Categoría de Tarifa Residencial.

Categoría Alumbrado Público: Se aplicará a los consumos destinados al alumbrado de calles, avenidas y en general de vías de circulación pública; a la iluminación de plazas, parques, fuentes ornamentales, monumentos de propiedad pública; y, a los sistemas de señalamiento luminoso utilizados para el control del tránsito.

Grupo Nivel de Alta Tensión: Para voltajes de suministro en el punto de entrega superiores a 40 kV y asociados con la subtransmisión.

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Grupo Nivel de Media Tensión: Para voltajes de suministro en el punto de entrega entre 600 V y 40 kV. Dentro de este grupo se incluyen los consumidores que se conectan a la red de Media Tensión a través de Transformadores de Distribución de propiedad de la Empresa de Distribución para su uso exclusivo o de propiedad del consumidor.

Grupo Nivel de Baja Tensión: Para voltajes de suministro en el punto de entrega inferiores a 600 V.

Punto de Entrega:

Se entenderá como Punto de Entrega el lado de la carga del sistema de medición, es decir, los terminales de carga del medidor, en los sistemas de medición directa y el lado secundario de los transformadores de corriente, en los sistemas de medición indirecta o semi-indirecta, independientemente de donde estén ubicados los transformadores de potencial.

Consumidores Comerciales e Industriales

Los Distribuidores tienen la obligación de mantener en sus registros una clasificación adicional para identificar a los Consumidores Comerciales e Industriales, para efectos de recaudación del 10% sobre el valor neto facturado por consumo de energía eléctrica, destinado al FERUM.

Para el efecto se considerarán las siguientes definiciones:

Consumidor Comercial: Persona natural o jurídica, pública o privada, que utiliza los servicios de energía eléctrica para fines de negocio, actividades profesionales o cualquier otra actividad con fines de lucro.

Consumidor Industrial: Persona natural o jurídica, pública o privada, que utiliza los servicios de energía eléctrica para la elaboración o transformación de productos por medio de cualquier proceso industrial.

4. TARIFAS DE BAJA TENSIÓN 4.1 TARIFA RESIDENCIAL (BTCR)

Se aplica a todos los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa Residencial, independientemente del tamaño de la carga conectada. En el caso de que el consumidor residencial sea atendido a través de un transformador de su propiedad y el registro de lectura sea en baja tensión, la empresa considerará un recargo por pérdidas de transformación equivalente a un 2% en el monto total de energía consumida.

El consumidor deberá pagar:

a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía.

b) Cargos crecientes por energía en USD/kWh, en función de la energía consumida.

4.2 TARIFA RESIDENCIAL TEMPORAL (BTCRT).

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Se aplica a los consumidores residenciales que no tienen su residencia permanente en el área de servicio y que utilizan la energía eléctrica en forma puntual para usos domésticos (fines de semana, períodos de vacaciones, etc.).



b) Un cargo único por energía en USD/kWh, en función de la energía consumida.

4.3 TARIFA GENERAL (BTCG). 4.3.1 TARIFA GENERAL SIN DEMANDA (BTCGSD)

Tarifa G1. (Comercial sin demanda y Entidades Oficiales sin demanda)

Se aplica a los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea de hasta 10 kW.

Tarifa G2. (Industrial Artesanal)

Se aplica a los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea de hasta 10 kW. En el caso particular de que el consumidor cumpla con estas condiciones y sea propietario del transformador de distribución, la empresa le aplicará esta tarifa.

Tarifa G3. (Asistencia Social y Beneficio Público, sin demanda)

Se aplica a los consumidores sujetos a la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea de hasta 10 kW. Los consumidores de las tarifas G.1, G.2 y G.3, deberán pagar:

a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía;

b) Cargos variables por energía expresados en USD/kWh, en función de la energía consumida.

4.3.2 TARIFA GENERAL CON DEMANDA (BTCGCD)

Se aplica a los consumidores de la Categoría de Tarifa General en Baja Tensión, cuya potencia contratada o demanda facturable sea superior a 10 kW


a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía;

b) Un cargo por potencia, expresado en USD/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo, establecido en el pliego para la Tarifa de Media Tensión (MTD).

c) Un cargo por energía, expresado en USD/kWh, en función de la energía consumida, correspondiente al cargo superior de las tarifas G1 y G2 disminuido en un 20 %.

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En el caso de los abonados de asistencia social y beneficio público que cumplan con la condición de una potencia contratada o una demanda superior a 10 kW, se aplicará los mismos cargos tarifarios definidos para estos abonados en el numeral 5.3 de este pliego tarifario 4.4 TARIFA DE ALUMBRADO PÚBLICO (BTAP) Por el consumo de energía eléctrica para Alumbrado Público, se pagará los siguientes cargos:

a) Un cargo por potencia, expresado en USD/kW, por cada kW de demanda facturable como mínimo de pago sin derecho a consumo.

b) Un cargo por energía, expresado en USD/kWh, en función de la energía consumida.

5. TARIFAS DE MEDIA TENSIÓN.

Las tarifas de media tensión se aplicarán a los consumidores comerciales, entidades oficiales, industriales, bombeo de agua, etc, servidos por la empresa en los niveles de voltaje entre 40 kV y 600V. Si un consumidor de este nivel de tensión, está siendo medido en baja tensión, la empresa considerará un recargo por pérdidas de transformación equivalente al 2 % del monto total consumido en unidades de potencia y energía.

5.1 TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON DEMANDA (MTD)

Esta tarifa se aplicará a los consumidores que disponen de un registrador de demanda máxima o para aquellos que no disponen de registrador de demanda, pero tienen potencia contratada o calculada.



b) Un cargo por potencia, expresado en USD/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo.

c) Un cargo por energía, expresado en USD/kWh, en función de la energía consumida.

5.2 TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON REGISTRADOR DE DEMANDA HORARIA (MTDH)

Esta tarifa se aplicará a los consumidores que disponen de un registrador de demanda horaria que les permite identificar los consumos de potencia y energía en los períodos horarios de punta, demanda media y de base, con el objeto de incentivar el uso de energía en las horas de la noche (22H00 hasta las 07H00).

El consumidor deberá pagar los mismos cargos señalados para la tarifa del numeral

5.1, bajo la siguiente estructura:

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b) Un cargo por demanda, expresado en USD/kW, por cada kW de demanda facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo, afectado por un factor de corrección.

c) Un cargo por energía expresado en USD/kWh, en función de la energía consumida en el período de demanda media y de punta (07H00 hasta las 22H00), que corresponde al cargo por energía de la tarifa del numeral anterior

d) Un cargo por energía expresado en USD/kWh, en función de la energía consumida, en el período de base (22H00 hasta las 07H00), que corresponde al cargo por energía del literal anterior disminuido en el 20%..

Para su aplicación, se debe establecer la demanda máxima mensual del consumidor durante las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00) y la demanda máxima mensual del consumidor, el cargo por demanda aplicado a estos consumidores deberá ser ajustado mediante un factor de corrección (FC), que se obtiene de la relación:

FC = DP/DM, donde:

DP = Demanda máxima registrada por el consumidor en las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00).

DM = Demanda máxima del consumidor durante el mes.

En ningún caso este factor de corrección (FC), deberá ser menor que 0.60. La demanda mensual facturable, es la demanda máxima mensual registrada por el consumidor, la que no podrá ser menor al 60 % de la potencia contratada o de la demanda facturable del consumidor, definida en el numeral 8.

5.3 TARIFA DE MEDIA TENSIÓN PARA ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PÚBLICO

Se aplica para todos los consumidores que estén catalogados como de la Categoría de Tarifa General Asistencia Social y Beneficio Público servidos en media tensión. El tratamiento tarifario es igual al descrito en los numerales 5.1 y 5.2, aplicando los cargos tarifarios señalados en el cuadro de cargos tarifarios para asistencia social y beneficio público en media tensión. 6. TARIFAS DE ALTA TENSIÓN. Las tarifas de alta tensión se aplicarán a los consumidores servidos por la empresa en los niveles de voltaje superiores a 40 kV y que deben disponer de un registrador de demanda horaria. El consumidor deberá pagar los siguientes cargos:

a) Un cargo por comercialización, independiente del consumo de energía. b) Un cargo por demanda, expresado en USD/kW, por cada kW de demanda

facturable, como mínimo de pago, sin derecho a consumo, afectado por un factor de corrección.

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c) Un cargo por energía expresado en USD/kWh, en función de la energía consumida en el período de demanda media y de punta (07H00 hasta las 22H00), disminuido en un 10 %.

d) Un cargo por energía expresado en USD/kWh, en función de la energía

consumida, en el período de base (22H00 hasta las 07H00), que corresponde al cargo por energía del literal anterior disminuido en el 20 %. Para su aplicación, se debe establecer la demanda máxima mensual del consumidor durante las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00) y la demanda máxima mensual del consumidor, el cargo por demanda aplicado a estos consumidores deberá ser ajustado mediante un factor de corrección (FC), que se obtiene de la relación:

FC = DP/DM, donde:

DP = Demanda máxima registrada por el consumidor en las horas de pico de la empresa eléctrica (18H00 – 22H00).

DM = Demanda máxima del consumidor durante el mes.

En ningún caso este factor de corrección (FC), deberá ser menor que 0.60.

La demanda mensual facturable, es la demanda máxima mensual registrada por el consumidor, la que no podrá ser menor al 60 % de la potencia contratada o de la demanda facturable del consumidor, definida en el numeral 8.

7. CONSUMOS ESTACIONALES Y OCASIONALES

a) Consumos Estacionales: Los consumidores de la Categoría de Tarifa General ubicados en media y alta tensión, con regímenes de consumo estacional, pueden definir hasta dos períodos estacionales. Los cargos por energía y el de comercialización serán los mismos que se utilizan para los clientes estables. Los cargos por demanda en la estación baja serán los correspondientes a las tarifas relacionados con la demanda del cliente en ese período, el cargo por potencia en la estacionalidad alta estará afectado por un factor de recargo del 100% del cargo correspondiente a la demanda.

Si la estacionalidad alta supera los seis meses, el cargo por potencia de esta estacionalidad estará afectado por un factor de recargo resultante de la relación: 12/n, donde n es el número de meses de la estacionalidad alta.

b) Consumos Ocasionales: Los consumidores de tipo ocasional, tales como circos, ferias, espectáculos públicos al aire libre y otros similares, con demanda en alta, media o baja tensión, se les ubica en la Categoría de Tarifa General y se acogerán a esta tarifa. Los cargos por energía y comercialización serán los mismos que se utilizan para los clientes estables, el cargo por potencia estará afectado por un factor de recargo del 1|00% del cargo correspondiente a la demanda.

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8. DEMANDA FACTURABLE a) En el caso de disponer de un Registrador de Demanda Máxima:

La demanda mensual facturable corresponde a la máxima demanda registrada en el mes por el respectivo medidor de demanda, y no podrá ser inferior al 60 % del valor de la máxima demanda de los doce últimos meses incluyendo el mes de facturación.

Para el caso de los consumidores que utilizan la energía para bombeo de agua de usos agrícola y piscícola, la demanda mensual facturable, será igual a la demanda mensual registrada en el respectivo medidor.

b) En el caso de no disponer de un Registrador de Demanda:

La demanda facturable se computará de la siguiente manera:

El 90 % de los primeros 10 kW de carga conectada;

El 80 % de los siguientes 20 kW de carga conectada;

El 70 % de los siguientes 50 kW de carga conectada;

El 50 % del exceso de carga conectada.

c) Demanda de aparatos de uso instantáneo:

Los procedimientos para la determinación de la demanda facturable señalados en a) y en b), no se aplicarán en el caso de cargas correspondientes a aparatos de uso instantáneo como son por ejemplo: soldadoras eléctricas, equipos de rayos X, turbinas de uso odontológico, etc. En estos casos la demanda facturable considerará adicionalmente la potencia de placa tomando en cuenta el punto de regulación donde trabajan estos aparatos o la medición de la potencia instantánea de tales equipos. La demanda total facturable corresponderá a la suma de la demanda registrada o calculada según lo establecido en a) y b), más la potencia de placa o potencia instantánea medida de dichos aparatos, afectada por un factor de coincidencia o de simultaneidad para el caso de varios equipos.

9. CARGOS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA Para aquellos consumidores con medición de energía reactiva, que registren un factor de potencia medio mensual inferior a 0,92, el Distribuidor aplicará los cargos establecidos en el Reglamento de Tarifas, en concepto de Cargos por bajo factor de potencia.

10. TARIFA DE TRANSMISIÓN. Los distribuidores y grandes consumidores deberán pagar por el uso del sistema nacional de transmisión, una tarifa que tendrá un cargo en USD/kW, por cada kW de demanda máxima mensual no coincidente, que incluye el transporte de energía y el derecho de conexión.

11. PEAJES DE DISTRIBUCIÓN A GRANDES CONSUMIDORES.

Para el caso de los Grandes Consumidores que efectúen contratos directamente con los Generadores, el Distribuidor percibirá en concepto de peaje, como máximo, la totalidad del Valor Agregado de Distribución, en función del nivel de tensión en el punto de entrega.

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12. FACTURACIÓN.

La facturación a los consumidores se efectuará con una periodicidad mensual, y no podrá ser inferior a 28 días ni exceder los 33 días calendarios. No deberá haber más de doce facturaciones anuales; salvo motivos de fuerza mayor que deberán ser debidamente justificados y puestos a consideración de CONELEC. Sin embargo, el distribuidor y el consumidor, de así convenir a sus intereses, podrán acordar períodos de facturación distintos. Las facturas deberán entregarse al consumidor con 10 días de anticipación a la fecha de pago prevista.

En caso de que un medidor de un abonado no haya sido leído por alguna causa justificada, la factura mensual se calculará sobre la base del consumo promedio de los seis últimos meses facturados. Si en dos meses consecutivos no es posible efectuar la medición por causas atribuibles al usuario, la empresa notificará de esta circunstancia, pidiéndole dar facilidades para tal medición. En todo caso, la facturación que se realice hasta que se regularice esta situación, seguirá efectuándose siempre con el promedio de consumo de los seis últimos meses facturados.

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II. Anexo II: Cargos tarifarios Vigentes 2007 (Ecuador)

ANEXO I I

CARGOS TARIFARIOS VIGENTES 2007

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CONELECDIRECCION DE TARIFASCARGOS TARIFARIOS PARA EL CONSUMO ELECTRICO DE CLIENTES REGULADOS VIGENTES A PARTIR DEL MES DE NOV DE 2004 EMPRESA AMBATO AZOGUES BOLÍVAR CENTRO SUR COTOPAXI EL ORO

CATEGORIA RESIDENCIALNIVEL TENSION BAJA Y MEDIA TENSIONRANGO DE CONSUMOENERGIA (US$/kWh)

0-50 0,091 0,090 0,093 0,081 0,091 0,08851-100 0,096 0,095 0,096 0,085 0,096 0,092101-150 0,099 0,098 0,101 0,089 0,099 0,096151-200 0,108 0,107 0,110 0,096 0,108 0,103201-250 0,117 0,116 0,119 0,104 0,117 0,103251-300 0,121 0,124 0,126 0,114 0,118 0,103301-350 0,121 0,124 0,126 0,114 0,118 0,103351-400 0,121 0,124 0,126 0,114 0,118 0,103Superior 0,121 0,124 0,126 0,114 0,118 0,103

RESIDENCIAL TEMPORAL0,121 0,124 0,126 0,114 0,118 0,103

CATEGORIA GENERALNIVEL TENSION BAJA TENSION SIN DEMANDA

COMERCIAL, ENTIDADES OFICIALES0-300 0,079 0,081 0,082 0,072 0,081 0,081

Superior 0,100 0,102 0,114 0,099 0,100 0,093

INDUSTRIAL ARTESANAL0-300 0,072 0,073 0,075 0,063 0,070 0,072

Superior 0,100 0,102 0,114 0,099 0,100 0,093

ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PUBLICO0 - 100 0,035 0,034 0,026 0,031 0,048 0,032101-200 0,038 0,037 0,028 0,034 0,052 0,035201-300 0,041 0,040 0,030 0,037 0,056 0,038Superior 0,080 0,076 0,057 0,070 0,105 0,072

NIVEL TENSION BAJA TENSION CON DEMANDADEMANDA (US$/kW) 5,729 5,706 6,072 5,075 5,792 5,481ENERGÍA (US$/kWh) 0,080 0,081 0,091 0,079 0,080 0,074

NIVEL TENSION MEDIA TENSION CON DEMANDA

COMERCIALES, E. OFICIALES,INDUSTRIALES, BOMBEO AGUA, ESC. DEPORTIVOS, PERIÓDICOS Y ABONADOS ESPECIALE

DEMANDA (US$/kW) 5,656 5,634 5,995 5,011 5,719 5,411ENERGÍA (US$/kWh) 0,075 0,079 0,084 0,070 0,075 0,068

ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PUBLICO (CON DEMANDA)

DEMANDA (US$/kW) 3,705 3,690 3,926 3,282 3,746 3.544ENERGÍA (US$/kWh) 0,070 0,070 0,075 0,062 0,071 0,071

NIVEL TENSION MEDIA TENSION CON DEMANDA HORARIADEMANDA (US$/kW) 5,656 5,634 5,995 5,011 5,719 5,411ENERGÍA (US$/kWh)07h00 hasta 22h00 0,075 0,079 0,084 0,070 0,075 0,06622h00 hasta 07h00 0,060 0,063 0,067 0,057 0,060 0,053

NIVEL TENSION ALTA TENSIONDEMANDA (US$/kW) 5,553 5,531 5,886 4,920 5,615 5,313ENERGÍA (US$/kWh)07h00 hasta 22h00 0,067 0,069 0,074 0,062 0,067 0,05822h00 hasta 07h00 0,059 0,062 0,066 0,056 0,059 0,052

CATEGORIA ALUMBRADO PÚBLICODEMANDA (US$/kW) 3,352 3,506 3,730 3,118 3,559 3,155ENERGÍA (US$/kWh) 0,116 0,116 0,130 0,109 0,123 0,110COMERCIALIZACION 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414

(US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente)

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CONELECDIRECCION DE TARIFASCARGOS TARIFARIOS PARA EL CONSUMO ELECTRICO DE CLIENTES REGULADOS VIGENTES A PARTIR DEL MES DE NOV DE 2004 EMPRESA CATEG ESMERALDAS EMELGUR LOS RÍOS MANABÍ MILAGRO

CATEGORIA RESIDENCIALNIVEL TENSION BAJA Y MEDIA TENSIONRANGO DE CONSUMOENERGIA (US$/kWh)

0-50 0,068 0,082 0,092 0,091 0,093 0,09151-100 0,071 0,087 0,096 0,096 0,096 0,096101-150 0,073 0,091 0,100 0,098 0,096 0,100151-200 0,080 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102201-250 0,086 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102251-300 0,093 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102301-350 0,093 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102351-400 0,093 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102Superior 0,093 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102

RESIDENCIAL TEMPORAL0,093 0,098 0,100 0,098 0,096 0,102

CATEGORIA GENERAL 84,360NIVEL TENSION BAJA TENSION SIN DEMANDA

COMERCIAL, ENTIDADES OFICIALES0-300 0,062 0,076 0,082 0,084 0,084 0,081

Superior 0,090 0,086 0,090 0,086 0,092 0,095

INDUSTRIAL ARTESANAL0-300 0,054 0,063 0,073 0,070 0,088 0,075

Superior 0,090 0,086 0,090 0,086 0,092 0,095

ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PUBLICO0 - 100 0,049 0,034 0,038 0,043 0,041 0,037101-200 0,054 0,038 0,041 0,047 0,045 0,040201-300 0,058 0,041 0,044 0,050 0,048 0,043Superior 0,095 0,077 0,085 0,090 0,092 0,083

NIVEL TENSION BAJA TENSION CON DEMANDADEMANDA (US$/kW) 4,055 5,142 5,587 5,577 5,760 5,657ENERGÍA (US$/kWh) 0,072 0,069 0,072 0,069 0,074 0,076

NIVEL TENSION MEDIA TENSION CON DEMANDA


DEMANDA (US$/kW) 4,003 5,077 5,516 5,507 5,687 5,585ENERGÍA (US$/kWh) 0,052 0,071 0,066 0,066 0,066 0,066

ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PUBLICO (CON DEMANDA)DEMANDA (US$/kW) 2,622 3,325 3,613 3,607 3,725 3,659ENERGÍA (US$/kWh) 0,050 0,063 0,069 0,069 0,071 0,070

NIVEL TENSION MEDIA TENSION CON DEMANDA HORARIADEMANDA (US$/kW) 4,003 5,077 5,516 5,507 5,687 5,585ENERGÍA (US$/kWh)07h00 hasta 22h00 0,052 0,071 0,066 0,066 0,066 0,06622h00 hasta 07h00 0,042 0,057 0,053 0,053 0,053 0,053

NIVEL TENSION ALTA TENSIONDEMANDA (US$/kW) 3,930 4,984 5,416 5,407 5,584 5,484ENERGÍA (US$/kWh)07h00 hasta 22h00 0,046 0,063 0,058 0,058 0,058 0,05822h00 hasta 07h00 0,041 0,056 0,052 0,052 0,052 0,052

CATEGORIA ALUMBRADO PÚBLICODEMANDA (US$/kW) 2,491 2,866 3,063 2,812 3,159 3,477ENERGÍA (US$/kWh) 0,087 0,099 0,107 0,098 0,110 0,120COMERCIALIZACION (US$/./Cliente) 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414

(US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente)

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CONELECDIRECCION DE TARIFASCARGOS TARIFARIOS PARA EL CONSUMO ELECTRICO DE CLIENTES REGULADOS VIGENTES A PARTIR DEL MES DE NOV DE 2004 EMPRESA NORTE QUITO RIOBAMBA STA. ELENA STO. DOMINGO SUR GALÁPAGOS SUCUMBÍOS

CATEGORIA RESIDENCIAL RESIDENCIALNIVEL TENSION BAJA Y MEDIA TENSION BAJA Y MEDIA TENSIONRANGO DE CONSUMOENERGIA (US$/kWh)

0-50 0,085 0,068 0,082 0,088 0,087 0,096 0,081 0,11851-100 0,089 0,071 0,086 0,092 0,092 0,100 0,085 0,121101-150 0,093 0,073 0,090 0,096 0,092 0,104 0,089 0,121151-200 0,096 0,080 0,097 0,103 0,092 0,113 0,096 0,121201-250 0,096 0,087 0,105 0,103 0,092 0,122 0,103 0,121251-300 0,096 0,089 0,117 0,103 0,092 0,125 0,103 0,121301-350 0,096 0,089 0,117 0,103 0,092 0,125 0,103 0,121351-400 0,096 0,089 0,117 0,103 0,092 0,125 0,103 0,121Superior 0,096 0,089 0,117 0,103 0,092 0,125 0,103 0,121

RESIDENCIAL TEMPORAL RESIDENCIAL TEMPORAL0,096 0,089 0,117 0,103 0,092 0,125 0,103 0,121

CATEGORIA GENERAL GENERALNIVEL TENSION BAJA TENSION SIN DEMANDA BAJA TENSION SIN DEMANDA

COMERCIAL, ENTIDADES OFICIALES COMERCIAL, ENTIDADES OFICIALES0-300 0,077 0,061 0,072 0,079 0,078 0,085 0,072 0,100

Superior 0,084 0,084 0,102 0,090 0,083 0,116 0,093 0,100

INDUSTRIAL ARTESANAL INDUSTRIAL ARTESANAL0-300 0,066 0,052 0,067 0,072 0,062 0,070 0,054 0,088

Superior 0,084 0,084 0,102 0,093 0,083 0,116 0,093 0,100

ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PUBLICO ASISTENCIA SOCIAL Y BENEFICIO PUB0 - 100 0,035 0,035 0,038 0,034 0,031 0,038 0,024 0,040101-200 0,038 0,038 0,041 0,037 0,034 0,041 0,026 0,044201-300 0,041 0,041 0,045 0,040 0,037 0,044 0,028 0,048Superior 0,079 0,079 0,086 0,076 0,071 0,085 0,053 0,091

NIVEL TENSION BAJA TENSION CON DEMANDA BAJA TENSION CON DEMANDADEMANDA (US$/kW) 5,407 4,182 5,275 5,443 5,387 6,031 4,971 7,192ENERGÍA (US$/kWh) 0,068 0,068 0,081 0,072 0,067 0,092 0,074 0,080

NIVEL TENSION MEDIA TENSION CON DEMANDA MEDIA TENSION CON DEMANDA


COMERCIALES, E. OFICIALES,INDUSTRIALES, BOMBEO AGUA, ESC. DEPORTIVOS, PERIÓDICOS Y ABONADOS ESPECIALES

DEMANDA (US$/kW) 5,338 4,129 5,208 5,374 5,319 5,955 4,908 7,101ENERGÍA (US$/kWh) 0,074 0,058 0,072 0,066 0,061 0,083 0,069 0,099



DEMANDA (US$/kW) 3,497 2,704 3,412 3,520 3,428 3,715 3,112 4,651ENERGÍA (US$/kWh) 0,067 0,052 0,065 0,067 0,065 0,071 0,059 0,088

NIVEL TENSION MEDIA TENSION CON DEMANDA HORARIA MEDIA TENSION CON DEMANDA HORARDEMANDA (US$/kW) 5,338 4,129 5,208 5,374 5,319 5,955 4,908 7,101ENERGÍA (US$/kWh)07h00 hasta 22h00 0,074 0,058 0,072 0,066 0,061 0,083 0,069 0,09922h00 hasta 07h00 0,060 0,046 0,058 0,053 0,049 0,067 0,055 0,079

NIVEL TENSION ALTA TENSION ALTA TENSIONDEMANDA (US$/kW) 5,241 4,053 5,114 5,276 5,222 5,846 4,819 6,972ENERGÍA (US$/kWh)07h00 hasta 22h00 0,066 0,051 0,065 0,058 0,055 0,074 0,061 0,08822h00 hasta 07h00 0,059 0,045 0,057 0,052 0,048 0,066 0,054 0,078

CATEGORIA ALUMBRADO PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICODEMANDA (US$/kW) 3,323 2,569 3,242 2,936 2,860 3,706 3,055 4,009ENERGÍA (US$/kWh) 0,115 0,089 0,113 0,102 0,100 0,128 0,107 0,139COMERCIALIZACION 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414 1,414

(US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente) (US$/Cliente)

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III. Anexo III: Censo de Electrificación Rural 2005 (Ecuador)

ANEXO I I I

Censo de Electrificación Rural 2005

A pesar de haberse alcanzado a nivel nacional, el 84% de la cobertura del servicio eléctrico en el área rural, existen provincias con índices menores que este promedio, como Manabí, Esmeraldas, Loja y aquellas ubicadas en la Amazonía, mientras que el resto de provincias tienen un índice de cobertura mayor al 87%, tal como se indica en la siguiente tabla. (CONELEC)

Cobertura área Rural al 2001

Cobertura área Rural al 2005 %

(%) (%) Variación

Orellana 22,28 30,07 34,99Napo 39,9 41,26 3,42Sucumbíos 41,25 46,09 11,74Pastaza 52,78 52.78 0,0*Morona Santiago 40,11 54,88 36,83Esmeraldas 63,06 71,52 13,42Manabí 66,16 76,42 15,51Los Ríos 76,06 79,39 4,38Zamora Chinchipe 63,48 80,09 26,16Loja 72,73 80,36 10,49Cotopaxi 74,53 87,36 17,22Guayas 85,35 88,45 3,63Galápagos 89,58 89,59 0,01Tungurahua 90,47 90,58 0,12Cañar 87,48 90,9 3,9Chimborazo 83,57 90,96 8,84Azuay 89,18 91,23 2,29Carchi 89,53 91,45 2,15Imbabura 80,99 91,81 13,37Bolívar 68,32 92,36 35,18El Oro 88,77 93,26 5,06Pichincha 92,51 94,64 2,31

EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DEL SUMINISTRO ELÉCTRICOPERÍODO 2001-2005

PROVINCIA

Caracterización de las zonas

La población ubicada en estos sectores que restan por electrificar entre otras cosas se caracterizan por estar conformados por familias muy numerosas y pobres,

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presentando los indicadores, principalmente en salud y educación mas desfavorables (el mas indicativo es la tasa de mortalidad infantil).

La mayoría de los colonos (kichwua, shuar, achuar, cofán, secoya, huaorani, siona, shiwiar, zaparo, cayapas, etc.) carecen de medios para su desarrollo.

La población que no cuenta con el servicio eléctrico, tiene dificultad de proveerse de energía eléctrica, por los altos costos que representan y el desconocimiento para ubicar posibles fuentes de financiamiento.

En los sectores sin servicio eléctrico, la capacidad de pago de los usuarios es limitada y además afectada por factores socioculturales que complican la búsqueda de soluciones para atender el pago.

Actividades y Sectores

Las comunidades sin cobertura en general, tienen como principal actividad la agricultura, ganadería, y pesca. En la gran mayoría de casos, su producción está destinada al consumo interno, mantienen una economía de subsistencia y en general, se caracterizan por vivir en niveles de pobreza extrema y condiciones infrahumanas16.

En el estudio realizado para el Programa para el desarrollo del mercado fotovoltaico y pico hidroeléctrico para Electrificación Rural descentralizada en Ecuador, se observa que:

♦ Las comunidades de la costa tienen como principal actividad económica la agricultura (cultivo de cacao, café, banano) y actividades relacionadas con la pesca (mariscos, camaroneras, concheros). Tienen niveles de pobreza extrema, precarias condiciones de higiene y falta de atención a la salud.

Casi todas las comunidades cuentan con una escuela pequeña, y en algunas existen postas de salud o botiquines.

♦ Las comunidades de la sierra se dedican a la agricultura y ganadería, en especial al cuidado de ganado vacuno, cultivo de cacao, caña de azúcar, maíz, arroz, palma, palmito, limpieza de potreros, árboles y explotación de madera.

♦ Las principales actividades económicas en el oriente están relacionadas con la agricultura, a la que se dedica la mayor parte de la población económicamente activa.

Las propiedades del área están orientadas para una producción de autoconsumo con productos como yuca, plátano, algunas variedades de árboles frutales y otros para la venta como cacao, café y maíz.

Vivienda

16 Proyecto piloto para Electrificación Rural con sistemas fotovoltaicos (PROMEC).

Se realizaron encuestas a 238 familias en 17 comunidades del oriente.

SERTECPRO – SwedPower, desarrollo del Mercado Fotovoltaico y Pico Hidroeléctrico para Electrificación Rural descentralizada en Ecuador.

Proyecto CENTROSUR. La empresa Eléctrica CENTROSUR realizó un estudio socio económico en las provincias de Azuay, Cañar y Morona Santiago, enfocando el uso de la energía por parte de los usuarios.

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En el tema de vivienda, en el estudio realizado por Swed Power- Sertecpro en el año 2005 se encontró que en el Oriente existen mayor número de hogares grandes, mientras que los hogares más pequeños se encuentran en la Sierra.

Numero de personas por familia.

Mediana Máximo

Costa 4 16

Oriente 5 14

Sierra 4 11

Material utilizado para la construcción

Costa Oriente Sierra

Ladrillo bloque 12,6% 1,0% 10,0%

Madera 64,8% 85,0% 88,3%

Adobe 0,2% 0,1%

Guadúa 20,7% 11,3% 1,7%

Bahareque 0,3%

Otro 1,8% 2,3%

En el Proyecto Piloto para Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos, realizado con comunidades del oriente, la información sobre el tipo de vivienda confirma que la mayoría (93%) son de caña, con techo de paja o de madera. La mayor cantidad de familias tienen entre

1 y 3 ambientes en sus hogares y el tamaño de las viviendas es menos de 30 metros cuadrados.

Tipo de fuente de agua por región

El tipo de servicio higiénico y la fuente de agua son indicativos de las condiciones de vida de las comunidades. El siguiente cuadro muestra el tipo de fuente de agua por región.

Costa Oriente Sierra Total

Red pública 5% 0% 0% 2%

Tanquero 10% 0% 1% 3%

Río o manantial 59% 74% 83% 70%

Entubada 0% 17% 7% 11%

Pozo con bomba 3% 0% 2% 1%

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Pozo sin bomba 20% 4% 4% 9%

Agua lluvia 0% 3% 3% 2%

Otro 3% 2% 2% 2%

100% 100% 100% 100%

Gastos Mensual y Anual de las familias

La información sobre el gasto mensual y anual de las familias se obtuvo del proyecto PROMEC realizado en 17 comunidades del oriente.

El estudio muestra que la prioridad está repartida de manera homogénea entre Alimentos y Educación y Transporte y Salud. Esta distribución corresponde generalmente a familias de bajos ingresos con demandas de consumo limitadas.

En general, las comunidades que mayor capacidad de gasto tienen y que aparecen más ligadas al mercado manejan niveles de gastos entre $250 y $260 mensuales por familia, mientras que hay otras comunidades más apartadas con $50 de consumo general.

El proyecto PROMEC indica que básicamente los gastos anuales se destinan a vestidos, herramientas, repuestos para las canoas, útiles escolares, electrodomésticos y viviendas. Cabe remarcar que la educación (anual) y vestido hacen el 70% de los gastos anuales.

En el estudio realizado por Swed Power- Sertecpro, se concluye que los gastos del hogar en comida, transporte, ropa, y otros ítems son menores en la Amazonía (hasta $50 por mes), mayores en la Sierra (hasta $75 por mes) y mayores aún en la Costa (hasta $100 por mes).

Esto significa que las poblaciones objetivo son muy pobres y la capacidad de pago, limitada.

Fuentes de Energía Actuales

Las fuentes de energía utilizadas por los hogares en las comunidades del oriente son:

a) Diesel y gasolina: usado para alumbrado en lámparas y para los motores fuera de borda.

b) Gas licuado de petróleo (GLP), en tanques de 15 Kg. utilizados en cocinetas.

c) Leña: de todo tipo y que se emplea en grandes cantidades para cocinar y para ciertas actividades productivas como artesanías o cerámica.

d) Velas: Se dispone también de esta fuente de energía para alumbrado y su uso es bastante generalizado.

e) Pilas: Es la fuente más importante y exclusiva para el funcionamiento de aparatos eléctricos como radios transistores y linternas. Muy pocas familias disponen de televisores, los que también consumen pilas.

Es evidente que el uso actual de energía se limita a las pilas, en pocos casos baterías y leña para cocinar; y aún en menor medida se utiliza el gas.

El gasto total mensual por energía de las comunidades que no tienen servicio eléctrico es en promedio de USD 10. Aquí es importante remarcar que el mayor impacto en el costo de la energía lo tiene el transporte. El precio del diesel se

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incrementa casi en un 40%, el del GLP es de 4,2 veces más, las pilas en 2 veces más y las velas en un 250% más alto que el precio en zonas urbanas.

El estudio realizado por Swed Power- Sertecpro en las tres regiones del país muestra que los mecheros de kerex son una fuente predominante de iluminación en todas ellas, a pesar de que existen algunos generadores a diesel o gasolina privados, aproximadamente de 1kW de capacidad. Esto implica que debe haber una demanda por luz mejorada en la mayoría de las comunidades. A pesar de ello, la leña sigue siendo el combustible predominante en la mayoría de las áreas investigadas, a pesar de que en la Costa y en la Sierra existe un substancial uso de gas.

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IV. Anexo IV: Pliego tarifario y Cargos tarifarios Vigentes 2007 (Perú)

ANEXO IV Pliego tarifario (Perú)

Formación de precios para los clientes finales

Los precios a los clientes finales resultan de agregar los costos de producción (generación), transmisión (sistemas principal y secundarios) y distribución.

Precio final = Precio de generación + cargos por transmisión + VAD

Con la finalidad de acomodar los precios a las características de cada consumidor, se han determinado los siguientes pliegos tarifarios:

• En media tensión (10 a 23 kV):

- MT2 Doble medición de potencia y energía (horas de punta y fuera de punta)

- MT3 Una medición de potencia y dos de energía (punta y fuera de punta).

- Según el horario de consumo se puede calificar como usuario en punta o fuera de punta

- MT4 Una medición de potencia y una de energía. Según el horario de consumo se puede calificar como usuario en punta o fuera de punta

• En baja tensión:

- BT2 Similar a MT2

- BT3 Similar a MT3

- BT4 Similar a MT4

- BT5A Dos mediciones de energía (horas de punta y fuera de punta)

- BT5B una sola medición de energía

- BT6 Medición de potencia.

Para cada pliego tarifario OSINERG fija los precios máximos correspondientes de potencia y energía. La diferencia entre los pliegos tarifarios es la forma de medir el consumo del cliente. Para los pliegos con mayor cantidad de parámetros de medición se requiere equipos de medición y registro más complejos, por lo cual se usan principalmente en clientes comerciales, industriales o entidades públicas.

Para determinar los precios de cada pliego se estudia en cada grupo de clientes una muestra de registros de consumo horario a lo largo del día, que se denomina estudios de caracterización de cargas. De acuerdo a la variación de consumo diario se determinan los parámetros de conversión de las tarifas base a las correspondientes a cada pliego tal que compense el costo total de servicio para la empresa distribuidora. En el cálculo la tarifa base corresponde a los pliegos MT2 y BT2 para suministros en media y baja tensión, respectivamente

Tarifas en los sistemas aislados

Se denominan sistemas aislados aquellos que no están conectados a la red nacional (SEIN). Existen sistemas de diferentes tamaños, según el área o población que atiendan: desde aquellos que atienden ciudades medianas, hasta sistemas rurales

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pequeños. Incluso algunos son sistemas que atiendan varias localidades o ciudades medianas y menores.

La clasificación usada por OSINERG para fines tarifarios es la siguiente:

- Sistema típico A: Sistemas aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%.

- Sistema Típico B: Otros sistemas aislados distinto al típico A, no precisados en los sistemas típicos E,F,G, H e I siguientes.

- Sistema Típico E: Sistema aislado de Iquitos

- Sistema Típico F: Sistema aislado con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel N° 2) del departamento de Madre de Dios.

- Sistema Típico G: Sistema aislado de generación Moyobamba-Tarapoto-Bellavista.

- Sistema Típico H: Sistema aislado de generación Bagua-Jaen.

- Sistema Típico I: Aplicable a sistemas aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, atendidos por las empresas Electro Ucayali o Electro Oriente.

Los principios y procedimientos de cálculo tarifario son similares a los del SEIN. En los sistemas menores, de carácter rural o semi rural, el cálculo de tarifas se efectúa según el costo medio de producción con centrales hidroeléctricas o termoeléctricas, según sea la fuente de energía, basado en sistemas modelos representativos.

En general, puesto que la mayor parte de los sistemas aislados son administrados también por las empresas de distribución, incluidas las unidades generadoras, los mayores costos de O&M que se tienen en estos sistemas son asumidos por las utilidades de las empresas en poblaciones de mayor densidad de consumo.

Tarifas para el sector rural

La LCE no establece ninguna diferencia respecto al procedimiento de fijación de tarifas para el resto de usuarios del servicio público de electricidad. La única diferencia entre el precio para un sector u otro está determinada por el VAD, correspondiéndole el sector típico 4.

Como es lógico el VAD del sector rural, que tiene consumos de baja densidad, es mayor que el de los otros sectores, por lo que los precios en el sector rural resultan mayores. Esta diferencia corresponde a la filosofía general de la LCE, según el cual las tarifas deben corresponder a los costos del servicio en que incurre cada usuario.

En el siguiente cuadro se reproduce las tarifas aplicables a clientes domésticos (BT5B) vigentes el 2002 para Lima y algunas ciudades del interior y poblaciones representativas del sector rural (sector típico 4).

TARIFAS BT5B PARA USUARIOS DOMESTICOS - 2002

EMPRESA Localidad Sector típico

ctm

Sol/kWh %

EDELNOR Lima 1 Sist.Nacional 28,88 100%

ELECTROPUNO Puno 2 Sist.Nacional 32,7 113%

ELECTROPUNO Antauta 4

(rural) Sist.Nacional 41,55 144%

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ELECTROPUNO Varios

4

(rural)

Sistema Aislado

58,57 203%

ELECTROSUR ESTE Cusco 2 Sist.Nacional 30,45 105%

ELECTROSUR ESTE Andahuaylas 4

(rural) Sist.Nacional 41,66 144%

ELECTROSUR ESTE Iñapari

4

(rural)

Sistema aislado

62,56 217%

Tal como se aprecia, los sectores rurales conectados el Sistema Eléctrico Nacional tienen tarifas mayores que las poblaciones urbanas como Lima, Puno o Cusco.

En el caso de los sistemas aislados, la diferencia es aún mayor debido a que los costos de generación son mayores, en especial si son producidos con petróleo destilado, como es el caso de Iñapari, que está ubicado en la zona de ceja de selva.

Descripción de los componentes de las tarifas

o Precios de generación

Los precios regulados sólo se aplican a las ventas de los generadores a las distribuidoras en la porción que es destinada al Servicio Público. Para los clientes libres, tanto sean atendidos por las empresas generadoras o distribuidoras, los precios y las condiciones de suministro se acuerdan directamente entre las partes.

Los precios de generadores a distribuidores se fijan para cada una de las barras del SEIN, que en general están asociados a las barras de entrega de energía a las distribuidoras. Estos precios reciben la denominación de Precios en Barra.

Los Precios en Barra comprenden los siguientes rubros:

- Precio de potencia en horas de punta17

- Precio de energía en horas de punta

- Precio de energía en horas fuera de punta

Las tarifas se fijan anualmente en el mes de Mayo. Además en el periodo de vigencia se pueden reajustar en función de la tasa de cambio, la variación del precio de los combustibles, la variación de los aranceles aplicables a los equipos eléctricos y al índice local de precios. Tanto el precio de potencia como el de energía se fijan en función a los costos marginales de producción.

o Precio de potencia

Para la potencia se determina la planta marginal del sistema que, en condiciones de eficiencia económica, se instalaría para garantizar la cobertura de la carga punta y la reserva del sistema. Según la última fijación de precios, esta planta corresponde a una unidad tipo turbogas de 150 MW. Para el cálculo del precio de potencia se determina el costo de instalación de la unidad indicada, más su sistema de conexión al SEIN (transformador y equipos eléctricos), y se calcula las anualidades 17 Las horas de punta son de 18 a 21 horas de lunes a sábado, el resto son las horas fuera de punta

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correspondientes considerando 20 años de vida económica para el grupo turbina-generador y 30 años para la conexión eléctrica. A la anualidad anterior se agrega el costo de O&M fijo anual y se divide entre la potencia efectiva para obtener el costo USD/kW-año. Finalmente se divide por un factor de aprox. 0,8 que considera el efecto de la reserva necesaria para garantizar la confiabilidad del SEIN.

Por la forma de cálculo y los parámetros utilizados, el precio de potencia en el SEIN ha tenido una variación relativamente baja en los últimos años. En cambio en el sistema del Sur, antes de la interconexión nacional, el precio de potencia era más alto por efecto del tamaño y tipo de planta que se definía para el sistema sur.

o Precio de energía

Para determinar los precios de energía se efectúan cálculos más complejos, siendo el objetivo determinar los costos marginales de corto plazo de producción para un periodo de los últimos 12 meses pasados y 24 meses a futuro.

El costo marginal de corto plazo (Cmg) se define como el costo de producir un kWh adicional en cada intervalo de tiempo para la carga que se está atendiendo en dicho momento.

Como resultado se obtiene las tarifas de energía en punta y fuera de punta para cada barra del SEIN, aplicables al siguiente periodo tarifario. Por efecto de la transmisión, los precios de energía en las barras más alejadas de las plantas de generación, resultan mayores.

o Precios de transmisión

Al ser considerada la transmisión un monopolio natural, los precios por el servicio de transmisión son regulados. Los sistemas de transmisión se dividen, para fines tarifarios, en dos: i) el Sistema Principal de Transmisión (SPT), y ii) los sistemas secundarios de transmisión (SST).

En ambos casos las tarifas de transmisión se calculan en función del capital inmovilizado más los costos de operación y mantenimiento de sistemas modelo, adaptados a la demanda y con costos optimizados.

Para determinar el costo del capital inmovilizado se usa el concepto de valor Nuevo de Reemplazo (VNR), según el cual las instalaciones se valorizan al costo que se tendría si se construyeran en la actualidad, con diseños económicamente eficientes y adaptados a la demanda actual, con tecnología vigente y a precios del mercado actual.

El Costo Anual que se reconoce a los Sistemas de Transmisión es igual a la anualidad del VNR (amortización mediante pagos anuales uniformes), calculado considerando 30 años de vida económica y la tasa de descuento de 12% anual.

Según la Ley 28832, para determinar las tarifas de los Sistemas Garantizados de Transmisión, se reconocerá como inversión el monto de la oferta ganadora de una licitación y se aplicará la misma regla para determinar la tarifa unitaria.

o Precios de distribución

La determinación de los precios de distribución conceptualmente es similar a los cargos de transmisión secundaria. En los sistemas de distribución el costo total del servicio de distribución se denomina valor Agregado de Distribución (VAD). El VAD está constituido por la anualidad del VNR y los costos eficientes de operación, mantenimiento, administración, gestión y seguridad.

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Dada el elevado número de sistemas de distribución que operan en el país, en el Reglamento de Ley de Concesiones se establece, para fines tarifarios, la siguiente clasificación por sectores típicos18 a nivel nacional:

- Sector típico 1: urbano de alta densidad (Lima Metropolitana)

- Sector típico 2: urbano de media densidad (la mayor parte de ciudades fuera de Lima)

- Sector típico 3: urbano de baja densidad y sector urbano-rural

- Sector típico 4: rural

El objeto de la clasificación es reconocer la diferencia de costos por las diferentes densidades de consumo que se dan en cada sector19.

El VAD se determina y fija cada 4 años. En el periodo intermedio los valores se reajustan mediante fórmulas polinómicas que toman en cuenta la variación de los precios en los componentes básicos de las redes: índice de precios al por mayor, derechos arancelarios, precio internacional del cobre y el aluminio, y tipo de cambio. El VAD también es determinado para cada sector típico y su aplicación abarca a todos las redes de distribución que están en dicho sector típico, independiente de su ubicación geográfica, empresa a la que pertenece u otro factor.

El VAD se calcula por separado para las redes de Media Tensión (mayor a 1 kV) y las redes secundarias o de baja tensión (menor a 1 kV).

Para el cálculo del VAD se procede de la siguiente manera:

a) Al iniciarse el proceso de cálculo tarifario (cada 4 años), el OSINERG selecciona entre todas las redes de distribución nacional una representativa de cada sector típico. Los criterios y parámetros para la selección son previamente fijados por el mismo OSINERG con la única condición de que un mismo sistema no se repita en procesos sucesivos de fijación tarifaria. Por lo tanto se selecciona 4 sistemas representativos a nivel nacional.

b) Las empresas cuyas redes han sido seleccionadas, encargan a una empresa consultora la ejecución del estudio y cálculo del VAD, según los términos, condiciones y alcances previamente establecidos por el OSINERG.

c) El estudio comprende la determinación de los Sistemas Económicamente Adaptados (SEA) y su valorización según el concepto de VNR. El SEA es un sistema teórico diseñado óptimamente para atender la demanda actual y proyectada de los próximos 4 años. El SEA, al ser un diseño teórico, no corresponde, en la mayor parte de las redes, a las características físicas de las instalaciones existentes.

d) Para el SEA se determina los costos eficientes de operación, mantenimiento, administración, gestión y seguridad.

e) OSINERG, mediante otro Consultor, supervisa y revisa la elaboración del estudio del VAD; en caso de discrepancia el OSINERG utiliza los valores calculados por la supervisión.

18 En cada concesión de distribución puede existir más de un sector típico.

19 Debido a que el único parámetro para determinar los sectores típicos es la densidad de carga, el sistema no reconoce la diferencia de costos asociados a otras características de las redes eléctricas, como es la diferencia geográfica, topografía, clima, distancia a los centros de abastecimiento, disponibilidad de suministros para postes, y otros. El presenta año, y en atención diversas propuestas de las distribuidoras para mejorar el sistema de clasificación, el OSINERG está efectuando un estudio para modificar el número y clasificación de los sectores típicos.

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f) Finalmente el VAD se expresa en Soles/kW-mes, aplicable a todas las redes clasificadas según cada sector típico a nivel nacional. El cargo del VAD se aplica sobre los precios de potencia.

Para incorporar el costo de las pérdidas en la tarifa se usan los factores de pérdidas, que son valores mayores que 1,00, y que multiplican los precios de energía y potencia, de manera agregada desde el punto de compra hasta el usuario final.

Precio venta pot. = Precio compra x factor de pérdidas + VAD

Precio venta energía = Precio compra x factor de pérdidas

En el primer proceso tarifario (1993) se determinaron los factores de pérdidas estándar para cada sector típico, es decir las pérdidas técnicas que se calculan para las redes teóricas (adaptadas a la demanda) más un porcentaje de pérdidas no técnicas; el valor de pérdidas estándar varia entre 6 a 7% según el sector típico.

En vista que el año 1993 las empresas tenían pérdidas muy elevadas, superiores a las pérdidas estándar, en el Reglamento de la Ley se estableció que las pérdidas estándar se alcancen progresivamente en tres periodos de fijación de tarifas; en la primera fijación se debió reducir por lo menos el 50% de la diferencia entre las pérdidas reales y las estándar (por lo tanto se reconocieron pérdidas diferentes para cada empresa). El año 2006 deben alcanzarse los valores de pérdidas estándar20.

En el cuadro siguiente se presentan los valores de VAD para el periodo 2001-2005, por sectores típicos y los factores de pérdidas por empresas y sectores típicos para el periodo nov. 2003-nov 2004.

Valores Agregados de Distribución (VAD)

Soles/kW-mes

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

VADMT 9.863 7.687 12.432 23.907

VADBT 34.755 30.969 41.705 39.432

Factores de Pérdidas: Sector Típico 1

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

Edelnor 1.0175 1.0242 1.1148 1.1347

Luz del Sur 1.0175 1.0242 1.1148 1.1347



Edecañete 1.0201 1.0349 1.1148 1.1652

Edelnor 1.0201 1.0349 1.1148 1.1652

20 Las empresas de distribución consideran que los valores de pérdidas estándar no son económicamente viables de alcanzar, por lo que han planteado al MEM la ampliación del plazo y la fijación de pérdidas estándar más realistas.

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Electro Oriente 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electro Puno 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electro Sur Este 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electro Sur Medio 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electro Ucayali 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electrocentro 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electronoroeste 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electronorte 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Electrosur 1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Empresas municipales y otros

1.0196 1.0347 1.1232 1.1707

Hidrandina 1.0196 1.0347 1.1505 1.1965

Seal 1.0234 1.0385 1.1264 1.1739



Coelvisa 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Edecañete 1.0234 1.0452 1.1320 1.2053

Edelnor 1.0234 1.0452 1.1320 1.2053

Electro Oriente 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electro Puno 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electro Sur Este 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111


Electro Ucayali 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electrocentro 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electronoroeste 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electronorte 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electrosur 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Hidrandina 1.0229 1.0450 1.1688 1.2388

Seal 1.0268 1.0489 1.1439 1.2145


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Edelnor 1.0234 1.0452 1.1320 1.2053

Electro Puno 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electro Sur Este 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111


Electrocentro 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electronorte 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Electrosur 1.0229 1.0450 1.1406 1.2111

Hidrandina 1.0229 1.0450 1.1688 1.2388

Seal 1.0268 1.0489 1.1439 1.2145

En adición al VAD y los factores de pérdidas, se fijan los siguientes factores:

- Factor de economía de escala: se fija para cada empresa en función al volumen de sus ventas. Valor menor que 1,00 que se usa como multiplicador del VAD.

Factores de Economía de Escala Sector Típico 1

Periodo VADMT VADBT Cargos Fijos

Noviembre 2003 – Octubre 2004

0.9940 0.9710 0.9910


0.9910 0.9570 0.9870

Sector Típico 2



0.9673 0.9789 0.9800


0.9515 0.9686 0.9700

Sector Típico 3

Periodo VADMT VADBT Cargos

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Fijos


0.9803 0.9811 0.9975


0.9706 0.9719 0.9963

Sector Típico 4



0.9713 0.9705 0.9905


0.9573 0.9561 0.9858

- Factor de Balance de Potencia (FBP), que se fija anualmente para cada empresa que es el cuociente entre la potencia comprada entre la potencia total facturada a sus clientes. Es un valor menor que 1,00 y se aplica como multiplicador para reducir el VAD.

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