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EL REGULADOR ANTE LOS NUEVOS DESAFÍOS DE LA ENERGÍA

EN IBEROAMÉRICA

Ariae, 2011XV Reunión Anual Iberoamericana

de Reguladores de la Energía

José Luis García Delgado(Editor)

AUTORES

José Ramón Acosta PujolsEdward Barett

Joan BatallaCarlos E. Colom Bickford

María Teresa CostaAlfredo Dammert LiraRafael Durbán Romero

Sonia Fernández

Miguel Ángel Figueroa RiveraRaúl García CarpioJuan Bautista Gómez AlmanzarGeovanny PardoFrancisco X. Salazar DiezLuis J. Sánchez de TemblequeMarina Serrano GonzálezÁngel N. Soto Velásquez

Sergio O. Velásquez Moreno

Presentación

Alberto LafuentePresidente de la Comisión Nacional de Energía (CNE, España)

La presente obra recoge los textos de las ponencias —debidamente revisadas por los autores para esta publicación— presentadas en la XV Reunión Anual Iberoamericana de Reguladores de la Energía, celebrada los días 6 a 8 de abril de 2011 en Santo Domingo, República Dominicana, dentro de las actividades de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE). La espléndida labor organizativa del anfitrión, la Superintendencia de Electricidad (sie), permitió que el programa previsto se desarrollara en toda su intensidad, y que la Reunión constituyera, una vez más —ininterrumpidamente desde la pri-mera que se celebrara en 1997 en Santiago de Compostela—, una ocasión muy bien aprovechada para el intercambio de experiencias y trenzar, con más fuerza si cabe, los lazos entre los organismos reguladores que componen la Asociación.

Este volumen, El regulador ante los nuevos desafíos de la energía en Iberoamérica, constituye la sexta entrega de una serie editorial que, tras los dos volúmenes que surgieron de la Reunión de Madrid en 2007 —bajo el título común de Energía y regulación en Iberoamérica—, ha tenido continuación anual en los posteriores de San Luis de Potosí (México) —Energía: desarrollos regulatorios en Iberoamérica—, Cuzco (Perú) —Perspectivas de la regulación energética en Iberoamérica— y Salvador de Bahía (Brasil) —Electricidad de hidrocarburos en Iberoamérica: aspectos regulatorios y medioambientales—. El conjunto compone, con más de un centenar de contri-buciones de alto nivel a cargo de los distintos reguladores, un compendio de aportaciones de una amplitud y ambición hasta ahora desconocidas dentro de la literatura internacional sobre la regulación energética en nuestros países.

La obra que ahora se ofrece al lector abarca 18 capítulos, estructurados en cuatro partes bien delimitadas, que responden a otras tantas líneas de atención común entre los reguladores energéticos integrados en ARIAE: mercados de producción e infraestructuras; redes energéticas, innovación y eficiencia; mer-cados minoristas y suministro al consumidor, y el regulador energético: aspectos institucionales y de gobernanza.

La Comisión Nacional de Energía de España se siente muy honrada de liderar una vez más este esfuerzo editorial y de contribuir así a los fines fundacionales de nuestra Asociación, entre los que no pueden dejar de citarse aquí los de promo-ver el avance y el intercambio de experiencias regulatorias en el sector eléctrico, compartir el conocimiento regulatorio en este sector y propiciar la comunicación entre especialistas y profesionales de las Entidades Reguladoras que la integran. Dar forma de libro al rico conjunto de materiales puestos en común en las Reuniones de ARIAE constituye, sin duda, una vía de difusión que multiplica el alcance de los esfuerzos desplegados y les da un carácter académico y científico que prestigia nuestra labor como reguladores. Con tal propósito se ponen estas páginas en manos del lector interesado.

Madrid, febrero de 2012

CAPÍTULO 1La reguLación tarifaria como instrumento

para La expansión de redes de transporte de gas naturaL en méxico

Francisco Xavier Salazar Diez de SollanoPresidente de la Comisión Reguladora de Energía (CRE, México)

Vicepresidente Primero de ARIAE

Susana Ivana Cazorla EspinosaCoordinadora de Asesores de la Presidencia

Comisión Reguladora de Energía (CRE, México)

1. antecedentes: la reforma de 1995

En 1995, el Congreso General de los Estados Unidos Mexicanos reformó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo para permitir la participación del sector privado en el sector gasista, únicamente en las actividades no reservadas al Estado a nivel constitucional, es decir, en el transporte, almacenamiento, distribución e importación del hidrocarburo. Por su parte, Petróleos Mexicanos (Pemex) retuvo el monopolio en las actividades de exploración y producción, mantuvo la propiedad de sus redes de transporte, pero desincorporó las de distribución. Así, el Estado dejó fundamentalmente en manos del mercado la expansión de las redes de transporte.

Dicha reforma determinó que la aplicación de la ley en materia regulatoria sería una responsabilidad, en términos de los reglamentos correspondientes, de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Derivado de lo anterior, el siguiente paso fue consolidar a la CRE con su propio ordenamiento jurídico —la Ley de la Comisión Reguladora de Energía (Ley)—, que definió a la institución como un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía (Sener) pero con autonomía técnica y operativa. Con esta ley se culminaba una primera etapa de concentra-ción de atribuciones regulatorias que previamente, o no existían explícitamente, o bien, se encontraban dispersas entre las de la misma Sener, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de Economía. Así, se estableció de manera clara como ámbito regulatorio a cargo de la CRE, en materia de gas natural, lo siguiente:

• las ventas de gas natural realizadas por el monopolista del Estado (Pemex), denominadas ventas de primera mano (VPM);

• el transporte y el almacenamiento de gas natural que no fueran indispensa-bles y necesarios para interconectar su explotación y elaboración por parte de Pemex; y

• la distribución de gas natural.

14 FRANCISCO XAVIER SALAZAR DIEZ DE SOLLANO Y SUSANA IVANA CAZORLA ESPINOSA

Además de definir el ámbito regulatorio, la Ley también dispuso en su artícu-lo 3 una serie de facultades a la CRE para que pudiera cumplir su objeto, entre las que se encuentran, la expedición de instrumentos regulatorios de carácter general, la regulación del precio del gas de VPM y las tarifas de los servicios de almacenamiento, transporte y distribución.

En síntesis, el objetivo de la reforma era impulsar la utilización de un combus-tible más limpio y eficiente, promoviendo la ampliación de su cobertura nacional, concentrando las inversiones de Pemex en la parte estratégica y más rentable de la cadena y permitiendo que fuera la inversión privada la que resolviera la falta de inversiones públicas en actividades como almacenamiento, transporte, distri-bución e importación de gas natural. Ello permitiría incentivar la competencia en donde fuera posible, profesionalizar la prestación de servicios en beneficio de los consumidores y fomentar el desarrollo eficiente del sector.

2. Principios regulatorios

Como se mencionó anteriormente, la CRE tiene la facultad de regular los precios de VPM de gas natural, y a efecto de que éstos reflejen el costo de opor-tunidad del hidrocarburo y se evite un trato discriminatorio, el mecanismo de precios establecido en la Directiva de precios y tarifas a aplicar a todas las VPM, toma el Henry Hub como mercado de referencia. Lo anterior permite tomar como base para el cálculo de precios, un mercado competitivo y contratos de gas en América del Norte. La metodología de precios utilizada para el cálculo de los VPM es de netback, la cual busca que en el punto de arbitraje los precios se igualen, sin importar el origen del gas.

Por su parte, la regulación tarifaria está basada en el modelo RPI-X; el cual consiste básicamente en que, una vez determinadas las tarifas iniciales, los incre-mentos sucesivos estarán sujetos a un tope que se determina en función de los incrementos esperados en el precio de los insumos, menos un factor (X) que estima el potencial de la empresa para reducir sus costos (incluyendo mejoras en productividad).

Dichas tarifas tienen revisiones quinquenales, en las cuales, para el análisis del costo de inversiones, de operación y mantenimiento y eficiencia, se usan ben-chmarks externos e internos; mientras que el costo de capital parte de un modelo CAPM (Capital Asset Pricing Model).

De manera particular, en distribución las tarifas se asocian al tipo de usuario, y las nuevas inversiones se determinan sistémicamente. En transporte, las tarifas son incrementales (las nuevas inversiones son pagadas fundamentalmente por la nueva demanda) y se basan en el modelo tarifario por trayecto y costos asignados de acuerdo a criterios de capacidad y de distancia (método MCF-Mile). Este último es un criterio de asignación de costos que toma en cuenta de manera conjunta la longitud y caudal de los diferentes tramos de un sistema de transporte y le asigna cargas mayores a los sectores cuyo producto milla-pie cúbico sea mayor.

CAP. 1. LA REGULACIÓN TARIFARIA COMO INSTRUMENTO PARA LA EXPANSIÓN DE REDES... 15

3. desarrollo del transporte

A partir de 1995, el desarrollo de nueva infraestructura de transporte de gas natural en México se ha basado fundamentalmente en la firma de contratos de largo plazo entre los transportistas y Comisión Federal de Electricidad (CFE) o Pemex.

Cuadro 1.—Permisos otorgados a octubre 2011

Modalidad Permisos Longitud(km)

InversiónComprometida

(MM USD)

transporte 178 13.368,32 2.867,09

Acceso Abierto 22 12.295,90 2.531,13

Usos Propios 156 1.072,42 335,96

distribución 20 45.392,49 2.043,00

almacenamiento GnL 3 n.a. 3.037,00almacenamiento subterráneo 1 n.a. 200,00

TOTAL 202 58.760,81 8.147,09

Dadas las limitantes administrativas que enfrentan las empresas paraestatales, en ausencia de una planificación central de ductos, este esquema de desarrollo ha quedado acotado en la medida que muchas de las nuevas centrales de CFE que podrían haber sido ancla de nuevos proyectos se han ubicado a lo largo de las redes existentes. Adicionalmente, el desarrollo de merchant pipelines con un mayor riesgo ha sido limitado y con malos resultados, debido a que no había un cliente ancla del tamaño de CFE, sino contratos ligados básicamente a la distribución.

Gráfic0 1.—Evolución del transporte (km)

Dadas las limitantes administrativas que enfrentan las empresas paraestatales, en ausencia de

una planificación central de ductos, este esquema de desarrollo ha quedado acotado en la

medida que muchas de las nuevas centrales de CFE que podrían haber sido ancla de nuevos

proyectos se han ubicado a lo largo de las redes existentes. Adicionalmente, el desarrollo de

“merchant pipelines” con un mayor riesgo ha sido limitado y con malos resultados, debido a

que no había un cliente ancla del tamaño de CFE, sino contratos ligados básicamente a la

distribución.

Gráfica 1: Evolución del transporte (km)

Por otra parte, la edad promedio de los ductos que constituyen el mayor sistema de transporte,

el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) de Pemex, es de entre 25 y 40 años. Asimismo,

derivado de la violación a los derechos de vía en varios de sus tramos, los ductos han sido

invadidos por la mancha urbana, lo cual implica un riesgo y provoca que se disminuya la

máxima presión permisible de operación (MPPO). Resultado de lo anterior, el SNG es

altamente susceptible a cuellos de botella que limitan la capacidad de entrega de gas y el

crecimiento de suministro basado en compresión empieza a ser insostenible.

Gráfica 2: Estado de la infraestructura

8.500

9.000

9.500

10.000

10.500

11.000

11.500

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Por otra parte, la edad promedio de los ductos que constituyen el mayor sis-tema de transporte, el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) de Pemex, es de entre 25 y 40 años. Asimismo, derivado de la violación a los derechos de vía en varios de sus tramos, los ductos han sido invadidos por la mancha urbana, lo cual


implica un riesgo y provoca que se disminuya la máxima presión permisible de operación (MPPO). Resultado de lo anterior, el SNG es altamente susceptible a cuellos de botella que limitan la capacidad de entrega de gas y el crecimiento de suministro basado en compresión empieza a ser insostenible.

Gráfico 2.—Estado de la infraestructura

4. Causas del desarrollo limitado

Como se mencionaba anteriormente, ante la ausencia de planificación coordinada en el sector,

la nueva capacidad eléctrica basada en gas, a pesar de su importancia (más de una tercera

parte de la demanda total de gas natural proviene del sector eléctrico), no ha permitido

desarrollar la red de gasoductos. Adicionalmente, el aumento en el consumo en otros sectores

se ha visto mermado, debido a que la política de subsidios a combustibles sustitutos (GLP y

diesel fundamentalmente) ha producido distorsiones en la demanda y generado incertidumbre

en la inversión. Esta incertidumbre y obstáculos a la inversión se ven agravados por los

problemas con los derechos de vía y la falta de apoyo de autoridades locales a los proyectos.

Y en este círculo vicioso, los proyectos fallidos han mermado la confianza de los

inversionistas.

Por su parte, el esquema de tarifas incrementales que se ha venido aplicando no incentiva la

construcción de nuevos ductos, ya que resta competitividad al gas natural, excepto cuando el

costo unitario se reduce debido a que el volumen a conducir es suficientemente alto derivado

de que CFE o Pemex están dispuestos a suscribir un contrato de largo plazo. Adicionalmente,

dicho esquema no considera los efectos sistémicos de las posibles inversiones incrementales y

discrimina a los usuarios de sistemas de transporte privado en relación con los usuarios

directamente suministrados por el SNG. En resumen, los riesgos han resultado altos para los

inversionistas y los costos elevados para los consumidores.

Ducto en construcción

Ductos privados

Con capacidad suficiente (Disponibilidad > 15%)

Con capacidad excedida (Disponibilidad < 10%)

4. causas del desarrollo limitado

Como se mencionaba anteriormente, ante la ausencia de planificación co-ordinada en el sector, la nueva capacidad eléctrica basada en gas, a pesar de su importancia (más de una tercera parte de la demanda total de gas natural proviene del sector eléctrico), no ha permitido desarrollar la red de gasoduc-tos. Adicionalmente, el aumento en el consumo en otros sectores se ha visto mermado, debido a que la política de subsidios a combustibles sustitutos (GLP y diesel fundamentalmente) ha producido distorsiones en la demanda y generado incertidumbre en la inversión. Esta incertidumbre y obstáculos a la inversión se ven agravados por los problemas con los derechos de vía y la falta de apoyo de autoridades locales a los proyectos. Y en este círculo vicioso, los proyectos fallidos han mermado la confianza de los inversionistas.

Por su parte, el esquema de tarifas incrementales que se ha venido aplicando no incentiva la construcción de nuevos ductos, ya que resta competitividad al gas natural, excepto cuando el costo unitario se reduce debido a que el volumen a conducir es suficientemente alto derivado de que CFE o Pemex están dispuestos a suscribir un contrato de largo plazo. Adicionalmente, dicho esquema no consi-dera los efectos sistémicos de las posibles inversiones incrementales y discrimina a los usuarios de sistemas de transporte privado en relación con los usuarios directamente suministrados por el SNG. En resumen, los riesgos han resultado altos para los inversionistas y los costos elevados para los consumidores.


5. acciones necesarias

La continuidad de las políticas actuales de fijación de precios, del esquema de contratación de transporte vigente y la falta de planeación central del sistema de transporte de gas natural es un obstáculo para el desarrollo de nueva infraes-tructura. Ello conlleva el riesgo de que, en el futuro cercano, se sigan observando cuellos de botella e interrupciones en el suministro, debido al incremento espe-rado en la demanda de gas natural, el comportamiento irregular del consumo de los usuarios, y la reservación de capacidad por parte de CFE.

Estas interrupciones significan pérdidas económicas importantes para las empresas ya establecidas e incertidumbre que merma la confianza y posibilidad de que se den nuevas inversiones productivas en el sector y que son urgentes para ampliar la cobertura, garantizar la seguridad del suministro y mejorar su opera-ción. Para evitar interrupciones y promover nuevos proyectos de infraestructura se requiere de acciones en diversos frentes:

a) Establecer políticas de fijación de precios de hidrocarburos y demás energéticos que se apliquen de manera homogénea y consistente. Es decir, se deben evitar intervenciones gubernamentales (subsidios, controles de precios) que distorsionen las acciones de los agentes económicos. Para ello, se debe hacer un trabajo de convencimiento al gobierno sobre los efectos nocivos de los subsidios. En particular, el relativo al que se ha venido apli-cando en los últimos años a los precios del GLP.

b) Apoyar a los permisionarios para que se respeten los derechos de vía, mediante la colaboración con los gobiernos y autoridades estatales y locales, sensibilizándolos sobre el «interés público» que revisten los proyectos de inversión.

c) Planificar el desarrollo conjunto de la red eléctrica y la red de gasoduc-tos, a través de un grupo de planificación de infraestructura constituido por CFE, Pemex, Sener y CRE.

d) Promover el desarrollo de sistemas integrados, vinculando sistemas nuevos a sistemas existentes, a través de la adecuación del esquema tarifario vigente, de manera que se logre desarrollar una infraestructura que permita mayor cobertura y contribuya a una mayor seguridad de suministro.

Las primeras tres tareas requieren de la acción decidida del Gobierno Federal y comprenden políticas de largo alcance. La última puede ser instrumentada de manera más sencilla y pronta; para ello, la CRE ha venido impulsando un nuevo modelo tarifario que ya se está aplicando en el SNG de Pemex.

6. el nuevo modelo tarifario

Cuando se inició la etapa de análisis sobre el esquema que podría aplicarse para sustituir el de tarifas incrementales, se evaluó la posibilidad de establecer un esquema de roll-in generalizado. Como se mencionó anteriormente, en un esquema de tarifa incremental, los costos de la expansión son trasladados ex-clusivamente a los usuarios relacionados de manera directa con la ampliación


de la infraestructura. Ello tiene la desventaja de que pocos agentes gozan de la capacidad económica para absorber tales costos (Pemex o CFE).

En cambio, en un esquema de tarifa roll-in, las inversiones que refuerzan o am-plían el sistema integrado repercuten en las tarifas de todos los usuarios (aunque puede ser de manera diferenciada, por ejemplo en función de la externalidad positiva o con un criterio MCF-Mile). Al integrar dos sistemas, ello implica que todos los usuarios localizados en una misma zona tarifaria pagan lo mismo, inde-pendientemente del sistema al que están conectados (periférico o central). De hecho, los principios de este esquema son similares a los que rigen hoy en día para la distribución de gas natural en el país.

Gráfico 3.—Lógica tarifaria

Incremental Roll-in

Las primeras tres tareas requieren de la acción decidida del Gobierno Federal y comprenden

políticas de largo alcance. La última puede ser instrumentada de manera más sencilla y

pronta; para ello, la CRE ha venido impulsando un nuevo modelo tarifario que ya se está

aplicando en el SNG de Pemex.

6. El nuevo modelo tarifario

Cuando se inició la etapa de análisis sobre el esquema que podría aplicarse para sustituir el de

tarifas incrementales, se evaluó la posibilidad de establecer un esquema de roll-in

generalizado. Como se mencionó anteriormente, en un esquema de tarifa incremental, los

costos de la expansión son trasladados exclusivamente a los usuarios relacionados de manera

directa con la ampliación de la infraestructura. Ello tiene la desventaja de que pocos agentes

gozan de la capacidad económica para absorber tales costos (Pemex o CFE).

En cambio, en un esquema de tarifa roll-in, las inversiones que refuerzan o amplían el sistema

integrado repercuten en las tarifas de todos los usuarios (aunque puede ser de manera

diferenciada, por ejemplo en función de la externalidad positiva o con un criterio MCF-Mile).

Al integrar dos sistemas, ello implica que todos los usuarios localizados en una misma zona

tarifaria pagan lo mismo, independientemente del sistema al que están conectados (periférico

o central). De hecho, los principios de este esquema son similares a los que rigen hoy en día

para la distribución de gas natural en el país.

Gráfica 3. Lógica Tarifaria

Incremental Roll-in

Finalmente, se optó por desarrollar un esquema intermedio de tarifas sisté-micas basado en el reconocimiento explícito de los costos y beneficios de una determinada ampliación de la red interconectada, de forma tal que:

• Cuando no se generen costos incrementales o, bien, cuando se generen beneficios para los usuarios existentes del sistema nacional interconectado, y éstos sean superiores a los costos correspondientes, los gasoductos se inte-gran al esquema tarifario del Sistema Integrado (SI) y los cargos respectivos se administran a través de una lista única de tarifas para dicho sistema.

• En caso contrario, se incorporan parcialmente los costos asociados a las tari-fas sistémicas del SI y se obtiene el resto de los ingresos requeridos a través de una tarifa incremental para los nuevos usuarios o mediante aportaciones a fondo perdido de los gobiernos federal y/o estatal.

• La nueva metodología considera la rentabilidad total del proyecto, en lugar de la rentabilidad local, para lo cual se requiere un estudio amplio de costo-beneficio para cada proyecto de inversión.

• Una vez tomada la decisión de incorporar un gasoducto al SI, ésta será irreversible.

• Se realiza una planificación a largo plazo de los proyectos de inversión, con lo cual se logra un desarrollo más eficiente y balanceado del SI.


En el caso específico del SNG, una vez definido el esquema tarifario, su trans-formación en el Sistema de Transporte Nacional Integrado (STNI) se ha venido implementando por etapas de acuerdo a lo siguiente:

a) Simplificación tarifaria en el SNG. Debido a los problemas generados por la existencia de una excesiva zonificación y un esquema complicado de tarifas por trayecto, durante la revisión tarifaria quinquenal del SNG se decidió reducir el número de zonas tarifarias de 18 a 5 y adoptar un esquema de tarifas de estampi-llas postales, el cual es más flexible y transparente. La siguiente gráfica muestra dicha nueva zonificación:

Gráfico 4.—Nueva zonificaciónGráfica 4: Nueva Zonificación

2) Selección del mecanismo de integración. Para este efecto se evaluaron un mecanismo de

cámara de compensación o la incorporación de los costos de la nueva infraestructura al

requerimiento de ingresos de SNG. La cámara de compensación es un sistema de

transferencias que tiene las ventajas de limitar el poder monopólico del mayor sistema

(Pemex);.genera incentivos al desarrollo de infraestructura de costos eficientes a efecto de

acotar riesgos en sistemas ajenos y reduce el riesgo que podría asumir Pemex por las

variaciones en volumen. Desafortunadamente, su implementación es financiera y

legalmente compleja en este momento, entre otros motivos debido a que actualmente, su

contrato ancla es incierto y por lo tanto de alto riesgo.

Por otra parte, la incorporación vía SNG tiene las ventajas de que su implementación es

más ágil y sencilla, puesto que Pemex prevalece como transportista dominante y la CRE

continúa con la vigilancia para acotar su poder de mercado. En este mismo sentido, el

contrato ancla es con Pemex, lo cual hace al proyecto financieramente viable. En

contraste, bajo este esquema, Pemex sigue jugando un papel relevante en ductos.

3) Interconexión de sistemas. Concretando un primer ejemplo de esta implementación, a

finales de 2010, la CRE incorporó el sistema de Gasoductos de Tamaulipas (GdT) al SNG

conformando así el Sistema de Transporte Nacional Integrado (STNI).

Chihuahua

Cd. Camargo

Delicias

Ciudad Juárez

Anáhuac

JiménezLagunadel Rey

Gómez Palacio TorreónSaltillo

Linares

Monclova

ReynosaArgüelles

Cd. MaderoSan Luis Potosí

Guadalajara

L. Cárdenas

UruapanMorelia

SalamancaSta. Ana

Tula

Tlalchinol

PachucaPuebla

T. Blanca

Veracruz

Matapionche

PozaRica

Minatitlán

Cactus y Nuevo Pemex

Cd. Pemex

La VentaVilla Hermosa

Monterrey

Los Indios

Tuxpan

CempoalaVenta de Carpio

Matamoros

DF

Toluca

Durango

Mendoza

Altamira

Punta de

Piedra

Chihuahua Importación

Poza Rica

Cárdenas

Chihuahua Norte

Chihuahua Sur

Centro

Norte

Golfo

Centro

Sur

LosRamones

Occidente

b) Selección del mecanismo de integración. Para este efecto se evaluaron un mecanismo de cámara de compensación o la incorporación de los costos de la nueva infraestructura al requerimiento de ingresos de SNG. La cámara de compensación es un sistema de transferencias que tiene las ventajas de limitar el poder monopólico del mayor sistema (Pemex);.genera incentivos al desarrollo de infraestructura de costos eficientes a efecto de acotar riesgos en sistemas aje-nos y reduce el riesgo que podría asumir Pemex por las variaciones en volumen. Desafortunadamente, su implementación es financiera y legalmente compleja en este momento, entre otros motivos debido a que actualmente, su contrato ancla es incierto y por lo tanto de alto riesgo.

Por otra parte, la incorporación vía SNG tiene las ventajas de que su imple-mentación es más ágil y sencilla, puesto que Pemex prevalece como transportista dominante y la CRE continúa con la vigilancia para acotar su poder de mercado. En este mismo sentido, el contrato ancla es con Pemex, lo cual hace al proyecto


financieramente viable. En contraste, bajo este esquema, Pemex sigue jugando un papel relevante en ductos.

c) Interconexión de sistemas. Concretando un primer ejemplo de esta imple-mentación, a finales de 2010, la CRE incorporó el sistema de Gasoductos de Tamaulipas (GdT) al SNG conformando así el Sistema de Transporte Nacional Integrado (STNI).

Gráfic0 5.—GdT integrado al SNG

Gráfica 5: GdT integrado al SNG

Bajo este esquema, GdT cede su capacidad operativa al SNG y presta el servicio de

transporte, pero supeditado a este último. A su vez, el SNG retribuye a GdT por el valor de

su capacidad y Pemex está encargado de cobrar las tarifas sistémicas a todos los usuarios

del STNI.

Gráfica 6: Lógica de Tarifas con Integración

A lo largo de 2011, la CRE ha estado analizando la incorporación de un segundo sistema

(Gasoductos del Bajío) al STNI. Los beneficios que dicha integración traería a los usuarios

de este sistema se muestran en el Cuadro 2.

Gasoductos de Tamaulipas

Sin Roll-in

Ajuste sistémicoen Nac

Incremental

+GOLFONacional+ +

SUR, CENTRO,

OCCIDENTE

Roll-in

GOLFONacional + +SUR, CENTRO, OCCIDENTE

+ +

Tarifas pagadas por gas de trayectos con tránsito por zona del SNG en donde se

localiza GdT

Tarifas pagadas por gas en tránsito en el resto de las zonas de acuerdo a

trayecto

Cargos asociados infraestructura

GdT

Efecto sistémico Incremento ≈ 8 % real

SNG

Ajuste sistémico

en G

Ajuste sistémicoen S,C,O

Bajo este esquema, GdT cede su capacidad operativa al SNG y presta el ser-vicio de transporte, pero supeditado a este último. A su vez, el SNG retribuye a GdT por el valor de su capacidad y Pemex está encargado de cobrar las tarifas sistémicas a todos los usuarios del STNI.

Gráfico 6.—Lógica de tarifas con integración

Gráfica 5: GdT integrado al SNG

Bajo este esquema, GdT cede su capacidad operativa al SNG y presta el servicio de

transporte, pero supeditado a este último. A su vez, el SNG retribuye a GdT por el valor de

su capacidad y Pemex está encargado de cobrar las tarifas sistémicas a todos los usuarios

del STNI.

Gráfica 6: Lógica de Tarifas con Integración

A lo largo de 2011, la CRE ha estado analizando la incorporación de un segundo sistema

(Gasoductos del Bajío) al STNI. Los beneficios que dicha integración traería a los usuarios

de este sistema se muestran en el Cuadro 2.

Gasoductos de Tamaulipas

Sin Roll-in

Ajuste sistémicoen Nac

Incremental

+GOLFONacional+ +

SUR, CENTRO,

OCCIDENTE

Roll-in

GOLFONacional + +SUR, CENTRO, OCCIDENTE

+ +

Tarifas pagadas por gas de trayectos con tránsito por zona del SNG en donde se

localiza GdT

Tarifas pagadas por gas en tránsito en el resto de las zonas de acuerdo a

trayecto

Cargos asociados infraestructura

GdT

Efecto sistémico Incremento ≈ 8 % real

SNG

Ajuste sistémico

en G

Ajuste sistémicoen S,C,O


A lo largo de 2011, la CRE ha estado analizando la incorporación de un segun-do sistema (Gasoductos del Bajío) al STNI. Los beneficios que dicha integración traería a los usuarios de este sistema se muestran en el Cuadro 2.

Gráfico 7.—Incorporación de Gasoductos del Bajío (GdB) al SNG

Gráfica 7: Incorporación de Gasoductos del Bajío (GdB) al SNG

Cuadro 2: Beneficios de integración GdB

4) Lineamientos Generales para Sistemas Integrados. En paralelo a la integración de los

anteriores sistemas, la Comisión ha venido trabajando en un proyecto de disposiciones

cuyo propósito es dar certidumbre a los inversionistas y a los consumidores sobre este tipo

de integraciones. Los principales aspectos que se abordan en éstos son:

a. Criterios de incorporación, tales como estudios de costo-beneficio, compatibilidad

de la interconexión con la política energética vigente y la planificación conjunta

del sector, entre otros.

TGNL en operación

TGNL en construcción

Gasoductos de PGPBGasoductos Privados en operaciónGasoductos en construcción o licitaciónProyecto Gasoducto Morelos

Naranjos

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

Tamazunchale

Palmillas

Zacatecas

Aguascalientes

Valtierrilla

León

Fresnillo

Guadalajara

Altamira

TolucaTlaxcala

Cuernavaca

Gasoductos del Bajío

Concepto Unidad Aguascalientes Irapuato-Silao-LeónConsumo Promedio GJ 1.20 1.20Precio Gas Pesos/GJ 54.26 54.26Transporte Privado Pesos/GJ 110.34 85.73Cargo por Servicio Pesos/mes 66.18 66.18Dist. Comercialización Pesos/GJ 50.13 50.13Pérdida Operativa % 0.4% 0.4%

Consumo Equivalente GLP Litros 44.77 44.77Precio GLP Pesos/Lt 5.13 5.12

Factura Gas Natural Actual Pesos 323.41 293.96Factura Gas Natural Roll in Pesos 191.36 191.36Factura GLP Pesos 229.65 229.21

Competitividad Actual % -29.0% -22.0%Competitividad Roll in % 16.7% 16.5%

Factura Promedio Zona Geográfica del Bajío (octubre 2011)Cuadro 2.—Beneficios de integración GdB

Gráfica 7: Incorporación de Gasoductos del Bajío (GdB) al SNG

Cuadro 2: Beneficios de integración GdB

4) Lineamientos Generales para Sistemas Integrados. En paralelo a la integración de los

anteriores sistemas, la Comisión ha venido trabajando en un proyecto de disposiciones

cuyo propósito es dar certidumbre a los inversionistas y a los consumidores sobre este tipo

de integraciones. Los principales aspectos que se abordan en éstos son:

a. Criterios de incorporación, tales como estudios de costo-beneficio, compatibilidad

de la interconexión con la política energética vigente y la planificación conjunta

del sector, entre otros.

TGNL en operación

TGNL en construcción

Gasoductos de PGPBGasoductos Privados en operaciónGasoductos en construcción o licitaciónProyecto Gasoducto Morelos

Naranjos

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

Tamazunchale

Palmillas

Zacatecas

Aguascalientes

Valtierrilla

León

Fresnillo

Guadalajara

Altamira

TolucaTlaxcala

Cuernavaca

Gasoductos del Bajío

Concepto Unidad Aguascalientes Irapuato-Silao-LeónConsumo Promedio GJ 1.20 1.20Precio Gas Pesos/GJ 54.26 54.26Transporte Privado Pesos/GJ 110.34 85.73Cargo por Servicio Pesos/mes 66.18 66.18Dist. Comercialización Pesos/GJ 50.13 50.13Pérdida Operativa % 0.4% 0.4%

Consumo Equivalente GLP Litros 44.77 44.77Precio GLP Pesos/Lt 5.13 5.12

Factura Gas Natural Actual Pesos 323.41 293.96Factura Gas Natural Roll in Pesos 191.36 191.36Factura GLP Pesos 229.65 229.21

Competitividad Actual % -29.0% -22.0%Competitividad Roll in % 16.7% 16.5%

Factura Promedio Zona Geográfica del Bajío (octubre 2011)

d) Lineamientos Generales para Sistemas Integrados. En paralelo a la integración de los anteriores sistemas, la Comisión ha venido trabajando en un proyecto de disposiciones cuyo propósito es dar certidumbre a los inversionistas y a los


consumidores sobre este tipo de integraciones. Los principales aspectos que se abordan en éstos son:

• Criterios de incorporación, tales como estudios de costo-beneficio, compa-tibilidad de la interconexión con la política energética vigente y la planifi-cación conjunta del sector, entre otros.

• Mecanismo tarifario, mismo que debe ser compatible con el sistema central y basado en criterios de eficiencia en costos.

• Límites en el impacto tarifario a los usuarios existentes, v. gr. si el efecto en la tarifa sistémica no debe rebasar un crecimiento de un determinado porcentaje anual, si no debe haber restricción alguna, o si el apoyo debe darse a través del apoyo de un fondo tarifario, etc.

e) Ampliación STNI. Finalmente, la CRE se encuentra analizando la con-veniencia, y en su caso el alcance, de incorporar otros ductos que están siendo analizados en el grupo de planificación antes mencionado en el que participa en conjunto con la Sener, Pemex y CFE. La gráfica 8 muestra algunos de los proyec-tos que se están considerando.

Gráfic0 8.—Infraestructura proyectada

b. Mecanismo tarifario, mismo que debe ser compatible con el sistema central y

basado en criterios de eficiencia en costos.

c. Límites en el impacto tarifario a los usuarios existentes, v. gr. si el efecto en la

tarifa sistémica no debe rebasar un crecimiento de un determinado porcentaje

anual, si no debe haber restricción alguna, o si el apoyo debe darse a través del

apoyo de un fondo tarifario, etc.

5) Ampliación STNI. Finalmente, la CRE se encuentra analizando la conveniencia, y en su

caso el alcance, de incorporar otros ductos que están siendo analizados en el grupo de

planificación antes mencionado en el que participa en conjunto con la Sener, Pemex y

CFE. La gráfica 8 muestra algunos de los proyectos que se están considerando.

Gráfica 8: Infraestructura proyectada

7. Consideraciones Finales

Como se puede deducir de lo anteriormente expuesto, la implementación de una nueva

regulación tarifaria en el transporte de gas natural es benéfica en cuanto que representa un

esquema que favorece la inversión de nueva infraestructura y da certidumbre financiera para

la misma; ayuda a la consolidación de mercados regionales de gas natural; permite una mayor

flexibilidad operativa del sistema central y otorga mayor confiabilidad del servicio de

transporte a nivel nacional.

2

38

1

6

5

4

C

B

A

7

LNG

Sistemas Proyectados

1. Manzanillo - Guadalajara2. Tamazunchale - El Sauz3. Morelos4. Guadalajara – Aguascalientes - Zacatecas5. San Isidro-El Encino6. Los Ramones - San Luis de la Paz - Aguascalientes7. Sasabe - Puerto Libertad - Guaymas8. Cactus - Cd.Pemex

Ductos privados

Con capacidad suficiente(Disponibilidad > 15%)

Estaciones de compresión

A. EC Omealca

B. EC Golfo

C. EC San Rafael

7. consideraciones finales

Como se puede deducir de lo anteriormente expuesto, la implementación de una nueva regulación tarifaria en el transporte de gas natural es benéfica en cuan-to que representa un esquema que favorece la inversión de nueva infraestructura y da certidumbre financiera para la misma; ayuda a la consolidación de mercados regionales de gas natural; permite una mayor flexibilidad operativa del sistema central y otorga mayor confiabilidad del servicio de transporte a nivel nacional.


Por otra parte, también es cierto que tiene algunas desventajas en cuanto a que no elimina los subsidios cruzados entre usuarios; que la adopción del nuevo esquema tiene una elevada probabilidad de aumentar algunas tarifas existentes; el riesgo de que la planificación centralizada de inversiones sea afectada por intere-ses políticos y económicos; el potencial de premiar la ineficiencia si los incentivos no se ajustan y que su implementación no está exenta de costos administrativos de gestión y vigilancia

No obstante, los beneficios que este esquema supone son mayores que sus riesgos y por ello la Comisión ha decidido implementarlo tomando en cuanta algunos aspectos que conviene vigilar. Destacan: que no ocurran proyectos in-eficientes; que los sistemas periféricos mantengan su esfuerzo comercial; que el sistema central no ejerza un comportamiento estratégico para provocar ajustes en tarifas y que el costo de capital sea razonable dadas las nuevas condiciones comerciales.

Leyes y resoluciones

Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

RES/311/2010 Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía uncorpora el sistema de transporte a cargo del permisionario Gasoductos de Tamaulipas, S. de R. L. de

C. V., titular del Permiso de Transporte G/128/TRA/2002, en el Sistema de Transporte Nacional Integrado, y modifica las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio del Permiso de Transporte de Gas Natural G/061/TRA/99, otorgado a Pemex – Gas y Petroquímica Básica, a efectos de incorporar la nueva lista de tarifas y la condición 3.5.

RES/383/2010 Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía aprueba las tarifas del Sistema de Transporte Nacional Integrado como resultado de la inclusión del sistema de transporte de Gasoductos de Tamaulipas, S. de R. L. de C. V., titular del Permiso de Transporte G/128/TRA/2002. La regulación tarifaria como instrumento para la expansión de redes de transporte de gas natural en México

CAPÍTULO 2aspectos reLeVantes

deL mercado eLéctrico regionaL de américa centraL

Carlos Eduardo Colom BickfordPresidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE, Guatemala)

Vicepresidente Tercero de ARIAE

1. introducción

A finales de los años noventa, los países América Central suscribieron el «Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central» con el propósito de conformar gradualmente un séptimo mercado de energía eléctrica, bajo un esquema que de convivencia normativa con los mercados y/o sectores eléctricos de los países miembros de dicho tratado.

El Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central es un instrumen-to que contiene principios y fundamentos alineados con la visión de fomentar el crecimiento gradual de un séptimo mercado; principios y fundamentos que son compatibles con la regulación en materia eléctrica de los países de América Central. Su filosofía se basa en los principios de gradualidad, reciprocidad y competencia.

Hasta hoy han transcurrido más de 10 años desde que fuera suscrito el Tratado Marco, y el Mercado Eléctrico Regional aún no ha brindado los frutos que de él se espera, ha funcionado con transacciones marginales de oportunidad que no han propiciado inversiones regionales en generación de energía eléctrica ni beneficios significativos a los usuarios de la región de América Central.

En este trabajo se pretende plasmar la visión que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica a través de algunos años de estudio del tema, se ha formado sobre el Mercado Eléctrico Regional, así mismo se identifican algunas barreras que la región debe superar con el objeto de que el Mercado Eléctrico Regional brinde los beneficios que de tan compleja empresa se esperan.

2. información estadística

La demanda máxima de potencia eléctrica en América Central ha crecido de 2,000 Mw que se registraban en 1,985 a casi 7,000 Mw para el 2010. En el gráfico 1 se puede observar que el crecimiento ha sido sostenido.

26 CARLOS EDUARDO COLOM BICkFORD

Gráfico 1.—Evolución de la demanda-conjunto total América Latina

3

Grafico 1

Fuente CEPAL

Tan y como se observa en el Gráfico 2, Costa Rica es el país que más potencia eléctrica

demanda en América Central, seguido por Guatemala, Honduras, Panamá y Nicaragua.

0

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1985 1990 1995 2000 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010/p

Dem

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(MW

)

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Fuente CEPAL

Tan y como se observa en el gráfico 2, Costa Rica es el país que más potencia eléctrica demanda en América Central, seguido por Guatemala, Honduras, Pa-namá y Nicaragua.

Gráfico 2.—América Central: Evolución de la demanda máxima por país

4

Gráfico 2

Fuente CEPAL

En los últimos 10 años Guatemala es el país que más energía ha exportado al Mercado

Eléctrico Regional, seguido por Panamá y Costa Rica; El Salvador a partir del 2007

incrementó la energía que exporta, Honduras a exportado pequeños bloques de energía

desde el 2005 y Nicaragua en el 2009 hizo algunas exportaciones.

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1985 1990 1995 2000 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010/p

Dem

and

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W)

Guatemala Honduras Panamá El Salvador Nicaragua CostaRica

Fuente CEPAL

En los últimos 10 años Guatemala es el país que más energía ha exportado al Mercado Eléctrico Regional, seguido por Panamá y Costa Rica; El Salvador a partir del 2007 incrementó la energía que exporta, Honduras a exportado pequeños bloques de energía desde el 2005 y Nicaragua en el 2009 hizo algunas exportaciones (gráfico 3).

CAP. 2.—ASPECTOS RELEVANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO... 27

Gráfico 3.—Inyecciones de energía al MER por país

5

Gráfico 3

Fuente CEPAL

Las importaciones de energía del Mercado Eléctrico Regional al Mercado Mayorista de

Electricidad de Guatemala han sido prácticamente inexistentes, convirtiéndose Guatemala en

un neto exportador. El país que más energía ha importado del Mercado Eléctrico Regional

durante los últimos 10 años es El Salvador seguido por Costa Rica y Honduras.

0%

20%

40%

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100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010/p

Par

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-

Panamá

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Costa Rica

Fuente CEPAL

Las importaciones de energía del Mercado Eléctrico Regional al Mercado Mayorista de Electricidad de Guatemala han sido prácticamente inexistentes, convirtiéndose Guatemala en un neto exportador. El país que más energía ha importado del Mercado Eléctrico Regional durante los últimos 10 años es El Salvador seguido por Costa Rica y Honduras (gráfico 4).

Gráfico 4.—Retiros de energía del MER por país

6

Gráfico 4

Fuente CEPAL

Tal y como se puede observar en el Gráfico 5, las inyecciones y retiros en el Mercado

Eléctrico Regional han disminuido significativamente a partir del 2005.

0%

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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010/p

Par

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MER

Panamá

Nicaragua

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Costa Rica

Fuente CEPAL

Tal y como se puede observar en el Gráfico 5, las inyecciones y retiros en el Mercado Eléctrico Regional han disminuido significativamente a partir del 2005.


Gráfico 5.—Total energía transada en el MER Retiros totales

7

Gráfico 5

Fuente CEPAL

En nuestra opinión, la disminución de las transacciones en el Mercado Eléctrico Regional

obedece a que a partir del 2005 el margen entre la capacidad instalada y la demanda de

energía eléctrica en los países de América Central ha ido en disminución, con la consecuente

reducción de excedentes de energía para la exportación al Mercado Eléctrico Regional.

Así mismo, los costos de la generación han ido en aumento provocando constantes alzas en

las tarifas de los usuarios, razón por la que en algunos países se han tomado medidas

regulatorias para promover y favorecer la generación local de energía, en detrimento de las

importaciones y exportaciones provenientes del Mercado Eléctrico Regional.

Mercado Eléctrico Regional

El Mercado Eléctrico Regional es un ámbito con reglas propias, independientes de los países

miembros, cuyas transacciones se efectúan a través de la red de Transmisión Regional. Su

marco normativo está constituido por el Tratado Marco del Mercado de América Central y

sus protocolos, el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional, el Reglamento

del Mercado Eléctrico Regional cuando entre en vigencia y las resoluciones de la Comisión

Regional de Integración Eléctrica.

Gráfico 6

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 20092010/

p

Retiros 771.3 985.7 842.7 1.067 530.0 196.3 275.5 289.5 367.8 336.3

Inyecciones 774.8 1.391 842.7 1.046 530.0 196.3 275.5 289.5 367.8 336.3

0

500.000

1.000.000

1.500.000

MW

h

Fuente CEPAL

En nuestra opinión, la disminución de las transacciones en el Mercado Eléc-trico Regional obedece a que a partir del 2005 el margen entre la capacidad instalada y la demanda de energía eléctrica en los países de América Central ha ido en disminución, con la consecuente reducción de excedentes de energía para la exportación al Mercado Eléctrico Regional.

Así mismo, los costos de la generación han ido en aumento provocando cons-tantes alzas en las tarifas de los usuarios, razón por la que en algunos países se han tomado medidas regulatorias para promover y favorecer la generación local de energía, en detrimento de las importaciones y exportaciones provenientes del Mercado Eléctrico Regional.

3. Mercado eléctrico regional

El Mercado Eléctrico Regional es un ámbito con reglas propias, indepen-dientes de los países miembros, cuyas transacciones se efectúan a través de la red de Transmisión Regional. Su marco normativo está constituido por el Tratado Marco del Mercado de América Central y sus protocolos, el Reglamento Tran-sitorio del Mercado Eléctrico Regional, el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional cuando entre en vigencia y las resoluciones de la Comisión Regional de Integración Eléctrica.

8

El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional y sus protocolos crea instituciones

regionales para fines específicos, estas instituciones regionales son la Comisión Regional de

Integración Eléctrica CRIE, el Ente Operador Regional EOR y el Consejo Director del

Mercado Eléctrico Regional CDMER.

La Comisión Regional de Integración Eléctrica CRIE es el ente regulador, su propósito

principal es velar por el cumplimiento de la normativa regional, tiene la potestad para emitir

los reglamentos que rijan la operación del Mercado Eléctrico Regional en coordinación con

el EOR y resoluciones que impliquen la aplicación e interpretación de la normativa regional.

El EOR es el operador del Mercado Eléctrico Regional, su función es operar la red de

transmisión regional y liquidar las transacciones regionales, en la operación no tiene

jerarquía directa con los agentes ya que debe interactuar con ellos a través de los operadores

de sistema y mercado de cada uno de los países miembros del Tratado Marco.

El Consejo Director del Mercado Eléctrico Regional CDMER, es una instancia facilitadora

que debe actuar como un enlace entre las instituciones regionales y los gobiernos de los

países de América Central para promover el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional.

El Mercado Eléctrico Regional tal y como el Tratado Marco lo establece, es un séptimo

mercado que debe convivir normativamente con los mercados y/o sectores eléctricos de los

países de América Central.


El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional y sus protocolos crea ins-tituciones regionales para fines específicos, estas instituciones regionales son la Comisión Regional de Integración Eléctrica CRIE, el Ente Operador Regional EOR y el Consejo Director del Mercado Eléctrico Regional CDMER.

La Comisión Regional de Integración Eléctrica CRIE es el ente regulador, su propósito principal es velar por el cumplimiento de la normativa regional, tiene la potestad para emitir los reglamentos que rijan la operación del Mercado Eléctrico Regional en coordinación con el EOR y resoluciones que impliquen la aplicación e interpretación de la normativa regional.

El EOR es el operador del Mercado Eléctrico Regional, su función es operar la red de transmisión regional y liquidar las transacciones regionales, en la ope-ración no tiene jerarquía directa con los agentes ya que debe interactuar con ellos a través de los operadores de sistema y mercado de cada uno de los países miembros del Tratado Marco.

El Consejo Director del Mercado Eléctrico Regional CDMER, es una instancia facilitadora que debe actuar como un enlace entre las instituciones regionales y los gobiernos de los países de América Central para promover el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional.

El Mercado Eléctrico Regional tal y como el Tratado Marco lo establece, es un séptimo mercado que debe convivir normativamente con los mercados y/o sectores eléctricos de los países de América Central.

A este efecto, una de las premisas que el Tratado Marco establece es que el Mercado Eléctrico Regional debe funcionar bajo los principios de gradualidad, reciprocidad y competencia.

La gradualidad tal y como lo dicta el artículo 32 inciso d) del Tratado Marco es una potestad que tiene cada uno de los gobiernos de los países de América Central, ya que literalmente dicho inciso dice «Cada país miembro definirá a lo interno su propia gradualidad en la armonización de la regulación nacional con la regulación regional». Este aspecto es clave para lograr la convivencia norma-tiva entre el séptimo mercado y los mercados nacionales, ya que cada uno de los países miembros tiene la potestad para decidir en qué momento y cuanto abre su sector y/o mercado eléctricos al Mercado Eléctrico Regional, decisión que obviamente se acelerará en la medida en que el Mercado Eléctrico Regional se desarrolle y traslade beneficios a los países de América Central.

Para que el Mercado Eléctrico Regional se desarrolle y que sus beneficios sean trasladados a los países de América Central, los principios de competencia y reciprocidad juegan un papel preponderante, por lo que las instituciones regio-nales deben de enfocar sus esfuerzos en mejorar las condiciones de competencia y reciprocidad imperantes en el Mercado Eléctrico Regional.

Fomentar la competencia en un mercado es una medida para incrementar los niveles de eficiencia del mismo, para el efecto es necesario eliminar imperfeccio-nes intrínsecas en un mercado de energía eléctrica tales como la concentración de mercado y la asimetría de la información. Esta tarea es mucho más compleja cuando los agentes del mercado deben interactuar en un ámbito en donde existen diferentes estructuras de sector eléctrico tal y como sucede en América


Central, en donde hay países con un mercado mayorista de electricidad y países que tienen su sector eléctrico integrado verticalmente.

Para mitigar el problema anterior y reconociendo que difícilmente los países de América Central cambiarían la estructura de su mercado mayorista de electri-cidad o la de su sector eléctrico, el Tratado Marco permite que existan sectores verticalmente integrados pero bajo la condición de separar su empresas estatales en unidades tres unidades de negocios, generación, transmisión y distribución.

Actualmente los países con estructuras verticalmente integradas, Honduras y Costa Rica, han hecho de poco a nada por cumplir con el Tratado Marco en cuanto a separar sus empresas estatales en unidades de negocios para la genera-ción, transmisión y distribución.

Así mismo, la Comisión de Integración Regional CRIE, quien es la institución regional encargada de velar por el cumplimento de la normativa regional no ha dedicado suficientes esfuerzos en que se cumpla con dicho mandato del Tratado Marco.

Consecuentemente, es opinión de la Comisión Nacional de Energía Eléc-trica de Guatemala que el hecho que las empresas estatales de algunos países centroamericanos no hayan separado aún sus empresas estatales en unidades de negocios para la generación, transmisión y distribución es una barrera importante para que existan condiciones de competencia en el Mercado Eléctrico Regional, debido a que los agentes guatemaltecos o de otros países están en desventaja respecto a los agentes estatales hondureño y costarricense.

Respecto a la reciprocidad recientemente se ha dado un gran avance, ya que la asamblea legislativa de Costa Rica, país en el que el Segundo Protocolo al Tratado Marco no es vinculante, lo aprobó recientemente.

El Segundo Protocolo al Tratado Marco contiene temas que modifican y agre-gan disposiciones al Tratado Marco; tales como el mecanismo sancionatorio, la inclusión de todos los agentes de los mercados nacionales con los agentes del MER y la ampliación de la definición de la Red de Transmisión Regional entre otros.

El hecho que existan temas tan importantes que no sean vinculantes para los agentes de uno de los países miembros, crea una distorsión relevante en el Mercado Eléctrico Regional al impedir un trato recíproco entre los agentes del mercado. Por esta razón es de suma importancia que en Costa Rica sea ratificado cuanto antes el Segundo Protocolo al Tratado Marco y se convierta en un instru-mento vinculante para el o los agentes de dicho país.

Es nuestra opinión que cuando mejoren las condiciones de competencia y reciprocidad en el Mercado Eléctrico Regional, las transacciones regionales pudieran incrementarse y fomentar las inversiones en centrales de generación regionales e infraestructura para fortalecer los sistemas eléctricos de nuestros países, pudiendo de esta forma trasladar beneficios a los usuarios de la región.

4. Oportunidades y retos en el Mercado eléctrico regional

El Mercado Mayorista de Electricidad guatemalteco lleva más 10 años de ope-rar exitosamente, está conformado por más de 880 agentes y grandes usuarios.


11

Es nuestra opinión que cuando mejoren las condiciones de competencia y reciprocidad en el

Mercado Eléctrico Regional, las transacciones regionales pudieran incrementarse y fomentar

las inversiones en centrales de generación regionales e infraestructura para fortalecer los

sistemas eléctricos de nuestros países, pudiendo de esta forma trasladar beneficios a los

usuarios de la región.

Oportunidades y retos en el Mercado Eléctrico Regional

El Mercado Mayorista de Electricidad guatemalteco lleva más 10 años de operar

exitosamente, está conformado por más de 880 agentes y grandes usuarios.

Gráfico 7

Durante el Año Estacionales 2009-2010 las transacciones de energía y potencia en el

Mercado Mayorista de Electricidad representaron más de 1,425 millones de dólares y durante

los últimos dos años se han atraído inversiones al sector eléctrico guatemalteco por más de

2,000 millones de dólares.

Tal y como lo comentamos en la sección de información estadística, durante los últimos 10

años Guatemala ha sido un neto exportador de energía al Mercado Eléctrico Regional, esto

como consecuencia de que el parque generador guatemalteco cuenta con excedentes para

poder exportar energía a los países de América Central a costos atractivos par a la región.

Por estas razones es que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica es la principal interesada

en que se desarrolle el Mercado Eléctrico Regional ya que es una valiosa oportunidad para

que nuestros agentes productores exporten energía y para que nuestros agentes consumidores

puedan acceder a otro mercado de electricidad introduciéndose con este hecho más

competencia en nuestro Mercado Mayorista de Electricidad.

Durante el Año Estacionales 2009-2010 las transacciones de energía y potencia en el Mercado Mayorista de Electricidad representaron más de 1,425 millones de dólares y durante los últimos dos años se han atraído inversiones al sector eléctrico guatemalteco por más de 2,000 millones de dólares.

Tal y como lo comentamos en la sección de información estadística, durante los últimos 10 años Guatemala ha sido un neto exportador de energía al Mer-cado Eléctrico Regional, esto como consecuencia de que el parque generador guatemalteco cuenta con excedentes para poder exportar energía a los países de América Central a costos atractivos par a la región.

Por estas razones es que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica es la prin-cipal interesada en que se desarrolle el Mercado Eléctrico Regional ya que es una valiosa oportunidad para que nuestros agentes productores exporten energía y para que nuestros agentes consumidores puedan acceder a otro mercado de elec-tricidad introduciéndose con este hecho más competencia en nuestro Mercado Mayorista de Electricidad.

Para que el Mercado Eléctrico Regional se desarrolle llevando los beneficios que todos esperamos de él, es necesario que se cumplan con los principios de gradualidad, reciprocidad y competencia que el Tratado Marco establece.

Así mismo todos los actores involucrados deben procurar armonizar las regu-laciones nacionales y regionales de una forma gradual y en ambas vías, es decir, que deben ser revisadas tanto las normativas nacionales como la regional para cumplir con el propósito del Tratado Marco que es desarrollo de un séptimo mercado en la región de América Central.

CAPÍTULO 3impuLso deL goBierno de Honduras

a La diVersificación de La matriZ energética: metas Y desafÍos

Ángel Napoleón Soto VelásquezComisionado Presidente,

Comisión Nacional de Energía (CNE, Honduras)

1. introducción

La matriz energética de Honduras está constituida casi exclusivamente por el consumo de combustibles fósiles y el uso de la leña. De acuerdo al Balance Ener-gético Nacional 2009-2010, elaborado por la Dirección General de Energía (DGE) de la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA), el sector energético hondureño presenta una alta dependencia del recurso de leña (subsector leña), especialmente recurso energético de los hogares, el cual se estima en un 42,8 % del uso final de la energía.

Se estima que un 41,6% del consumo final de energía está constituido por combustibles derivados del petróleo, los cuales son totalmente importados, a lo que hay que agregar el componente del uso de diesel y bunker para la generación de energía eléctrica, la cual representa apenas un 11 % de la demanda energética del país.

Del consumo del subsector hidrocarburos, un 45 % es para la actividad de transporte y un 31 % para generar electricidad, el resto del 24% para aplicaciones de uso residencial, comercial e industrial.

En cuanto al subsector eléctrico, la matriz energética está compuesta prin-cipalmente por un 62% de fuentes termoeléctricas a base de combustibles de-rivados del petróleo (bunker y diesel), un 33% de lo que producen centrales hidroeléctricas y un 5% de fuentes de biomasa.

No obstante, a partir del año 2000 se observa un crecimiento importante en la instalación de centrales a base de energías renovables por parte del sector privado, en parte facilitado por la incorporación de un marco legal, la Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables (Decreto Le-gislativo 70-2007).

Después de esta breve introducción al panorama energético de Honduras, a continuación se analiza la estructura y datos relevantes del subsector eléctrico hondureño, así como su marco normativo; luego se describe el marco legal de incentivos a las fuentes de generación de energía eléctrica a base de recursos renovables, y por último se relacionan de forma general las principales barreras del sector y se plantean los desafíos y tareas que debe superar el ente regulador

34 ÁNGEL NAPOLEÓN SOTO VELÁSqUEZ

para apoyar una política nacional ya trazada por el gobierno de Honduras en el contexto de un Plan de Nación y Visión de País.

2. estructura y datos del subsector eléctrico de Honduras

En cuanto al subsector eléctrico de acuerdo a datos estadísticos publicados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para el año 2009, la matriz energética del subsector está compuesta principalmente por un 62% de fuentes termoeléctricas a base de combustibles derivados del petróleo (bunker y diesel), un 33% de lo que producen centrales hidroeléctricas y un 5% de fuentes de bio-masa, esta última considerada como fuente de energía de recursos renovables (ver gráfico 1). La capacidad instalada del sistema de generación es alrededor de los 1605 MW con un factor de disponibilidad del 85%.

Gráfico 1.—Matriz de generación subsector eléctrico de Honduras

Tipo de generación instalada

Después de una breve introducción al panorama energético de Honduras, en el presente

capítulo de esta obra, una primera sección discute la estructura y datos relevantes del

subsector eléctrico hondureño así como su marco normativo, una segunda sección describe el

marco legal de incentivos a la fuentes de generación de energía eléctrica a base de recurso

renovables, y por último se describe de forma general las principales barreras del sector y se

plantean los desafíos y tareas que debe superar el ente regulador para apoyar una política

nacional ya trazada por el gobierno de Honduras en el contexto de un Plan de Nación y Visión

de País.

2. Estructura y Datos del Subsector Eléctrico de Honduras

En cuanto al subsector eléctrico de acuerdo a datos estadísticos publicados por la Empresa

Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para el año 2009, la matriz energética del subsector

está compuesta principalmente por un 62% de fuentes termoeléctricas a base de combustibles

derivados del petróleo (bunker y diesel), un 33% de lo producen centrales hidroeléctricas y un

5% de fuentes de biomasa, esta última considerada como fuente de energía de recursos

renovables (ver gráfica 1). La capacidad instalada del sistema de generación es alrededor de

los 1605 MW con un factor de disponibilidad del 85%.

33%

62%

5%

HIDROELÉCTRICO

TÉRMICO

BIOMASA

Hidráulica 521.9 MW

Térmica 992.5 MW

Biomasa 91.4 MW

Total 1605.8 MW

Gráfica 1. Matriz de Generación subsector eléctrico de Honduras.

Sobre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, la gráfica 2 la tendencia de la

demanda ha presentando una tasa de crecimiento promedio del 6% para un periodo de una

Sobre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, (gráfico 2), la ten-dencia de la demanda ha presentando una tasa de crecimiento promedio del 6% para un periodo de una década (2000-2010). Para el año 2010, en el mes de abril la demanda máxima fue de 1245 MW.

En cuanto a la cobertura del servicio eléctrico, la Empresa Nacional de Ener-gía Eléctrica (ENEE) ha venido gestionando la cooperación de gobiernos de países amigos y de organismos nacionales e internacionales de cooperación para el impulso a la electrificación del país, especialmente en el sector rural. Mediante el esfuerzo de recursos nacionales y de fondos externos, la inversión en proyectos de electrificación social mediante la extensión de la red ha sido de USD $ 463 millones en el período 1999-2010. Como resultado de toda esta gestión, a diciem-bre del año 2010 la cobertura eléctrica de la red alcanzó un 81,27%, siendo el 99,94% en el área urbana y de 63,36% en el área rural. Sin embargo, se estima que un 10% del sector rural no tendrá acceso a servicios de electricidad por limi-taciones de acceso a redes eléctricas del sistema interconectado nacional (SIN), por lo cual se debe considerar las alternativas de sistemas aislados con fuentes alternativas como arreglos fotovoltaicos, termo-solares, eólico y micro centrales

CAP. 3.—IMPULSO DEL GOBIERNO DE HONDURAS A LA DIVERSIFICACIÓN... 35

hidroeléctricas, para esto ya se cuenta con varias iniciativas tanto de instituciones del gobierno como organizaciones cooperantes.

Gráfico 2.—Crecimiento de la demanda de energía eléctrica en Honduras

década (2000-2010). Para el año 2010, en el mes de abril la demanda máxima fue de 1245

MW.

En cuanto a la cobertura del servicio eléctrico, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica

(ENEE) ha venido gestionando la cooperación de gobiernos de países amigos y de

organismos nacionales e internacionales de cooperación para el impulso a la electrificación

del país, especialmente en el sector rural. Mediante el esfuerzo de recursos nacionales y de

fondos externos, la inversión en proyectos de electrificación social mediante la extensión de la

red ha sido de USD $ 463 millones en el período 1999-2010. Como un resultado de toda esta

gestión, a diciembre del año 2010 la cobertura eléctrica de la red alcanzó un 81,27%, siendo

el 99,94% en el área urbana y de 63,36% en el área rural. Sin embargo se estima que un 10%

del sector rural no tendrá acceso a servicios de electricidad por limitaciones de acceso a redes

eléctricas del sistema interconectado nacional (SIN), por lo cual se debe considerar las

alternativas de sistemas aislados con fuentes alternativas como arreglos fotovoltaicos, termo-

solares, eólico y micro centrales hidroeléctricas, par esto ya se cuentan con varias iniciativas

tanto de instituciones del gobierno como organizaciones cooperantes.

351.00

661.00

702.00

758.50

798.00

856.50

920.501,014.00

1,088.00

1,126.00

1,205.00

1,203.00

1,245.00

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

1990 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

TENDENCIA DE DEMANDA MÁXIMA POR AÑO [MW]

DEMANDA MÁXIMA [MW]

Lineal (DEMANDA MÁXIMA [MW])

AÑO

MW

Tasa Promedio: 6%

Gráfica 2. Crecimiento de la Demanda de Energía Eléctrica en Honduras.

En el contexto legal del subsector eléctrico, la Ley Marco del Subsector Eléctrico

(Decreto Legislativo 158-94) aprobada en 1994 define una estructura institucional y una

organización de la industria de la energía eléctrica, con el propósito principal para promover

En el contexto legal del subsector eléctrico, la Ley Marco del Subsector Eléctrico (Decreto Legislativo 158-94) aprobada en 1994 define una estructura institucional y una organización de la industria de la energía eléctrica, con el pro-pósito principal de promover el desarrollo sostenible de un suministro de energía eficiente y adecuado para satisfacer la demanda esperada. La Ley contempla un modelo para la competencia en los segmentos de la industria donde es posible; la regulación económica de los segmentos que son monopolios naturales (trans-misión y distribución); la separación de los papeles de formulación de políticas, regulación y provisión del servicio; y el suministro de servicios de electricidad por agentes privados y comercializadores. No obstante, la misma Ley deja a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como una empresa verticalmente integrada, con exclusividad de la operación de las redes de transmisión y el centro nacional de despacho (CND) de carga.

En la Ley Marco se crea la Comisión Nacional de Energía (CNE) como el ente regulador y fiscalizador del Estado para administrar el subsector eléctrico de Honduras. Son facultades de la CNE aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias de acuerdo al artículo 7 de la Ley Marco.

La evolución de la generación de energía eléctrica en Honduras, durante el período de 1990 a 2010, pasó de tener un parque generador totalmente a partir de fuentes renovables (casi 100% de generación eléctrica en 1990), a uno predominado por plantas térmicas (62% de generación eléctrica en 2010). Los proyectos de generación hídrica, incluyendo las grandes centrales hidroeléctri-cas que se tenía contemplado desarrollar en un plan maestro de expansión de la generación, quedaron estancados desde la entrada en operación a principios de la década de los ochenta de la central hidroeléctrica Francisco Morazán (El Cajón, 300 MW).


Desde 2005 se registra un pequeño incremento de la capacidad de generación a partir de recursos renovables por parte del sector privado, agregando un total de 23 plantas al sistema interconectado nacional, de las cuales 13 son pequeñas centrales hidroeléctricas del tipo a filo de agua y 10 son plantas de aprovecha-miento de residuos biomásicos, tanto de ingenios azucareros mediante sistemas de cogeneración basados en el bagazo de caña (7), como de plantas procesadoras de aceite de palma africana mediante sistemas de captación de biogás (metano o CH4). Estos proyectos fueron impulsados por los incentivos fiscales y económicos dispuestos en una primera Ley de promoción de fuentes de energía renovable establecida en el año de 1998.

3. Marco legal de incentivos a la energía renovable

La Ley Marco del Subsector Eléctrico promueve el aprovechamiento de los recursos naturales renovables para fines energéticos y asegura la protección del ambiente en las actividades del sector.

No obstante, con el fin de lograr un desarrollo más acelerado del sector de energía renovable, en el año 2007 el Congreso Nacional emitió mediante el Decreto Legislativo 70-2007, una nueva Ley de promoción a la generación de energía eléctrica con recursos renovables, que introdujo un gran paquete de incentivos.

El Decreto 70-2007 es la norma relacionada con la generación de energía renovable que actualmente rige en temas incentivos. Los principales incentivos (fiscales) establecidos son:

• Exoneración del impuesto de ventas de equipos, accesorios y repuestos, durante el período de preinversión y construcción.

• Exoneración del pago de impuestos, tasas y aranceles y gravámenes de im-portación, durante el período de preinversión y construcción.

• Para proyectos de hasta 50 MW, exoneración del pago del impuesto sobre la renta, aportación solidaria temporal, impuesto al activo neto, y todos aque-llos impuestos conexos a la renta, durante un plazo de 10 años, contados a partir de inicio de operación comercial.

• Dispensa del pago de impuestos por importación temporal.

• Exoneración del Impuesto sobre la Renta y sus retenciones sobre los pagos de servicios u honorarios contratados con personas naturales o jurídicas extranjeras, necesarios para los estudios, desarrollo, instalación, ingenie-ría, administración y construcción, y monitoreo del proyecto de energía renovable.

• Incentivos en cuanto a la venta de energía.

• Derecho de vender a la ENEE a través de un contrato de suministro de energía (PPA).

• Las plantas de energía renovables podrán vender mediante contrato firma-do con la ENEE cuya duración máxima será de 20 años para los proyectos de hasta 50 MW. Para los que excedan dicha capacidad o para los que ten-


gan un componente de control de inundaciones, el plazo de esos contratos será de 30 años.

• �El Precio Base se establece según el costo marginal de corto plazo (CMCP) vigente en el momento de la firma del contrato. Para los primeros 10 años, habrá un incentivo del 10% por encima del Precio Base para proyectos de hasta 50 MW. El Precio Base se indexará anualmente en función de índice de inflación de Estados Unidos de América, hasta un máximo del 1,5% anual.

• �La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), por medio de su centro de despacho, obligatoriamente despachará y recibirá toda la energía de los proyectos de energía renovable, salvo que: (a) esto ocasione que la ENEE deba derramar y desaprovechar agua de sus propios embalses, (b) la central generadora esté ocasionando perturbaciones en el SIN, o (c) la central se haya reconectado al sistema tras una situación de emergencia o restableci-miento del servicio, sin haber recibido instrucciones de hacerlo.

• La ley establece que los proyectos menores de 3 MW podrán ser exentos de suscribir un Contrato de Operación mediante una modalidad simplificada que será establecida por la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA).

Gráfico 3.—Potencial estimado de energía renovable en Honduras

Para los que excedan dicha capacidad o para los que tengan un componente de

control de inundaciones, el plazo de esos contratos será de 30 años.

El Precio Base se establece en los contratos según el costo marginal de corto plazo

(CMCP) vigente en el momento de la firma del contrato. Para los primeros 10

años, habrá un incentivo de 10% por encima del Precio Base para proyecto de

hasta 50 MW. El Precio Base se indexará anualmente en función de índice de

inflación de Estados Unidos de América, hasta un máximo del 1,5% anual.

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), por medio de su centro de

despacho, obligatoriamente despachará y recibirá toda la energía que los proyectos

de energía renovable, salvo que: (a) esto ocasione que la ENEE deba derramar y

desaprovechar agua de sus propios embalses, (b) la central generadora esté

ocasionando perturbaciones en el SIN, o (c) la central se haya reconectado al

sistema tras una situación de emergencia o restablecimiento del servicio, sin haber

recibir instrucciones de hacerlo.

La ley establece que los proyectos menores de 3 MW podrán ser exentos de

suscribir un Contrato de Operación mediante una modalidad simplificada que será

establecida por la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA).

Gráfica 3. Potencial Estimado de Energía Renovable en Honduras.

De un potencial de recursos renovables estimados en el país, en la actualidad entre

centrales hidroeléctricas estatales y privadas (alrededor de 520 MW), apenas representa una

explotación del 10,5% del potencial de energía a base de recursos renovables estimado de

Del potencial de recursos renovables estimados en el país (gràfico 3), las centrales hidroeléctricas estatales y privadas (alrededor de 520 MW) apenas re-presentan una explotación del 10,5% del potencial de energía a base de recursos renovables; en centrales a base de biomasa (sólidos y gaseosos) se tiene alrededor de 90 MW de capacidad instalada por el momento; una central eólica de 102 MW está actualmente en construcción en Cerro de Hula a 25 km de la ciudad de Tegucigalpa y se espera su entrada en operación en marzo de 2012; se tiene un proyecto de geotermia de 35 MW, que fue adjudicado en licitación, esperándose la entrada de esta planta para el año 2015.


Con el paquete de incentivos del Decreto 70-2007, es en el año 2010 cuando por primera vez la ENEE se llevó a cabo un proceso de licitación pública inter-nacional (100-1293/2009 ) para la compra de energía eléctrica proveniente de fuentes de generación con recursos renovables, mediante el cual se adjudicaron 48 proyectos con un total de 708 MW, con una inversión estimada en alrededor de USD $ 2500 millones. También en el año 2008, la ENEE firmó un contrato para la instalación de una planta de generación eólica de 102 MW, que entrará en operación en el año 2012.

Como parte de los objetivos de una política energética orientada a la disminu-ción de la dependencia de los hidrocarburos y diversificación de la matriz ener-gética, el gobierno de Honduras está promoviendo la construcción de proyectos de gran y mediana capacidad como Patuca I, II, III (524 MW), Los Llanitos (98 MW), Jicatuyo (173 MW), El Tablón (20 MW), sumando unos 815 MW en total.

Dentro de lineamientos estratégicos de un Plan de Nación y Visión de País, Hon-duras tiene objetivos ambiciosos para la diversificación de la matriz energética, sobre todo porque en el subsector eléctrico se espera el retiro de una cantidad importante de plantas térmicas a base de combustibles fósiles (bunker), y la cons-trucción de plantas renovables de gran tamaño. Su cumplimiento supone un in-cremento importante de la participación de las fuentes de energía renovable, las cuales pasarían (en términos de capacidad instalada) de un 61,0% en el año 2022 (incluyendo centrales hidroeléctricas y biomasa) a un 80% en el año 2038.

Gráfico 4.—Matriz de generación para el año 2022

61%

39%

Componentes de Matriz Energética Año 2022

ER TOTAL

TERMICO TOTAL

Demanda ronosticada Año 2022 :Aprox. 2,804 MW

Gráfica 4. Matriz de Generación para el año 2022.

Sin embargo, para un plan de expansión de la generación, es ineludible un programa de

manejo o gestión de la demanda como medidas de eficiencia energética. Gracias a la

cooperación de la Unión Europea, se han implementado medidas de uso racional y eficiencia

energética, que van desde la sustitución de lámparas incandescentes a nivel nacional por

bombillos ahorradores compactos, hasta la propuesta de un estudio para la implementación de

un pliego con taridas multihorarias. Además, se cuenta con un anteproyecto de Ley: “Ley de

Promoción de Uso Racional de la Energía”, la cual está siendo revisada y en espera de ser

sancionada por el Poder Ejecutivo del Gobierno de Honduras.

Por último, se tiene otro tema de bioenergía como los biocombustibles, donde el gobierno

aprobó la “Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles” (Decreto Legislativo N°

144-2007), donde la Unidad Técnica de Biocombustibles (UTB) institución en el seno de la

Secretaría de Industria y Comercio (SIC) fue creada por el gobierno para promover la

inversión en el rubro y velar por el cumplimiento de la normativa vigente para la producción,

comercialización, distribución, almacenaje y consumo de biocombustibles.

Sin embargo, para un plan de expansión de la generación, es ineludible un programa de manejo o gestión de la demanda, así como medidas de eficiencia energética. Gracias a la cooperación de la Unión Europea, se han implementado medidas de uso racional y eficiencia energética, que van desde la sustitución de lámparas incandescentes a nivel nacional por bombillos ahorradores compactos, hasta la propuesta de un estudio para la implementación de un pliego con tarifas multihorarias. Además, se cuenta con un anteproyecto de Ley: Ley de Promoción de Uso Racional de la Energía, la cual está siendo revisada y en espera de ser sancio-nada por el Poder Ejecutivo del Gobierno de Honduras.

ER TOTAL

TÉRMICO TOTAL

capacidad instalada pronosticada 2022: Aprox. 3,870MW

demanda pronosticada año 2022: aprox. 2,804 MX


Por último, tenemos otro tema de bioenergía como los biocombustibles, donde el gobierno aprobó la Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles (Decreto Legislativo 144-2007), donde la Unidad Técnica de Biocombustibles (UTB), institución en el seno de la Secretaría de Industria y Comercio (SIC), fue creada por el gobierno para promover la inversión en el rubro y velar por el cumplimiento de la normativa vigente para la producción, comercialización, distribución, almacenaje y consumo de biocombustibles.

4. Principales barreras y desafíos para el sector de energía renovable

A pesar de contar con un marco legal de incentivos y de la existencia de un ambicioso plan y portafolio de proyectos de energía renovable y que están en la etapa de búsqueda de financiamiento, y algunos en inicio de etapas de cons-trucción, existen varias barreras interrelacionadas en el mercado relativamente joven de este sector. Entre las principales barreras se incluyen la percepción del riesgo de este tipo de proyectos por parte del sector financiero; falta de acceso a créditos, falta de capitales de pre-inversión, falta de capacitación y asistencia técnica para los emprendedores e instituciones del sector; barreras técnicas de infraestructura de redes eléctricas, barreras de normas y regulaciones, y barreras políticas acompañadas por la definición intra institucional de roles.

La CNE, como ente regulador y actor clave en la política del gobierno, tiene muchas tareas y grandes desafíos, por lo cual el marco regulatorio debe garan-tizar:

• Cumplimiento de objetivos del gobierno para la reversión y diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica (60 ER – 40 año 2022, 80 ER – 20 año 2038 ).

• Inserción en el Mercado Eléctrico Regional (MER).

• Incentivo de las inversiones en el sector.

• Independencia energética de los hidrocarburos.

• �Competitividad en el sector.

• Precios justos y razonables para el usuario final.

• �Calidad de los servicios de electricidad.

• �Mayor cobertura del servicios eléctrico

• �Uso racional y eficiente de la energía eléctrica.

• Un sector energético que contribuya al desarrollo socioeconómico soste-nible de Honduras.

Como conclusión final, se requiere de una política energética pragmática, ro-busta y dinámica, considerando escenarios financieros y ambientales socialmente aceptables, que incentive la producción y consumo sostenible, eficiencia ener-gética, educación y políticas de inversión con responsabilidad social. Y también de la generación de reformas para la Ley Marco del Sub-sector Eléctrico, para el fortalecimiento de capacidades y coordinación entre nuestras instituciones como ENEE, SERNA, CNE y SIC.


referencias bibliográficas:

Balance de Energía Año 2009, DGE/SERNA. Disponible en www.serna.gob.hn

Análisis del Mercado Hondureño de Energía Renovable, Proyecto Acelerando las Inver-siones en Energía Renovable en Centroamérica y Panamá (ARECA), (2009), Tegucigalpa, 2009.

Guía para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable en Honduras, disponible en sitio web: www.bcie.org

Reportes y Estadísticas del Subsector Eléctrico disponibles en sitio web: www.enee.hn

Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico (Datos actualizados a 2008), Comisión Económica para América Latina y El Caribe CEPAL (9 de noviem-bre de 2009), México.

Normas y regulaciones disponibles en sitio web: www.cne.gob.hn

Leyes y reglamentos:

Decreto Legislativo 158-94, Ley Marco del Sub-sector Eléctrico, noviembre 1994.

Acuerdo 934-97, Reglamento de la Ley Marco del Sub-sector Eléctrico, abril 1999.

Decreto Legislativo 70-2007, Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables, octubre de 2007.

Decreto Legislativo 144-2007, Ley para la Producción y Consumo de Biocombustibles, diciembre 2007.

CAPÍTULO 4principaLes condicionantes para La creación de

mercados regionaLes de eLectricidad: La experiencia europea de Las iniciatiVas regionaLes

Joan Batalla BejeranoConsejero de la Comisión Nacional de Energía (CNE, España)

María Teresa CostaEx-Presidenta de la Comisión Nacional de Energía (CNE, España)

y ex-Presidenta de ARIAE

1. introducción

La integración regional de los mercados energéticos ha despertado gran interés por parte de los responsables de las políticas energéticas en la medida que estos procesos de integración pueden facilitar la generación de economías de escala, incrementar la seguridad de suministro, tanto a corto como a largo plazo, así como fomentar la integración de los procesos energéticos en el marco de las políticas de protección del medio ambiente y de lucha contra el cambio climático.

No obstante, todo proceso de constitución de un mercado integrado es complejo. A las dificultades intrínsecas asociadas a la pérdida de soberanía en materia energética por parte de los estados participantes en el proceso de crea-ción del mercado regional, se unen las dificultades asociadas a la necesidad de armonizar modelos regulatorios con particularidades propias a cada uno de los sistemas energéticos. Cada modelo energético que se integra es diferente, fruto de sus circunstancias energéticas internas y de su historia, así como de su modelo económico y social, más o menos liberalizado.

A las ventajas propiamente económicas asociadas a todo proceso de integra-ción se une el reto asociado al cambio climático. Éste sin duda constituye uno de los grandes desafíos para la humanidad en el siglo XXI. En los últimos años, este tema ha captado un nivel de atención sin precedentes que ha impulsado una movilización internacional para concertar acciones destinadas a su mitigación, establecer mayores dinamismos en materia de innovación tecnológica y búsqueda de eficiencia para lograr sendas de desarrollo con baja emisión de carbono, y ha suscitado una seria preocupación por las consecuencias negativas que este fenó-meno podría tener sobre el desarrollo económico y social de los países.

Constituye una realidad indiscutible que el aumento de los gases de efecto invernadero (GEI) está ocasionando cambios climáticos evidentes, como un au-mento paulatino de la temperatura, modificaciones en los patrones de precipita-ción, alza del nivel del mar y cambios en la intensidad y la frecuencia de eventos

42 JOAN BATALLA BEJERANO Y MARÍA TERESA COSTA CAMPI

climáticos extremos (IPCC, 2007a). Las consecuencias de estos cambios climáticos en el conjunto de las actividades económicas, la población y los ecosistemas son ciertamente significativas, aumentarán a lo largo del siglo y en muchos casos serán difícilmente reversibles (IPCC, 2007; Stern, 2007; CEPAL, 2009) siendo necesarios esfuerzos adicionales para adaptarse a las nuevas condiciones climáticas y, simul-táneamente, controlar y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

En este sentido, y tal como apunta la propia Comisión Económica para Améri-ca Latina (CEPAL) en su último informe La economía del cambio climático en América Latina y el Caribe, el cambio climático será un factor condicionante esencial en las características y opciones del desarrollo económico de este siglo, en particular en América Latina y el Caribe, donde las condiciones geográficas y climáticas, y la vulnerabilidad a los eventos extremos y los factores económicos, sociales e incluso institucionales acentúan e intensifican estos impactos climáticos.

Las repercusiones de nuestro uso de la energía sobre el medio ambiente ocupan y ocuparán un lugar destacado en el presente debate energético. Las repercusiones de las emisiones de CO2 y el cambio climático suscitan una pre-ocupación general, siendo necesario avanzar de forma decidida en el fomento de un modelo energético más sostenible capaz de dar cabida a nuevas tecnologías de generación menos contaminantes y menos dependientes de unos recursos energéticos fósiles cada vez más limitados.

En este contexto, más allá de las repercusiones de naturaleza económica o de seguridad de suministro, la integración regional de los mercados energéticos puede ser parte de la solución. Desde un punto de vista de sostenibilidad, un mercado integrado con un volumen significativo de infraestructuras energéticas facilita la integración de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables.

Sin duda son muchas las experiencias de integración regional de mercados existentes a nivel mundial en diferentes sectores económicos y el sector energé-tico no podía ser una excepción. La búsqueda de mercados de mayor dimensión que permitan aprovechar los recursos económicos más eficientes disponibles para la satisfacción de la demanda conjunta de los mercados que se integran, sin distinción de su localización, constituye un gran aliciente para el avance en los procesos de integración regional.

A lo largo de este capítulo se pasará revista al estado del arte de la integración regional a nivel europeo, analizando las ventajas y requisitos asociados a todo proceso de creación de mercados supranacionales, poniendo especial énfasis en el proceso de armonización regulatoria. La realización del mercado interior de la energía a nivel europeo se inscribe en el marco de una política energética encaminada a dotar a la Unión Europea de un mercado energético integrado más eficiente, seguro y competitivo. Sin duda un proceso arduo del que se pueden obtener conclusiones de gran utilidad en los diferentes procesos de integración regional existentes en el ámbito de Latinoamérica.

En el contexto latinoamericano, las diferentes iniciativas de integración regio-nal están ocupando un mayor protagonismo, sin duda reflejo de su creciente valo-ración como componente fundamental para el desarrollo integral de la región.

CAP. 4.—PRINCIPALES CONDICIONANTES PARA LA CREACIÓN DE MERCADOS... 43

Sin ánimo de ser exhaustivos, dado que no es el objeto del presente capítulo, cabe reseñar que son muchas las experiencias de integración regional en el ám-bito de la energía en Latinoamérica –Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Sura-mericana (IIRSA), el Acuerdo de Complementación Energética Regional en el ámbito de la Comunidad Suramericana de Naciones, los Acuerdos de Integración Energética en el ámbito de MERCOSUR o la propia Alternativa Bolivariana para las Américas (ALBA) con su proyecto PETROSUR–, teniendo todas ellas como objetivo común la consolidación de un mercado común de la energía.

Sin lugar a dudas, todos estos procesos de cooperación regional de diferente naturaleza presentan enormes ventajas económicas derivadas del aprovechamien-to conjunto de las diferentes fuentes de energía primaria o de la complementa-riedad entre los distintos sistemas eléctricos. No obstante, como se ha apuntado recientemente (CEPAL, 2010; Monamat, 2006; Mansilla, 2011) en la mayoría de experiencias los acuerdos de integración así como los acuerdos energéticos multilaterales han sido los grandes ausentes.

La efectividad de todo proceso de integración energética depende en gran medida de la existencia de recursos energéticos, infraestructura de redes de in-terconexión así como de reglas en común. Los primeros existen y de forma abun-dante en la región. Los diferentes procesos de liberalización y de transformación de los distintos modelos regulatorios también favorecieron el establecimiento de infraestructuras de interconexión energética con la construcción de gaseoductos y redes de transmisión eléctrica. No obstante sigue sin existir un verdadero proce-so de armonización regulatoria en la región y para ello es del todo necesario que de forma previa exista una clara voluntad política por parte de todos los Estados involucrados. Esto es, un proceso de armonización que establezca unas reglas compartidas que faciliten la configuración de mercados comunes de la energía. Sin duda, proceso y objetivos harto difíciles de desarrollar y alcanzar, en la medida en que no se trata de hacer compatibles diferentes mercados individuales sino de avanzar hacia la creación de un mercado único de la energía. La experiencia europea así lo indica, habiendo sido necesario un largo proceso evolutivo hasta llegar a la culminación del proyecto de integración en el año 2014.

Si bien es cierto que cada modelo energético que se integra tiene sus propias particularidades intrínsecas, que dificultan la existencia de recetas comunes, el proceso de consecución del mercado interior de la energía europeo constituye una referencia teniendo en cuenta los notables avances que se han producido en la última década. Avances que han venido impulsados por parte de los organismos reguladores y sin cuya decidida actuación y liderazgo del proceso hubieran sido imposibles. Es precisamente en este ámbito donde se pondrá mayor énfasis a lo largo del presente trabajo, dado que de los distintos mecanismos de cooperación de naturaleza supranacional se pueden desprender toda una serie de lecciones –tanto de sus aciertos como de sus errores– para aquellas regiones con proyectos de naturaleza similar, como es el caso de Latinoamérica.


2. La Unión europea y el mercado interior de la energía

2.1. La evolución reciente de la política energética en la Unión Europea

En el ámbito propiamente europeo, sin lugar a dudas, en estos últimos años se han logrado importantes avances en el desarrollo legislativo de las políticas climáticas y energéticas integradas que eran difíciles de prever inicialmente, y que han culminado con el Tercer Paquete de Directivas Comunitarias. El propio Tratado de Lisboa confiere a la energía un carácter supranacional y estructural objeto de una competencia compartida con los Estados miembros que se refleja en una política europea integrada en materia de energía y medio ambiente, en especial en lo que se refiere al calentamiento global.

Este decidido impulso en aras a una nueva política energética ha ido acom-pañado a lo largo de estos últimos años de importantes iniciativas. En 2006, la aprobación del libro verde de la UE acompañado de unas propuestas concretas de actuación para enero de 2007, fue el preludio de las cruciales Conclusiones del Consejo Europeo de marzo de 2007. Conclusiones en cuya ejecución, el 19 de septiembre de 2007, surgieron las primeras propuestas normativas de la Comisión Europea (CE) sobre el mercado interior de la energía, las cuáles se han denominado «tercer paquete de medidas normativas». Tal como apunta el profesor Parejo (Parejo, 2011), la política energética ha experimentado un giro importante para la recuperación de su centralidad en una economía que, sin dejar de ser competitiva, asume el reto de la sostenibilidad.

En definitiva, un periodo intenso de actividad normativa que avanza hacia la consecución de una verdadera Política Energética para Europa (PEE). Política que por otra parte persigue dar cumplimiento a un triple objetivo: competitivi-dad, sostenibilidad y seguridad de suministro que nos permitan entrar en una senda de crecimiento y desarrollo sostenible.

La magnitud y complejidad de los objetivos perseguidos por esta incipiente Política Energética Europea es incuestionable. La seguridad de suministro cons-tituye un asunto de vital importancia, dada la elevada y creciente dependencia energética que la Unión Europea en su conjunto tiene del exterior. En la actuali-dad cerca de un 50% de las necesidades energéticas son cubiertas con productos de importación. Como indica el propio Libro Verde así como las previsiones de la propia Agencia Internacional de la Energía (AIE, 2011), si nada cambia, este coeficiente de dependencia alcanzará el 70% antes de 2030, lo que incrementaría todavía más la vulnerabilidad de la Unión Europea en el mercado energético internacional. La sostenibilidad, segundo pilar de esta Política Energética, es un aspecto clave que tiene implicaciones más allá de las puramente energéticas, afectando al modelo económico y social. El tercer y último pilar, la competitivi-dad, es fundamental para lograr un mercado único que permita la libre elección de suministrador y en el que la competencia lleve a alcanzar mejoras de calidad a precios óptimos.

Para la consecución de los citados objetivos, desde la Comisión Europea se han definido, en el marco de un ambicioso Plan de Acción, un amplio abanico de medidas. Un Plan de Acción que gira en torno a diez líneas estratégicas estre-


chamente interconectadas entre sí que deben servir de guía a la hora de definir las actuaciones en política energética.

Sin duda, se podría hablar largo y tendido sobre todas y cada una de las dife-rentes líneas estratégicas definidas a nivel comunitario que van desde el fomento del mercado interior de la energía así como de la solidaridad entre países con el objeto de mejorar la seguridad de suministro hasta la consolidación de un mercado interior de las emisiones de gases con efecto invernadero, pasando por el establecimiento de una plan de eficiencia energética, el incremento del peso en el mix de generación de las energías renovables, la definición de una política energética exterior o el fomento de las tecnologías de generación limpias y res-petuosas con el medio ambiente. No obstante, este capítulo, dada su relevancia, se centrará en la primera de ellas, la consolidación de un verdadero mercado interior de la energía.

La creación de un mercado interior de la energía y, por ende, los mercados regionales, son de vital importancia para los tres pilares de la política energética europea en la medida que el aumento del mercado relevante supone un aumento de la competencia con el objetivo de suministrar energía al menor coste posible, lo que redunda en la competitividad global de la economía europea. Asimismo, un mercado bien interconectado e integrado facilita la entrada en el mercado de las centrales más eficientes desde el punto de vista medioambiental, expulsando del mercado las centrales más contaminantes, por lo que permite avanzar hacia un modelo energético sostenible desde un punto de vista medioambiental. Para ello, es preciso además que la regulación sea respetuosa con los principios de competencia y no altere los criterios de eficiencia que fija el mercado. Por último, y no por ello menos importante, un mercado integrado potencia la seguridad de suministro, aspecto éste de gran relevancia dada la fuerte dependencia energé-tica exterior que caracteriza a la Unión Europea.

2.2. Ventajas asociadas a la creación de un mercado interior de la energía

Los motivos que llevan a la creación de un mercado interior de la energía a nivel europeo, que suministraría a cerca de 500 millones de personas con un consumo superior a los 3.200 TWH/año, son muchas y muy variadas. Por citar las más relevantes, puede apuntarse que un mercado integrado permite:

• Reducir los costes de explotación

En un mercado integrado, y dado un parque total instalado de generación, el despacho resultante a nivel regional será más eficiente que el despacho que se produciría en mercados aislados, permitiendo que los recursos económicos en exceso de un sistema sean utilizados para suministrar demanda de otro, cuyos recursos sean más costosos.

Un primer efecto que puede apreciarse, derivado de lo anterior, es que la integración de dos sistemas con diferentes niveles de costes marginales de pro-ducción, o precios, llevará a que el sistema con menores costes vea aumentados


sus precios y el sistema con mayores costes los vea reducidos. En extremo, en ausencia de limitaciones de transporte, el precio resultante sería único.

Este fenómeno de la integración de los mercados es, evidentemente, uno de los problemas a los que se enfrenta la creación de mercados regionales, al menos cuando la decisión sobre su creación reside en el país o territorio que vería incrementados sus precios. Efectivamente, como resultado de la integración de los mercados en las citadas condiciones, se produce en el país de menores precios un trasvase de rentas de los consumidores a los generadores, mientras que en el sistema de precios más caros sucede lo contrario.

Sin embargo, la mejora en la utilización de los recursos disponibles no sólo se reduce a los casos en los que existen diferencias permanentes en los costes marginales de producción, sino que también puede producirse por una mejor utilización de los recursos en los dos sistemas.

• Reducir los costes de inversión

De la misma manera que sucede con los costes de operación, en un mercado más amplio la inversión se producirá allí donde resulte más económico, y no de manera independiente en cada sistema, aprovechando las ventajas naturales, o de otro tipo, existentes.

El mayor reto al que se enfrenta, a este respecto, un mercado regional es conseguir que las decisiones de inversión se produzcan de forma eficiente considerando tanto los costes de la nueva generación, como los costes de transporte asociados. El hecho de que la inversión y/o operación de centrales en un sistema o zona geográfica sea más económica que otro, no debe llevar a concentrar la inversión en dicho sistema, si los costes de inversión para trans-portar la energía entre los sistemas son mayores que los ahorros obtenidos en la generación.

• Mejorar la seguridad de suministro

Otra de las ventajas de la integración de mercados es la mejora de la seguridad de suministro individual de cada uno de los mercados. En este sentido, las ma-yores ventajas se obtendrán cuando las puntas de demanda se produzcan de forma desacoplada, permitiendo disponer de recursos ociosos en un sistema cuando son necesarios en el otro. Sin embargo, incluso en sistemas con puntas de demanda relativamente similares, se produce una mejora de la seguridad en el suministro por el carácter aleatorio de algunos de los factores, tales como: las propias condiciones meteorológicas locales, la hidraulicidad en sistemas con componente hidráulico significativo, la indisponibilidad fortuita de los gene-radores, la disponibilidad de viento en sistemas con generación eólica, etc.

Además, incluso en mercados cercanos, no necesariamente las horas en las que se producen las puntas extremas de demanda coinciden, por diferencias en las costumbres locales o por el huso horario en que estén situados, dejando un cierto margen de mejora conjunta de la seguridad de suministro.


Desde un punto de vista de la seguridad de suministro, dado que el mercado interior de la energía depende en gran medida del suministro externo, se requieren fuentes de energía diversificadas y redes interconectadas adecua-das para garantizar la seguridad del abastecimiento y la solidaridad entre los Estados miembros.

• Facilitar la integración las energías renovables

Desde un punto de vista de sostenibilidad del modelo energético, se requie-re un volumen significativo de infraestructuras energéticas para integrar la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Estas mismas infraestructuras, contribuirán asimismo a mejorar la eficacia de las capacidades de generación nuevas e instaladas a escala europea y a reducir las inversiones ineficaces en capacidad de generación.

• Incrementar la competitividad

La introducción de la competencia dentro y entre los países contribuye a me-jorar la eficiencia en el suministro de energía beneficiando a los consumidores y a la economía en su conjunto. La existencia de un mercado interior de la energía posibilita la reducción de la capacidad de ejercicio de poder de mer-cado por parte de los incumbentes en los respectivos mercados nacionales.

Un mercado regional permite que las condiciones de competencia mejoren, en la medida que todo proceso de integración produce una intensificación de la competencia de gran relevancia a la hora de avanzar en la consolidación de mercados energéticos competitivos y eficientes.

2.3. Principales requisitos para el establecimiento de un mercado interior de la energía

Dada la importancia que tiene el objetivo de consolidar un mercado interior de la energía a nivel europeo y la enorme dificultad que supone fusionar diversos sistemas energéticos nacionales, que han evolucionado de manera individual acorde con las necesidades domésticas –en algunos casos, como el caso español, además de forma aislada– y que presentan, en consecuencia, una enorme diver-sidad en sus matrices energéticas, la Política Energética Europea ha identificado como factores determinantes para la consecución del proceso integrador los aspectos que se detallan a continuación:

a) Fomento de las interconexiones transfronterizas que eliminen las barreras físicas

La creación de un mercado regional, de cualquier bien o servicio, pasa nece-sariamente por la posibilidad de suministro cruzado de bienes desde un sistema o región a otra. En el caso de los sectores de gas y electricidad, esto se traduce en la disponibilidad de infraestructuras de transporte adecuadas, que permitan transportar fracciones significativas de la demanda del mercado de una región a otra, según las necesidades de cada momento.


Las interconexiones energéticas permiten el transporte interregional y trans-fronterizo de energía y electricidad y constituyen un requisito previo para el funcionamiento del mercado interior de la energía. Actualmente, si bien es cierto que se ha avanzando significativamente en los últimos años, el desarrollo de las redes, especialmente las correspondientes a interconexión transfronteriza, continua siendo insuficiente (cuadro 1).

Cuadro 1.—Capacidad de interconexión a nivel europeo

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Dada la importancia que tiene el objetivo de consolidar un mercado interior de la energía a nivel europeo y la enorme dificultad que supone fusionar diversos sistemas energéticos nacionales, que han evolucionado de manera individual acorde con las necesidades domésticas – en algunos casos, como el caso español, además de forma aislada – y que presentan, en consecuencia, una enorme diversidad en sus matrices energéticas, la Política Energética Europea ha identificado como factores determinantes para la consecución del proceso integrador los siguientes aspectos:

a) Fomento de las interconexiones transfronterizas que eliminen las barreras

físicas

La creación de un mercado regional, de cualquier bien o servicio, pasa necesariamente por la posibilidad de suministro cruzado de bienes desde un sistema o región a otra. En el caso de los sectores de gas y electricidad, esto se traduce en la disponibilidad de infraestructuras de transporte adecuadas, que permitan transportar fracciones significativas de la demanda del mercado de una región a otra, según las necesidades de cada momento.

Las interconexiones energéticas permiten el transporte interregional y transfronterizo de energía y electricidad y constituyen un requisito previo para el funcionamiento del mercado interior de la energía. Actualmente, si bien es cierto que se ha avanzando significativamente en los últimos años, el desarrollo de las redes, especialmente las correspondientes a interconexión transfronteriza, continua siendo insuficiente.

Cuadro 1: Capacidad de interconexión a nivel europeo

Fuente: ENTSO-E Fuente: ENTSO-E

En dicho sentido cabe destacar que, si bien en el Consejo Europeo de Barce-lona de 2002 se acordó aumentar hasta el 10% los niveles mínimos de interco-nexión entre Estados miembros, actualmente todavía un número significativo de países no llega a esta cifra.

Esta realidad supone, en la práctica, la existencia de un área central en Euro-pa con buenos niveles de interconexión y cuatro áreas periféricas escasamente interconectadas con el resto de Europa: Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), Gran Bretaña, Península Escandinava e Italia. Este hecho se traduce en la existencia de zonas geográficas con un reducido nivel de interconexión y en congestiones permanentes en determinadas fronteras con reducido peso de la capacidad máxima de intercambio a la hora de cubrir su demanda punta (gráficos 1 y 2).

Estos desequilibrios provocan que determinadas zonas geográficas tengan un reducido nivel de interconexión, lo que da lugar a la existencia de congestiones durante un importante número de horas del día.

Consciente de la importancia que el desarrollo de las interconexiones tiene para la creación de un mercado interior competitivo y eficiente de la energía, la Unión Europea ha venido desarrollando en los últimos tiempos una serie de políticas para apoyar el desarrollo de infraestructuras energéticas en Europa,


fundamentalmente encaminadas a dotar al ámbito europeo de un marco nor-mativo adecuado para el fomento de la inversión en interconexiones y la gestión eficiente de las mismas, que permita un uso óptimo de la capacidad de interco-nexión existente.

Gráfico 1.—Situación de las interconexiones a nivel europeo

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En este sentido cabe destacar que, si bien en el Consejo Europeo de Barcelona de 2002 se acordó aumentar hasta el 10% los niveles mínimos de interconexión entre Estados miembros, actualmente todavía un número significativo de países no llega a esta cifra.

Gráfico 1: Situación de las interconexiones a nivel europeo

Fuente: Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (UCTE)

Esta realidad supone, en la práctica, la existencia de un área central en Europa con

buenos niveles de interconexión con cuatro áreas periféricas escasamente interconectadas con el resto de Europa: Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL), Gran Bretaña, Península Escandinava e Italia. Este hecho se traduce en la existencia de zonas geográficas con un reducido nivel de interconexión y en congestiones permanentes en determinadas fronteras con reducido peso de la capacidad máxima de intercambio a la hora de cubrir su demanda punta.

Fuente: Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (UCTE)

La Unión Europea, hasta hace muy poco, no había afrontado de manera realista el desafío que de invertir por el montante que supone el nivel idóneo de nuevas infraestructuras.

Gráfico 2.—Ratios de cobertura de la demanda punta a partir de la capacidad física de interconexión

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Gráfico 2: Ratios de cobertura de la demanda punta a partir de la capacidad física de interconexión

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la DGTREN, ENTSO-E y REE

Estos desequilibrios provocan que determinadas zonas geográficas tengan un

reducido nivel de interconexión, lo que da lugar a la existencia de congestiones durante un importante número de horas del día.

Consciente de la importancia que el desarrollo de las interconexiones tiene para la

creación de un mercado interior competitivo y eficiente de la energía, la Unión Europea ha venido desarrollando en los últimos tiempos una serie de políticas para apoyar el desarrollo de infraestructuras energéticas en Europa, fundamentalmente encaminadas a dotar al ámbito europeo de un marco normativo adecuado para el fomento de la inversión en interconexiones y la gestión eficiente de las mismas, que permita un uso óptimo de la capacidad de interconexión existente.

La Unión Europea, hasta hace muy poco, no había afrontado de manera realista el desafío que de invertir por el montante que supone el nivel idóneo de nuevas infraestructuras.

Muestra de ello es que hasta el año 2007 – último dato disponible – las cantidades invertidas anualmente en infraestructuras transfronterizas fueron alarmantemente bajas. Sólo se invirtieron de media 200 millones de euros al año en redes de electricidad, principalmente con objeto de aumentar la capacidad de transmisión transfronteriza, lo que representó únicamente el 5% de la inversión total anual para redes eléctricas en la UE. Esta cifra ni siquiera se ajustaba a la necesidad de unas infraestructuras eficaces de acuerdo con los objetivos comunitarios. Es por ello que es necesario incrementar el montante total de inversiones. Si para la consecución del objetivo del mercado interior de la energía es importante la materialización de estas inversiones, no es menos cierto que en un momento de crisis económica como el actual la consecución de estas inversiones constituiría un importante estímulo desde el lado de la demanda.

Es por ello que desde la Comisión Europea (CE) se aprobó un Plan Prioritario de Interconexiones donde se proponen medidas concretas que van desde la identificación de proyectos básicos que experimentan retrasos temporales importantes en su

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la DGTREN, ENTSO-E y REE


Muestra de ello es que hasta el año 2007 – último dato disponible – las can-tidades invertidas anualmente en infraestructuras transfronterizas fueron alar-mantemente bajas. Sólo se invirtieron de media 200 millones de euros al año en redes de electricidad, principalmente con objeto de aumentar la capacidad de transmisión transfronteriza, lo que representó únicamente el 5% de la inversión total anual para redes eléctricas en la UE. Esta cifra ni siquiera se ajustaba a la necesidad de unas infraestructuras eficaces de acuerdo con los objetivos comu-nitarios. Es por ello que es necesario incrementar el montante total de inversio-nes. Si para la consecución del objetivo del mercado interior de la energía es importante la materialización de estas inversiones, no es menos cierto que en un momento de crisis económica como el actual la consecución de estas inversiones constituiría un importante estímulo desde el lado de la demanda.

Es por ello que desde la Comisión Europea (CE) se aprobó un Plan Priori-tario de Interconexiones donde se proponen medidas concretas que van desde la identificación de proyectos básicos que experimentan retrasos temporales importantes en su consecución, designando coordinadores europeos para los mismos, pasando por el fomento de la planificación coordinada a nivel regional sin olvidar la necesidad de racionalizar los procedimientos de autorización – que en algunos casos suponen más de 10 años desde el inicio del proyecto-. Asimismo, se pretende ofrecer un marco normativo estable que facilite la toma de decisiones por parte de los inversores privados.

En noviembre de 2010, la Comisión Europea publica la Comunicación sobre las prioridades en infraestructuras energéticas para 2020 en adelante, en la que presenta las prioridades de infraestructuras energéticas de la Unión para las próximas dos décadas. En su Comunicación, la Comisión define los corredores prioritarios comunitarios para el transporte de electricidad, gas y petróleo, y des-cribe un nuevo método de planificación estratégica para coordinar y optimizar el desarrollo de la red de energía a escala continental. En él se definen una serie de corredores que es necesario desarrollar con urgencia con el fin de cumplir con los tres objetivos de política energética. Basados en estos corredores, en el año 2012 se definirán proyectos concretos de «interés europeo» que en principio se beneficiarán de los permisos de construcción y financiación (gráfico 3).

Asimismo, se propone un nuevo método de planificación estratégica para identificar las infraestructuras necesarias, calificar cuáles son de interés europeo sobre la base de una metodología clara y transparente, y proporcionar la herra-mientas para garantizar su aplicación oportuna, incluidos los medios para acele-rar las autorizaciones, mejorar la asignación de costes y la financiación orientada a la inversión privada.

Desde un punto de vista económico, no se debe olvidar que la consecución de este ambicioso plan de actuación redundaría en ahorros significativos derivados de no tener que seguir pagando costes más elevados como consecuencia de la congestión y del mantenimiento de capacidades ineficientes en cada uno de los insuficientemente interconectados sectores energéticos.

En la medida en que la capacidad de interconexión resulta reducida en algu-nas fronteras, si la demanda de capacidad de interconexión es superior a la oferta disponible, surge el problema de las congestiones. La capacidad de intercambio


adquiere un valor de mercado en la medida en que resulta un recurso escaso, siendo necesario establecer los mecanismos de gestión de la congestión que re-sulten más eficientes y eficaces desde un punto de vista económico.

Gráfico 3.—Proyectos europeos de interés en el caso eléctrico

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consecución, designando coordinadores europeos para los mismos, pasando por el fomento de la planificación coordinada a nivel regional sin olvidar la necesidad de racionalizar los procedimientos de autorización – que en algunos casos suponen más de 10 años desde el inicio del proyecto-. Asimismo, se pretende ofrecer un marco normativo estable que facilite la toma de decisiones por parte de los inversores privados.

En noviembre de 2010, la Comisión Europea publica la Comunicación sobre las prioridades en infraestructuras energéticas para 2020 en adelante, en la que presenta las prioridades de infraestructuras energéticas de la Unión para las próximas dos décadas. En su Comunicación, la Comisión define los corredores prioritarios comunitarios para el transporte de electricidad, gas y petróleo, y describe un nuevo método de planificación estratégica para coordinar y optimizar el desarrollo de la red de energía a escala continental. En él se definen una serie de corredores que es necesario desarrollar con urgencia con el fin de cumplir con los tres objetivos de política energética. Basados en estos corredores, en el año 2012 se definirán proyectos concretos de “interés europeo” que en principio se beneficiarán de los permisos de construcción y financiación.

Gráfico 3: Proyectos europeos de interés en el caso eléctrico

Fuente: Comisión Europea. Plan prioritario de inversiones (2007)

Fuente: Comisión Europea. Plan prioritario de inversiones (2007)

Es precisamente en este ámbito donde surge la necesidad de una creciente convergencia y armonización regulatoria siendo necesario que esta vaya acom-pañada de un proceso creciente de coordinación entre los distintos agentes responsables del buen funcionamiento del mercado energético – Regulador,


Operadores del Sistema, Operadores del Mercado, Transportistas, – en aras a la consecución de un verdadero mercado interior de la energía.

b) Armonización regulatoria

La existencia de interconexiones suficientes constituye una condición nece-saria, pero no suficiente, en todo proceso de creación de un mercado integrado. Es necesario que de forma paralela se acometa un proceso de liberalización de los sectores energéticos, creando estructuras de mercado donde no las haya, e introduciendo competencia a la vez que se produce la integración de los res-pectivos sistemas energéticos de la mano de una creciente convergencia en los marcos regulatorios.

El proceso es complejo por la dificultad de la materia y por la propia organi-zación administrativa de la Unión Europea, siendo asimismo rico en experiencias de lo que ha sido su evolución desde que comenzaron los primeros trabajos de integración.

A partir de una situación de partida caracterizada por la existencia de sectores fuertemente regulados con una importante intervención de los Gobiernos, con unas empresas configuradas en régimen de monopolios u oligopolios eléctricos y con una escasa competencia, en los últimos quince años Europa ha ido evolu-cionando a través de un importante proceso de liberalización económica cuyo objetivo último es la configuración de un mercado integrado.

Con esta perspectiva, el proceso de creación del mercado del mercado interior de electricidad ha ido evolucionando por diversas etapas:

•� �En la primera, el objetivo fue garantizar la transparencia de los precios al consumidor final industrial de gas y electricidad, a fin de facilitar la libre elección de los consumidores, sin obstaculizar la protección del carácter confidencial de los precios. Para ello, en junio de 1990, se aprobó la Direc-tiva 90/377/CEE del Consejo, relativa a un procedimiento comunitario que garantizaba la transparencia de los precios aplicables a los consumidores industriales finales de gas y electricidad.

También en esta etapa inicial se reguló con la Directiva 90/547/CEE, de una forma incipiente los tránsitos del gas y la electricidad a través de las grandes redes de la Comunidad Europea.

•� �En 1996 y 1998 se aprobaron las directivas que establecen normas comu-nes para el funcionamiento del mercado del gas y la electricidad, lo que representó una etapa importante en la construcción del mercado único de la energía. Estas directivas persiguen garantizar la libre circulación del gas y de la electricidad dentro de la Comunidad.

•� �El llamamiento hecho en el Consejo europeo de Lisboa de 23 y 24 de marzo de 2000 para acelerar la apertura de los mercados energéticos dio un nuevo impulso importante a la construcción del mercado único de la energía. En marzo de 2001 la Comisión aprobó un conjunto de medidas que persiguen abrir completamente los mercados del gas y la electricidad a partir de julio de 2007. Estas medidas prevén en particular la aceleración del calendario,


el refuerzo de las condiciones favorables a una competencia real y equitativa y la implantación de un mercado único que ofrezca garantías a los ciuda-danos, proteja el medio ambiente y garantice un abastecimiento seguro y asequible de energía.

•� �En el Consejo Europeo de Barcelona de 2002, los Jefes de Estado y de Go-bierno acordaron aumentar al 10% los niveles mínimos de interconexión entre los Estados miembros, sobre la base de que no puede existir un mer-cado único europeo realmente competitivo si no hay capacidad física en las interconexiones internacionales.

•� �El 10 de enero de 2007 se dio un paso relevante en el proceso iniciado por la Comisión Europea en los años 90 para el establecimiento de una única política energética para Europa, presentando el «Tercer Paquete de ener-gía» en el que se plantea una revisión estratégica del sector de la energía, que finalmente fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea el 14 de agosto de 2009.

Sin duda, se trata de un proceso arduo que en estos momentos se encuentra en la fase de implementación de las medidas recogidas en el conocido como «Tercer Paquete», que culmina un largo proceso de negociación donde los Esta-dos miembros y el Parlamento Europeo han decidido dar un paso decidido para avanzar en el proceso de liberalización y construcción de un verdadero mercado interior de la energía en la Unión Europea. Esta nueva legislación comunitaria persigue, entre otros, una separación más efectiva de las actividades de red, en particular del transporte, el fortalecimiento de la independencia y poderes de los reguladores nacionales, un reforzamiento de la cooperación entre reguladores y de la cooperación entre gestores de red de transporte, una mayor transparencia de los mercados y una mayor protección del consumidor.

3. el papel de los reguladores en el proceso de integración energética

En todo este proceso liberalizador, desde el inicio de su andadura, la figura del organismo regulador ha ocupado un papel protagonista. La necesidad de crear la figura del regulador en el sector energético en la Unión Europea surge como resultado de una nueva estructura de mercado donde coexisten actividades no reguladas con monopolios naturales regulados, y donde se va introduciendo progresivamente un mayor grado de competencia en la energía de red, tanto en el sector eléctrico como en el gasista.

Los órganos reguladores realizan el desarrollo y seguimiento de las normas regulatorias, supervisando el correcto funcionamiento del mercado energético en un contexto de liberalización de los mercados energéticos y simultáneamente de integración del mercado único europeo.

En el propio Tercer Paquete de medidas regulatorias se refuerza la figura de los entes reguladores estableciéndose una serie de requerimientos a los Estados Miembros de designar una única autoridad regulatoria en el ámbito nacional. De la misma forma, se les pide salvaguardar la independencia del regulador, para ello, la autoridad reguladora tendrá personalidad jurídica propia, con presupues-


to independiente, y recursos humanos y financieros suficientes para llevar a cabo sus responsabilidades.

Actualmente, la mayoría de países europeos han ido creando autoridades in-dependientes siguiendo el camino trazado por las Directivas comunitarias. Todos estos nuevos reguladores se han tenido que enfrentar a los retos derivados de la liberalización y de la reestructuración del sector energético, afrontando todos ellos problemas similares, únicamente matizados por las particularidades internas de cada uno de ellos, en términos de estructura del mercado y condicionantes tecnológicos.

Si bien la existencia de entes reguladores constituye un aspecto crucial en el proceso de creación del mercado interior de la energía, es necesario que estos actúen de forma coordinada. Actualmente un número significativo de regu-ladores carecen de poderes efectivos de decisión en asuntos transfronterizos. Es por ello que dentro de estas nuevas medidas encaminadas a la creación del mercado interior de la energía se define una nueva «arquitectura institucional» encaminada a contribuir a cubrir este vacío legal. Para ello el tercer paquete de Directivas recoge el establecimiento de una Agencia para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER), que iniciaba su andadura oficialmente en Liubliana en marzo de 2011.

La preocupación por la consecución de forma previa de un proceso de armo-nización de los diferentes marcos regulatorios nacionales herederos de la historia del sector energético en cada uno de los distintos países ha estado siempre pre-sente en el proyecto de creación de un mercado interior de la energía. Es por ello que es importante, antes de adentrarnos en este nuevo diseño institucional a nivel europeo, poner de manifiesto cuáles han sido los avances acaecidos hacia una regulación de naturaleza eminentemente supranacional por medio de la coope-ración entre los diferentes entes reguladores a lo largo de estos últimos años.

3.1. Orígenes de la cooperación regulatoria de carácter supranacional

Para analizar los orígenes de este tipo de cooperación regulatoria es necesario remontarnos a 1998, momento en el que con un espíritu de búsqueda de prin-cipios rectores comunes, de colaboración y de intercambio de conocimientos y mejores prácticas regulatorias a nivel europeo surge el Foro de Florencia. Este Foro, que se celebra con carácter anual, se configura como un proceso informal cuyas conclusiones y decisiones no tienen carácter vinculante, si bien son de gran utilidad en la mejora de los desarrollos normativos así como en la detección de las carencias que presenta la regulación que por su complejidad o escaso desarrollo necesitan de una mayor discusión y regulación. Estos temas son, entre otros, el desarrollo del comercio transfronterizo de electricidad, la tarificación transfron-teriza y armonización de sistemas tarifarios y señales de localización, la asignación de capacidades de interconexión, la gestión de las congestiones, los estándares de calidad, el desarrollo de las infraestructuras, la seguridad del suministro y el comercio con terceros países.


El primer paso de esta necesidad de un punto de encuentro donde se com-partan y se debatan temas de regulación eléctrica, lo podemos encontrar en unas reuniones iniciales que comenzaron a celebrar algunos pocos reguladores, en principio los reguladores de España, Portugal e Italia, que servían para com-partir experiencias de cómo iban evolucionando los procesos de liberalización y creación de estructuras de mercado.

La Comisión Europea crea este foro y un año más tarde, en 1999, otro para-lelo para el sector del gas, el Foro de Madrid, como un elemento consultivo y de debate al que se invita a participar, además de a los reguladores nacionales y a los estados miembros, a cualquier afectado por el desarrollo del mercado interior de la electricidad y el gas.

El sentido último de estos Foros de encuentro es poder compartir desde distintos puntos de vista las carencias que presentaba la regulación y sus posibles soluciones, una vez analizados los resultados de los primeros pasos de la transpo-sición de la Directiva del año 1996.

En este contexto surge el Consejo Europeo de Reguladores Energéticos (CEER), asociación que acoge los distintos reguladores energéticos nacionales con el doble objetivo de promover el desarrollo de un mercado interior de gas y electricidad eficiente y competitivo, y el de establecer una cooperación, inter-cambio de información y asistencia entre sus miembros.

3.2. Constitución del Grupo de Reguladores Europeos del Gas y la Electricidad (ERGEG)

A pesar de los avances reales que se obtienen con estos encuentros, idóneos en el proceso de convergencia regulatoria, es preciso dar una paso adelante para tratar de corregir las debilidades que presenta su diseño – derivadas de su carácter eminentemente consultivo. Por ello, posteriormente, mediante Deci-sión de la Comisión Europea 203/96/CE de 11 de noviembre de 2003, se creó el Grupo de Reguladores Europeos del Gas y la Electricidad (ERGEG) como una institución que sirve como interlocutora con la Comisión Europea y que agrupaba a reguladores independientes energéticos nacionales, cuyo objetivo es asesorar y asistir a la Comisión Europea en la consolidación del mercado interior de la energía.

Una de las misiones principales del Grupo es colaborar en un desarrollo con-sistente de las legislaciones nacionales para implementar las Directivas europeas, constituyéndose para ello como una plataforma transparente para la cooperación entre las autoridades reguladoras nacionales y entre esas autoridades y la Comi-sión Europea.

Para avanzar hacia la consecución de un mercado único, la constitución de ERGEG permitió a la Comisión Europea la puesta en práctica de manera simultá-nea de dos enfoques que se han demostrado totalmente complementarios. Por un lado un enfoque top-down donde a partir de las diferentes Directivas comunitarias y diferentes Reglamentos de obligado cumplimiento emana la regulación a nivel europeo y se asegura el cumplimiento del objetivo último de alcanzar un merca-


do interior de la energía. Por otro lado, un enfoque bottom-up de naturaleza más práctica, mediante el que se desarrolla la normativa de detalle, cómo pueden ser las directrices marco y códigos de red necesarios para la armonización regulatoria e imprescindibles para alcanzar el mercado interior (cuadro 2).

Cuadro 2.—Posibles aproximaciones al proceso de creación de un mercado interior de la energía

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Fuente: Comisión Europea

Uno de los proyectos principales de ERGEG, donde se combinan perfectamente

ambos enfoques, es el de las Iniciativas Regionales, que tiene su origen en 2006 y cuyo objetivo es avanzar en la integración efectiva de los mercados energéticos nacionales.

3.3. Las Iniciativas Regionales

El origen de las Iniciativas Regionales se remonta al año 2004, momento en el que la Comisión Europea planteó, en su documento de estrategia para la implantación del mercado de electricidad, que la creación del mercado interior podría desarrollarse en dos etapas, una inicial a través de la creación de mercados regionales (aprovechando la mayor convergencia de algunos mercados y su mayor interconexión) y una a medio plazo de integración de todos los mercados regionales en un mercado interior único.

Como medio para favorecer este proceso, en la reunión del Foro de Florencia de septiembre de 2004, se decidió crear “Miniforos de Florencia de Regulación de Electricidad”, en los que participasen las mismas entidades que en el Foro pero restringiendo la asistencia a los países que definen cada mercado regional, de manera que se abordasen las especificidades propias de cada mercado y se pudiesen resolver aspectos de manera más rápida que en el propio Foro de Florencia. En la 12ª reunión del Foro de Florencia celebrada en septiembre de 2005 se presentaron los resultados y avances alcanzados por cada uno de los Miniforos, que se dedicaron a definir métodos para la gestión de las restricciones en las interconexiones internacionales, revisando los mecanismos hasta entonces existentes e introduciendo mecanismos de mercado allí donde no existían, a la vez que se buscaba la coordinación de dichos métodos especialmente en Europa central, oriental, meridional y occidental.

Como continuación de estos trabajos y tras el impulso recibido en el Foro de Florencia, durante 2006 comenzó el desarrollo de las llamadas “Iniciativas Regionales”,

Fuente: Comisión Europea

Uno de los proyectos principales de ERGEG, donde se combinan perfecta-mente ambos enfoques, es el de las Iniciativas Regionales, que tiene su origen en 2006 y cuyo objetivo es avanzar en la integración efectiva de los mercados energéticos nacionales.

3.3. Las Iniciativas Regionales

El origen de las Iniciativas Regionales se remonta al año 2004, momento en el que la Comisión Europea planteó, en su documento de estrategia para la implantación del mercado de electricidad, que la creación del mercado interior podría desarrollarse en dos etapas, una inicial a través de la creación de merca-dos regionales (aprovechando la mayor convergencia de algunos mercados y su mayor interconexión) y una a medio plazo de integración de todos los mercados regionales en un mercado interior único.

Como medio para favorecer este proceso, en la reunión del Foro de Florencia de septiembre de 2004, se decidió crear «Miniforos de Florencia de Regulación


de Electricidad», en los que participasen las mismas entidades que en el Foro principal, pero restringiendo la asistencia a los países que definen cada mercado regional, de manera que se abordasen las especificidades propias de cada merca-do y se pudiesen resolver aspectos de manera más rápida que en el propio Foro de Florencia. En la 12ª reunión del Foro de Florencia celebrada en septiembre de 2005 se presentaron los resultados y avances alcanzados por cada uno de los Miniforos, que se dedicaron a definir métodos para la gestión de las restricciones en las interconexiones internacionales, revisando los mecanismos hasta entonces existentes e introduciendo mecanismos de mercado allí donde no existían, a la vez que se buscaba la coordinación de dichos métodos especialmente en Europa central, oriental, meridional y occidental.

Como continuación de estos trabajos y tras el impulso recibido en el Foro de Florencia, durante 2006 comenzó el desarrollo de las llamadas «Iniciativas Re-gionales», de cara a profundizar en la integración de mercados a nivel regional como paso previo a la integración final del mercado interior de electricidad, plan-teándose como objetivo que las Iniciativas Regionales identifiquen las barreras que pudieran existir para la creación de mercados competitivos en el área corres-pondiente y se propongan soluciones para resolverlas, utilizando extensamente fórmulas de consulta con los agentes e instituciones involucradas.

El proceso se organizó a varios niveles, comenzando por un Comité de Co-ordinación Regional (RCC) formado por los reguladores de cada región que dirige el proceso, apoyado por un Grupo de Implementación (IG), liderado por el RCC con presencia de operadores de los mercados y de los sistemas, y que se encargaría del desarrollo de los trabajos.

El desarrollo de estos trabajos trató de contribuir, quizá con un enfoque más pragmático, al desarrollo del mercado interior de la electricidad atendiendo a las necesidades y particularidades de cada zona, permitiendo que fueran creán-dose mercados regionales en aquellas regiones por las que se puede iniciar esta convergencia, como por ejemplo el caso del Nordpool con los países nórdicos o del Mercado Ibérico para España y Portugal.

La creación de estos mercados regionales y el desarrollo de mecanismos que fomenten el comercio entre regiones, por ejemplo a través de sistemas adecuados para la gestión de las interconexiones supuso un paso positivo para el objetivo que no debe perderse de vista y que es la creación de un único mercado que integre a todas las regiones. Para ello, se consideró necesario continuar también con el tercer pilar básico para la existencia de un único mercado como es la necesidad de impulsar el desarrollo de las infraestructuras que potencien las interconexiones internacionales entre los países.

Estas Iniciativas se configuraron como una herramienta clave para la inte-gración del mercado energético como un paso hacia el mercado interior de la energía, configurándose como un sistema que ayuda a garantizar que las partes interesadas estén efectivamente comprometidas.

En el caso eléctrico, se definieron siete 7 mercados regionales como paso intermedio hacia la creación del mercado único europeo de electricidad. Su obje-tivo era reunir información, identificar sinergias y promover las buenas prácticas


en las diferentes regiones eléctricas preestablecidas, estableciéndose como líneas de actuación principal las siguientes:

• Determinación de la capacidad de interconexión disponible (ATC) me-diante acciones tales como:

– Creación de centros de coordinación entre los Transport System Opera-tors (TSOs).

– Intercambio de información actualizada entre TSOs relativa a caracterís-ticas técnicas de la red de transporte, previsiones de capacidad disponi-ble en diferentes horizontes temporales, gestión de los mecanismos de balance,

• Homogenización de los mecanismos de asignación de capacidad en los diferentes horizontes temporales, mediante acciones tales como:

– Racionalización de los procedimientos técnicos de adjudicación de la capacidad teniendo en cuenta que a nivel europeo de forma generalizada se aplican mecanismos explícitos basados en el principio UIOSI.

– Mejoras en el funcionamiento de los mercados secundarios de capaci-dad.

• Determinación de requisitos de transparencia, mediante acciones tales como:

– Visión común de los reguladores europeos relativa a los requisitos de transparencia.

– Supervisión del grado de cumplimiento de los citados requisitos.

– Publicación de los resultados del mercado y la capacidad comercial dis-ponible en las interconexiones.

• Mejora en los mecanismos de balance, mediante acciones tales como:

– Necesidad de avances en la integración de los respectivos mercados de ba-lance en el entorno del mercado intradiario y la operación del sistema.

El proceso de las IR es uno de los proyectos estrella de ERGEG (gráfico 4). Su diseño responde a un enfoque bottom-up que permite identificar lagunas re-gulatorias y soluciones prácticas en cada una de las regiones definidas. Por citar algunos ejemplos, las iniciativas regionales dirigidas por ERGEG han consistido en la asignación coordinada de capacidad transfronteriza en los mercados gasís-ticos de Europa Noroccidental, en un análisis de la demanda y una planificación de la inversión coordinados en los mercados de la Península Ibérica y en Europa Sudoriental y en una coordinación reguladora orientada a lograr la armonización de la toma de decisiones en el ámbito de la regulación, así como a incrementar de la transparencia. En 2006, Francia, Bélgica y los Países Bajos pusieron en marcha el proyecto trilateral de asociación de mercados de la electricidad, un mecanis-mo de asignación de capacidad que garantiza el flujo de energía en la dirección apropiada en conexión con los precios al contado; dicha iniciativa incrementó de forma drástica la eficiencia en la transmisión de la electricidad producida en la región. El Foro Pentalateral en el sector de la electricidad llegó a un acuerdo


para el establecimiento de un mecanismo de asignación de la capacidad, trans-fronterizo y basado en los flujos, para toda la región. En noviembre de 2007, la República de Irlanda e Irlanda del Norte emprendieron la creación de un mer-cado mayorista común de la electricidad.

Gráfico 4.—Iniciativas Regionales

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Gráfico 4: Iniciativas Regionales

Fuente: ERGEG

En el caso eléctrico se definieron siete 7 mercados regionales como paso intermedio hacia la creación del mercado único europeo de electricidad. Su objetivo era reunir información, identificar sinergias y promover las buenas prácticas en las diferentes regiones eléctricas preestablecidas, estableciéndose como líneas de actuación principal las siguientes:

Determinación de la capacidad de interconexión disponible (ATC) mediante acciones tales como:

Creación de centros de coordinación entre los Transport System Operators (TSOs). Intercambio de información actualizada entre TSOs relativa a características técnicas de la red de transporte, previsiones de capacidad disponible en diferentes horizontes temporales, gestión de los mecanismos de balance,…

Homogenización de los mecanismos de asignación de capacidad en los diferentes horizontes temporales, mediante acciones tales como:

Racionalización de los procedimientos técnicos de adjudicación de la capacidad teniendo en cuenta que a nivel europeo de forma generalizada se aplican mecanismos explícitos basados en el principio UIOSI. Mejoras en el funcionamiento de los mercados secundarios de capacidad.

Fuente: ERGEG

En definitiva, las Iniciativas Regionales han favorecido el desarrollo de una cultura de cooperación voluntaria entre partes interesadas que hasta el mo-mento no habían trabajado juntas y ha facilitado la búsqueda de soluciones por regiones que partían de situaciones diferentes, permitiendo testar a nivel región diferentes soluciones y comparar entre ellas, antes de su implementación defini-tiva. Sin duda, estas Iniciativas han supuesto importantes avances encaminados a la consecución de un mercado integrado, logrando mejoras concretas tanto en electricidad, especialmente en lo que se refiere a métodos de asignación de capacidad y gestión de las congestiones y aumento de la transparencia, como en gas, especialmente en temas relativos a interconexiones, transparencia y seguri-dad de suministro.

Su metodología de trabajo, y aquí radica probablemente su relevancia, ha sido «multicapa», comenzando los trabajos por los reguladores nacionales e in-cluyendo en sucesivas etapas al resto de los agentes interesados. En cada región, uno de los reguladores implicados es nombrado líder y es el responsable de ela-borar el calendario de reuniones de los distintos grupos de trabajo de la región. En un primer nivel, estaría el RCC, Regional Coordination Committee, integrado exclusivamente por los reguladores nacionales, grupo desde el que se impulsa los trabajos de la región y se elaboran los planes de trabajo. En un segundo nivel,


estaría el IG «Implementation Group» compuesto por organismos reguladores, TSOs y PX, y algunas regiones Gobiernos, en el que se presentan los planes de trabajo elaborados en el RCC por los reguladores y se solicita la colaboración de los TSOs, PX y Gobiernos para el desarrollo de temas concretos. Por último, el SG «Stakeholders Group» engloba a todos los agentes interesados en el proceso (NRAs, TSOs, PX, empresas del sector), en el que se informa de la evolución de los trabajos en la región y se recaba las opiniones de todos los agentes.

La desaparición de ERGEG y la implementación del Tercer Paquete han te-nido como consecuencia el trasladado del proyecto de las Iniciativas Regionales al ámbito de actuación de ACER lo que las ha dotado de un nuevo impulso. El ambicioso compromiso de los Estados Miembros de alcanzar el mercado interior de la energía en 2014, exige acelerar el proceso de integración lo que a su vez obliga a pasar de unas relaciones de cooperación voluntaria a un ámbito más vinculante. En ausencia de una legislación específica y a falta de una definición precisa del papel de los gobiernos nacionales en este proceso, el establecimiento de un Target Model que proporcione una orientación de hacia dónde dirigirse está siendo fundamental.

Este modelo objetivo es una meta a largo plazo con tres objetivos fundamen-tales. En relación con la gestión y asignación de capacidad en el mercado diario el modelo favorece la adopción del mecanismo de acoplamiento de mercado o market coupling. Por otro lado, obliga a los TSOs a vender derechos de capacidad a futuro, físicos o financieros, y a la creación de un mercado secundario para la negociación de estos derechos de capacidad. Este segundo punto es fundamental para el mercado interior de la energía debido a los objetivos que el comercio sobre la capacidad de interconexión tiene de uso eficiente de las interconexiones, promoción de la competencia entre generadores de distintos países, su tendencia a mitigar el poder de mercado y su capacidad de facilitar la realización de las in-versiones necesarias en interconexiones. El diseño de los derechos (físicos/finan-cieros, opción/obligación, firmeza total/parcial, etc.) será de vital importancia a la hora de alcanzar los objetivos anteriormente mencionados. En la actualidad, la mayor parte de los derechos de capacidad en Europa son físicos aunque se está analizando en profundidad las ventajas e inconvenientes de evolucionar hacia derechos de capacidad financieros. Por último, el mercado intradiario se dirige hacia un modelo de mercado continuo paneuropeo. El Target Model ha sido de-finido fundamentalmente a través de las Directrices Marco sobre asignación de capacidad y gestión de las congestiones.

En definitiva, las Iniciativas Regionales han facilitado importantes avances dentro de las distintas regiones, pero es momento de dar un paso más hacia la integración. Para alcanzar el objetivo del mercado interior de la energía en 2014, es necesario avanzar en la armonización entre las diferentes regiones, para lo que se han diseñado unas hojas de ruta interregionales cross-regional roadmaps que establecen hitos clave a alcanzar en fechas concretas.

Entendiendo que las particularidades de cada área geográfica que pretende integrarse van a determinar en gran medida cómo caminar hacia esa integración y teniendo en cuenta que las experiencias de diferentes áreas geográficas con diferentes problemáticas no son directamente extrapolables de unas a otras, el


concepto de Target Model puede ser de gran utilidad a la hora de avanzar hacia la integración en áreas que no cuenten con una legislación común.

3.4. Arquitectura institucional actual

Estos últimos años han sido decisivos en el proceso de creación del mercado interior de la energía a nivel europeo, emanando del Tercer Paquete de Medidas un nuevo diseño institucional a nivel europeo.

En este contexto, 2010 ha sido un año clave en el que se ha puesto en marcha la nueva «arquitectura institucional» establecida por el «Tercer Paquete», con la constitución de la nueva Agencia para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) así como de las Redes Europeas de Gestores de Red de Trans-porte, los conocidos como ENTSO-G y ENTSO-E.

ACER es una nueva agencia comunitaria independiente, con competencias y funciones concretas en materia de asuntos transfronterizos; un asunto donde el proceso de «regulación por cooperación» no progresaba lo suficiente para promover un verdadero comercio transfronterizo.

La nueva Agencia tiene como objetivo promover un marco de cooperación reforzada entre los organismos reguladores nacionales y tendrá un papel muy relevante en el proceso de elaboración e implantación de las llamadas «direc-trices marco» y «códigos de red»; será la próxima regulación vinculante a nivel Europeo sobre asuntos transfronterizos. Adicionalmente, ACER será competente para conceder exenciones del régimen de ATR a interconexiones o resolver de oficio potenciales conflictos entre reguladores nacionales sobre asuntos trans-fronterizos.

Un nuevo marco de cooperación para los reguladores exigirá una fuerte internacionalización de los organismos reguladores nacionales, ya que estamos dando los primeros pasos para la elaboración de la regulación de detalle a aplicar en todas las interconexiones europeas.

4. conclusiones

El crecimiento acelerado de la demanda de electricidad en una parte sig-nificativa de los países latinoamericanos y la necesidad de garantizar la oferta en un contexto de tecnologías de producción con una fuerte base hidráulica, complementada con la utilización de combustibles fósiles de altos costes para satisfacer dicha demanda, plantea sin duda una situación crítica desde le objetivo de garantía del suministro.

Propiamente en el caso latinoamericano, las medidas regulatorias deben por tanto encaminarse a facilitar el aprovechamiento del alto potencial hidroeléctrico del que disponen muchos países, incrementar la diversidad del suministro dando entrada al gas natural y su utilización eficiente en la producción de electricidad y el aumento de la capacidad de reserva de generación pasando de un mecanismo administrativo a uno de licitaciones de capacidad.


Desde el punto de vista del coste de la generación, es necesaria la introduc-ción de cambios para transitar desde una regulación administrativa de tarifas de generación a un mecanismo de licitaciones que ya se vienen implementando con éxito y que ahora deben consolidarse mediante las adaptaciones regulatorias oportunas. Asimismo debe profundizarse en el análisis del papel que deben jugar las energías renovables no convencionales, cuyo desarrollo debe basarse en me-canismos de incentivación en cierta forma distintos a los utilizados en los marcos regulatorios, entre otros de los países europeos, pero que deben complementar las medidas regulatorias relativas al despacho y su integración el red con otras que faciliten su financiación parcial a partir de los mecanismos flexibles.

Finalmente, y no menos importante, alcanzar un nivel aceptable de la garan-tía de suministro pasa por profundizar en la integración regional de la energía, creándose los cauces políticos e institucionales, desarrollo de infraestructuras, modelos de organización de mercados y explotación de las interconexiones. La experiencia de la creación de un mercado centroamericano, a partir de la infraestructura de interconexión SIEPAC, la implantación de un regulador su-pranacional y la necesaria organización de este mercado regional, es ciertamente alentadora.

Si bien las particularidades intrínsecas de cada región acabará determinando las soluciones regulatorias a adoptar en todo proceso de integración, la experien-cia europea puede constituir un punto de referencia. El valor de esta experiencia hay que situarlo no tanto en el conocimiento de los sistemas, como tales, sino en el análisis de los problemas y decisiones adoptadas para la creación de mercados regionales en contextos diferentes y en particular de los modelos de toma de decisión adoptados. Este sin duda ha sido el objeto de este capítulo.

El modelo europeo ha dado un gran protagonismo a los entes reguladores demostrando que existen unos instrumentos comunes de regulación de los sec-tores energéticos donde se utilizan y aplican criterios y herramientas regulatorias comunes que facilitan la creación de un acervo regulatorio aplicable a los secto-res energéticos, justificándose la existencia de una regulación por medio de la cooperación de naturaleza eminentemente supranacional.

Tanto en el ámbito europeo como en el iberoamericano, los retos actuales a los que se enfrenta el sector requieren la búsqueda de soluciones a través del trabajo conjunto entre los órganos reguladores. Sin duda la regulación por medio de la cooperación marcará el mundo de la regulación energética en los próximos años.

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Directiva 2009/29/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 23 de abril de 2009 por la que se modifica la Directiva 2003/87/CE para perfeccionar y am-pliar el régimen comunitario de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.

Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE.

Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE.

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Reglamento (CE) 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) 1228/2003.

Reglamento (CE) 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) 1775/2005.

Stern, N. (2007): El Informe Stern. La verdad del cambio climático. Ed. Paidós, 2007.

CAPÍTULO 5reguLación soBre cogeneración eficiente en méxico

Francisco Xavier Salazar Diez de SollanoPresidente de la Comisión Reguladora de Energía (CRE, México)

Vicepresidente Primero de ARIAE

1. introducción

En noviembre de 2008 el Congreso General de los Estados Unidos Mexicanos expidió la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financia-miento de la Transición Energética. Si bien dicha ley buscaba darle una mayor fortaleza a la política energética y a la regulación que se había venido desarro-llando para impulsar las energías renovables, es interesante hacer notar que, al considerar su potencial en la reducción de gases de efecto invernadero, le dio un tratamiento similar a la cogeneración eficiente.

Con base en lo anterior, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha venido trabajando en una serie de instrumentos regulatorios que permitirán impulsar el desarrollo de los proyectos de cogeneración que mejoren la eficiencia energética del sector. Este capítulo describe, ante todo, el fundamento jurídico de la regula-ción; posteriormente, describe los principales instrumentos que incentivan este tipo de proyectos; luego, explica los criterios de eficiencia que se utilizan para determinar a los beneficiarios de los incentivos regulatorios; finalmente, hace una comparación internacional de este tipo de criterios.

2. Marco jurídico

Para efectos legales, en la fracción II de su artículo 36, la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) define la cogeneración como cualquiera de las tres siguientes posibilidades:

• La generación de energía eléctrica producida conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambos;

• La producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de la energía térmica no aprovechada en los procesos, y

• La generación directa o indirecta de energía eléctrica a partir de los com-bustibles producidos en un proceso.

Es importante tomar en cuenta que la anterior definición se enmarca den-tro de las figuras que, previa obtención de un permiso de la CRE, la misma ley exceptúa del carácter de servicio público (en el que el Estado tiene la exclusi-vidad). Por ello, la disposición señalada establece de manera adicional que la electricidad generada se tiene que destinar a la satisfacción de las necesidades de

68 FRANCISCO XAVIER SALAZAR DIEZ DE SOLLANO

los establecimientos asociados a la cogeneración (aunque el titular del permiso no necesita ser el operador del proceso) y los excedentes de energía eléctrica se deben poner a disposición de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). En términos prácticos, lo anterior implica que, en ausencia de una regulación que estimule de manera específica a la cogeneración, es lo mismo tramitar un permiso de cogeneración que uno de autoabastecimiento.

En 2008, sin embargo, en el contexto de la discusión de una reforma al sec-tor energético, se decidió atenuar los impactos que tiene el uso intensivo de los hidrocarburos en el país impulsando las energías renovables, la cogeneración y una mayor eficiencia energética. Así, junto con las reformas relacionadas con la industria petrolera, se expidieron dos leyes fundamentales: La Ley para el Apro-vechamiento Sustentable de la Energía y la Ley para el Aprovechamiento de Ener-gías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE).

De una simple lectura de la LAERFTE, es claro que la política energética que ésta busca implementar recae fundamentalmente en el denominado Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables, a cargo de la Secreta-ría de Energía, así como en el conjunto de instrumentos regulatorios expedidos por la CRE. Y es precisamente a partir de estos últimos que la ley busca promover la cogeneración eficiente al establecer en su artículo 20 lo siguiente:

Artículo 20.- Las atribuciones de la Comisión (la Comisión Reguladora de Ener-gía), referidas en el artículo 7º de la presente Ley, se aplicarán a los sistemas de co-generación de electricidad aunque no utilicen energías renovables, de acuerdo con las definiciones establecidas en el artículo 36, fracción II, de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, siempre y cuando dichos sistemas cumplan con el criterio de eficiencia que establezca la propia Comisión.

Este tratamiento homologatorio que establece la LAERFTE entre las energías renovables y la cogeneración se desarrolla de manera más amplia en el reglamen-to de la misma ley. De hecho, el Título Cuarto, denominado De la regulación de la Generación Renovable y la Cogeneración Eficiente, asimila los instrumentos regulatorios para las energías renovables a la cogeneración eficiente.

Estas disposiciones legales y reglamentarias anteriores tienen que analizarse en conjunto con el propósito y facultades del regulador establecidos en la Ley de la Comisión Reguladora de Energía. El artículo 2 de este ordenamiento con-sidera como parte del objeto de la CRE la generación de energía eléctrica que realicen los particulares, así como su adquisición por parte de la CFE. A su vez, el artículo 3 contempla dentro de las atribuciones de la Comisión la aprobación de las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por la adquisición de esta energía eléctrica, así como por los servicios de transmisión que presta la CFE a los particulares, y la expedición de modelos de convenios y contratos para la realización de las actividades reguladas.

3. incentivos regulatorios

Dada la asimilación regulatoria entre energías renovables y cogeneración eficiente anteriormente descrita, es importante describir los principales incenti-

CAP. 5.—REGULACIÓN SOBRE COGENERACIÓN EFICIENTE EN MÉXICO 69

vos regulatorios que, a partir de sus facultades, ha venido desarrollando la CRE para las primeras y que son aplicables para las segundas (cfr. título de los propios instrumentos).

Destacan principalmente dos instrumentos:

• el Modelo de Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración Eficiente;

• la Metodología para la determinación de los cargos correspondientes a los servicios de transmisión que preste el suministrador a los permisionarios con centrales de genera-ción de energía eléctrica con fuentes de energía renovable o cogeneración eficiente.

El primero supone que no toda la energía eléctrica generada se consume en el mismo lugar donde se produce y, en consecuencia, establece las condiciones para la interconexión con el sistema eléctrico nacional, regulando los aspectos relacionados a los servicios de transmisión, el intercambio de energía y la com-praventa de excedentes.

Este contrato se conoce como el Banco de Energía porque usa la red del Sistema Eléctrico Nacional como una especie de banco donde se «deposita» y «retira» la electricidad producida. La energía eléctrica se entrega a la red de transmisión cuando se genera, independientemente que en ese mismo momento exista, o no, demanda de los socios permisionarios. La energía generada en cualquier periodo horario y no consumida en ese momento, puede ser «acumulada» por CFE y «entre-gada» en otros periodos horarios análogos, en periodos distintos o en días o meses diferentes. El intercambio de energía resultante se lleva a cabo contabilizando la energía que se «deposita» o «retira» al precio de tarifa del periodo horario corres-pondiente en el punto de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional. Al final del año, el permisionario puede vender a la CFE la energía sobrante acumulada a un 85% del valor del denominado Costo Total de Corto Plazo (costo marginal).

Los cargos por transmisión se calculan con base en la energía efectivamente transportada y los cargos por servicios conexos (variación de frecuencia y volta-je) son por energía generada y no por capacidad instalada. Adicionalmente, el sistema reconoce la capacidad de generación, misma que se calcula con base en el promedio de la capacidad de la central, medida durante las horas de máxima demanda en los días hábiles. Finalmente, la energía entregada durante emergen-cias se paga al 150% del cargo variable de la tarifa correspondiente.

Si bien es cierto que este instrumento está diseñado fundamentalmente para fuentes intermitentes de energía renovable, es posible aprovechar el mismo para darle un mayor valor económico a los excedentes de energía eléctrica resultantes del diseño de un sistema de cogeneración óptimo pues, en lugar de venderse a CFE al 85% del costo marginal, pueden colocarse con socios que, con las tarifas del servicio público que pagan, estarían dispuestos a tomarlos con ahorros im-portantes para ellos.

El segundo instrumento consiste en una metodología para determinar los cargos por los servicios de transmisión (porteo) que aplica CFE exclusivamente a los proyectos que generan energía eléctrica a partir de fuentes renovables o cogeneración eficiente en términos de lo que establece la LAERFTE.


Esta metodología es totalmente diferente de la que la CRE ha aprobado para fuentes convencionales de energía y cuyo propósito es enviar señales económi-cas para promover la instalación de nuevas plantas de generación en aquellas zonas donde hace falta y desincentivarlas donde hay sobrecapacidad. Bajo este esquema, los cargos de porteo no son únicos y tienden a ser más bajos cuando la transmisión es en contraflujo y más altos cuando saturan la línea.

Si bien la metodología convencional tiene una sólida lógica económica, pierde sentido al aplicarla a los proyectos de generación con fuentes renovables pues éstos se tienen que ubicar en donde se encuentra disponible el recurso, no donde haga falta mayor generación. Algo parecido se puede argumentar en el caso de los proyectos de cogeneración que se desarrollen en aquellas plantas industriales ya instaladas.

Tomando en cuenta lo anterior, la Comisión decidió expedir una metodología de porteo especial para este tipo de fuentes, que consiste en hacer un cargo tipo estampilla postal a nivel nacional, por nivel de tensión utilizado. A octubre de 2011, estos cargos eran los siguientes (los cargos se actualizan mensualmente con base en la tasa de inflación):

• Alta tensión 0.03355 MXN$/kWh

• Media tensión 0.03355 MXN$/kWh

• Baja tensión 0.06712 MXN$/kWh

Para cada punto de consumo, el cargo por el servicio de transmisión será el resultado de sumar los cargos para cada uno de los niveles de tensión requeridos. En ningún caso el servicio de transmisión incluirá 2 ó más veces el cargo por cada nivel de tensión.

Un tercer instrumento regulatorio que está en proceso de elaboración es la Metodología para la determinación de las Contraprestaciones que pagará el Suministrador a los Generadores que utilicen Energía Renovable o Cogeneración Eficiente. A diferencia de los dos instrumentos anteriores que están dedicados a los esquemas de au-toabastecimiento, esta metodología está enfocada a los esquemas de Productor Independiente de Electricidad y Pequeño Productor en los que prima la venta de energía eléctrica y capacidad a CFE, aunque también incluye un apartado relacionado con el pago de excedentes.

La metodología antedicha abarca tres casos: proyectos sujetos a procesos de licitación por parte de CFE para una determinada tecnología y ubicación; pro-yectos fuera de convocatoria pero dentro del Programa Especial para el Apro-vechamiento de Energías Renovables (subastas), y energía excedente. Aunque la metodología puede considerar proyectos de cogeneración en los tres casos, lo más es probable es que se aplique principalmente en los dos últimos. En el segundo, podría ser que un proyecto con capacidad disponible decida entrar en la subasta con el fin de contar con un contrato de largo plazo que ayude al financiamiento del mismo. El tercero es simplemente una adecuación (y mejora económica) de la metodología actual que paga el 85% del costo marginal. En cualquiera de estos casos, sin embargo, el desarrollador contrastará los beneficios


de aplicar estos esquemas contra el beneficio de contar con un socio que tome la capacidad y energía en mejores condiciones.

4. criterios de eficiencia para la cogeneración

Los instrumentos regulatorios recién descritos, así como cualquier otro que pudiera beneficiar a las energías renovables, aplican, tal y como lo señala la LAERFTE y su reglamento, a aquellos proyectos de cogeneración que cumplan con requisitos de eficiencia mínima que determine la Comisión. Estos requisitos están plasmados en la Metodología para el cálculo de la eficiencia de los sistemas de cogeneración de energía eléctrica y los criterios para determinar la Cogeneración Eficiente.

De conformidad con dicha metodología, los sistemas basados en:

a) La producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, o

b) La producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando com-bustibles producidos en los procesos de que se trate,

y que no requieran del uso adicional de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica serán considerados como cogeneración eficiente (se excluyen las refinerías).

En caso que los sistemas anteriores sí requieran del uso adicional de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, o la producción de energía eléc-trica se lleve a cabo conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, la eficiencia se calculará a partir de la información y el procedimiento siguientes:

Datos de la Central

E La energía eléctrica neta, medida en el punto de conexión de los gene-radores principales, generada en el sistema durante un año.

F El combustible fósil empleado en el sistema a lo largo de un año, medido sobre poder calorífico inferior.

H La energía térmica neta o el calor útil generado en un sistema y empleado en un proceso productivo durante un año.

Re Rendimiento eléctrico medio de un sistema, calculado como:

ERe = ––

F

Rh Rendimiento térmico medio de un sistema, calculado como:

HRh = ––

F


Sistema de referencia

RefE Rendimiento de referencia para la generación eléctrica a partir de un combustible fósil en una central eficiente con tecnología actual, inter-conectada con el Sistema Eléctrico Nacional en alta tensión, medido sobre la base del poder calorífico inferior del combustible.

RefH Rendimiento de referencia para la generación térmica a partir de un combustible fósil en una central convencional eficiente de tecnología actual, medido sobre la base del poder calorífico inferior del combus-tible.

fp Factor de pérdidas de energía eléctrica debidas a la transmisión y dis-tribución desde el nivel de alta tensión hasta el nivel de tensión al que se interconecta el sistema, calculado como:

fp = 1 - % pérdidas de energía eléctrica

RefE’ Rendimiento de referencia para la generación eléctrica a partir de un combustible fósil en una central eficiente de tecnología actual, sobre la base del poder calorífico inferior del combustible, medido a la tensión a la que se conecta el sistema, calculado como:

Ref Eí = Ref E * fp

Valores de referencia

Para el cálculo de la eficiencia de un sistema se deberán considerar los siguien-tes valores de referencia:

RefE 44%

RefH (con vapor o agua caliente como medio de calentamiento) 90%

RefH (con uso directo de los gases de combustión) 82%

El factor de pérdidas de energía eléctrica que deberá considerarse, de acuerdo con el nivel de tensión al que se interconecta el sistema, será el siguiente:

Nivel de tensión kV < 1.00 1.00-34.50 69-85 115-230 ≥ 400

Factor de pérdidas 0.91 0.94 0.96 0.98 1.00

Los valores de referencia arriba mencionados serán revisados por la CRE cada cinco años, considerando, entre otros, los avances tecnológicos de los equipos de generación de energía eléctrica.


Cálculo de eficiencia

A partir de los datos anteriores, el cálculo de la eficiencia se hace de acuerdo a los siguientes pasos:

Fh Combustible utilizado en el sistema atribuible a la producción de calor útil, calculado como:

HFh = –––––

RefH

Fe Combustible utilizado en el sistema atribuible a la generación de ener-gía eléctrica, calculado como:

FE = F – Fh

EP Energía primaria, obtenida del análisis por separado del comportamien-to del proceso de generación de energía eléctrica y del proceso térmico del sistema, calculado como:

E HEP = ––––– + ––––––

RefE 1 RefH

AEP Ahorro de energía primaria, obtenida del análisis por separado del comportamiento del proceso de generación de energía eléctrica y del proceso térmico del sistema, calculado como:

AEP = EP – F

Econv Energía eléctrica generada por una central convencional eficiente, in-terconectada con el SEN a alta tensión, utilizando la misma cantidad de combustible que es atribuible en el sistema, a la generación de energía eléctrica, calculado como:

Econv = Fe * Ref E

Elc Energía eléctrica libre de combustible, esto es, la energía eléctrica ge-nerada en el sistema por encima de la que se generaría en una central térmica convencional utilizando la misma cantidad de combustible que en el sistema es atribuible a la generación de energía eléctrica. Equivale a una energía eléctrica de carácter renovable, calculada como:

Elc = AEP * Ref E

Eficiencia del sistema en términos de generación eléctrica libre de combustible:

Elc AEP = ––––– = ––––––

Econv Fe

Criterios de eficiencia

Una vez hechos los cálculos anteriores y obtenidos los valores correspondien-tes, se considerará que el sistema corresponde a una central con un proceso de


cogeneración eficiente si la eficiencia resulta ser mayor a un valor mínimo que se determina en función de la capacidad del sistema:

capacidad del sistema % min

Capacidad (MW) < 0.5 5

0.5 ≤ Capacidad (MW) < 30 10

30 ≤ Capacidad (MW) < 100 15

Capacidad (MW) ≥100 20

Independientemente de lo anterior, para los sistemas con capacidad igual o menor a 30 MW instalados a una altura superior a 1.500 metros sobre el nivel del mar, que generan energía con motores de combustión interna o con turbinas de gas, el requerimiento de eficiencia mínima será el siguiente:

Capacidad del Sistema % min

0.03 ≤ Capacidad (MW) < 0.5 2

0.5 ≤ Capacidad (MW) < 30 5

Una vez acreditado el criterio de eficiencia por un permisionario, se otorgará un reconocimiento de cogeneración eficiente por un plazo de cinco años, al término del cual el permisionario deberá refrendar la acreditación correspon-diente.

Adicionalmente a los criterios y cálculos anteriormente descritos, la Comisión aprobará y publicará los procedimientos de medición de variables para evaluación de sistemas de cogeneración, mismos que deberán seguir los permisionarios que deseen acreditar que cuentan con un sistema de cogeneración eficiente.

5. comparativos

A continuación se presenta una comparación del esquema aprobado por la Comisión con aquellos adoptados en otros países. Dicha comparación abarca tanto los criterios de eficiencia como los valores de referencia utilizados para calcular la misma.

Por lo que se refiere al criterio de eficiencia, en Estados Unidos se utiliza una fórmula empírica de aplicación generalizada para todos los casos. Gran Bretaña y Brasil introdujeron modificaciones a dicha fórmula para tomar en cuenta una mayor diversidad de casos.

España adoptó como criterio la definición de eficiencia atribuible a la gene-ración de energía eléctrica, mientras que la Unión Europea adoptó el criterio de ahorro porcentual de energía primaria. En ambos casos se definen valores de rendimientos de energía eléctrica y de calor útil usados como referencia, que dependen de la tecnología de generación del sistema y del tipo de combustible empleado.


El cuadro 1 muestra los criterios y exigencias de eficiencia de los países o regiones utilizados en la comparación:

Cuadro 1.—Comparativo internacional de criterios de eficiencia

País o región Valor de eficiencia Hmin

Estados Unidos = Re + 0.5 * Rh > 0.425 si Rh/(Re+Rh) > 0.15; > 0.450 si Rh/(Re+Rh) < 0.15

Gran Bretaña = X * Re + Y * Rh >1.05 y Re>0.2Brasil = Re + Rh / X >0.25-0.50 según tecnología, Rh >0.15España = EE 1 > 0.495-0.590 según tecnologíaUnión Europea = APEP > 0.1México = AEP / Fe >0.05-0.20 según capacidad

1. eficiencia atribuible a la generación eléctrica, calculada como EE = E / Fe

Los valores de X e Y correspondientes al valor de eficiencia en Gran Bretaña varían de acuerdo con la capacidad de generación eléctrica de la central y son los que se muestran a continuación:

< 1 MW

1-10 MW

10-25 MW

25-50 MW

50-100 MW

100-200 MW

200-500 MW

> 500 MW

X 207.0 198.0 185.5 171.0 166.5 162.0 153.0 144.0Y 112.5 112.5 112.5 112.5 112.5 112.5 112.5 112.5

Por su parte, los valores de X y min para el caso de Brasil, que varían con la capacidad de generación y el tipo de combustible empleado, son los siguientes:

X min< 5 MW 5-20 MW > 20 MW < 5 MW 5-20 MW > 20 MW

Combustibles fósiles 2.14 2.13 2.00 0.41 0.44 0.50Otros combustibles 2.50 2.14 1.88 0.32 0.37 0.42Calor recuperado 2.60 2.17 1.86 0.25 0.30 0.35

Finalmente, los valores de min para algunas tecnologías típicas en España son los siguientes:

min< 1 MW > 1 MW

Gas natural y GLP en turbinas de gas 0.531 0.590Gas natural y GLP en motogeneradores 0.495 0.550Hidrocarburos líquidos en motogeneradores 0.504 0.560Calderas de vapor 0.441 0.490

En lo concerniente a los valores de referencia, el cuadro 2 ilustra la diferencia entre los países o regiones seleccionados para la comparación:


Cuadro 2.—Comparativo internacional de valores de referencia

País o región Valores de RefE y RefH ( o de X, Y) fpEstados Unidos No aplica No aplica (fp = 1)Gran Bretaña Según capacidad No aplica (fp = 1)Brasil Según tecnología y capacidad No aplica (fp = 1)España Según tecnología y tipo de

combustibleNo aplica (fp = 1)

Unión Europea Según tecnología y tipo de combustible

Según tensión de interconexión

México Independientes de tecnología y combustible

Según tensión de interconexión

Algunos valores representativos para el caso de España y de la Unión Europea son los siguientes:

RefHRefE

Vapor agua caliente Uso directo de gases de escape

Gas natural 0.90 0.82 0.525Hidrocarburos líquidos 0.89 0.81 0.442

Como se se puede observar en los gráficos 1, 2, 3 y 4, en los que se comparan las diferentes metodologías para los casos arriba descritos, la definición de efi-ciencia utilizada por la CRE (producción de energía eléctrica libre de combusti-ble, diferenciada por capacidad de generación), tiene resultados similares a los obtenidos por las metodologías adoptadas por los otros países.

Gráfico 1.—Cogeneración con Diesel y Potencia P<0,5MW, gases de escape, conectado a baja tensión

Gráfica 2

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Re

Rh

EEUU UK España-Gas Natural España-DieselUE-Gas Natural UE-Diesel Brasil México


Gráfico 2.—Cogeneración con caldera de vapor y potencia: 5MW<p<10MW, con interconexión a 69kW-115kW

Gráfica 2

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

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0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Re

Rh

EEUU UK España-Gas Natural España-DieselUE-Gas Natural UE-Diesel Brasil México

Gráfico 3.—Cogeneración con caldera de vapor y potencia: 30MW<P<50MWGráfica 3

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Re

Rh

EEUU UK España-Gas Natural España-Diesel UE-Gas Natural UE-Diesel Brasil México


Gráfico 4.—Cogeneración con turbina de gas y potencia: 100MW<P<200MWGráfica 4

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

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0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Re

Rh

España UE-Gas Natural México EEUU UK Brasil

Referencias bibliográficas

Leyes y Reglamentos:

Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición

Energética.

Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento

de la Transición Energética.

Resoluciones:

RES/066/2010, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide la

metodología para la determinación de los cargos correspondientes a los servicios de

transmisión que preste el suministrador a los permisionarios con centrales de generación de

energía eléctrica con fuentes de energía renovable o cogeneración eficiente.

RES/067/2010, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide el Modelo

de Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía

Renovable o Cogeneración Eficiente y sus anexos (F-RC, IB-RC, TB-RC), así como el

Leyes, reglamentos y resoluciones

Ley de la Comisión Reguladora de Energía.Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la

Transición Energética.Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el

Financiamiento de la Transición Energética.

RES/066/2010, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide la metodología para la determinación de los cargos correspondientes a los servicios de transmisión que preste el suministrador a los permisionarios con centrales de generación de energía eléctrica con fuentes de energía renovable o cogeneración eficiente.

RES/067/2010, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía ex-pide el Modelo de Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración Eficiente y sus anexos (F-RC, IB-RC, TB-RC), así como el Modelo de Convenio para el Servi-cio de Transmisión de Energía Eléctrica para Fuente de Energía.

RES/003/2011, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expi-de la metodología para el cálculo de la eficiencia de los sistemas de cogene-ración de energía eléctrica y los criterios para determinar la Cogeneración Eficiente.

CAPÍTULO 6La reguLación JurÍdica Y económica

de La actiVidad de distriBución en espaÑa. eL modeLo de red de referencia

Luis Jesús Sánchez de TemblequeDirector de Energía Eléctrica

Comisión Nacional de Energía (CNE, España)

1. resumen a modo de introducción

La liberalización del sector eléctrico se produce en las actividades de gene-ración y de comercialización mientras que las actividades de red –transporte y distribución– se mantienen en régimen de monopolio, ya que de esta forma se alcanzan las mayores economías. Estas últimas actividades se liberalizan mediante el establecimiento del derecho del acceso de terceros a la red que posibilita tanto a generadores co mo a consumidores la utilización de la red de otro propietario, a cambio de un peaje.

La actividad de distribución de energía eléctrica consiste en gestionar la ener-gía eléctrica que entra a una red de distribución, desde los puntos frontera con la red de transporte u otras redes de distribución, o incluso, desde la generación distribuida a ella conectada, para llevarla a los puntos de consumo. Esta gestión se ha de realizar con los elementos físicos de la red que se encuentren disponibles en el tiempo real. También es responsabilidad de la actividad de distribución preparar y dimensionar dichos elementos con cierta antelación al tiempo real para hacer posible el suministro en todo momento con una calidad adecuada. Asimismo, en el sistema español, el distribuidor es responsable de la medición de los suministros y de la energía vertida por la generación conectada, así como de la aplicación de las tarifas de acceso (o peajes) que han de pagar consumidores y generadores por el uso de la red.

Las características de monopolio natural de la actividad de distribución con-lleva que cada empresa distribuidora sea la única prestadora del servicio de red en su zona de actuación, por lo que para mitigar la posición de dominio, debe ser regulada bajo dos aspectos fundamentales: el precio a percibir por el servicio que presta y la calidad con que lo presta. Desde el punto de vista regulatorio, el precio a establecer debe ser máximo, mientras que la calidad objetivo debe ser mínima. Hay que tener en cuenta además, que cualquier método de regulación de la distribución debe asumir, al contrario de lo que sucede con la actividad del transporte, que no es posible el control individual de cada una de las inversiones que realiza la distribuidora, al menos para las redes de baja tensión, por lo que se precisan mecanismos de evaluación y retribución más globales.

80 LUIS JESúS SÁNCHEZ DE TEMBLEqUE

Los costes en los que la empresa distribuidora incurre se pueden clasificar en:

• Inversiones en refuerzos y en nuevas instalaciones de red• Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red• Costes de las pérdidas por transportar y distribuir la energía por la red

Los principios básicos que el regulador debe de tener en cuenta para deter-minar la remuneración de la empresa distribuidora son:

• Asegurar la viabilidad económico-financiera del negocio de la distribu-ción

• Reconocer las diferencias zonales que hacen incurrir en diferentes costes a las empresas que realizan el suministro

• Incorporar elementos de eficiencia relacionados con el cumplimiento de los requisitos mínimos de calidad del servicio y de reducción de pérdidas técnicas, diferenciados por zonas

Para determinar la remuneración adecuada de las empresas distribuidoras, se pueden aplicar esquemas de regulación por coste del servicio y/o esquemas de regulación por incentivos. La experiencia adquirida ha demostrado que la regu-lación óptima es una mezcla de ambos esquemas: una regulación que asegure la suficiencia de ingresos que viabilicen las inversiones y gastos necesarios teniendo en cuenta las características zonales, y que al mismo tiempo, se complemente con incentivos/penalizaciones que maximicen la mejora de la calidad del servicio y la reducción de las pérdidas técnicas.

En España, el Real Decreto 222/2008 establece este tipo de regulación. Cada cuatro años, previa propuesta de la CNE, se calcula la retribución base de cada empresa distribuidora, y a partir ella se determina la retribución de cada uno de los cuatro años que comprende un periodo regulatorio. Dicha retribución base se actualiza sucesivamente en cada año concreto y se ve incrementada con los costes asociados a las inversiones correspondientes a dicho año, y afectada por los incentivos/penalizaciones correspondientes de mejora de la calidad del servicio y de reducción de pérdidas técnicas.

La denominada retribución base se obtiene a partir de los inventarios audita-dos de instalaciones de distribución y de los costes auditados declarados por las empresas en la información regulatoria de costes en los últimos años disponibles, previos al inicio del periodo regulatorio. La CNE recibe esta información por medio de Circulares de solicitud de información sobre las inversiones y costes de operación y mantenimiento, previsiones de incremento de demanda y planes de inversión, así como de las propias auditorias de inversión.

Por su parte, los costes asociados a las inversiones incrementales se obtienen a partir de un modelo de red de referencia, considerando la previsión de incre-mento de la demanda y los costes medios unitarios de inversión y de operación, junto con las auditorias de las inversiones efectuadas.

El modelo de red de referencia determina la red de distribución necesaria y óptima para enlazar la red de transporte (o, en su caso, red de distribución), con los consumidores finales de electricidad, caracterizados por su ubicación

CAP. 6.—LA REGULACIÓN JURÍDICA Y ECONÓMICA DE LA ACTIVIDAD... 81

geográfica, su tensión de alimentación y su demanda de potencia y energía. El modelo minimiza los costes de inversión, operación y mantenimiento y las pér-didas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad de suministro establecidos reglamentariamente, atendiendo a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.

Dicho modelo es capaz de simular las redes de las empresas distribuidoras y los desarrollos necesarios para alimentar a los nuevos clientes y cargas. La CNE dispone de un modelo construido con datos reales de los puntos de suministro (27,6 millones en 2009), la generación distribuida (51.000 instalaciones, también en 2009) y las fronteras con la red de transporte y, en su caso, distribución. Así mismo, la CNE dispone de un inventario georreferenciado de las instalaciones de distribución por encima de 1 kV de todas las empresas distribuidoras.

Es importante que el regulador cuente además con información fiable sobre los costes reales de cada empresa, evitando los procedimientos acordados entre éstas y los auditores. Por ello, se ha establecido en las Circulares unos criterios bá-sicos para la preparación de la información regulatoria de costes por parte de las empresas distribuidoras, considerando un cierto nivel de desglose e imputación por centros de costes. Además, se ha recogido en la normativa criterios para que el auditor pueda contrastar dicha información con la contenida en las cuentas anuales de las empresas.

Con todo ello es posible obtener una información homogénea que posibilita realizar comparaciones entre empresas, entre zonas dentro de una misma em-presa, o entre los costes reales y los óptimos obtenidos a partir del modelo de red de referencia, lo cual conduce a la optimización de las inversiones bajo los criterios de calidad establecidos.

2. La actividad de distribución de energía eléctrica

La función de distribución de energía eléctrica consiste en llevar dicha ener-gía desde los puntos de conexión con la red de transporte, típicamente de ám-bito nacional, hasta los consumos finales, a través de la red conocida como de distribución, cuyo ámbito es regional o local. A la red de distribución pueden conectarse también generadores de pequeño tamaño, conocidos como gene-ración distribuida. Por otra parte, las redes de distribución de una compañía distribuidora también pueden estar conectadas con otras redes de distribución de otras compañías vecinas, fundamentalmente para apoyo mutuo.

La estructura de la red de distribución es típicamente jerárquica dividiéndose en zonas funcionales por niveles de tensión:

• Red de reparto (AT). Esta red es la que conecta la distribución con las sub-estaciones de transporte. En ella se encuentran las subestaciones de distri-bución alta/media tensión, que son los puntos de la red de reparto desde donde se toma la energía para alimentar una zona extensa de consumo o zonas urbanas de elevado consumo.

• Red de media tensión (MT). Está constituida por alimentadores principales y derivaciones. En ella se encuentran los centros de transformación media/


baja tensión, que se conectan a lo largo de la red de media tensión para alimentar un conjunto de consumos finales próximos unos de otros, por ejemplo, dentro de un núcleo de población, o para alimentar un cliente final.

• Red de baja tensión (BT). Está constituida por las líneas radiales que salen del centro de transformación y llegan a los clientes finales.

En el caso de la red de reparto, la estructura de la red es en forma de bucle o de anillo para aumentar la fiabilidad del suministro a los puntos de carga que alimenta, es decir, las subestaciones AT/MT. Con esta configuración mallada, si se pierde alguna de las líneas que componen la red debido a una avería, el suministro a las cargas afectadas no se interrumpe, ya que, de forma automática, éstas son alimentadas por el camino alternativo que no se ve afectado por la mencionada avería.

Las redes de MT se clasifican básicamente en redes urbanas y redes rurales. Por lo general las redes urbanas, como su nombre indica, se tienden en el interior de las ciudades, y suelen ser subterráneas, utilizando cables aislados. Por fiabilidad en el suministro, estas redes tienen una estructura en lazo o bucle, aunque se explotan de forma radial. Las redes rurales de MT, normalmente se componen de líneas aéreas de conductores desnudos, cuya estructura y forma de explotación es puramente radial. Las redes de BT son de configuración radial y cada línea suministra a varios consumidores.

Por otra parte, las empresas distribuidoras realizan una serie de funciones técnicas relativas a las actividades de red que pueden clasificarse en:

• Planificación de redes• Desarrollo y realización de obras• Explotación y mantenimiento de instalaciones y equipos

La planificación de la red comienza por la estimación del crecimiento de la demanda que la compañía deberá suministrar en el futuro. Se debe comenzar planificando los refuerzos en las redes de reparto de AT, para ir descendiendo a las redes de MT, y por último se diseña la red de BT cuando los nuevos suminis-tros, o la ampliación de los ya existentes, estén perfectamente localizados.

En cuanto a las tareas de mantenimiento, se distinguen entre labores de mantenimiento preventivo y predictivo, y labores de mantenimiento correctivo tras la ocurrencia de averías.

Las funciones básicas recogidas en la regulación vigente para la actividad de distribución son las siguientes:

• Explotación y mantenimiento de la red de distribución• Atender las nuevas solicitudes de acceso y conexión a la red de distribu-

ción• Medición de los suministros y de la generación embebida• Aplicación de las tarifas de acceso (peajes)• Presentación plan anual de inversiones a las Comunidades Autónomas

(CC.AA.)


• Informar a los clientes y a las autoridades y al operador del sistema• Proceder a la ampliación de las instalaciones de distribución cuando así sea

necesario para atender nuevas demandas de suministro eléctrico• Asegurar el nivel de calidad del servicio de acuerdo con los criterios de

diferenciación por áreas y tipologías de consumo• Preservar el carácter confidencial de la información de la que tenga cono-

cimiento en el desempeño de su actividad

3. La regulación jurídica y económica de la actividad de distribución

La liberalización del sector eléctrico se produce en las actividades de gene-ración y de comercialización mientras que las actividades de red –transporte y distribución– se mantienen en régimen de monopolio. Estas últimas se liberalizan mediante el derecho del acceso de terceros a la red que posibilita a generadores y consumidores a utilizar la red de otro propietario a cambio de un peaje.

La distribución de energía eléctrica ha de funcionar en régimen de monopo-lio porque es así como se consiguen las mayores economías de alcance. La dis-tribución constituye un monopolio natural, por lo que la empresa distribuidora debe ser la única prestadora del servicio de red en su zona de actuación, y debe ser regulada, fundamentalmente bajo dos aspectos: el precio máximo a percibir por el servicio que presta y la calidad mínima con que debe prestar dicho servi-cio. Hay que tener en cuenta además, y que cualquier método de regulación de la distribución debe asumir, que al contrario de lo que sucede con la actividad del transporte, no es posible el control individual de cada una de las inversiones que realiza la distribuidora, al menos en lo que a la BT se refiere, por lo que se precisan mecanismos de evaluación más globales.

Cuadro 1.—Elementos básicos en servicio en el año 2009Órdenes de magnitud básicos distribución 2009: Estaban en servicio • más de 3.000 subestaciones de

distribución • más de 325.000 kilómetros de líneas de

alta tensión: 78.500 de líneas subterráneas. 246.500 de líneas aéreas • más de 310.350 centros de

transformación • más de 280.000 kilómetros de líneas de

baja tensión • más de 51.395 puntos de generación

distribuida • más de 284.000 seccionadores • más de 663 reconectadores • más de 3.663 teleseñalizadores

• más de 146.000 fusibles • más de 109.000 seccionalizadores • más de 387.355 interruptores-

seccionadores • más de 1.996 condensadores • sólo 50 reguladores de tensión • sólo 15 reactancias

Uno de los aspectos claves de la regulación de redes, y en concreto de la dis-tribución, es garantizar la libertad de acceso a terceros para la venta y compra


de energía con reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias, evitando el abuso de poder monopolista que tiene el distribuidor. Como contraparte el usuario de la red deberá satisfacer un pago, cargo o tarifa por el servicio recibi-do. Las tarifas de red suelen dividirse en dos partes: un cargo por conexión y un cargo por uso.

Los principios básicos del libre acceso a la red son:

• Es un derecho universal de todo agente del mercado (productores y consu-midores, o en su caso, los agentes que actúan en nombre de ellos, respecti-vamente, representantes y comercializadores)

• Los costes incurridos deben ser compartidos por todos los usuarios de la red (tarifa de acceso)

• El derecho de acceso es independiente del representante/comercializador que vende/comercializa la energía

Por otra parte, las empresas distribuidoras tienen derecho al reconocimiento por parte de la Administración de una retribución por el ejercicio de su actividad dentro del sistema eléctrico.

La regulación económica de la actividad de distribución de energía eléc-trica debe asegurar unos adecuados ingresos a cada compañía distribuidora estableciendo un compromiso entre los necesarios beneficios para su viabilidad económica y el mantenimiento de unas tarifas lo más reducidas posible para los usuarios del servicio. Los costes en los que la distribuidora incurre se pueden clasificar en:

• Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red

• Inversiones en refuerzos y nuevas instalaciones de red

• Costes de las pérdidas por transportar y distribuir la energía por la red

Los principios básicos que el regulador debe de tener en cuenta cuando de-termina la remuneración de la empresa distribuidora son:

• Asegurar la viabilidad económico-financiera del negocio de la distribu-ción

• Reconocer las diferencias zonales que hacen incurrir en diferentes costes a las empresas que realizan el suministro (dispersión geográfica de la carga suministrada, distribución mediante cables aislados en zonas urbanas en lugar de mediante conductores aéreos desnudos en zonas rurales, impacto del clima o los accidentes geográficos del terreno, etc.)

• Determinar la remuneración asociada a los costes eficientes de distribuir electricidad con unos requisitos de calidad del servicio y de pérdidas téc-nicas establecidos

• Establecer los requisitos de calidad del servicio y de pérdidas en la red, los cuales deben diferenciarse para las distintas zonas o áreas de servicio


Para determinar la remuneración adecuada de las empresas distribuidoras, se pueden aplicar esquemas de regulación por coste del servicio y/o esquemas de regulación por incentivos.

La regulación por coste del servicio se basa en auditar los registros contables de gastos e inversiones que realiza la empresa. En este tipo de negocios, con un gran número de pequeñas instalaciones e inversiones, resulta difícil de aplicar, en exclusividad, un esquema retributivo de coste del servicio, debido por una parte a la complejidad en la obtención del inventario físico, y por otra, a la falta de incentivos de la empresa distribuidora a disminuir sus costes operativos y a realizar las inversiones óptimas que le permitan alcanzar los niveles de calidad requeridos, dado que todos sus costes le son retribuidos.

Bajo la regulación por incentivos, durante un período regulatorio de varios años, típicamente 4 ó 5, el regulador fija los precios máximos o los ingresos máxi-mos permitidos, junto a la forma de actualizarlos anualmente mediante un índice representativo de la evolución de los precios, como puede ser la inflación, al que se le descuenta un factor de ganancia de productividad o eficiencia, (IPC-X), y a su vez, se incorpora el crecimiento de ingresos necesarios por incremento del mercado servido afectado con un determinado factor de escala.

En ambos esquemas, la remuneración anual que recibe la compañía puede verse afectada por incentivos (bonificaciones o penalizaciones), a disminuir las pérdidas y/o a mejorar la calidad de suministro.

Los componentes retributivos reconocidos actualmente a la actividad de dis-tribución en España son las siguientes:

a) Retribución directa: establecida la cuantía total a percibir por la empresa para todo un año en la Orden Ministerial de tarifas. En este capítulo se encuentra la propiamente dicha retribución a la distribución, la tala y poda arbolado, y la gestión comercial. La retribución de la distribución y la gestión comercial se fijan administrativamente con dos esquemas retributivos separados:

• Retribución de referencia para las 5 empresas de más de 100.000 clientes (27.930.505 puntos suministro):

Gestión Comercial en 2011 = 226 millones de euros

Retribución 2011 provisional = 4.861 millones de euros

• Retribución para las 337 empresas de menos de 100.000 clientes (1.134.472 puntos suministro):

Retribución 2011 = 359 millones de euros

b) Retribución indirecta: obtenida por la prestación de un servicio concreto cuyos precios son establecidos en la normativa: derechos de acceso, derechos de extensión, supervisión de instalaciones ejecutadas por terceros, conexión y alquiler de equipos de medida, verificaciones de la medida, etc


Cuadro 2.—Retribución indirecta empresas de más de 100.000 clientes

Concepto Ingresos 2009 en millones de euros

Coste por verificación inicial de equipos de medida 1,03Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio de horario de verano a invierno en equipos de medida 0,00Costes de contratación de nuevos suministros 105,02Costes de desinstalación de equipos de medida averiados 0,00Costes de realización de acometidas 88,01Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios en las condiciones del contrato 0,09Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de medida 0,00Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio de equipos de medida 33,32Costes por gestión de compra de equipos de medida (ofertas, evaluación, adjudicación y recepción) 304,82Otros costes de adquisición de equipos de medida (gestión de stocks, almacenamiento y transporte) 0,00Retranqueos y trabajos por cuenta de terceros 121,46TOTAL 653,75

c) Otras fuentes de retribución: convenios con Ayuntamientos (retranqueos, etc), CCAA (cuando las exigencias de calidad sean superiores a la normativa básica), etc.

Las empresas distribuidoras a las que apliquen, en alguna de sus aéreas, normativas específicas sobre redes de distribución que establezcan unos niveles de calidad superiores a los fijados por la normativa estatal y que supongan unos mayores costes en la actividad de distribución, podrán establecer convenios con las comunidades autónomas y ciudades con Estatuto de autonomía correspon-dientes. Estas retribuciones son derivadas de otras actividades necesarias para el desarrollo de la actividad de distribución de electricidad.

Por último, otro aspecto relevante de la regulación jurídica y económica de la distribución es la calidad del servicio. Normalmente el valor de la calidad de suministro eléctrico toma la forma de penalizaciones económicas cuando esta no alcanza los niveles objetivos fijados por el regulador, o por el contrario, ad-quiere la forma de bonificación económica si la calidad proporcionada supera los citados niveles.

Desde el punto de vista del suministro eléctrico, la calidad del servicio de caracteriza por tres aspectos diferenciados:

• La continuidad del suministro, medida por el número y la duración de las interrupciones del suministro eléctrico

• La calidad del producto o de la onda de tensión, medida por las diferentes perturbaciones que afectan a los parámetros ideales de la onda de tensión:


variaciones de la magnitud de la tensión, oscilaciones periódicas del valor de la tensión, armónicos, interrupciones breves del suministro (de duración inferior a tres minutos), etc.

• La atención comercial, medida por indicadores tales como, tiempo de espera para obtener la conexión a la red un nuevo cliente desde que éste lo solicitó, tiempo de respuesta a las reclamaciones que presentan los clientes, etc.

4. La retribución de referencia de la actividad de distribución

De acuerdo con el artículo 8 de Real Decreto 222/2008, la Comisión Nacional de Energía, previa audiencia a las empresas distribuidoras y a las comunidades autónomas y ciudades de Ceuta y Melilla, debe elaborar un informe que presen-tará al Ministerio de Industria Turismo y Comercio antes del 1 de noviembre del último año de cada periodo regulatorio, con una propuesta del conjunto de parámetros y del nivel de retribución de referencia de acuerdo a la metodología establecida en el artículo 7 del mismo Real Decreto, de forma que se asegure a las empresas una retribución adecuada por las inversiones necesarias para garantizar el suministro eléctrico de manera eficiente y al mínimo coste.

Dicho informe se elaborará sobre la base de los costes auditados declarados por las empresas en la información regulatoria, incluyendo el detalle de los costes considerados, y en su caso, la motivación de los costes excluidos.

La retribución base a emplear durante un periodo regulatorio de cuatro años en el cálculo de la retribución anual de la actividad de distribución para cada empresa distribuidora i, se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:

Ribase= Cli

base+ COMibase+ OCDi

base

Con:

Ribase es el nivel de retribución de referencia para la empresa distribuidora i.

Clibase es la retribución de la inversión. Estos costes de inversión incluirán un término de

amortización lineal del inmovilizado correspondiente a sus instalaciones de distribu-ción y un término de retribución del activo neto de cada distribuidor correspondiente a instalaciones de distribución.

COMibase es la retribución por operación y mantenimiento de las instalaciones que gestione cada

distribuidor.

OCDibase es la retribución por otros costes necesarios para desarrollar la actividad, entre ellos,

los de gestión comercial

Para la determinación de la retribución base, la CNE precisa información regulatoria de costes, que obtiene mediante sus Circulares de solicitud de infor-mación sobre las inversiones y costes de operación y mantenimiento, así como de las Auditorias de inversión. La retribución base del actual periodo regulatorio 2009-2012 se obtuvo con información relativa al año 2007.

Es importante que el regulador cuente además con información fiable sobre los costes reales de cada empresa, evitando los procedimientos acordados entre


éstas y los auditores. Por ello se ha establecido en las Circulares unos criterios bá-sicos para la preparación de la información regulatoria de costes por parte de las empresas distribuidoras, considerando un cierto nivel de desglose e imputación por centros de costes. Además, se ha recogido en la normativa criterios para que el auditor pueda contrastar dicha información con la contenida en las cuentas anuales de las empresas. La contabilidad regulatoria de costes debe focalizarse en los centros de costes, tipo de activo y provincia. Debe proporcionar asimismo información sobre los ingresos (extensión, alquiler equipos de medida, etc).

A partir de esa retribución base, se obtienen las retribuciones de los cuatro años del periodo regulatorio, mediante la actualización de la misma, y por la adición de los costes asociados a las inversiones incrementales anuales obtenidas, fundamentalmente, a partir de un Modelo de Red de Referencia (MRR). Los costes asociados a las inversiones incrementales resultan de dicho modelo consideran-do la previsión de incremento de la demanda y los costes medios unitarios de inversión y de operación.

Se entiende por MRR a aquel que caracteriza, para todo el territorio nacional, las zonas donde ejercen la actividad cada uno de los distribuidores, determinan-do la red de referencia de distribución necesaria y óptima para enlazar la red de transporte (o, en su caso, red de distribución), con los consumidores finales de electricidad, caracterizados por su ubicación geográfica, su tensión de ali-mentación y su demanda de potencia y energía. El MRR minimiza los costes de inversión, operación y mantenimiento y las pérdidas técnicas, manteniendo los requisitos de calidad de suministro establecidos reglamentariamente, atendiendo a criterios de planificación eléctrica con los condicionantes propios del mercado a suministrar en cada zona.

Dicho modelo, es capaz de simular las redes de las empresas distribuidoras y los desarrollos necesarios para alimentar a los nuevos clientes y cargas. La CNE ha elaborado un MRR construido con datos reales de los puntos de suministro, la generación distribuida y las fronteras con la red de transporte y distribución.

Para soportar toda la información recibida de las empresas distribuidoras, así como la generada mediante la aplicación de la metodología retributiva, la CNE ha desarrollado una Base de Datos denominada EVEREST, que es modular y escalable con el objeto de prever la incorporación de nuevos módulos adiciona-les. Permite realizar consultas a través de la aplicación ORACLE Discoverer y la herramienta GIS desarrollada a medida.


La retribución anual de la actividad de distribución reconocida al distribuidor i en los cuatro años del periodo regulatorio vigente se determina mediante las siguientes fórmulas:

10 de noviembre de 2011 13

La retribución anual de la actividad de distribución reconocida al distribuidor i en los cuatro años

del periodo regulatorio vigente se determina mediante las siguientes fórmulas:

4 El inventario físico

A partir de la información solicitada mediante las Circulares es posible realizar el seguimiento

individualizado de hasta 27,6 millones de puntos de suministro, en el año 2009, con sus

coordenadas y características técnicas, así como de 51.000 instalaciones de producción en régimen

especial conectadas a la red de distribución. También se modelizan todas las fronteras transporte-

distribución y distribución-distribución.

Además, el modelo contempla los costes medios obtenidos de las Circulares de solicitud de

información sobre las inversiones y costes de operación y mantenimiento, así como de las

Auditorias de inversión. La función objetivo del modelo es la minimización del trinomio inversión,

costes de operación y mantenimiento, y pérdidas, sujeto a restricciones de calidad.

El resultado del modelo es el inventario físico de la red ideal de alta, media y baja tensión necesaria.

Ribase

Ri0 = Ri

base (1 + IA0)

Ri1 = Ri

0 (1 + IA1) + Yi0 + Qi

0 + Pi0

Ri2 = (Ri

1 -Qi0 -Pi

0) (1 + IA2) + Yi1 + Qi

1 + Pi1

Ri3 = (Ri

2 -Qi1 -Pi

1) (1 + IA3) + Yi2 + Qi

2 + Pi2

Ri4 = (Ri

3 -Qi2 -Pi

2) (1 + IA4) + Yi3 + Qi

3 + Pi320

12

201

1

20

10

2

009

2

008

2

007

5. el inventario físico

A partir de la información solicitada mediante las Circulares es posible realizar el seguimiento individualizado de hasta 27,6 millones de puntos de suministro, en el año 2009, con sus coordenadas y características técnicas, así como de 51.000 instalaciones de producción en régimen especial conectadas a la red de distribución. También se modelizan todas las fronteras transporte-distribución y distribución-distribución.

Además, el modelo contempla los costes medios obtenidos de las Circulares de solicitud de información sobre las inversiones y costes de operación y manteni-miento, así como de las Auditorias de inversión. La función objetivo del modelo es la minimización del trinomio inversión, costes de operación y mantenimiento, y pérdidas, sujeto a restricciones de calidad.

El resultado del modelo es el inventario físico de la red ideal de alta, media y baja tensión necesaria (véanse los gráficos siguientes).


Gráfico 1.—Líneas de alta y media tensión


GRAFICO 1. LINEAS DE ALTA Y MEDIA TENSIÓN

Gráfico 2.—Líneas de baja tensión


GRAFICO 2. LINEAS DE BAJA TENSIÓN


Gráfico 3.—Centros de transformación


GRAFICO 3. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

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Gráfico 4.—Subestaciones, parques y máquinas


GRAFICO 4. SUBESTACIONES, PARQUES Y MÁQUINAS

Con todo ello, inventario físico y costes medios, es posible obtener una información homogénea

que posibilita realizar comparaciones entre empresas, entre zonas dentro de una misma empresa, o

entre los costes reales y los óptimos obtenidos a partir del modelo de red de referencia, lo cual

conduce a la optimización de las inversiones bajo los criterios de calidad establecidos.

Ejemplo de visualización de subestaciones

Con todo ello, inventario físico y costes medios, es posible obtener una infor-mación homogénea que posibilita realizar comparaciones entre empresas, entre zonas dentro de una misma empresa, o entre los costes reales y los óptimos obte-nidos a partir del modelo de red de referencia, lo cual conduce a la optimización de las inversiones bajo los criterios de calidad establecidos.

CAPÍTULO 7generación distriBuida. conceptos generaLes Y

desarroLLo en guatemaLa

Sergio O. Velásquez MorenoGerente General de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica

(CNEE, Guatemala)

1. introducción

Con la invención del generador eléctrico en 1831 y su posterior evolución, algunas instalaciones hidromecánicas en Inglaterra, Francia y Alemania se convir-tieron en las primeras centrales hidroeléctricas de la historia. El advenimiento de las lámparas de arco eléctrico (1876) posteriormente sustituidas por las lámparas de filamento incandescente (1879) — permitió que las ciudades y las mansiones empezaran a ser iluminadas eléctricamente.

Los sistemas de aquel tiempo eran muy básicos e ineficientes. La potencia demandada por las lámparas para alumbrado público era tan grande que cada una de ellas requería tener su propio generador eléctrico. Con todo y sus limita-ciones, los sistemas eléctricos comenzaron a ganar la preferencia de los usuarios por varias razones, incluyendo la seguridad (con frecuencia los sistemas de ilu-minación por gas provocaban incendios y explosiones): la facilidad y rapidez en el encendido, la ausencia de humos ofensivos al olfato y dañinos a la salud, y la mayor intensidad de la luz de las

Lámparas eléctricas. La economía no fue el factor motivante en los primeros proyectos.

Las primeras empresas eléctricas (Swan Electric Light Co. y Edison Electric Co.) se establecieron en 1881 con el propósito de comercializar los servicios de iluminación, Edison desarrolló la primera red de energía eléctrica de gran escala que proveía 110 volts de corriente continua a 59 clientes en el bajo Manhattan, sin embargo este sistema original en corriente continua tuvo restricciones de crecimiento a no mas de 60 kilómetros. Típicamente, el generador eléctrico era movido aprovechando pequeñas caídas y corrientes de agua en esquemas que hoy denominamos pequeñas centrales hidroeléctricas, aunque también se desa-rrollaron pequeñas centrales termoeléctricas.

Varios factores contribuyeron a la aparición de los grandes sistemas eléctricos como los conocemos hoy en día, por principio de cuentas, el crecimiento de la demanda eléctrica: conforme avanzó el desarrollo industrial, más y más fábricas en las áreas urbanas demandaban el servicio, dadas las ventajas inherentes de la electricidad. Esto fue acompañado por avances en la ingeniería de los sistemas y por la incorporación de nuevos materiales y nuevas técnicas que permitieron

94 SERGIO O. VELÁSqUEZ M.

construir turbinas y generadores de mayor tamaño e incrementar su eficiencia. A la vez, los sistemas de mayor tamaño permitieron lograr economías de escala que redundaban en las ganancias de las empresas eléctricas, permitiendo que éstas hicieran mayores inversiones y ampliaran su oferta, adelantándose a la de-manda futura inmediata de electricidad. Al estallar la Primera Guerra Mundial, varios estados consideraron los sistemas eléctricos como un asunto de seguridad nacional, con lo que a través de distintos mecanismos se fueron integrando las grandes empresas estatales. (Boletín iie sep/oct 1999)

2. Justificación de la norma técnica de Generación distribuida renovable —ntGdr—

Conceptos de Generación Distribuida Renovable

La generación distribuida, también conocida como generación in-situ, generación embebida, generación descentralizada, generación dispersa o energía distribuida, consiste básicamente en la generación de energía eléctrica por medio de muchas peque-ñas fuentes de energía.

• La definición más global de la generación distribuida vendría a decir que es aquella que se conecta a la red de distribución de energía eléctrica y que se caracteriza por encontrarse instalada en puntos cercanos al consumo (Wikipedia)

• Cualquier tecnología de generación a pequeña escala que proporciona elec-tricidad en puntos mas cercanos al consumidor o a la red de distribución. (DPCA Distribution Power Coalition of América).

• Producción de energía en las instalaciones de los consumidores o en las ins-talaciones de la empresa distribuidora, suministrando energía directamente a la red de distribución.(EIA, Agencia Internacional de Energía).

• La definición más global de la generación distribuida vendría a decir que es aquella que se conecta a la red de distribución de energía eléctrica y que se caracteriza por encontrarse instalada en puntos cercanos al consumo.

¿Por qué la Generación Distribuida Renovable?

• El incremento e incertidumbre en los precios de los combustibles fósiles, obligan a un uso eficiente de los recursos renovables que poseen nuestros países.

• Necesidad de reducción de emisiones, para reducir las consecuencias del cambio climático.

• Incrementos en la demanda de electricidad.

La mayor parte de países dispone de recursos renovables para la generación no explotados apropiadamente.

CAP. 7.—GENERACIÓN DISTRIBUIDA CONCEPTOS GENERALES Y DESARROLLO EN GUATEMALA 95

3. Beneficios de la Generación distribuida renovable

Para el Productor

•� �Reducción de pérdidas en transmisión y distribución, al instalar las fuentes de generación cerca de las centros de consumo, mejora los parámetros eléctricos, como el voltaje de la red, disminuyendo las pérdidas eléctricas.

•� �Abasto en zonas remotas, ya que la generación distribuida es ideal para lugares poco accesibles y que los proyectos para conectarse con los sistemas principales no son viables.

•� �Libera capacidad del sistema, al instalar nuevas fuentes de generación, que mejoran los parámetros eléctricos y alimentan las cargas aisladas.

•� �Proporciona mayor control de energía reactiva, al mejorar sus parámetros eléctricos.

•� �Mayor regulación de tensión significa Disminución de la inversión.•� �Menor saturación al reducir el índice de fallas, por menor exposición de

las líneas a los efectos electroatmosféricos.•� �Uso de energías renovables, ya que aprovecha todos los recursos renovables

del área.

Para el Usuario

•� �Incremento en la confiabilidad, al disminuir los disparos eléctricos.•� �Aumento en la calidad de la energía.•� �Reducción del número de interrupciones.•� �Uso eficiente de la energía.•� �Menor costo de la energía.•� �Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio.•� �Reducción de emisiones contaminantes, al substituir la generación limpia

por generación con combustibles fósiles.

4. clasificación del rango de la Generación distribuida renovable

En la literatura se manejan diferentes rangos: menores a 500 kilowatts (kW); mayores a 1,000 y menores a 5,000 kW; menores a 20,000 kW; menores a 100,000 kW; e inclusive de tan sólo unos cuantos kW, por ejemplo 3 kW.

No obstante lo anterior y con el afán de establecer una capacidad de acuerdo con las características de generación eléctrica, se puede decir que, en lo que respecta a tecnologías disponibles, la capacidad de los sistemas de GD varía de cientos de kW hasta diez mil kW. En el caso de Guatemala se pasó como limite 5 MW.


5. Uso de la Generación distribuida renovable en algunos países

En países como Dinamarca y Holanda, alcanza valores de hasta el 37%, y en otros, como Australia, Bélgica, Polonia, España y Alemania, el15% y en el caso de Estados Unidos, el 5%.

En lo relativo al potencial en GD en el mundo, se cuenta con la siguiente información:

• Se estima que en los próximos 10 años el mercado mundial para la GD será del orden de 4 a 5 mil millones de dólares.

• Estudios del Electrical Power Research Institute y del Natural Gas Fundation prevén que, de la nueva capacidad de generación eléctrica que se instalará al año 2010 en Estados Unidos, del 25% al 30% será con GD.

Con base en estimaciones de la Agencia Internacional de Energía, los países desarrollados serán responsables del 50% del crecimiento de la demanda de energía eléctrica mundial en los próximos 20 años, equivalente a 7 millones de MW, donde el 15% de esta demanda le corresponderá a GD (gráficos 1, 2, y 3).

Gráfico 1.—Producción de Energía en el Mundo

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5. Uso de la Generación Distribuida Renovable en algunos países

• En países como Dinamarca y Holanda, alcanza valores de hasta el 37%, y en otros, como Australia, Bélgica, Polonia, España y Alemania, el15% y en el caso de Estados Unidos, del 5%.

• En lo relativo al potencial en GD en el mundo, se cuenta con la siguiente información: – Se estima que en los próximos 10 años el mercado mundial para la GD será del

orden de 4 a 5 mil millones de dólares. – Estudios del Electrical Power Research Institute y del Natural Gas Fundation

prevén que, de la nueva capacidad de generación eléctrica que se instalará al año 2010 en Estados Unidos, del 25% al 30% será con GD.

Con base en estimaciones de la Agencia Internacional de Energía, los países desarrollados serán responsables del 50% del crecimiento de la demanda de energía eléctrica mundial en los próximos 20 años, equivalente a 7 millones de MW, donde el 15% de esta demanda le corresponderá a GD.

Producción de Energía en el Mundo


Gráfico 2.—Consumo de Electricidad Mundial

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Consumo de Electricidad Mundial

Gráfico 3.—Emisiones de CO2 en el mundo

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Emisiones de CO2 en el mundo

De 2009 a 2011 el precio del carbón se ha incrementado de 60 US$/mt hasta 120US$/mt, equivalente a un 100%.


De 2009 a 2011 el precio del carbón se ha incrementado de 60 US$/mt hasta 120US$/mt, equivalente a un 100% (gráfico 4).

Gráfico 4.—Precios de Carbón

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6. Caso Guatemala

En Guatemala se produjeron 154,377.55 KWh en la semana del 21 al 27 de abril del año 2011,

compuesta de: fuentes hidráulicas 39%, Geotérmica 3%, Biomasa 8%, Bunker 35% y Carbón

15%, el mayor porcentaje es el recurso hidráulico con el 39% de la generación total del país para

6. caso Guatemala

En Guatemala se produjeron 154,377.55 kWh en la semana del 21 al 27 de abril del año 2011, con la siguiente composición: fuentes hidráulicas 39%, Geo-térmica 3%, Biomasa 8%, Bunker 35% y Carbón 15%; el mayor porcentaje es el recurso hidráulico, con el 39% de la generación total del país, seguido por la generación con Bunker con un 35%. El porcentaje de fuentes renovables y no renovables es uniforme con un 50% cada una (cuadro 1 y gráfico 5).

Cuadro 1.—Composición de la energía generada en Guatemala (21 al 27 de abril, 2011)

Tecnología Energía %

Hidráulica 59.509,35 39%

Geotérmica 5.110,9 3%

Biomasa 12.619,08 8%

Bunker 54.128,06 35%

Carbón 23.010,16 15%

TOTAL 154.377,55 100%


Gráfico 5.—Equilibrio en la generación de energía. Guatemala, 2011

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15%, el mayor porcentaje es el recurso hidráulico con el 39% de la generación total del país para un, seguido por la generación con Bunker con un 35%. El porcentaje de fuentes renovables y no renovables es uniforme con un 50% cada una.

Precio Spot promedio mensual-Precios promedio combustibles en Guatemala

En los últimos dos años, el precio promedio del spot ha variado de 60US$/MWh a mas de 120 US$/MWh, mientras que el precio promedio del bunker de 50 US$/BBL a 100 US$/BBL.

TECNOLOGIA ENERGIA %Hidraulica 59509.35 39%Geotermica 5110.9 3%Biomasa 12619.08 8%Bunker 54128.06 35%Carbon 23010.16 15%TOTAL 154377.55 100%

En los últimos dos años, el precio promedio del spot ha variado de 60US$/MWh a mas de 120 US$/MWh, mientras que el precio promedio del bunker de 50 US$/BBL a 100 US$/BBL.

Gráfico 6.—Precio Spot promedio mensual-Precios promedio combustibles

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Precio Spot promedio mensual-Precios promedio combustibles

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Escenarios de Demanda de Energía en Guatemala

En Guatemala, del 2008 a 2022 la demanda de potencia y energía se incrementará en más de un 150%


En Guatemala, del 2008 a 2022 la demanda de potencia y energía se incre-mentará en más de un 150% (gráfico 7).


Gráfico 7.—Escenarios de Demanda de Energía en Guatemala

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7. Potencial para la generación de electricidad y su aprovechamiento en Guatemala

El mayor potencial de los recursos naturales para la generación de energía eléctrica es el recurso eólico con un potencial de 7,840 MW para un total del 35% del total disponible, del cual se


El mayor potencial de los recursos naturales para la generación de energía eléctrica es el recurso eólico, con un potencial de 7,840 MW para un total del 35% del total disponible, del cual se generan 21.1 MW que corresponde a casi el 0% de lo disponible. En cuanto al recurso hidráulica, se dispone de una capacidad de 6,958 MW que es el 31% del total disponible, del cual se generan solamente 853 MW que corresponde al 12% de lo disponible. El recurso solar, con un po-tencial de 5,913 MW para un total del 26% del total disponible, generándose 5 MW que corresponde a casi el 0% de lo disponible. El recurso Geotérmico, con un potencial estimado de 1,000 MW para un total del 4% del total disponible, genera 49.2 MW que corresponde al 5% de lo disponible. El recurso de Biomasa, con un potencial de 1,000 MW para un total de 4% del total disponible, genera 188 MW para un total de 19% de lo disponible (gráfico 8 y cuadro 2).

Es importante acotar que el potencial disponible de generación de energía eléctrica en Guatemala es de 21,594 MW que representa el 95% de su potencial eléctrico que no ha sido utilizado.

Gráfico 8.—Potencial para la generación de electricidad y su aprovechamiento en Guatemala

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El mayor potencial de los recursos naturales para la generación de energía eléctrica es el recurso

eólico con un potencial de 7,840 MW para un total del 35% del total disponible, del cual se

generan 21.1 MW que corresponde a casi el 0% de lo disponible. En cuanto al recurso hidráulica

se dispone de una capacidad de 6,958 MW que es el 31% del total disponible, del cual se

generan solamente 853 MW que corresponde al 12% de lo disponible. El recurso solar con un

potencial de 5,913 MW para un total del 26% del total disponible, del cual se generan 5 MW que

corresponde a casi el 0% de lo disponible. El recurso Geotérmico con un potencial estimado de

1,000 MW para un total del 4% del total disponible, del cual se generan 49.2 MW que

corresponde al 5% de lo disponible. El recurso de Biomasa con un potencial de 1,000 MW para

un total de 4% del total disponible, del cual se generan 188 MW para un total de 19% de lo

disponible.

Es importante acotar que el potencial disponible de generación de energía eléctrica en Guatemala

es de 21,594 MW que representa el 95% de su potencial eléctrico que no ha sido utilizado.

Potencial para la generación de electricidad y su aprovechamiento en Guatemala


Potencial para producción de electricidad en Guatemala

existente utilizado excedentes

Fuente MW % MW %utilizado excedentes %

Hidraulica 6957,7 31% 853,1 12% 6104,6 88%

Viento 7840 35% 21,1 0% 7818,9 99,7%

Solar 5913 26% 5 0% 5908 99,9%

Geotermica 1000 4% 49,2 5% 950,8 95%

Biomasa 1000 4% 188 19% 812 81%

Total 22710,7 100% 1116,4 5% 21594,3 95%

8. Marco Legal de la norma de Generación distribuida en Guatemala

El Marco legal de la Norma de Generación Distribuida se basa en las siguientes disposiciones:

•� �Ley General de Electricidad

•� �Reglamento de la Ley General de Electricidad

•� �Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable -NTGDR

La modificación al Reglamento de la Ley, aprobado en el 2007, establece que La Comisión emitirá las disposiciones generales y la normativa para regular las condiciones de conexión, operación, control y comercialización de la Generación Distribuida Renovable, incluyendo los pagos o créditos por concepto de peaje y por ahorro de pérdidas, según corresponda y en lo aplicable, de conformidad con la Ley y el Reglamento.

En Guatemala se aprobó la Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable -NTGDR- , el 16 de septiembre de 2008, mediante resolución CNEE No. 171-2008.

9. aspectos relevantes de la norma de Generación distribuida de Guatemala

Definición de Generación Distribuida Renovable según el Reglamento de la Ley General Electricidad de Guatemala:

• Es la modalidad de generación de electricidad, producida por unidades de tecnologías de generación con recursos renovables.

• Se conectan a las instalaciones de distribución.

• Potencia menor o igual a 5 MW

Usan energía solar, eólica, geotérmica, biomasa etc.


Dictamen de Capacidad y Conexión

Del procedimiento para el Dictamen de Capacidad y Conexión. El procedi-miento que debe seguir todo Interesado, en conectar Generación Distribuida Renovable a un Sistema de Distribución, para obtener el Dictamen de Capacidad y Conexión de parte del Distribuidor es el siguiente:

El Interesado presentará al Distribuidor la solicitud de Dictamen de Capaci-dad y Conexión, según el contenido indicado en el artículo 10 de esta Norma. El Distribuidor podrá requerir al Interesado ampliación o aclaración a la infor-mación presentada.

Dentro de los quince días siguientes de recibida la solicitud, el Distribuidor deberá proporcionar al Interesado la información técnica relacionada con el posi-ble Punto de Conexión al que se desea conectar el GDR. Dentro de un plazo que no exceda de siete días después de haber cumplido lo anterior, el Distribuidor debe enviar a la Comisión una copia de esta información, junto con la copia de la solicitud del Interesado, con el debido registro de recepción.

El Distribuidor elaborará el Dictamen de Capacidad y Conexión definitivo y lo trasladará a la Comisión, conjuntamente con el expediente respectivo.

La Comisión procederá a revisar el Dictamen para la autorización de conexión del GDR y si es necesario, podrá requerir información adicional al Distribuidor o al Interesado, los que responderán, dentro del plazo que se les indique.

De la solicitud del Dictamen de Capacidad y Conexión

La Solicitud del Dictamen de Capacidad y Conexión será entregada por el Interesado al Distribuidor, en el formulario correspondiente. Dicho formulario debe incluir la información siguiente:

Información general del proyecto, incluyendo nombre del proyecto y su dirección (comunidad, caserío, aldea o dirección catastral, municipio y depar-tamento), nombre de la persona o entidad interesada (la que comparecerá por medio de su representante legal, acreditando su personería), dirección para recibir notificaciones, teléfono y correo electrónico.

Ubicación geográfica del proyecto en mapa cartográfico, a escala uno cincuen-ta mil (1:50,000) o la que defina con más precisión la ubicación del proyecto, incluyendo el lugar de la planta o central generadora, la trayectoria de la línea de Conexión y el Punto de Conexión sugerido, con toda la información que sea necesaria, incluyendo coordenadas Universal Transversal de Mercator –UTM- o geodésicas.

Datos generales del proyecto, entre otros: fuente de energía renovable, nú-mero de unidades generadoras, potencia máxima, en kilovatios (kW), voltaje de generación, en kilovoltios (kV), longitud y voltaje de la línea de conexión, en kilómetros (km) y en kilovoltios (kV), respectivamente, diagrama unifilar del proyecto, incluyendo dispositivos de protección previstos y cronograma de ejecución.


Información de parámetros eléctricos de los elementos de la central genera-dora, transformador, línea de conexión y otros que sean necesarios para que el Distribuidor y la Comisión puedan realizar los estudios eléctricos.

Del Dictamen de Capacidad y Conexión y de los estudios eléctricos

El Dictamen de Capacidad y Conexión incluirá, sin ser limitativo, lo indicado a continuación:

Informe ejecutivo que resuma los resultados de los estudios, premisas, con-sideraciones, contingencias y escenarios asumidos y el impacto resultante de la obra propuesta por el Interesado sobre la infraestructura eléctrica asociada al Sistema de Distribución existente.

Descripción de la metodología utilizada en el desarrollo del estudio.

Exposición detallada de los resultados del estudio realizado, según el tipo de instalación y escenarios considerados.

Informe detallado, de las ampliaciones o modificaciones que el Distribuidor justifique y considere necesarias realizar en las instalaciones de distribución, ad-yacentes al Punto de Conexión propuesto, para que la conexión del GDR cumpla los parámetros técnicos establecidos en las NTSD.

Informe detallado de los Costos de modificación o ampliación del Sistema de Distribución, adyacente al Punto de Conexión, el cual debe contener como mínimo el análisis del impacto de la conexión del Interesado y los siguientes componentes:

• Costos estándares de inversión y conexión, asociados a las ampliaciones o modificaciones propuestas por el Distribuidor y tiempo de ejecución.

• Ubicación geográfica del punto de conexión.• Diagrama unifilar del Punto de Conexión, con el detalle del material y

equipo eléctrico asociado y su costo.

Responsabilidad del Distribuidor

Dentro de los dos (2) meses siguientes a la fecha de recepción, por parte del Distribuidor, de la solicitud presentada por el Interesado, el Distribuidor elabo-rará el Dictamen de Capacidad y Conexión definitivo y lo enviará a la Comisión, impreso y en formato electrónico para su correspondiente análisis y resolución.

El Dictamen de Capacidad y Conexión positivo, elaborado de conformidad con lo establecido en el artículo 9 de esta Norma, constituye una aceptación por parte del Distribuidor para la conexión del proyecto de generación distribuida. Se tomará como dictamen positivo si dentro del plazo establecido el Distribuidor no se pronuncia con respecto a la solicitud presentada por el interesado corres-pondiente al Dictamen de Capacidad y Conexión.

Si el Dictamen de Capacidad y Conexión incluye requerimientos de ampliacio-nes o modificaciones del Sistema de Distribución, éstas deben ser debidamente justificadas por el Distribuidor y estar directamente relacionadas con la conexión del GDR. El Dictamen de Capacidad y Conexión no debe incluir ampliaciones o


modificaciones que sean o formen parte del crecimiento natural del Distribuidor para prestar el Servicio de Distribución Final.

Responsabilidad de la Comisión

La Comisión velará por el cumplimiento del debido proceso de evaluación de la solicitud de un Interesado por parte del Distribuidor. Además, analizará el Dictamen de Capacidad y Conexión definitivo, enviado por el Distribuidor, incluyendo el informe de los estudios eléctricos; evaluará la pertinencia de las modificaciones y de las ampliaciones del Sistema de Distribución, presentadas y debidamente justificadas por el Distribuidor, así como su respectivo costo y los beneficios por la mejora en la calidad del servicio, y de proceder, emitirá la resolu-ción de autorización correspondiente, notificando al Interesado y al Distribuidor involucrado, que permita:

• La conexión física en el Punto de Conexión; y• La operación del GDR en el Sistema Eléctrico Nacional.

Previo a la aprobación de la solicitud por parte de la Comisión, el Interesado deberá presentar a ésta la constancia de la aprobación de los estudios ambientales respectivos que pudieran corresponder, emitida por parte de la entidad ambiental competente.

La Distribuidora podrá emitir un Dictamen de Capacidad y Conexión negativo únicamente en el caso de falta de capacidad de la red de distribución que no pueda ser subsanable por medio de mejoras, en dicho caso el Interesado podrá solicitar a la Comisión la revisión de su caso, a efecto del análisis respectivo, de-biendo entregar toda la documentación e información de descargo sobre lo ex-puesto por el Distribuidor. La Comisión evaluará el expediente correspondiente y resolverá en definitiva.

Conexión

Con la aprobación de la solicitud de conexión, por parte de la Comisión, el Interesado y el Distribuidor involucrado podrán concretar la conexión.

Construcción de línea y equipos de conexión

El suministro de materiales y equipos, así como la construcción de las insta-laciones necesarias para llegar de las instalaciones del GDR hasta el Punto de Conexión, incluyendo el último elemento de maniobras entre las instalaciones del GDR y las existentes del Distribuidor, estarán a cargo del GDR, debiendo cumplirse con lo establecido en Normas Técnicas del Servicio de Distribución (NTSD) y las Normas Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de Distribución (NTDOID), las cuales fueron emitidas por la CNEE.

Pruebas de la puesta en servicio y evaluación. El GDR efectuará las pruebas de las instalaciones de generación que correspondan antes de la conexión con el Sistema de Distribución y le proveerá al Distribuidor un informe por escrito del cumplimiento de los requerimientos de esta Norma y otras normas aplicables, así como de las especificaciones de los equipos y materiales utilizados.


Si las instalaciones del GDR no cumplen con los requerimientos de esta Nor-ma o con lo acordado en la resolución de conexión, el Distribuidor podrá negarse a la conexión del GDR mientras no se hagan las correcciones o adecuaciones que se hayan fundamentado debidamente, de lo cual deberá ser informada la Comisión.

Fecha de conexión

Una vez realizadas las pruebas de puesta en servicio establecidas en el Artículo anterior y habiéndose determinado por parte del Distribuidor que no se provo-carán situaciones de peligro ni se tendrán efectos negativos en sus instalaciones a las cuales se conecta el GDR, el Distribuidor y el Interesado informarán a la Comisión, con por lo menos cinco (5) días de anticipación, la fecha que de co-mún acuerdo fijen para el inicio de la operación comercial.

Artículo 21. Maniobras de conexión. La conexión física de las instalaciones del GDR con el Sistema de Distribución sólo podrá efectuarse con coordinación y supervisión del Distribuidor.

Operación

El GDR es responsable de la operación de todas sus instalaciones. Sin em-bargo, en los casos previamente acordados con el Distribuidor, incluyendo los períodos de emergencia, o a requerimiento de la Comisión o del AMM, el Dis-tribuidor podrá operar y realizar maniobras en las instalaciones de conexión, las cuales deberán ser demostradas, justificadas y requeridas explícitamente por el Distribuidor al GDR. Se considerarán como emergencias a todas aquellas situa-ciones de peligro o desastre que requieran una acción inmediata.

Una vez conectado, la operación normal del GDR será gobernada por un sistema de protección tal que únicamente pueda inyectar energía al Sistema de Distribución si éste tiene voltaje dentro de las tolerancias establecidas en las NTSD. Ante una falla en la red del Distribuidor, el GDR deberá desconectarse automáticamente y solo podrá sincronizarse nuevamente con el Sistema de Dis-tribución, con la autorización del Distribuidor.

El GDR debe realizar pruebas en forma periódica para verificar el correcto funcionamiento de sus sistemas de protección, con intervalos máximos de un año o menos si así lo recomienda el fabricante. Es responsabilidad del GDR rea-lizar estas pruebas y proporcionarle al Distribuidor una copia de los resultados obtenidos.

Cuando aplique, el GDR deberá disponer de los medios de comunicación de voz para la adecuada coordinación y operación de sus instalaciones con el Distribuidor y/o el AMM.

Desconexión de las instalaciones del GDR

El Distribuidor podrá desconectar las instalaciones del GDR, previo aviso y con las justificaciones correspondientes, bajo las siguientes circunstancias:


• Por mantenimientos programados en la red del distribuidor;• Por fallas a la red del Distribuidor provocadas por el GDR;• Por incumplimiento del GDR con lo establecido en esta Norma; y• A solicitud del GDR.

Para propósitos de mantenimiento de su red, el Distribuidor notificará o so-licitará la desconexión al GDR con por lo menos cuarenta y ocho (48) horas de anticipación, exceptuándose los casos de emergencia operativa.

Todos los demás casos no incluidos en este artículo deberán ser resueltos por la Comisión.

Dispositivos de desconexión

El GDR debe proveer, instalar y mantener los dispositivos para desconectarse de las instalaciones de distribución.

Los dispositivos de desconexión estarán provistos de un mecanismo de veri-ficación visual para asegurar la posición de apertura o cierre, así como un meca-nismo de bloqueo en la posición abierto.

Control de la calidad de energía

El Distribuidor efectuará mediciones de calidad de producto en el Punto de Conexión, mediante una programación similar a la utilizada con los Grandes Usuarios, y le aplicará lo que corresponda de conformidad con las NTSD. De los resultados deberá informar a la Comisión.

En caso que se establezca que algún parámetro está fuera de los rangos per-mitidos en las NTSD, el Distribuidor deberá hacer los análisis correspondientes para determinar la fuente u origen del problema y si determina que la causa es por la operación de las instalaciones del GDR, lo hará de su conocimiento por escrito, recomendando las medidas a tomar para corregir el problema encontra-do; en caso contrario, se entiende que el Distribuidor deberá tomar las acciones que correspondan para su solución. El Distribuidor deberá remitir a la Comisión copia del informe que se emita al respecto, a efecto de darle seguimiento hasta la solución del problema encontrado; si la Comisión determina que no se toman acciones para resolver dicho problema, aplicará las disposiciones sancionatorias correspondientes.

Mantenimiento

La existencia de un GDR no limitará al Distribuidor en la programación de los mantenimientos de sus instalaciones, los cuales se realizarán informando a los afectados conforme lo establecido en el artículo 108 del RLGE.

El Distribuidor coordinará los mantenimientos de su red, con el GDR para reducir el tiempo fuera de servicio de las instalaciones y afectar lo menos posible a los usuarios.

Tanto el Distribuidor como el GDR son responsables del mantenimiento de sus respectivas instalaciones.


Registros de mantenimiento

El GDR llevará un registro preciso de los mantenimientos a sus instalaciones, los cuales se entregarán al Distribuidor y/o a la Comisión cuando le sean reque-ridos.

Inspecciones

Para efectos de garantizar una adecuada operación de las instalaciones del Distribuidor o del GDR, previo a la conexión y puesta en servicio, el Distribuidor tiene el derecho de revisar las instalaciones del GDR, verificando el cumplimiento de los requerimientos de esta Norma. El GDR está obligado a efectuar inspeccio-nes a sus instalaciones de conformidad con las buenas prácticas de ingeniería y lo dispuesto en esta Norma.

Requerimientos de medición de energía eléctrica

El GDR debe cumplir, en lo que sea aplicable, con lo establecido en la Norma de Coordinación Comercial número catorce (14) del AMM, con un tratamiento similar al que tiene un Gran Usuario en cuanto a los aspectos relacionados con la medición comercial. La Comisión resolverá las discrepancias que le sean plan-teadas con relación a la aplicación del presente artículo.

Opciones de comercialización. El GDR podrá vender la energía eléctrica que genera a:

• Distribuidores, de conformidad con lo que establece la Ley General de Electricidad y sus Reglamentos.

• En el Mercado Mayorista, en calidad de Participante Productor cumpliendo con el marco legal vigente y lo que establecen las Normas de Coordinación Comercial y Operativa que correspondan.

Estas opciones de comercialización no son excluyentes entre sí.

Para el caso de los Distribuidores, de acuerdo a lo establecido en el marco legal vigente. La Comisión elaborará los términos de referencia, para que las distribuidoras en estricto cumplimiento de los mismos, elaboren las bases de licitación que someterán a la aprobación de la Comisión para llevar a cabo los procesos de adquisición de un determinado bloque de potencia y energía de Generación Distribuida Renovable.

Oferta Firme y Oferta Firme Eficiente

Para efectos de la participación de un GDR en el Mercado Mayorista o en pro-cesos de licitación de un Distribuidor, su Oferta Firme y su Oferta Firme Eficiente serán calculadas por el AMM, de conformidad con las normas o procedimientos vigentes para este tipo y tamaño de generación.

Contrato de suministro a Distribuidoras

Las distribuidoras que como resultado de una licitación pública hayan adjudi-cado totalmente o parcialmente la misma a un GDR, deben suscribir el contrato


que corresponda de acuerdo a las bases de licitación aprobadas para el efecto por la Comisión.

Contratos de venta de energía eléctrica en del Mercado Mayorista. Para la venta de energía eléctrica, dentro del Mercado Mayorista y bajo las condiciones del AMM, el GDR podrá celebrar contratos, dentro de las modalidades vigentes como Participante Productor. En principio, el GDR dispondrá de energía para comprometer bajo contrato, y potencia según lo establecido en la presente norma. La liquidación de los contratos se hará de acuerdo a lo que disponen las Normas de Coordinación Comercial y Operativa del AMM.

Peajes

De conformidad con el artículo 70 de la Ley General de Electricidad, los GDR no pagarán Peaje en Función de Transportista al Distribuidor ni peaje por el uso del Sistema Secundario al que se encuentren conectados, debido a que deberá considerarse el uso de las instalaciones como realizadas en sentido contrario del Flujo Preponderante de la energía del Sistema de Distribución respectivo.

El GDR pagará el peaje correspondiente al sistema Principal de Transporte, únicamente para los casos en los que haya comprometido su producción bajo contrato y cuente con Potencia Firme, de conformidad con lo que al respecto es-tablece el Artículo 65 de la LGE y la Norma de Coordinación Comercial No. 9.

Autorización y Medición Neta de Energía Eléctrica de Usuarios con excedentes de Energía en el punto de consumo.

• autorización para Usuarios autoproductores con excedentes de ener-gía. En el caso de Usuarios Autoproductores que cuenten, dentro de sus instalaciones de consumo, con excedentes de energía renovable para inyectarla al Sistema de Distribución, pero que manifiesten expresamente que no desean participar como vendedores de energía eléctrica, deberán informar al Distribuidor involucrado de tal situación, por medio del formulario correspondiente. Cumpliendo este requisito podrán operar en esta modalidad. Estos Usuarios no requerirán de autorización alguna; sin embargo, deberán instalar los medios de protección, control y desco-nexión automática apropiados que garanticen que no podrán inyectar energía eléctrica al Sistema de Distribución ante fallas de éste o cuando el voltaje de la red de distribución se encuentre fuera de las tolerancias establecidas en las NTSD.

• sistema de medición para Usuarios autoproductores con excedentes de energía El sistema de medición de energía eléctrica de las instalaciones de un Usuario Autoproductor con Excedentes de Energía, deberá tener la característica de medición, registro y lectura en forma bidireccional o de in-yecciones y retiros de energía. En el caso de Usuarios regulados, el suminis-tro e instalación del medidor respectivo lo cubrirá el Distribuidor; mientras que los Grandes Usuarios son responsables de su sistema de medición.

Lectura y crédito por energía inyectada al Sistema de Distribución por parte de Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía («Net metering»). Los


Usuarios autoproductores con Excedentes de Energía no recibirán ningún tipo de pago por la energía eléctrica inyectada al Sistema de Distribución. Para efectos de la facturación mensual del Usuario, el Distribuidor leerá cada mes los regis-tros del medidor correspondiente; si la medición neta del mes corresponde a un consumo de energía, cobrará dicho consumo al Usuario, de conformidad con la tarifa que le corresponda; por el contrario, si la medición neta corresponde a una inyección de energía del Usuario hacia el Sistema de Distribución, el Distribuidor se la reconocerá como crédito de energía a favor del Usuario, con liquidación trimestral. No obstante, en el caso de inyección, el Distribuidor cobrará el Cargo Fijo y el Cargo por Potencia que le sean aplicables a cada Usuario, según la tarifa correspondiente.

10. Proyectos de Gdr en Guatemala

Después de la aprobación de la Norma de Generación Distribuida, se iniciaron los proyectos de GDR, habiéndose registrado 10.8 MW de nueva generación hasta el año 2010. (cuadro 3).

Cuadro 3.—Proyectos de GDR, 2008-2010

No. Año de entrada en operación

1 Proyecto kV 2008 2009 2010

2 kaplan Chapina 13,8 2

3 Central Generadora El Prado 13,8 0,5

4 Santa Elena 13,8 0,7

5 Los Cerros 13,8 1,25

6 Cueva María 13,2 1,5

7 Hidropower SDMM 13,8 2,16

8 Covadonga 13,8 1,5

9 Jesbon Maravillas 13,8 0,75

10 Finca Las Margaritas 13,8 0,438

Totales 2,7 1,5 6,598

Total instalado 10,798 MW

11. conclusiones

• Guatemala cuenta con recursos renovables abundantes que pueden ser utilizados para la generación eléctrica.

• La generación distribuida constituye una apropiada alternativa de genera-ción para plantas menores de 5 MW.


• La instalación de GDR´s en el en los sistemas de distribución tienen múl-tiples ventajas.

• �La NTGDR emitida por la CNEE, promueve y facilita el uso del concepto de la GDR a través de pequeñas centrales.

• La NTGDR permite la generación de Autoproductores para generar su propio consumo o netear (net metering) con la energía suministrada por la red.

CAPÍTULO 8eficiencia energética. aVances en guatemaLa

Sergio O. Velásquez MorenoGerente General de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica

(CNEE, Guatemala)

1. Qué es eficiencia energética

La eficiencia energética es el consumo eficiente de la energía en general.

Es la relación entre la cantidad de energía consumida y los productos y servi-cios finales obtenidos. Se puede mejorar mediante la implantación de diversas medidas e inversiones a nivel tecnológico, de gestión y de hábitos de consumo en la sociedad.

La eficiencia energética es la obtención de los mismos bienes y servicios energéticos, pero con mucha menos energía, con la misma o mejor calidad de vida, con menos contaminación, a un precio inferior al actual, alargando la vida de los recursos y con menos conflicto. El rango entre el consumo de energía y la cantidad dada, usualmente se refiere a la cantidad de energía primaria y final consumida por unidad de producto doméstico o nacional.

En el gráfico 1, puede observarse la proyección de la demanda mundial de recursos hasta el año 2030, resaltándose un crecimiento continuo de los derivados del petróleo, un incremento uso del carbón y en menor grado un incremento un crecimiento del uso de la biomasa, y otras Energias renovables.

Gráfico 1.—Demanda primaria mundial de recursos

2

QUÉ ES EFICIENCIA ENERGETICA:

La eficiencia energética es el consumo eficiente de la energía en general.

Es la relación entre la cantidad de energía consumida y los productos y servicios finales

obtenidos. Se puede mejorar mediante la implantación de diversas medidas e inversiones a nivel

tecnológico, de gestión y de hábitos de consumo en la sociedad.

La eficiencia energética es la obtención de los mismos bienes y servicios energéticos, pero con

mucha menos energía, con la misma o mejor calidad de vida, con menos contaminación, a un

precio inferior al actual, alargando la vida de los recursos y con menos conflicto. El rango entre el

consumo de energía y la cantidad dada, usualmente se refiere a la cantidad de energía primaria y

final consumida por unidad de producto doméstico o nacional.

En la figura 1, puede observarse la proyección de la demanda mundial de recursos hasta el año

2030, resaltándose un crecimiento continuo de los derivados del petróleo, un incremento uso del

carbón y en menor grado un incremento un crecimiento del uso de la biomasa, y otras Energias

renovables.

Figura 1: Demanda primaria Mundial de recursos

112 SERGIO OSWALDO VELÁSqUEZ MORENO

2. Por qué es importante la eficiencia energética

Las cantidades disponibles de energía son finitas y, por lo tanto, su correcta utilización se presenta como una necesidad del presente para que podamos dis-frutar de ellas en un futuro; diferentes países a nivel mundial no poseen recursos naturales, especialmente petróleo, por lo que es necesario hacer importaciones de petróleo a países que sí poseen dichos recursos, razón por la cual deben incluir dentro de su presupuesto la importación de dichos combustibles fósiles.

Los continuos incrementos del petróleo causan impactos económicos adversos en las economías de los países importadores, incluyendo entre ellos el deterioro de economía familiar, del medio ambiente y de la competitividad de las empresas( al incrementarse sus costos); la tendencia a nivel mundial nos indica que al 2030 aún existirá una gran dependencia de los derivados fósiles, por lo se hace nece-saria la inclusión de programas de eficiencia energética en la política energética de cada uno de nuestros países.

Invertir en eficiencia energética resulta mucho más económico que invertir en plantas nuevas para abastecer el crecimiento de la demanda.

Los programas de eficiencia energética incluidos en las políticas energéticas, contribuyen a:

• reducir las necesidades de importar petróleo para la generación de electri-cidad y el pago de divisas relacionadas;

• reducir la emisión de gases de efecto invernadero, contribuyendo a reducir los efectos del cambio climático;

• reducir la necesidad de inversión en nuevas plantas de generación para el abastecimiento del crecimiento de la demanda;

• mejora en la competitividad de las empresas a través de la reducción de costos, y

• mejora en la calidad de vida y economía familiar.

Es necesario que consumidor final de energía reciba la información adecuada sobre las diferentes alternativas para hacer un uso más eficiente de la energía. Es importante considerar que los efectos aislados de un solo consumidor no gene-ran un gran efecto, por lo que los programas y políticas de eficiencia energética deben de generalizarse en toda la población.

3. incremento en la temperatura mundial

La proyección de diferentes escenarios permite establecer que si los gobier-nos no actúan, y retrasan la adopción de políticas de eficiencia energética, las consecuencias y los costos probables de esta inacción de la política serán signifi-cativos. Sin otras políticas para combatir el cambio climático, las emisiones de los proyectos gases de efecto invernadero de la OCDE (Organization for Economic Cooperation and Development) se prevé que crecerán por el cerca de 52% antes de 2050. Esto incrementaría la temperatura global cerca entre el °C 1.7 y el °C 2.4

CAP. 8.—EFICIENCIA ENERGÉTICA. AVANCES EN GUATEMALA 113

comparado a los niveles preindustriales por lo menos dos veces de aumento de la temperatura considerado los niveles entre los años 1899 y 2005. Por otro lado, si se adopta la aplicación de estas políticas de inmediato por todos los países, para el año 2050 se podría obtener una reducción de casi el 40% de las emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con los niveles del año 2000.

4. comparación de costos eficiencia energética versus nuevas centrales de generación

Diferentes países a nivel mundial han analizado diferentes escenarios para garantizar los suministros de energía, dentro de los cuales se ha determinado que es más viable realizar proyectos de inversión en eficiencia energética que nuevas inversiones en generación (cuadro 1).

Cuadro 1.—Comparación costos eficiencia energética-nueva generación-rehabilitación

Nuevas plantas Eficiencia energética y rehabilitación de plantas

Source US$/kW Source US$/kW Diesel 400 Energy Efficiency 200-250 Gas(CCGT) 717 Hydro Rehabilitation 600-700 Wind 1.434Coal 1.534Hydro 1.551Nuclear 2.475Solar PV 3.954Geothermal 4.227

Fuente: www.eia.doe.gob2007.IDB data

5. avances en Guatemala en la implementación de programas de eficiencia energética

Del balance energético de Guatemala se puede establecer que arriba del 50% de los consumos es leña para la cocción de alimentos, un 15% diesel para transporte, un 13% gasolina para transporte, y que la electricidad representa un 10%.

Del análisis de la curva de carga de Guatemala se puede establecer que el mayor consumo se presenta entre las 18:00 y 10:00 horas en un día normal, dicho consumo está directamente relacionado con el alumbrado público de las calles y sobre todo de la iluminación residencial, TV y equipos análogos (gráfico 2).

Del análisis de las curvas de carga de cada país, puede obtenerse importante información para el diseño de políticas y programas de eficiencia energética, en el caso de Guatemala referido se refleja de inmediato la importancia de un programa nacional de sustitución de luminarias incandescentes por luminarias eficientes en todos los hogares del país.


Gráfico 2.—Curva de carga, Guatemala

Jueves, 13 de octubre de 2011

5

AVANCES EN GUATEMALA EN LA IMPLEMENTACION DE PROGRAMAS DE

EFICIENCIA ENERGETICA

Del balance energético de Guatemala se puede establecer que arriba del 50% de los consumos,

es leña para la cocción de alimentos, un 15% diesel para transporte, un 13% gasolina para

transporte y la electricidad representa un 10%.

Del análisis de la curva de carga de Guatemala se puede establecer que el mayor consumo se

presenta entre las 18:00 y 10:00 horas en un día normal, dicho consumo está directamente

relacionado con el alumbrado público de las calles y sobre todo de la iluminación residencial, TV

y equipos análogos.

Del análisis de las curvas de carga de cada país puede obtenerse importante información para el

diseño de políticas y programas de eficiencia energética, en el caso de Guatemala referido se

refleja de inmediato la importancia de un programa nacional de sustitución de luminarias

incandescentes por luminarias eficientes en todos los hogares del país.

Figura 2: Curva de carga (Guatemala)

Fuente: www.amm.org.gtFuente: www.amm.org.gt

6. Qué estamos haciendo (i): cooperación técnica no reembolsable Bid-cnee

En marzo de 2009, la Comisión Nacional de Energia Eléctrica y el Banco Interamericano de Desarrollo suscriben el convenio de cooperación técnica no reembolsable para el desarrollo del Plan Integral de Eficiencia Energética por un monto de setecientos cincuenta mil dólares (US$ 750,000.00) de los Estados Unidos de América de los cuales el BID aportó (US$600,000.00) y la CNEE US$150,000.00.

El objetivo de la suscripción del convenio es el diseño e implementación de un Plan Integral de Eficiencia Energética (PIEE), para la Republica de Guate-mala, con el propósito de reducir el consumo y optimizar el uso de la energía en Guatemala. Los componentes del PIEE son los siguientes:

• Componente 1.—Diseño del Programa de Incentivos a la Eficiencia Energética (EE)

El objetivo de este componente fue diseñar, evaluar y poner en funcionamien-to un conjunto de incentivos que integren un programa de apoyo público a los proyectos de EE en todos los sectores de la actividad socio-económica de Guatemala. Dentro de este componente se incluyó la contratación de una firma consultora especializada para:

• analizar y revisar experiencias previas de programas de EE en Guatemala y en la región;


• elaborar una propuesta de incentivos factibles de ser implementados en Guatemala para promover la EE;

• elaborar un marco legal y normativo para la institucionalización de los pro-gramas de incentivos a la EE;

• desarrollar mecanismos y apoyo para implementar el premio nacional de ahorro de energía eléctrica.

• Componente 2.—Definición y Esquemas de Financiamiento del PIEE

Este componente tuvo por objetivo desarrollar instrumentos legales, adminis-trativos y técnicos necesarios para poner en marcha uno o más mecanismos de financiamiento dedicados específicamente a financiar proyectos de EE en Guatemala. Los mecanismos de financiamiento incluyen los alcances, caracte-rísticas y las condiciones que se utilizarán para conformar el capital semilla y el financiamiento de dichos mecanismos, incluyendo la creación de un Fondo para el financiamiento del PIEE y la preparación de un Plan de Inversiones del PIEE, con metas, cronograma y propuesta de origen de recursos.

Este componente incluyó también la contratación de servicios de consultoría y la adquisición de bienes necesarios para diseñar mecanismos de financia-miento de las medidas de EE y probar los mismos, en forma de proyectos demostrativos.

• Componente 3.—Fortalecimiento Institucional y Capacitación de Especialistas

El objetivo de este componente es fortalecer al Ministerio de Energía y Minas (MEM) y a la CNEE; por medio de capacitar a especialistas en auditorías ener-géticas y en la elaboración de planes y monitoreo de la ejecución de programas de EE.

Bajo este componente se financió la contratación de servicios de consultoría para apoyar al MEM y a la CNEE en la elaboración de planes de EE y monito-rear la ejecución de los programas de EE: (i) proveer capacitación de recursos humanos en el diseño de normas y sistemas de EE; (ii) realizar seminarios y talleres en materia de normas y sistemas de EE; y (iii) diseñar campañas de difusión, publicidad y sensibilización a público en general; (b) apoyar al Programa de Capacitación de Especialistas en Ahorro de Energía Eléctrica y Auditorias en EE mediante: (i) el financiamiento de cursos, diplomados y seminarios para capacitadores y para la formación de especialistas en ahorro, auditorias y financiamiento en EE; (ii) la adquisición software para realizar mediciones/evaluaciones en los sectores de consumo energético.

• Componente 4.—Órgano Técnico Nacional (OTN) de Eficiencia Energética (EE)

El objetivo de este componente es la creación del OTN de EE, el cual estará encargado de elaborar planes y monitorear la ejecución de los programas de EE que se decida implementar en el país. En este componente se desarrollaron los estudios para:

• el establecimiento del marco legal para la creación del OTN;


• colaborar en la definición de una política nacional de EE y normativa, y

• colaborar en el establecimiento de los mecanismos de colaboración público-privado.

7. Qué estamos haciendo (ii): resultados obtenidos

a) Elaboración de proyecto de ley de eficiencia energética

• Fue remitido por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica al Congreso de la Republica de Guatemala para su aprobación, desde febrero de 2011. Forman parte de dicho proyecto de ley los siguientes renglones:

• Creación del consejo nacional de eficiencia energética (CONEE), como Órgano Técnico del Ministerio de Energía y Minas, responsable de elabo-rar y ejecutar el Plan Integral de Eficiencia Energética, elaborar planes y monitorear la ejecución de los programas de Eficiencia Energética que se implementen en el país.

• Plan integral de eficiencia energética, que debe ser elaborado y ejecutado por el CONEE. Se enumeran los aspectos que debe contener el Plan, como instrumento para identificar tendencias, áreas y oportunidades de ahorro y uso eficiente de la energía, y para establecer impactos, metas, objetivos y estrategias de aplicación de programas y proyectos de corto, mediano y largo plazo en la cadena energética, dando prioridad a los sectores de consumo de uso final.

• Financiamiento del uso eficiente de la energía. Para el efecto, se crea el FONDO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA –FODEE–, como mecanismo fi-nanciero administrativo para promover programas y proyectos de inversión, asistencia técnica, capacitación, divulgación, investigación y desarrollo en materia del uso racional y eficiente de la energía.

• Mecanismos para la promoción del uso eficiente de la energía. Además del Plan Integral de Eficiencia Energética –PIEE– y de la creación del Fondo –FODEE–, en el Proyecto de Ley se incluyen otros mecanismos para la pro-moción del uso eficiente de la energía, que se basan en el propósito funda-mental del Plan de que personas individuales y jurídicas, públicas y privadas, que reúnan los requisitos que al efecto se establezcan, se beneficien de los programas y proyectos que se desarrollen con los recursos del Fondo.

• Creación del premio nacional de eficiencia energética. Que tiene por objeto incentivar el desarrollo de proyectos de eficiencia energética que contribuyen eficazmente al cumplimiento de los objetivos y metas del país en eficiencia y ahorro energético.

b) Capacitacion y formacion de especialistas en eficiencia energética

• La CNEE el y el Fideicomiso para el ahorro de energía eléctrica de la Repu-blica de México, suscribieron un acuerdo de cooperación para la imparti-ción de seminarios talleres que concluyeron con la formación de más de 150


especialistas en eficiencia energética. Los participantes en estos seminarios fueron seleccionados de todos los sectores del país, incluyendo industria, comercio, sector académico etc.

• La CNEE y la Universidad Galileo de la Republica de Guatemala, suscribie-ron un convenio para la impartición de un diplomado para especialistas en eficiencia energética con énfasis en equipos industriales. En este diplomado participaron 30 profesionales.

c) Promoción y difusión de la eficiencia energética

Se contrató a una empresa especializada en comunicación para difundir men-sajes de eficiencia energética por los medios escritos, televisión, radio, entre-vistas directas etc. Dentro de lo anterior, se incluyó el sitio WEB de la CNEE www.cnee.gob.gt como un medio muy importante de difusión e información sobre medidas de eficiencia energética.

d) Diseño y ejecución de proyectos piloto

Su objetivo fue utilizar fondos de la cooperación para financiar y desarrollar proyectos piloto con los cuales se pueda promocionar el uso de los conceptos y aplicaciones de eficiencia energética como un mecanismo ser eficiente en los consumos energéticos, reduciendo los costos y muchas veces mejorando la calidad de vida por medio del uso de la tecnología adecuada y hábitos de consumo.Dentro de este renglón se ejecutaron los siguientes proyectos

12

IV. DISEÑO Y EJECUCION DE PROYECTOS PILOTO Su objetivo fue utilizar fondos de la cooperación para financiar y desarrollar proyectos piloto con los

cuales se pueda promocionar el uso de los conceptos y aplicaciones de eficiencia energética como un

mecanismo ser eficiente en los consumos energéticos, reduciendo los costos y muchas veces mejorando

la calidad de vida por medio del uso de la tecnología adecuada y hábitos de consumo.

Dentro de este renglón se ejecutaron los siguientes proyectos

En la tabla anterior, se muestran los nueve proyectos piloto ejecutados dentro de la cooperación técnica

en referencia, los mismos están en su fase final de ejecución. La CNEE ha suscrito contratos o convenios

con todas las entidades beneficiarias para monitorear los resultados reales de forma de compararlos con

los resultados esperados. Todas las entidades se han comprometido a difundir y promocionar los

resultados de los proyectos. En la mayoría de los casos los proyectos se han ejecutado con la modalidad

de reembolsar el monto de la inversión con los mismos ahorros derivados de la ejecución de los

proyectos. Los fondos serán utilizados para el financiamiento de las actividades de eficiencia energética

que ejecuta la CNEE y para la promoción y difusión de la misma.

Estos nueve proyectos piloto ejecutados dentro de la cooperación técnica, los mismos están en su fase final de ejecución. La CNEE ha suscrito contratos o convenios con todas las entidades beneficiarias para monitorear los resultados reales de forma de compararlos con los resultados esperados. Todas las entidades se han comprometido a difundir y promocionar los resultados de los proyectos. En la mayoría de los casos los proyectos se han ejecutado con la modalidad de reembolsar el monto de la inversión con los mismos ahorros derivados de la eje-cución de los proyectos. Los fondos serán utilizados para el financiamiento de las actividades de eficiencia energética que ejecuta la CNEE y para la promoción y difusión de la misma.


8. conclusiones

• En las políticas energéticas y planificación de los países deben incluirse pla-nes de eficiencia energética, considerando que es más económico que la construcción de nuevas plantas para el abastecimiento del crecimiento de la demanda.

• La acertada ejecución de planes de eficiencia energética, causa beneficios en varios sentidos: a) a la industria y comercio reduciendo sus costos por concep-to de energía eléctrica en sus procesos b) En los hogares, disminuyendo el monto mensual de la factura por consumo de energía eléctrica. c) al país por reducción en la importación de combustibles fósiles usados para la generación de electricidad y la consiguiente reducción en divisas a pagar por dicha im-portación. d) En el clima por la reducción en emisiones de los gases de efecto invernadero d) En la conservación de bosques, mediante el uso eficiente de leña para la cocción de alimentos.

• De acuerdo a los análisis efectuados se determinó que en Guatemala es conve-niente la emisión de una ley de eficiencia energética por medio de la cual se cree la institución responsable del diseño de planes y su seguimiento, así como los mecanismos financieros para la implementación de los proyectos.

• Es fundamental el establecimiento de mecanismos de información y difusión para que toda la población pueda identificar las oportunidades de eficiencia energética en los diferentes sectores. A nivel de los hogares es vital la emisión de una norma de etiquetado con el objeto de que todos los electrodomésti-cos tengan información sobre eficiencia y consumo. En la mayoría de países desarrollados inclusive existen incentivos para la adquisición de productos eficientes.

• La sustitución de equipo ineficiente implica dispones de un plan adecuado de reciclaje de los desechos. Debe evitarse a toda costa el traslado de equipo ineficiente, ya que ello solo traslada el problema y la ineficiencia de un lugar a otro.

• Finalmente, Guatemala aunque ha iniciado con retraso la implementación de un plan integral de eficiencia energética, ha tomado el rumbo que considera más apropiado para su desarrollo, siendo de vital importancia para el éxito de dicho plan la participación de todos los sectores del país.

• Se están ejecutando 9 proyectos piloto demostrativos para la promoción de la eficiencia energética, los cuales están en su fase final de implementación. Se monitorearan los resultados reales para compararlos con los resultados esperados.

CAPÍTULO 9crecimiento de La generación distriBuida

en Honduras

Miguel Ángel Figueroa RiveraUnidad de Fiscalización y Calidad del Sector

Comisión Nacional de Energía (CNE, Honduras)

1. introducción

La mayor parte de la energía eléctrica que se consume en el mundo se produ-ce con tecnologías de generación del tipo convencional como grandes centrales termoeléctricas, hidroeléctricas, ó nucleares, generalmente instaladas cerca de los lugares de abastecimiento del recurso primario y distante de los grandes centros de consumo. La energía eléctrica se transporta a grandes distancias en diferentes niveles de alta tensión (AT), y finalmente se distribuye de forma adecuada a nivel de cliente o consumidor final. Generalmente esta gran estructura de suministro de energía eléctrica se divide en tres sistemas: i) sistema de generación, ii) sistema de transmisión y, iii) sistema de distribución.

Sin embargo en los sistemas de suministro de energía eléctrica (SSEE) por diversas razones se está dando un cambio importante de funciones técnicas, el cual consiste en la conexión en paralelo a los sistemas de distribución de unidades de generación de diferentes tecnologías usualmente de baja o mediana capacidad de potencia (de unos pocos kW a unos pocos MW), denominada Generación Distribuida o Generación Dispersa (GD). Es decir, la distribución de energía eléctrica que usualmente se le designaba con una función técnica pasiva, ahora pasa a ser de una naturaleza también activa al albergar fuentes de generación dentro de sus redes eléctricas.

Con los resultados del proceso de Licitación Pública Internacional 100-1293/2009 Compra de Potencia y su Energía Asociada Generada Con Recursos Reno-vables (Meta: 250 MW), realizada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se espera contar en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), con unos 708 MW distribuidos en alrededor de 48 proyectos de energía renovable para ser construidos en los próximos 10 años. Sin embargo, no se ha realizado un análisis detallado del impacto de esta GD en el sistema eléctrico nacional, considerando que la mayoría de los estos proyectos serán conectados en las redes de distribución.

La GD tiene muchos aspectos atractivos ó positivos para la industria de la energía eléctrica desregulada y competitiva. No obstante, el uso extendido de esta nueva forma de generación presenta muchos desafíos en su integración física sobre el sistema eléctrico de potencia existente.

120 MIGUEL ÁNGEL FIGUEROA RIVERA

Por tanto, se debe contar con normas regulatorias que faciliten la integración de esta nueva forma de generación, su operación confiable y segura dentro del sistema eléctrico, por lo que el ente regulador de Honduras enfrenta una nueva tarea que plantear y resolver.

En este capítulo, se presenta en una primera sección la problemática de la GD, en una segunda parte la descripción de la situación esperada en el subsector eléctrico de Honduras y por último, las tareas de regulación que debe resolver la función técnica de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

2. Problemas de la operación de generación distribuida

Las fuentes de GD presentan ciertas características convenientes como ca-pacidad de potencia modular, cortos tiempos de instalación, menores capitales iniciales de inversión, beneficios ambientales, etc., pero una de las principales ventajas de la GD es que se puede ubicar cerca de los consumidores finales (ma-yor facilidad para encontrar sitios): en un sector industrial, dentro de un edificio, en una comunidad, casi en cualquier punto de un sistema eléctrico de potencia; además esto podría evitar ó prorrogar los planes previstos para la expansión de las instalaciones de transmisión y distribución por parte de la empresas eléctricas (ENEE).

Sin embargo, antes de considerar la conveniencia del desarrollo de proyectos de GD y el cambio positivo en la diversificación de la matriz energética nacional, se debe analizar con cuidado una serie de complicaciones de operación que sur-gen en el sistema eléctrico (SIN) al momento de la interconexión eléctrica de la GD. Entre las complicaciones técnicas (impactos negativos) pueden mencionar los siguientes:

• El cambio en los perfiles de tensión a lo largo de las redes de distribución, que depende de la energía producida por las unidades de GD y de los ni-veles de consumo, lo que conduce a un comportamiento diferente de lo normal.

• El cambio en las pérdidas de energía en el sistema, en función de la pro-ducción y niveles de carga.

• La congestión de redes eléctricas, también en función de la producción y niveles de carga.

• El incremento en los niveles de corrientes de corto circuito con flujos en varias direcciones (pérdida de radialidad de redes de distribución). Ver gráfico 1.

• Transitorios electromagnéticos que aparecerán como un resultado de conexión y desconexión de generadores, o aún, como resultado de su operación.

• El efecto sobre la calidad del producto técnico y la confiabilidad del sistema eléctrico.

CAP. 9.—CRECIMIENTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN HONDURAS 121

• Más necesidades de automatización en protección y control de la red de la empresa eléctrica, ya que se debe coordinar con las protecciones instaladas en el lado de la GD.

• Señal distorsionada para la determinación de la reserva necesaria para la seguridad del sistema eléctrico.

Gráfic0 1.—Impacto de la GD en el sistema de protección en una red de distribución

El cambio en los perfiles de tensión a lo largo de las redes de distribución, que

depende de la energía producida por las unidades de GD y de los niveles de

consumo, lo que conduce a un comportamiento diferente de lo normal.

El cambio en las pérdidas de energía en el sistema, en función de la producción y

niveles de carga.

La congestión de redes eléctricas, también en función de la producción y niveles

de carga.

El incremento en los niveles de corrientes de corto circuito con flujos en varias

direcciones (pérdida de radialidad de redes de distribución). Ver gráfica 1.

Transitorios electromagnéticos que aparecerán como un resultado de conexión y

desconexión de generadores, o aún, como resultado de su operación.

El efecto sobre la calidad del producto técnico y la confiabilidad del sistema

eléctrico.

Más necesidades de automatización en protección y control de la red de la empresa

eléctrica, ya que se debe coordinar con las protecciones instaladas en el lado de la

GD.

Señal distorsionada para la determinación de la reserva necesaria para la seguridad

del sistema eléctrico.

SUBESTACIÓNAT / MT

F

GD1 GD2

FALLAF1

F2

F3

GD

FALLA

FALLA1

2

3

a) Aumento de los niveles de cortocircuito b) Pérdida de radialidad : corrientes defalla en varias direcciones

Gráfica 1. Impacto de la GD en el sistema de protección en una red de distribución.

Además de complicaciones técnicas, también problemas de índole regulatorio representan

un gran desafío para la interconexión y operación satisfactoria de la GD. Esto hace que se

vuelva una tarea sumamente difícil minimizar los impactos negativos y realizar una máxima

Además de complicaciones técnicas, también problemas de índole regulatorio representan un gran desafío para la interconexión y operación satisfactoria de la GD. Esto hace que se vuelva una tarea sumamente difícil minimizar los impactos negativos y realizar una máxima explotación de los beneficios que puede aportar la GD procurando adecuados niveles de seguridad y calidad del servicio en el sistema.

3. nivel de inserción de generación distribuida en el subsector eléctrico de Honduras

Como muestra a el gráfico 2, la matriz de generación del subsector eléctrico está compuesta principalmente por un 62% de centrales termoeléctricas a base de combustibles derivados del petróleo (bunker y diesel), un 33% de lo producen centrales hidroeléctricas y un 5% de centrales a base de biomasa. La capacidad instalada del sistema de generación es alrededor de los 1605 MW con un factor de disponibilidad del 85%.


Gráfico 2.—Matriz de generación subsector eléctrico de Honduras

explotación de los beneficios que puede aportar la GD procurando adecuados niveles de

seguridad y calidad del servicio en el sistema.

3. Nivel de inserción de Generación Distribuida en el Subsector Eléctrico de Honduras

De acuerdo a la gráfica 2, la matriz de generación del subsector eléctrico está compuesta

principalmente por un 62% de centrales termoeléctricas a base de combustibles derivados del

petróleo (bunker y diesel), un 33% de lo producen centrales hidroeléctricas y un 5% de

centrales a base de biomasa. La capacidad instalada del sistema de generación es alrededor de

los 1605 MW con un factor de disponibilidad del 85%.

33%

62%

5%

Tipo de Generación Instalada

HIDROELÉCTRICO

TÉRMICO

BIOMASA

Hidráulica 521.9 MW

Térmica 992.5 MW

Biomasa 91.4 MW

Total 1605.8 MW

Gráfica 2. Matriz de Generación subsector eléctrico de Honduras.

Se ha considerado aquellas fuentes de generación conectadas directamente a la barra de

subestación y circuitos o alimentadores en niveles de tensión de distribución, particularmente

en 34,5 kV; un total de 16,0 % corresponde al concepto de GD, pero un 9,0% de fuentes de

GD son de tecnologías a base recursos renovables (energía renovable), tal como presenta la

gráfica 3.

Con los resultados del proceso de Licitación Pública Internacional No. 100-1293/2009

“Compra de Potencia y su Energía Asociada Generada Con Recursos Renovables” (Meta: 250

MW), realizada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se espera contar en el

Sistema Interconectado Nacional (SIN), con unos 708 MW distribuidos en alrededor de 48

proyectos de energía renovable para ser construidos en los próximos 10 años. Sin embargo,

no se ha realizado un análisis detallado del impacto de esta GD en el sistema eléctrico de

Se ha considerado aquellas fuentes de generación conectadas directamente a la barra de subestación y circuitos o alimentadores en niveles de tensión de distribución, particularmente en 34,5 kV; un total de 16,0 % corresponde al con-cepto de GD, pero un 9,0% de fuentes de GD son de tecnologías a base recursos renovables (energía renovable), tal como presenta el gráfico 3.

Con los resultados del proceso de Licitación Pública Internacional No. 100-1293/2009 «Compra de Potencia y su Energía Asociada Generada Con Recursos Renovables» (Meta: 250 MW), realizada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se espera contar en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), con unos 708 MW distribuidos en alrededor de 48 proyectos de energía renovable para ser construidos en los próximos 10 años. Sin embargo, no se ha realizado un análisis detallado del impacto de esta GD en el sistema eléctrico de potencia nacional, considerando que la mayoría de los estos proyectos serán conectados en las redes de distribución.

Gráfico 3.—Participación de fuentes de GD en el subsector eléctrico año 2010

potencia nacional, considerando que la mayoría de los estos proyectos serán conectados en las

redes de distribución.

28%

5%

56%

7%4%

HIDRO MAYORHIDRO MENORTÉRMICO MAYORTÉRMICO MENORBIOMASA

~ 16%~ 9% GD/ER

Gráfica 3. Participación de fuentes de GD en el subsector eléctrico año 2010.

CAP. 9.—CRECIMIENTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN HONDURAS 123

Dentro de las expectativas de cambio y diversificación de la matriz energética promovida por el Gobierno de la República, y de los resultados de la reciente licitación de energía renovable ejecutada por la ENEE, se han identificado aque-llas centrales de pequeña o media capacidad, pero particularmente aquellas que se encuentran operando en alimentadores de redes de distribución de media tensión (≤ 34.5 kV). El gráfico 4 presenta cual será el nivel de participación de la GD en el sistema eléctrico interconectado nacional para el año 2022.

Gráfico 4.—Participación de fuentes de GD en el subsector eléctrico para el año 2022

Dentro de las expectativas de cambio y diversificación de la matriz energética promovida

por el Gobierno de la República, y de los resultados de la reciente licitación de energía

renovable ejecutada por la ENEE, se han identificado aquellas centrales de pequeña o media

capacidad, pero particularmente aquellas que se encuentran operando en alimentadores de

redes de distribución de media tensión (≤ 34.5 kV). La gráfica 4 presenta cual será el nivel de

participación de la GD en el sistema eléctrico interconectado nacional para el año 2022.

52%

9%

39%

Generación Distribuida Renovable (GD/ER), Año 2022

ER

GD/ER

T RMICO

(191.78 MW)

Gráfica 4. Participación de fuentes de GD en el subsector eléctrico para el año 2022.

Es evidente que ante un crecimiento en capacidad instalada (alrededor de 191 MW) de la

operación de GD basada en tecnologías de generación a base de recursos renovables en el

SIN, se necesitarán soluciones tanto técnicas como de regulación con el objetivo lograr una

mejor integración de la GD dentro de la matriz energética del subsector eléctrico.

Si bien en términos de porcentaje la presencia de GD en Honduras puede no ser

considerado alto como valores del 20 o 30% estimados en la literatura internacional del tema,

un porcentaje alrededor del 9 ó 10% es considerable de acuerdo a las características técnicas

del sistema eléctrico de Honduras y para los aspectos de regulación del sector.

4. Tareas de Regulación para la Generación Distribuida

Como marco de referencia para establecer una normativa, se debe realizar antes un

análisis detallado de los principales problemas operativos que surgirán con el desarrollo e

Es evidente que ante un crecimiento en capacidad instalada (alrededor de 191 MW) de la operación de GD basada en tecnologías de generación a base de recursos renovables en el SIN, se necesitarán soluciones tanto técnicas como de regulación con el objetivo lograr una mejor integración de la GD dentro de la matriz energética del subsector eléctrico.

Si bien en términos de porcentaje la presencia de GD en Honduras puede no ser considerado alto como valores del 20 o 30% estimados en la literatura internacional del tema, un porcentaje alrededor del 9 ó 10% es considerable de acuerdo a las características técnicas del sistema eléctrico de Honduras y para los aspectos de regulación del sector.

4. tareas de regulación para la generación distribuida

Como marco de referencia para establecer una normativa, se debe realizar an-tes un análisis detallado de los principales problemas operativos que surgirán con el desarrollo e integración de proyectos de GD basada en fuentes de generación del tipo renovable en el SIN, determinando un espacio de soluciones y de refe-rencia a la problemática planteada, entre algunas tareas se pueden mencionar:

• Revisar la literatura internacional acerca de la operación y normativa de la GD en los sistemas eléctricos de potencia.

• Identificar y determinar los problemas operativos más importantes causados por la interconexión de GD sobre el SIN, incluyendo aspectos de calidad

Generación Distribuida Renovable (GD/ER), Año 2022


del servicio en redes de distribución, y acceso y remuneración de redes (peaje).

• Desarrollar herramientas metodológicas de análisis y solución de problemas específicos en la operación de la GD en el SIN por medio del trabajo de unidades técnicas ó grupos de investigación en universidades.

• Proponer medidas de mitigación de impactos negativos y procedimientos y normativas para la apropiada operación de GD en el SIN.

En el nuevo contexto, la CNE tiene las tareas de revisar reglamentos existentes y desarrollar otros instrumentos regulatorios que incentiven el libre acceso, opera-ción técnica y económica satisfactoria de la interconexión de la GD. Actualmente se está desarrollando el proyecto de regulación: Reglamento para la Interconexión, Operación, Control, Mantenimiento y Comercialización de Fuentes Distribuidas de Gene-ración. Se pretende que esta herramienta regulatoria considere no únicamente fuentes distribuidas con tecnologías de generación a base de recursos renovables, sino también tecnologías convencionales.

Con los resultados y recomendaciones del desarrollo de este proyecto de normativa se espera mejorar la integración física de GD para hacer una mayor explotación de sus beneficios para una política energética integral del país y proporcionar una herramienta de soporte y de referencia para el sector público y privado de la industria eléctrica.

referencias bibliográficas

[1] A. Gómez Expósito et.al., Análisis y Operación de Sistemas de Energía Eléctrica, McGraw-Hill, España, 2002.

[2] Reportes y Estadísticas del Subsector Eléctrico disponibles en sitio web: www.enee.hn

[3] M. Figueroa, E. Orduña, Protección de redes de distribución con generación disper-sa – Aplicación de la reconexión automática monofásica, XI Encuentro Regional Iberoamericano de CIGRÉ (XI ERIAC), Ciudad del Este, Paraguay, Mayo 2005.

[4] M. Figueroa, E. Orduña, Application of Single Pole Auto-Reclosing in Medium Voltage Distribution Networks for Improving Integration of Distributed Generation, IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exposition Latin America, Venezuela, 2006.

[5] M. Figueroa, E. Orduña, Ultra-High-Speed Protection for Medium Voltage Distribu-tion Networks with Distributed Generation, IEEE PES Transmission and Distribu-tion Conference and Exposition Latin America, Colombia, 2008.

[6] Decreto Legislativo 70-2007, Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables, octubre de 2007.

CAPÍTULO 10tratamiento de Las energÍas renoVaBLes

no conVencionaLes en eL ecuador

Geovanny PardoDirector de Regulación

Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC, El Ecuador)

1. Marco legal para el sector eléctrico

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), publicada en el Suplemento del Registro Oficial nº 43, de 10 de octubre de 1996, definió un esquema de mercado basado en la segmentación horizontal y vertical de la industria eléctrica, incorporando competencia en la fase de generación, y manteniendo como mo-nopolios regulados la transmisión y distribución. Se creó un mercado eléctrico mayorista, cuyos precios eran determinados cada hora en función de la unidad de generación marginal, constituyéndose en la referencia para los contratos bilate-rales que podían suscribirse entre productores (generadores y autogeneradores) y consumidores (distribuidores y grandes consumidores).

Este esquema se mantuvo vigente hasta el 23 de julio de 2008, fecha en que la Asamblea Constituyente aprobó el Mandato Constituyente nº 15, instrumento jerárquicamente superior a la LRSE, y que incorporó reformas fundamentales al sector eléctrico, entre las que se podrían citar las siguientes:

• el Estado asume el control, gestión y regulación del sector eléctrico;

• las inversiones en generación, transmisión y distribución serán realizadas por el Estado;

• se elimina el modelo marginalista con fines de cálculo tarifario y se establece la contratación regulada;

• se permite la integración de la industria eléctrica, a través de las empresas públicas que se crearen.

Para el caso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), desde la LRSE, y que no fue modificado por el Mandato Constituyente nº 15, se de-finieron mecanismos de incentivos para fomentar su desarrollo y uso, a través de los organismos públicos, las universidades y las instituciones privadas. Para el efecto, corresponde al Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) dictar normas para el despacho de electricidad producida con ERNC, tendiendo a su aprovechamiento y prioridad.

126 GEOVANNY PARDO

2. evolución del marco regulatorio para las ernc

En función de la facultad legal establecida para el CONELEC, como el ente de regulación y control, aprobó en el 2000 una Regulación en la que se definían los incentivos para las ERNC, y que consistía básicamente en establecer un esquema de precios y despacho preferentes para este tipo de tecnologías.

Las Regulación, desde el 2000, ha ido evolucionando en cuanto a los aspectos normativos, económicos y tecnológicos, considerando el avance que han tenido estas tecnologías a nivel mundial.

Tal es así que a la Regulación del 2000, se ha incorporado por ejemplo las hidroeléctricas de hasta 50 MW, y se han actualizado los precios de las diferentes tecnologías (eólica, fotovoltaica, biomasa – biogás y geotérmica), de cuyo proceso se ha podido determinar que los precios sigan la tendencia mundial, esto es a disminuir.

La última revisión efectuada fue en el 2011, de cuyo proceso el CONELEC emitió la Regulación CONELEC – 004/11 «Tratamiento de las energías renova-bles no convencionales», cuyo objetivo apunta a establecer los requisitos, precios, su período de vigencia, y forma de despacho para la energía eléctrica entregada al Sistema Nacional Interconectado y sistemas aislados, por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales.

En esta última revisión, y como se lo había comentado previamente, las ener-gías renovables no convencionales comprenden las siguientes: eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotermia y centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW de capacidad instalada. Las condiciones preferentes establecidas en esta Regulación, estarán vigentes para todos aquellos proyectos nuevos que suscriban un título habilitante hasta el 31 de diciembre de 2012, fecha hasta la cual, el CONELEC realizará un estudio para definir las nuevas condiciones de precio, las mismas que regirían desde el 1 de enero de 2013.

3. Mecanismo de incentivo

El mecanismo regulatorio utilizado para incentivar el desarrollo de las ener-gías renovables no convencionales es el denominado precio preferente (feed in tariff), pues los otros mecanismos que se aplican a nivel mundial se fundamentan en mercados de competencia, los cuales han tenido resultados menos exitosos que el precio preferente.

Para la determinación de los precios aplicables al caso de Ecuador, y con-siderando lo señalado en el marco legal vigente, se han considerado varias referencias internacionales, con la correspondiente revisión al momento de reflejarlas en el país. Entre las referencias se pueden mencionar las que se indican en el gráfico 1:

CAP. 10.—TRATAMIENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES EN EL ECUADOR 127

Gráfico 1.—referencias internacionales donde promocionan las ERNC

Para el caso de las hidroeléctricas, es importante mencionar que a nivel mun-dial son muy pocos países los que han implementado esquemas promocionales, para centrales con una capacidad instalada superior a los 20 MW, razón por la que en ese caso, se utilizó como herramienta los probables flujos financieros de un conjunto de proyectos, sobre cuya base de determinó el precio preferente.

Los incentivos establecidos en la Regulación CONELEC – 004/11, consideran a las energías provenientes de la biomasa, biogás, eólica, geotérmica, fotovoltaica, y pequeñas centrales hidroeléctricas (de hasta 50 MW). Esto sin perjuicio de que a futuro, y de los análisis que realice el CONELEC y de la evolución tecnológica, se puedan incorporar otras tecnologías.

4. situación actual de las ernc en ecuador

Desde el año 2000, en el cual se emitió la primera normativa relacionada con la promoción de las energías no convencionales, varias empresas han accedido a estas condiciones preferenciales.

Tal es así que algunas empresas están ya en operación comercial, sujetas tanto al despacho preferente como a la liquidación de su energía, por parte del CE-NACE, con los precios preferentes definidos en las respectivas regulaciones que se han emitido a través de estos años. En el cuadro 1 se puede observar el estado de las energías renovables en el Ecuador.

128 GEOVANNY PARDO

Cuadro 1.—Estado de las ERNC en el Ecuador

Para el caso de las hidroeléctricas, es importante mencionar que a nivel mundial son muy pocos países los que han implementado esquemas promocionales, para centrales con una capacidad instalada superior a los 20 MW, razón por la que en ese caso, se utilizó como herramienta los probables flujos financieros de un conjunto de proyectos, sobre cuya base de determinó el precio preferente. Los incentivos establecidos en la Regulación No. CONELEC – 004/11, consideran a las energías provenientes de la biomasa, biogás, eólica, geotérmica, fotovoltaica, y pequeñas centrales hidroeléctricas (de hasta 50 MW). Esto sin perjuicio de que a futuro, y de los análisis que realice el CONELEC y de la evolución tecnológica, se puedan incorporar otras tecnologías.

Situación actual de las ERNC en Ecuador

Desde el año 2000, en el cual se emitió la primera normativa relacionada con la promoción de las energías no convencionales, varias empresas han accedido a estas condiciones preferenciales. Tal es así que algunas empresas están ya en operación comercial, sujetas tanto al despacho preferente como a la liquidación de su energía, por parte del CENACE, con los precios preferentes definidos en las respectivas regulaciones que se han emitido a través de estos años. En la Tabla 1 se puede observar el estado de las energías renovables en el Ecuador.

Regulación No. CONELEC – 004/11 El CONELEC, a través de las regulaciones emitidas desde el 2000, ha establecido incentivos para el desarrollo de proyectos de generación que utilicen recursos renovables no convencionales en el Ecuador; por ello, y a fin de continuar con esta política, con Resolución No. 023/11 en sesión de 14 de abril de 2011, el Directorio emitió la Regulación No. CONELEC – 004/11 ““Tratamiento de las energías renovables no convencionales”, en la cual se establecen, para este tipo de energías, un proceso de calificación para la obtención del título habilitante, además de condiciones preferentes para cada uno de los tipos de tecnologías utilizadas para la generación, entre los cuales se pueden indicar los siguientes:

Precio preferencial fijo por kWh generado, Plazo preferente en la aplicación de los precios, Despacho preferente para este tipo de generadores,

Empresa Tipo Provincia Total (MW)Eolicsa Eólica Galápagos 2.4 Ingenio San Carlos Biomasa Turbo vapor Guayas 35Ecoelectric Biomasa Turbo vapor Guayas 28.1Ecudos (Lucega) Biomasa Turbo vapor Cañar 27.6

Hidrotambo Hidroeléctrica Bolívar 7.6

Total 100.7

PROYECTOS DE ENERGÍA NO CONVENCIONAL EN EL ECUADOR

5. regulación cOneLec – 004/11

El CONELEC, a través de las regulaciones emitidas desde el 2000, ha estableci-do incentivos para el desarrollo de proyectos de generación que utilicen recursos renovables no convencionales en el Ecuador; por ello, y a fin de continuar con esta política, con Resolución 023/11 en sesión de 14 de abril de 2011, el Direc-torio emitió la Regulación CONELEC – 004/11 ««Tratamiento de las energías renovables no convencionales», en la cual se establecen, para este tipo de ener-gías, un proceso de calificación para la obtención del título habilitante, además de condiciones preferentes para cada uno de los tipos de tecnologías utilizadas para la generación, entre los cuales se pueden indicar los siguientes:

• precio preferencial fijo por kWh generado,

• plazo preferente en la aplicación de los precios,

• despacho preferente para este tipo de generadores,

• condiciones para los generadores menores a 1 MW.

Conforme lo señalado previamente, estas tecnologías tienen un precio pre-ferente dentro de la liquidación comercial, pero además de ello es importante mencionar que existe una diferencia entre los precios reconocidos en el conti-nente y los que se reconocen en el territorio insular de Galápagos, consideran-do básicamente la logística que implica cualquier instalación en las islas. En la cuadro 2.

CAP. 10.—TRATAMIENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES EN EL ECUADOR 129

Cuadro 2.—Precios preferenciales para las ERNC en el Ecuador

Condiciones para los generadores menores a 1 MW. Conforme lo señalado previamente, estas tecnologías tienen un precio preferente dentro de la liquidación comercial, pero además de ello es importante mencionar que existe una diferencia entre los precios reconocidos en el continente y los que se reconocen en el territorio insular de Galápagos, considerando básicamente la logística que implica cualquier instalación en las islas. En la tabla 2

Apuntes finales respecto a la aplicación de la Regulación

La Regulación vigente para el tratamiento de las ERNC es aplicable únicamente a aquellos proyectos nuevos, que deseen acogerse a las condiciones de la mencionada Regulación, y que firmen un título habilitante a partir de la entrada en vigencia de la misma. La aplicación de la Regulación se constituye en una señal económica, orientada a fomentar la inversión privada en proyectos de generación. Para el caso de la inversión a través de empresas públicas, estos precios se constituyen en una referencia. Los generadores públicos podrían acogerse al esquema de precios de la Regulación, siempre y cuando las políticas determinen el pago de los precios preferentes a este tipo de generadores. Existirá una nueva revisión y actualización de precios preferentes, los mismos que se aplicarían a partir del 2013.

Tipo de Central de Generación

Territorio Continental

Territorio Insular de Galápagos

Eólicas 9.13 10.04Fotovoltaícas 40.03 44.03Biomasa y Biogas < 5 MW 11.05 12.16Biomasa y Biogas > 5 MW 9.6 10.56Geotérmicas 13.21 14.53Centrales Hidroeléctricashasta 10 MW

7.17-

Centrales Hidroeléctricasmayores a 10 MW hasta 30

6.88 -

Centrales Hidroeléctricasmayores a 30 MW

6.21-

Precios Preferenciales para las ERNC (cUSD/kWh)

6. apuntes finales respecto a la aplicación de la regulación

• La Regulación vigente para el tratamiento de las ERNC es aplicable única-mente a aquellos proyectos nuevos, que deseen acogerse a las condiciones de la mencionada Regulación, y que firmen un título habilitante a partir de la entrada en vigencia de la misma.

• La aplicación de la Regulación se constituye en una señal económica, orientada a fomentar la inversión privada en proyectos de generación. Para el caso de la inversión a través de empresas públicas, estos precios se constituyen en una referencia.

• Los generadores públicos podrían acogerse al esquema de precios de la Re-gulación, siempre y cuando las políticas determinen el pago de los precios preferentes a este tipo de generadores.

• Existirá una nueva revisión y actualización de precios preferentes, los mis-mos que se aplicarían a partir del 2013.

CAPÍTULO 11mercados minoristas de eLectricidad Y de gas:

diseÑo, funcionamiento e información aL consumidor

Rafael Durbán RomeroIngeniero Industrial

Ex-Secretario Ejecutivo de ARIAE

1. introducción

El correcto funcionamiento de los mercados minoristas de electricidad y gas constituye un elemento esencial a la hora de satisfacer las necesidades de los consumidores en lo que a precios justos, eficiencia en el consumo, derechos del consumidor (en su caso la libertad de elección de suministrador) y la provisión de servicios complementarios o adicionales a la energía. En general, la introduc-ción de competencia incide de manera especial en un funcionamiento eficiente de los mercados, por lo que en este caso, se requeriría la libertad de elección de suministrador para los consumidores y pocas barreras de acceso para los nuevos participantes en el mercado. También requiere normas claras y transparentes que facilitarán el acceso en condiciones no discriminatorias de los agentes a la presta-ción del suministro y la participación activa de los consumidores en el mercado. Si el consumidor tiene la confianza en el mercado y la correcta interacción con el suministrador, y ejerce de forma efectiva su capacidad de elección, se condiciona-rá que los mercados minoristas funcionen correctamente, y a su vez, se facilitará la consecución de los objetivos de competencia, eficiencia energética, sostenibilidad y competitividad para los sectores económicos consumidores.

En este sentido, el éxito en la creación y desarrollo de los mercados minoristas de electricidad y de gas, pivotaría en un diseño correcto, una buena regulación y separación de actividades de red y comerciales, una eficaz supervisión, todo ello complementado con medidas, en su caso singulares, de protección del consumi-dor singular o vulnerable.

En relación a la actitud del consumidor, una mejora de la información sobre el consumo y los costes puede aumentar la eficiencia en el consumo de energía y provocar que reaccionen a las variaciones de los precios. El aumento de la con-ciencia energética a través de la mejora de la información sobre el propio con-sumo constituye una parte vital de un mercado minorista bien diseñado, ya que unos clientes informados mostrarán mayor sensibilidad al derroche de energía y contribuirán, por lo tanto, a la sostenibilidad medioambiental atribuible al siste-ma energético. Si además se facilita su interacción con las redes y participación en la generación distribuida, ello constituiría un factor clave en el aumento del uso de las energías renovables.

134 RAFAEL DURBAN ROMERO

Desde el lado de la oferta, la eficiencia de costes debe ser un objetivo impor-tante en el diseño, regulación y desarrollo de los mercados minoristas. Una regu-lación adecuada, estructura de mercado competitiva, la mejora de los sistemas de información y de otros sistemas y procesos basados en sistemas de comunicación y medición inteligentes, la convergencia de normas y procedimientos de cambio de suministrador, y el factor escala en la provisión del suministro dual y otros servicios adicionales, pueden contribuir a la consecución de este objetivo.

2. el diseño del mercado minorista

Los mercados de la electricidad y el gas abarcan una serie de procesos com-plementarios y que en su caso se desarrollan conjuntamente. El ámbito que debe abarcar el diseño se referiría a la definición de las funciones y responsabilidades de los diferentes actores del mercado, procesos que se dan entre estos y el marco de actuaciones para proporcionar capacidad en el mercado a los clientes.

Si bien un correcto diseño puede contribuir de manera decisiva a que exista una competencia efectiva en el mercado, también deben considerarse unas condiciones previas «aguas arriba» al mercado minorista, para que este resulte efectivo.

En este contexto, algunas de las barreras de acceso que se han encontrado los nuevos suministradores han venido provocadas por factores distintos del modelo de mercado minorista. Por ejemplo, la falta de liquidez en los mercados mayoristas bloquea el acceso de nuevos participantes con independencia del modelo de mercado minorista. Los problemas de los mercados mayoristas y de balance (costes de los desvíos) también se reflejan en la eficiencia de los mer-cados minoristas de la electricidad y el gas. La concentración que se da en estos mercados puede representar una importante barrera de acceso para los nuevos suministradores sin capacidad de generación/producción propia. Por lo tanto, un mercado mayorista que funcione correctamente es una condición previa para el desarrollo del mercado minorista.

Además del diseño del mercado, otros elementos relacionados con el cliente resultan también determinantes para el desarrollo de mercados minoristas que funcionen correctamente. La regulación de los precios merece una atención específica.

Los mercados completamente abiertos con una competencia que funciona correctamente no pueden coexistir a largo plazo con precios de la energía al usuario final regulados. Si se asume un modelo de mercado y suministro liberali-zados, una regulación que considere la coexistencia de precios libres y regulados para un mismo usuario final (salvo evidentemente los considerados vulnerables) distorsiona el funcionamiento del mercado y cuestiona la eficiencia en el con-sumo y la seguridad del suministro. En todo caso, si se diera la coexistencia, los precios al usuario final regulados artificialmente bajos deberían abolirse o, cuan-do corresponda, equipararse a las condiciones del mercado.

Como se ha mencionado anteriormente, la existencia de consumidores vulne-rables hace necesario que sean objeto de protección en los mercados competiti-vos. Las herramientas de protección de los clientes vulnerables deben utilizarse

CAP. 11.—MERCADOS MINORISTAS DE ELECTRICIDAD Y DE GAS: DISEñO, FUNCIONAMIENTO... 135

en línea con los requisitos previos de los mercados competitivos abiertos. Ante esta realidad, los procesos de desarrollo de los mercados minoristas necesitarían de períodos de transición hacia una competencia que funcione correctamente (en pos de una coexistencia de precios regulados y de mercado) con el fin de proteger a los clientes de posibles abusos de posición dominante.

Por otra parte, podría darse la circunstancia de la existencia de mercados libe-ralizados pero con situaciones de monopolio u oligopolio en la comercialización minorista, que estaría reduciendo al ejercicio de elección de los consumidores a un mero derecho nominal sin ninguna efectividad y que conllevaría la necesi-dad de mantener precios regulados o precios máximos. En este caso, no hay más solución si se quiere mejorar la eficiencia del mercado que facilitar el acceso de nuevos comercializadores que accedan a la compra de energía mediante formatos competitivos, y aun así, la regulación de los precios de la energía al usuario final debería concluirse lo antes posible.

3. el papel del regulador en la creación y supervisión del mercado minorista

En aquellos países y marcos regulatorios que exista esta figura, el refuerzo de los poderes y las obligaciones de las autoridades reguladoras nacionales en la regulación, pero sobre todo en la supervisión son factores claves en el éxito de la implantación y desarrollo de los mercados minoristas y una prestación eficiente del suministro de electricidad y de gas a los consumidores finales. Los organismos reguladores deben participar activamente en la regulación de los gestores de redes de transporte y distribución (GRT, GRD), y su evolución hacia un papel adicional de facilitadores del mercado. Por otro lado, los reguladores deben supervisar el nivel de competencia y eficiencia en mercados competitivos, y especialmente en el mercado minorista.

En este sentido, las entidades reguladoras deben ejercer su independencia disponiendo de los recursos necesarios, tanto humanos como financieros, y así desempeñar el papel clave que les corresponde en la regulación y supervisión de los mercados en competencia, mayorista y minorista, impulsando la formación eficiente de los precios, la internalización de los costes medioambientales y socia-les, y la eficiencia en el consumo, contribuyendo con todo ello a la integración de energías alternativas y a la sostenibilidad energética y medioambiental.

3.1. El Regulador y el diseño de mercados minoristas

Los mercados minoristas de energía, como otros en los que se introduce la competencia, deben orientarse al consumidor, y ello conlleva que el regulador ponga énfasis en un diseño de mercado minorista justo y adaptado a las necesi-dades del consumidor. Los mercados minoristas tradicionales parten del hecho que los gestores de redes juegan un papel decisivo en el conjunto del sistema energético, relacionando la generación y aprovisionamiento con el consumo. Sin embargo, el diseño de un futuro sistema energético debería tomar en considera-ción la evolución de un mero consumidor a otro con la posibilidad adicional de


aportar energía a la red, a partir de infraestructuras y lógica inteligentes, y a su vez facilitando la integración de las energías renovables a través de la generación distribuida.

El diseño debe establecer una clara definición de las funciones y responsabili-dades de los agentes del mercado. Su ámbito debe comprender todo tipo acuer-dos y compromisos con el cliente, así como a procesos de negocio estandarizados, formatos de intercambio de datos y acuerdos sobre datos entre agentes del mer-cado que intervengan en la logística del suministro. En mercados liberalizados, los procedimientos, formatos de información y plazos adoptados permitirán a los clientes cambiar de suministrador con mínimos costes de transacción.

La adopción de pautas que mejoren la eficiencia energética por parte del con-sumidor es un factor clave y será determinante en la lucha contra el cambio cli-mático, por lo que los organismos reguladores deberían establecer unos criterios claros sobre la propiedad de la información de los datos de consumo, criterios de medición y derechos de los agentes en la gestión del consumo y la facturación energética, impulsando la incorporación de la infraestructura y software de red y medición inteligentes.

En este ámbito, el regulador debe facilitar a los consumidores, para que do-tados de la información sobre su consumo y de las alternativas del suministro y discriminación del consumo en una forma eficiente, se conviertan en agentes activos en la cadena del suministro.

Gráfico 1.—Organización del mercado minorista liberalizado de electricidad en España*

9

de los agentes en la gestión del consumo y la facturación energética, impulsando la

incorporación de la infraestructura y software de red y medición inteligentes.

En este ámbito, el regulador debe facilitar a los consumidores, para que dotados de la

información sobre su consumo y de las alternativas del suministro y discriminación del

consumo en una forma eficiente, se conviertan en agentes activos en la cadena del

suministro.

La regulación debe asignar a los Gestores de Red de Distribución (GRD), la operación

de la red pero también que faciliten las transacciones de mercado minorista, mediante

la aprobación y control de estándares y requisitos relativos a la calidad del servicio, en

particular con respecto al tiempo de conexión y reposición del servicio y reconexión.

Grafico 1.- Organización del mercado minorista liberalizado de electricidad en España

(*) Existe una doble relación del consumidor:

Contrato mercantil con el comercializador para la energía Contrato regulado de acceso con el distribuidor (GRD)

Más allá de una correcta regulación, la impulsión y adopción de las mejores prácticas

entre los operadores de red, contribuirán a una mayor transparencia en el acceso a

las redes por los usuarios y agente del mercado.

El Regulador y la supervisión de mercados minoristas

El Regulador persigue con la supervisión del mercado minorista de la energía,

disponer de una imagen completa del desarrollo de dichos mercados, a partir del

COMPRAS

Mercado SPOT

Contrato bilateral

M Futuros OMIP

CONTRATO DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

Precio LIBRE pactado por las partes

* Existe una doble relación del consumidor: •� Contrato mercantil con el comercializador para la energía •� Contrato regulado de acceso con el distribuidor (GRD)

La regulación debe asignar a los Gestores de Red de Distribución (GRD), la operación de la red pero también que faciliten las transacciones de mercado minorista, mediante la aprobación y control de estándares y requisitos relativos


a la calidad del servicio, en particular con respecto al tiempo de conexión y re-posición del servicio y reconexión.

Más allá de una correcta regulación, la impulsión y adopción de las mejores prácticas entre los operadores de red, contribuirán a una mayor transparencia en el acceso a las redes por los usuarios y agente del mercado.

3.2. El Regulador y la supervisión de mercados minoristas

El Regulador persigue con la supervisión del mercado minorista de la energía, disponer de una imagen completa del desarrollo de dichos mercados, a partir del análisis, seguimiento y confrontación de los indicadores clave como los precios para clientes domésticos, tarifas de cambio de suministrador, interrupción del suministro, calidad del servicio, medición del consumo, facturación y tipología de las consultas, quejas y reclamaciones formuladas por los consumidores. Otro aspecto adicional sería la valoración de las practicas innovadoras en el mercado que potencien la eficiencia en el consumo y la participación activa delos consu-midores en la gestión de la demanda.

Gráfico 2.—Organización del mercado minorista liberalizado de gas en España*

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análisis, seguimiento y confrontación de los indicadores clave como los precios para

clientes domésticos, tarifas de cambio de suministrador, interrupción del suministro,

calidad del servicio, medición del consumo, facturación y tipología de las consultas,

quejas y reclamaciones formuladas por los consumidores. Otro aspecto adicional

sería la valoración de las practicas innovadoras en el mercado que potencien la

eficiencia en el consumo y la participación activa delos consumidores en la gestión de

la demanda.

El ámbito de los aspectos a considerar en la supervisión de un mercado es amplio y

variado, y no solo se referirá a cuestiones propias de la regulación sectorial, sino que

también estará relacionada con aspectos propios del análisis de competencia de

cualquier sector económico, por lo que una correcta coordinación entre el regulador

energético y la autoridad de la competencia debe ser asegurada por una correcta

regulación

En la medida que el suministro de energía, y especialmente al constituir un servicio

básico para los consumidores residenciales, tiene una especial relevancia social, la

supervisión del mercado minorista tendrá como objetico adicional la verificación de los

criterios propios de la legislación en materia de información del mercado, contratación

y gestión de las reclamaciones, satisfacción del cliente y análisis del impacto de la

fluctuación de precios que puedan afectar a los consumidores considerados

vulnerables.

CONTRATO DE SUMINISTRO DE GAS

Precio libremente pactado

CONTRATO COMPRA DE GAS

Precio internacional (libre)

TRANSPORTISTA

PRODUCTOR

FLUJO DE GAS

FLUJO DE GAS

FLUJO DE GAS

DISTRIBUIDOR

CONTRATO DE ACCESO A LA

RED

Peaje regulado

COMERCIALIZADOR CLIENTE

Grafico 2.- Organización del mercado minorista liberalizado de gas en España

(*) Existe una única relación del consumidor mediante un contrato mercantil con el comercializador de gas

* Existe una única relación del consumidor mediante un contrato mercantil con el comerciali-zador de gas

El ámbito de los aspectos a considerar en la supervisión de un mercado es amplio y variado, y no solo se referirá a cuestiones propias de la regulación sectorial, sino que también estará relacionada con aspectos propios del análisis de competencia de cualquier sector económico, por lo que una correcta coordi-nación entre el regulador energético y la autoridad de la competencia debe ser asegurada por una correcta regulación

En la medida que el suministro de energía, y especialmente al constituir un servicio básico para los consumidores residenciales, tiene una especial relevancia social, la supervisión del mercado minorista tendrá como objetico adicional la verificación de los criterios propios de la legislación en materia de información del mercado, contratación y gestión de las reclamaciones, satisfacción del cliente


y análisis del impacto de la fluctuación de precios que puedan afectar a los con-sumidores considerados vulnerables.

3.3. El Regulador y su responsabilidad en la protección e información del consumidor

En un esquema ideal, el Regulador estaría en condiciones para actuar como organismo de resolución de conflictos en caso de quejas o reclamaciones relacio-nadas con aspectos regulados del suministro y con la red que afectan a los ope-radores de red y al GRD. También estaría en disposición para resolver mediante arbitraje, la resolución de otros litigios en la vía extrajudicial, pero en la realidad la autoridad reguladora tendría ciertas dificultades para desarrollar con eficacia esta labor, pues en su práctica regulatoria, pueden correr el riesgo de orientar sus preocupaciones a conseguir objetivos tangibles como la eficiencia en los sectores o un mayor nivel de competencia en los mercados energéticos (el medio) y no dirigirlas al logro de una protección eficaz del consumidor (el fin), ámbito este en el que la resolución de las reclamaciones juega un papel trascendental.

Además en los distintos esquemas de protección del consumidor, esta función está asignada en algunos casos a otras administraciones públicas, en su caso des-centralizadas territorialmente. En este caso se adolecería también de ciertas ca-rencias de especialización en un asunto ciertamente complejo como el suministro de energía en esquemas liberalizados. Adicionalmente la falta de neutralidad e independencia en algunos casos, aconsejaría que estas responsabilidades descan-saran en organismos creadas ad-doc, como los ombudsman energéticos.

Lo que si sería un responsabilidad propia del regulador es impulsar desde el mercado que fluya una información suficiente, comprensible y en términos comparados para el consumidor sobre los derechos y obligaciones, las alternati-vas del suministro y las conductas esperables de los agente del mercado, y en su caso, complementar esta información cuando resulte insuficiente o confusa. En este caso, la figura del regulador nacional, favorecería también la unicidad de la referencia para el consumidor y la garantía de que a todos se les proporciona la misma información, objetiva y actualizada.

3.4. El Regulador y su responsabilidad en el desarrollo del mercado

En la medida que los sistemas energéticos actuales van ser afectados en el fu-turo por la incorporación de tecnologías inteligentes basadas en la información y comunicación bidireccional que afectarán a las redes y a los puntos receptores del suministro, desde el regulador debería facilitarse el desarrollo del mercado, e impulsarse que este proceso que convertirá al consumidor en un sujeto activo de la gestión de la demanda y en potencial productor conectado a la red, se realice con los criterios y procesos técnicamente eficientes y transparentes de forma que en su conjunto el sistema eléctrico mejore la eficiencia general de la economía y contribuya a la sostenibilidad medioambiental, mediante la reducción del consumo y la mayor aportación de las energías renovables, favorecidas por una generalización de la generación distribuida.


4. La información al consumidor en mercados minoristas liberalizados: plataformas informativas para la comparación de ofertas de electricidad y de gas

4.1. Introducción

La implantación y desarrollo de mercados minoristas de energía liberalizados que impulsen su efectividad y que ofrezca los niveles de competencia y transpa-rencia idóneos para los consumidores, especialmente para los consumidores pequeños y domésticos que deben contratar necesariamente el suministro en un mercado totalmente liberalizado (con libertad de elección de suministrador y libertad de precios), conlleva que se proporcione una información a los consu-midores que sea accesible, comprensible y que les permita comparar en términos económicos las diferentes ofertas de las empresas comercializadoras y en su caso apreciar otros servicios de valor añadido de las mismas.

Para ello, en la medida que el propio desarrollo del mercado no promueva la existencia de empresas especializadas que puedan proveer esta información, será la propia regulación desde donde se impulse y supervise la creación y ope-ración de plataformas informativas que soporten la gestión y funcionamiento de comparadores de ofertas para el suministro de electricidad y de gas para los consumidores domésticos o pymes de pequeño consumo. En definitiva los co-lectivos de consumidores que sean receptores de suministro con escaso o nulo poder de negociación.

En lo que sigue, se exponen de forma preliminar los criterios que se consi-deraran para definir la naturaleza de la información que se podría ofrecer en la citada plataforma, formatos para captar la información de las empresas comercia-lizadoras, criterios de comparación de las ofertas, procedimiento de actualización, e interfaces de información accesible al consumidor.

Al contrario que en el ámbito de la provisión de otros servicios de interés para los consumidores y usuarios como servicios de telefonía, Internet, seguros de vehículos y de hogar, transporte por avión, autobús, etc., en el campo de la energía son bastante recientes las plataformas de información que ofrezca una comparación de los precios y condiciones de dichos servicios, más allá de las comparaciones y análisis comparativos que se editan con carácter puntual por los medios de comunicación y algunas revistas especializadas.

Pero un objetivo más ambicioso consiste en ofrecer una herramienta de comparación de ofertas a los consumidores que facilite sus decisiones en tiempo real a la hora de optar por una determinada oferta que los comercializadores de electricidad y de gas realizan en el mercado minorista, y que esté orientada preferentemente a los pequeños consumidores (de importancia más crítica para aquellos que solo puedan contratar el suministro en el mercado liberalizado).


Gráfico 3.—Pagina Web de acceso al comparador de ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España)

14

de ofertas a los consumidores que facilite sus decisiones en tiempo real a la hora de

optar por una determinada oferta que los comercializadores de electricidad y de gas

realizan en el mercado minorista, y que esté orientada preferentemente a los

pequeños consumidores (de importancia más crítica para aquellos que solo puedan

contratar el suministro en el mercado liberalizado).

Grafico 3.- Pagina Web de acceso al comparador de ofertas de electricidad y de gas de la CNE

(España)

3.2.- Criterios para el diseño y contenidos de las plataformas de comparación

En este contexto, el diseño de un comparador debería considera entre otros, una serie

de criterios relevantes, como:

3.2.1.- Independencia e imparcialidad

La provisión de la información soportada en un comparador de precios debe estar

caracterizada por su objetividad, transparencia, imparcialidad y desafectada de

cualquier relación de interés con los suministradores de servicios energéticos, en su

caso, las empresas comercializadoras de electricidad y de gas natural.

En una primera etapa, y en otras sucesivas, es importante la referencia institucional

de la plataforma, en su caso en el regulador energético, pero si desde el mercado

surgieran proveedores de estos servicios de información, dichos proveedores con

independencia de su formato institucional, carácter público o privado, deberían

4.2. Criterios para el diseño y contenidos de las plataformas de com-paración

En este contexto, el diseño de un comparador debería considera entre otros, una serie de criterios relevantes, como:

4.2.1. Independencia e imparcialidad

La provisión de la información soportada en un comparador de precios debe estar caracterizada por su objetividad, transparencia, imparcialidad y desafectada de cualquier relación de interés con los suministradores de servicios energéticos, en su caso, las empresas comercializadoras de electricidad y de gas natural.

En una primera etapa, y en otras sucesivas, es importante la referencia insti-tucional de la plataforma, en su caso en el regulador energético, pero si desde el mercado surgieran proveedores de estos servicios de información, dichos proveedores con independencia de su formato institucional, carácter público o privado, deberían igualmente observar estos requisitos.

4.2.2. Cooperación y compromiso de los comercializadores de energía

Es importante contar desde el principio (diseño y desarrollo de la plataforma informativa) con la cooperación y compromiso de los comercializadores de ener-gía, formalizándose para ello el adecuado marco de relación.

Este marco garantizaría a los comercializadores la información del proceso y que sean escuchadas sus opiniones a la hora de establecer el formato de infor-mación a recabar sobre sus ofertas, la periodicidad de su actualización, criterios de comparación y formatos en los que se ofrezca la información pública, espe-cialmente orientada a los consumidores. Asimismo sería necesario obtener el compromiso, formalizado, en su caso a través de una instrucción o código de conducta por parte de los comercializadores de energía para proveer la informa-ción en el formato y periodicidad previamente establecidos.


4.2.3. Incentivos para la cooperación y participación de los comercializadores de energía en este proyecto

La información accesible y de difusión pública en un medio neutral, puede reforzar y así puede ser apreciada, una potente herramienta de marketing, espe-cialmente para los suministradores medianos y pequeños (no dominantes), en la medida que informa de precios, tipos de oferta resultantes de la comparación, logotipo (imagen corporativa), descuentos, promociones y servicios de valor aña-dido, enlaces a la página Web y acceso a información de interés del suministrador, ahorrando costes económicos en la divulgación de su imagen corporativa.

4.3. Diseño y contenido de la plataforma del comparador de precios

En el ámbito del diseño de la plataforma el comparador de ofertas, habría que considerar:

a) La información a recabar a los comercializadores

La información de las ofertas a recabar a los comercializadores debería permi-tir identificar la misma con todos sus atributos y asociarla al perfil de consumidor al que va destinada. A estos efectos, la información a proporcionar, y en su caso a introducir en la base de datos, se podría referir a:

• Identificación de la oferta en formato alfanumérico, en su caso, con la denominación comercial

• Perfil básico del consumidor: doméstico, otros

• Zona territorial de aplicación

• Periodos de consumo: plano, con discriminación horaria (electricidad)

• Rangos o límites de potencia (electricidad) o de consumo anual

• Período temporal de aplicación

• Información con efecto económico:

— Precio o descuento sobre el precio o tarifa de referencia que conforma la parte fija del importe del suministro

— Precio o descuento sobre el precio o tarifa de referencia que conforma la parte variable del importe del suministro

— Precio o descuento sobre el precio o tarifa de referencia que conforma otros componentes asociados al suministro (alquiler de los equipos de medida), etc.

• Otros servicios de valor añadido integrados en la oferta (indicándose, en su caso, la obligación de contratarlos):

— Servicios de valor añadido sin coste explícito: asesoramiento, asegu-ramientos, atención / reparación de averías, mantenimiento de ins-


talaciones (calderas, etc.) bonificaciones en otros servicios distintos al suministro de energía

— Servicios de valor añadido con coste explicito (mantenimiento de ins-talaciones (calderas, etc.)

• Periodo de aplicación de los precios y condiciones de la oferta.

• Revisión de los precios, una vez superado el periodo inicial, en su caso promocional, de aplicación.

• Otra información sobre la oferta de interés para el consumidor

— Sistema y procedimiento de contratación: Acceso telefónico, on – line, etc.

— Plazos y tiempos de respuesta del comercializador para la contratación y aplicación del contrato

b) La información que se requiere del usuario el usuario que realiza la consulta

Para un consumidor medio que acceda a través de la plataforma Web para el comparador de precios (Se podría pensar en otras vías complementarias, sino inicialmente, en un futuro), la información a aportar debería tener un alcance limitado y formato básico y solo el necesario para identificar el perfil de consu-midor y asociarlo con las ofertas disponibles de los comercializadores para dicho perfil.

Por tanto, sería necesaria su identificación como:

• Consumidor doméstico, u otro tipo de consumidor

• Ubicación territorial del punto de suministro. Código postal

• Potencia contratada (electricidad) o de consumo anual

• Modalidad de consumo sin discriminación horaria (plano) o con discri-minación horaria (precio económico). (En este caso, consumo de valle (nocturno) y consumo de punta (diurno)

• Opción elegida para la obtención de información sobre la contratación de la electricidad, del gas natural o dual (electricidad y gas natural)

• Otras opciones que contribuyan a la reducción de los costes comerciales como la contratación y facturación electrónicas, la medición del consumo periodificada, etc.

Esta información sería factible de obtener para un consumidor medio con una cierta capacidad de análisis de un factura mensual o bimensual de su consumo de electricidad y /o de gas natural.

También se podría considerar una herramienta de ayuda al usuario para calcular el consumo anual de electricidad o de gas natural de su hogar. Existen herramientas ya desarrolladas a partir de una información básica, que conside-rase entre otros datos para la vivienda; zona climática, superficie, nº de personas, equipamiento, etc.).


Podría igualmente analizarse la viabilidad de proporcionar al usuario una información de referencia sobre la factura del suministro de electricidad, de gas o dual que abona a su actual suministrador, que sirviera de base para compararla con la que resultase más económica entre las analizadas por el comparador, de cara a adoptar una decisión sobre el cambio de modalidad de contratación del suministro o de suministrador. Ello sería factible, siempre que el usuario iden-tificase la modalidad de contratación o de la oferta en vigor con alguna de las registradas en la base de datos (para ellos sería necesario el mantenimiento de la información histórica de las ofertas que los comercializadores han aplicado al mercado minorista)

Gráfico 4.—Página Web de introducción de datos de consumo del usuario en el comparador de ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España)

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b.- La información que se requiere del usuario el usuario que realiza la consulta

Para un consumidor medio que acceda a través de la plataforma Web para el

comparador de precios (Se podría pensar en otras vías complementarias, sino

inicialmente, en un futuro), la información a aportar debería tener un alcance limitado y

formato básico y solo el necesario para identificar el perfil de consumidor y asociarlo

con las ofertas disponibles de los comercializadores para dicho perfil.

Por tanto sería necesaria su identificación como:

Consumidor doméstico, u otro tipo de consumidor

Ubicación territorial del punto de suministro. Código postal

Potencia contratada (electricidad) o de consumo anual

Modalidad de consumo sin discriminación horaria (plano) o con discriminación

horaria (precio económico) (En este caso, consumo de valle (nocturno) y

consumo de punta (diurno)

Opción elegida para la obtención de información sobre la contratación de la

electricidad, del gas natural o dual (Electricidad y gas natural)

Otras opciones que contribuyan a la reducción de los costes comerciales como

la contratación y facturación electrónicas, la medición del consumo

periodificada, etc.

Grafico 4.- Pagina Web de introducción de datos de consumo del usuario en el comparador de

ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España) c) información que se extrae de la plataforma del comparador de precios

En la medida que en las ofertas de los comercializadores, el importe de las mis-mas incluye precios explícitos para determinados servicios junto a otros servicios de obligada contratación sin coste explícito y de difícil, sino imposible valoración, pero que en todo caso añaden valor a la oferta, los resultados del comparador deben necesariamente definirse en términos económicos, si bien vinculándose la aplicación de un posible contrato de suministro a la contratación complementaria de otros servicios, en su caso sin valoración.

Por tanto, los resultados de la consulta podrían concretarse en Ia identifica-ción de las ofertas y del suministrador en un ranking de menor a mayor valor económico según opciones de contratación, facturación, pago, energía verde, etc., con los datos siguientes:

• Importe expresado en unidades monetarias por el consumo anual de elec-tricidad o de gas natural, o en su caso para el suministro dual.


• Reproducción de la factura anual para el suministro de electricidad, de gas natural o dual, de acuerdo con la información de contratación de potencia o consumo anual introducidos con el necesario desglose de conceptos con valor explicativo para el consumidor.

• En su caso, ahorro en euros / año y/ o en porcentaje de la oferta más eco-nómica respecto a la aplicable al contrato actual de suministro.

• Otra información sobre las características del suministro y del contrato en términos comparados para el consumidor, etc.

Gráficos 5 a y 5 b.—Página Web de extracción de resultados de lista de ofertas y de la factura anual del suministro de electricidad de acuerdo con la consulta del usuario en el

comparador de ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España)

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Importe expresado en unidades monetarias por el consumo anual de

electricidad o de gas natural, o en su caso para el suministro dual.

Reproducción de la factura anual para el suministro de electricidad, de gas

natural o dual, de acuerdo con la información de contratación de potencia o

consumo anual introducidos con el necesario desglose de conceptos con

valor explicativo para el consumidor.

En su caso, ahorro en euros / año y/ o en porcentaje de la oferta más

económica respecto a la aplicable al contrato actual de suministro.

Otra información sobre las características del suministro y del contrato en

términos comparados para el consumidor, etc.

Grafico 5 a y 5 b.- Pagina Web de extracción de resultados de lista de ofertas y de la factura

anual del suministro de electricidad de acuerdo con la consulta del usuario en el comparador de

ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España)

Desde el punto de vista de los aspectos o atributos medioambientales asociados al

suministro asignado a la actividad de comercialización o del comercializador, debería

valorarse la conveniencia de relacionar al comercializador (suministro eléctrico) con

alguna información que certificase el origen de la energía comercializada.

En aras a facilitar una información comprensible y necesariamente simplificada para el

consumidor pero con un razonable nivel de objetividad para las ofertas identificadas en

Desde el punto de vista de los aspectos o atributos medioambientales asociados al suministro asignado a la actividad de comercialización o del comercializador, debería valorarse la conveniencia de relacionar al comercializador (suministro eléctrico) con alguna información que certificase el origen de la energía comer-cializada.

En aras a facilitar una información comprensible y necesariamente simpli-ficada para el consumidor pero con un razonable nivel de objetividad para las ofertas identificadas en la relación comparada debería, especificarse, en su caso, los servicios de valor añadido incluidos en las mismas y si son de obligada con-tratación. Una ampliación de esta información podría facilitar el importe, si este fuera explicito, para estos servicios complementarios al básico de suministro de energía.


d) Vías de comunicación para la consulta y obtención de resultados

Si bien en una fase inicial, el acceso a esta plataforma y la obtención de re-sultados podría establecerse mediante comunicación vía Internet, en un futuro también debería considerarse, en aras a ampliar su versatilidad, acceso y la efica-cia de su utilización, a la vía telefónica del SMS o del correo electrónico.

e) Periodicidad de la información para la actualización de los datos

La verdadera utilidad de estos comparadores pasa porque la información se proporcione con el máximo grado de actualización. Lo contrario solo generaría confusión y merma de la utilidad para los usuarios de esta plataforma de com-paración de precios, así como podría falsear la competencia. Por lo tanto, debe buscarse un soporte (Base de Datos) que este alimentada en tiempo real de la información de las ofertas que serán operativas desde una fecha determinada, para lo que debe disponerse de protocolo de comunicación y metodología para la carga de datos de la oferta y su actualización.

f) Criterios a considerar para la comparación de precios y prelación de las ofertas más competitivas

Esta es una cuestión ciertamente crítica y determinante para definir la eficacia de la plataforma de comparación de precios y sus efectos sobre el nivel de com-petencia en los mercados minoristas de electricidad y de gas natural.

A estos efectos, el objetivo es proporcionar una información que no admita dudas sobre su objetividad a la hora de ser percibida por el consumidor. Por tanto debe presentarse esta en términos de valor económico de la oferta relacionado directamente con la prestación del servicio: suministro de electricidad, de gas natural o de electricidad y de gas natural.

Este importe económico deberá ser complementado desde el punto de vista informativo con referencias a los servicios de valor añadido sin coste explícito o con coste explicito, pero que en ningún caso alterarían el orden de las ofertas establecido a partir del precio del suministro, bien sea derivado de la fijación de un valor absoluto o derivado de un valor relacionado con otra tarifa o precio, en su caso, con algún tipo de descuento.

Por otra parte, las ofertas suelen aplicarse en un determinado periodo inicial con condiciones más ventajosas a titulo promocional. Si se considerasen estas con-diciones, entre ellas el precio, cuya finalidad es captar el interés del consumidor sobre lo atractivo de estas condiciones que regirán sobre un más o menos redu-cido periodo de tiempo, perdiéndose la perspectiva de su verdadero efecto sobre el consumo de un servicio que se pagará a medio plazo con precios ciertamente menos atractivos, lo que induciría al consumidor a no valorar el verdadero coste del suministro en un horizonte de aplicación más apropiado.

Esto nos debe conducir a valorar hasta qué punto estas condiciones pro-mocionales de las ofertas deben ser aplicadas a la hora de considerar el precio del suministro a los efectos de determinación por el comparador de las ofertas


más económicas para un determinado perfil de consumidor y de modalidad de suministro.

El análisis derivado de los criterios aplicados en comparadores de precios ya implantados en el mercado, aconsejaba no considerar precios y otras condiciones con efecto económico en el importe o factura del suministro que no se apliquen para periodos superiores a los seis (6) meses. A estos efectos, se considera que el plazo normal de la contratación podría ser de un año, a partir del momento en que se aplicarían otros criterios de revisión relacionados con otros precios regulados de las tarifas de acceso o relativos al valor de la energía derivado de los mercados en sus distintas modalidades de contratación.

4.4. Fases de desarrollo

Con carácter general, en el desarrollo de estas plataformas de comparadores de ofertas, se contemplan las fases de siguientes:

•� �Definición

•� �Desarrollo

•� �Lanzamiento

•� �Implantación

•� �Operación, mantenimiento, adaptación

a) Definición de la plataforma informativa, que comprende a su vez:

• Definición de la información analizable, periodo de actualización y dimen-sionamiento de las bases de datos.

• Definición del soporte hardware

• Definición del software

• Definición de los formatos y procedimientos de introducción de datos y actualización

• Definición de los formatos de resultados

• Definición de los mecanismos de seguridad

b) Desarrollo

Para su desarrollo se debería analizar la conveniencia o no de una contra-tación externa con una empresa especializada y de experiencia probada en la prestación de servicios de asesoramiento en el desarrollo de comparadores y concretamente con el tratamiento de la información comercial y técnicas de marketing, en la medida que los resultados esperables de comparador en mate-ria de precios y otros servicios añadidos deben ser fiables para no desvirtuar el funcionamiento competitivo de los mercados minoristas y tampoco afectar a las legítimas estrategias empresariales.


c) Lanzamiento

El lanzamiento del proyecto necesitaría de una campaña divulgativa y de difusión para esta herramienta de comparación de precios y condiciones de las ofertas de los comercializadores de electricidad y de gas en el mercado minoris-ta, que tendrían como destinatarios a los colectivos de consumidores, y con la implantación territorial de que se trate.

d) Implantación

La implantación de la herramienta se realizaría transcurrido un periodo de pruebas en el que se verificase su correcto funcionamiento respecto al acceso de las consultas y facilidad para la introducción de la información que identifique el perfil de consumidor, la modalidad del suministro a efectos de la comparación y, formulación, consistencia y veracidad de los resultados, así como respecto al proceso de actualización de la información de ofertas.

Gráfico 6.—Difusión pública de la Pagina Web de acceso al comparador de ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España). www.comparador.cne.es

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la modalidad del suministro a efectos de la comparación y, formulación, consistencia y

veracidad de los resultados, así como respecto al proceso de actualización de la

información de ofertas.

Grafico 6.- Difusión pública de la Pagina Web de acceso al comparador de ofertas de

electricidad y de gas de la CNE (España). www.comparador.cne.es

e.- Operación, mantenimiento, y adaptación El funcionamiento y mantenimiento de la plataforma para el comparador de ofertas

necesitaría de un equipo para su gestión integrado en la empresa encargada de su

desarrollo y operación y de la necesaria supervisión desde la Institución garante de su

funcionamiento, accesibilidad, veracidad de la información y de su actualización

También sería conveniente la evaluación continua de las innovaciones producidas en

las estrategias de marketing por parte de las empresas comercializadoras, con la

finalidad de adaptar a las mismas la plataforma para el comparador de ofertas para el

suministro de electricidad y de gas.

Igualmente, sería de suma utilidad que la Institución responsable del funcionamiento

de la plataforma de comparación contrastase con los colectivos de consumidores y

sus representantes su accesibilidad y en su caso, introducir las mejoras que se

considerasen pertinentes.

e) Operación, mantenimiento, y adaptación

El funcionamiento y mantenimiento de la plataforma para el comparador de ofertas necesitaría de un equipo para su gestión integrado en la empresa encarga-da de su desarrollo y operación y de la necesaria supervisión desde la Institución garante de su funcionamiento, accesibilidad, veracidad de la información y de su actualización

También sería conveniente la evaluación continua de las innovaciones produ-cidas en las estrategias de marketing por parte de las empresas comercializadoras, con la finalidad de adaptar a las mismas la plataforma para el comparador de ofertas para el suministro de electricidad y de gas.


Igualmente, sería de suma utilidad que la Institución responsable del fun-cionamiento de la plataforma de comparación contrastase con los colectivos de consumidores y sus representantes su accesibilidad y en su caso, introducir las mejoras que se considerasen pertinentes.

4.5. Verificación de la calidad y eficacia del comparador. Seguimiento de las estadísticas de acceso. Valoración del efecto en la competencia del mercado minorista de electricidad y de gas natural

Para su mejora continua, la plataforma para el comparador de ofertas podría incorporar un apartado informativo en el que se solicitaría del usuario que cum-plimentase un cuestionario relativo a preguntas sobre el grado de sencillez en el acceso a la misma, organización e interpretación de los resultados, y utilidad percibida por el consultante interesado de cara a su efectividad en la adopción de decisiones sobre la contratación del suministro.

Esta valoración sería complementada con la realización periódica de encuestas de opinión entre las Asociaciones de Consumidores, Empresas de Asesoramiento Energético y Medios de Comunicación especializados.

En definitiva, el comparador de ofertas podría aportar a la regulación una herramienta útil para conocer en tiempo real el nivel de precios ofertado en el mercado minorista, información que debería ser contrastada con la proporcio-nada por otros indicadores que sean utilizados en el ejercicio de la función y metodología de supervisión de dichos mercados, asignadas al Regulador.

Gráfico 7. Medición del acceso al video guía del usuario del comparador de ofertas de electricidad y de gas de la CNE (España). www.comparador.cne.es

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3.5.- Verificación de la calidad y eficacia del comparador. Seguimiento de las estadísticas de acceso. Valoración del efecto en la competencia del mercado minorista de electricidad y de gas natural

Para su mejora continua, la plataforma para el comparador de ofertas podría

incorporar un apartado informativo en el que se solicitaría del usuario que

cumplimentase un cuestionario relativo a preguntas sobre el grado de sencillez en el

acceso a la misma, organización e interpretación de los resultados, y utilidad percibida

por el consultante interesado de cara a su efectividad en la adopción de decisiones

sobre la contratación del suministro.

Esta valoración sería complementada con la realización periódica de encuestas de

opinión entre las Asociaciones de Consumidores, Empresas de Asesoramiento

Energético y Medios de Comunicación especializados.

En definitiva, el comparador de ofertas podría aportar a la regulación una herramienta

útil para conocer en tiempo real el nivel de precios ofertado en el mercado minorista,

información que debería ser contrastada con la proporcionada por otros indicadores

que sean utilizados en el ejercicio de la función y metodología de supervisión de

dichos mercados, asignadas al Regulador.

Grafico 7.- Medición del acceso al video guía del usuario del comparador de ofertas de

electricidad y de gas de la CNE (España). www.comparador.cne.es

Finalmente, una vez ejecutado este proyecto descrito en el punto 3 del capítulo, la

Comisión Nacional de Energía habilitó en abril de 2011 en su Website la herramienta

para comparar en tiempo real las ofertas de electricidad y de gas de los

Finalmente, una vez ejecutado este proyecto descrito en el punto 3 del capí-tulo, la Comisión Nacional de Energía habilitó en abril de 2011 en su Website


la herramienta para comparar en tiempo real las ofertas de electricidad y de gas de los comercializadores que operan en el mercado minorista y accesible en la dirección electrónica: www.comparador.cne.es.

Con ello se aporta información para los consumidores domésticos pero tam-bién para los pequeños negocios y que facilite el análisis de una oferta de sumi-nistro de gas o de electricidad que a veces puede resultar un ejercicio sumamente complejo, incluso para los consumidores mejor informados, entre otras razones por la diversidad de productos y servicios (a veces empaquetados) que aparecen en formatos no comparables, y en general por el desconocimiento de la nomen-clatura de las modalidades de suministro condicionada por la regulación y la poca familiaridad con las unidades de facturación del gas o la energía eléctrica.

Adicionalmente, parte de los consumidores todavía desconocen las conse-cuencias de la apertura a la competencia de los mercados de electricidad y gas, así como la posibilidad de elección de suministrador.

Para que los consumidores puedan realmente escoger el suministro que más les convenga, es necesario que el consumidor pueda buscar y comparar, de ma-nera rápida y sencilla, los precios y servicios asociados a las ofertas de suministro de gas y electricidad, para así seleccionar y contratar la más interesante para sus características. Con este objetivo ha sido diseñada la herramienta de comparación de ofertas en la Comisión Nacional de Energía, Y para facilitar el entendimiento y uso del comparador, también se ha editado un vídeo incorporado a la herra-mienta web y accesible en la dirección electrónica:

http://www.youtube.com/user/videoscne?feature=mhum

CAPÍTULO 12sistemas de protección JurÍdica de Los derecHos

de concesionarios Y consumidores de eLectricidad en La repÚBLica dominicana

Edward BarettGerente de Asuntos Regularorios

Superintendencia de Electricidad (SIE, República Dominicana)

1. introducción

Acometer inversiones en un sector como el eléctrico no es tarea fácil. Se re-quiere de cuantiosas sumas de dinero, una esmerada logística, una planificación minuciosa y una gestión tenaz para lograr resultados que, de tornarse benefi-ciosos, llegan como muy temprano en el mediano plazo. Ningún inversionista movería un dedo para invertir si tales inversiones no estuviesen garantizadas por un adecuado sistema jurídico de protección de derechos frente a las actuaciones de terceros y sobre todo, frente a los intereses estatales y de los consumidores de electricidad. La importancia de esta protección no es para nada trivial—una cuenta resultados en azul depende en gran medida de la existencia y eficacia de un sistema tal.

El planteamiento cobra mayor magnitud cuando se trata de inversiones en países con economías emergentes, o bien de los denominados «en vías de desa-rrollo»; naciones que aún no tienen el nivel de desarrollo judicial o institucional idóneo para asegurar a los inversionistas una protección jurídica de sus inver-siones en magnitud suficiente como para vislumbrar una expectativa de retorno razonable y al mínimo riesgo de sus capitales.

En República Dominicana, como en la mayoría de los países de América Lati-na, la espina dorsal del esquema legal y de protección de derechos deriva del de-recho francés moderno con raíces romano-germánicas. A pesar de ser el sistema de derecho más difundido en el planeta, el mayor desarrollo en las últimas déca-das del sistema anglosajón / estadounidense en materia comercial, ha arrastrado como consecuencia la extrapolación de numerosas figuras jurídicas provenientes de este sistema al ámbito del sector eléctrico, dando lugar a una gama de posibles acciones a nivel legal que conviene conocer y estudiar a fondo.

La ley eléctrica dominicana (Ley General de Electricidad nº 125 del 26 de julio de 2001, LGE) plasma en textos legales una realidad que nace en el seno de cualquier sistema liberalizado, donde la desintegración vertical de la activi-dad anteriormente estatal da paso a una segmentación de actividades en manos de concesionarios con un interés ante todo mercantil, frente al interés público representado por el Estado y los consumidores de electricidad. El artículo 30

152 EDWARD BARETT

LGE dispone que el regulador debe ante todo, adoptar las medidas que sean necesarias para «resguardar el derecho de los concesionarios y consumidores de electricidad», vislumbrando el juego de equilibrio que debe de librar para mantener a flote intereses tan contrapuestos. La ley misma y su reglamento de aplicación (RALGE) hacen descansar la mayor parte de la responsabilidad de protección de intereses de los consumidores y concesionarios en el sistema administrativo,(artículos 121 LGE y 512 RALGE), encontrándose las decisiones de éste, a su vez, sometidas al control judicial, como veremos más adelante.

Los tres sistemas posibles para defensa de intereses y derechos, y la reivindi-cación de obligaciones en el sector eléctrico dominicano, son:

• Sistema administrativo: Conformado por la Administración Central y sus dependencias, los organismos descentralizados, y las demás instancias de índole graciosa, como es el caso del ente regulador en materia eléctrica (Superintendencia de Electricidad).

• Sistema judicial: Conformados por los juzgados e instancias contenciosas, Cortes y Tribunales superiores, enmarcados dentro de la Ley de Organiza-ción Judicial.

• Sistema arbitral: Conformado por las instancias arbitrales de las Cámaras de Comercio y Producción y el Centro de Solución Alternativa de Conflictos.

2. sistema administrativo

El sistema administrativo es el conformado por la Administración Central, esto es: Ministerios, Secretarías, Direcciones u Oficinas, y sus dependencias, así como por los organismos descentralizados del Estado, entre los cuales se cuenta el ente regulador del servicio eléctrico (Superintendencia de Electricidad). Es un sistema gracioso y no litigioso, donde no existe la obligación de cumplir con un doble grado de jurisdicción, y donde las reglas procedimentales son pocas y limitadas, para facilitar, entre otras cosas, el rápido acceso al mismo y la rendición de decisiones. Las costas y tasas son reducidas, y los formalismos restringidos, convirtiéndole en el sistema más barato de todos, con excepción del Amparo.

Al sistema administrativo se accede: (i) Bien por vía de una reclamación; (ii) De un recurso de reconsideración ; o (iii) De un Recurso jerárquico.

Las reclamaciones son interpuestas por los concesionarios o los usuarios en la forma y plazos previstos en los reglamentos de lugar, y dan origen a una decisión del ente administrativo competente para decidir sobre el asunto some-tido. En el caso de reclamaciones en el ámbito del sector eléctrico, los órganos competentes suelen ser la Oficina de Protección al Consumidor de Electricidad (PROTECOM), para las reclamaciones específicas de usuarios contra los conce-sionarios del servicio de distribución (artículo 121 LGE) , y la Superintendencia de Electricidad (SIE), para las restantes reclamaciones (artículo 24, literal «l», LGE) . El PROTECOM es una dependencia de la SIE.

El recurso de reconsideración se interpone contra decisiones emanadas de cualquier autoridad administrativa, y por lo general no está reglamentado, salvo

CAP. 12.—SISTEMAS DE PROTECCIÓN JURÍDICA DE LOS DERECHOS DE CONCESIONARIOS... 153

materias específicas1 aunque la doctrina y la jurisprudencia reconocen y aceptan el recurso de reconsideración para todas las decisiones. Básicamente procura pedir a esta autoridad administrativa que reconsidere su decisión porque está viciada a juicio de quien lo somete, y como puede ser posible imaginar, surte muy pocos efectos. Un 98% de las veces es rechazado, puesto que se interpone ante la misma autoridad administrativa que dictó el acto que se supone viciado. Empero, como es gratis, y no requiere de intermediarios o ministerio de abogados para su interposición, es paradójicamente uno de los más utilizados.

El recurso jerárquico, por otra parte, se interpone ante la autoridad adminis-trativa que es inmediatamente superior en jerarquía a la que dictó el acto. Ello su-pone un avance, puesto que quien conoce de este recurso no está necesariamente empeñado en justificar su decisión. En el caso del sector eléctrico dominicano, aunque organográficamente la SIE no resulta ser una dependencia de ninguna otra oficina o entidad gubernamental, en razón de que al ser un organismo autó-nomo y descentralizado goza teóricamente de independencia presupuestaria y de acciones, el ordenamiento jurídico dominicano somete la actividad de estos entes descentralizados a la supervigilancia de un Ministro o Secretario de Estado2.

Por ello, el artículo 512 RLGE establece que los afectados por decisiones de la SIE que versen sobre multas o sanciones, concesiones, permisos y autorizaciones, tienen derecho de interponer un recurso jerárquico ante la Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo encuadrado en la Administración Central. Es esta una previsión legal que ha sido fuente de acaloradas discusiones, puesto que muchos ven una inaceptable violación al principio de independencia del Ente Regulador, aunque si examinamos las materias que pueden ser recurridas ante la CNE, concluiremos que la mayoría de ellas no debían resultar de la competencia de un ente regulador, sino de un organismo de política estatal.

El recurso jerárquico sí se encuentra previsto y reglamentado en el ordena-miento jurídico dominicano3; el plazo para su interposición es de 10 días, con-tados a partir de la notificación o del conocimiento por parte del afectado de la decisión recurrida, y el superior jerárquico puede confirmar, revocar o modificar la decisión de su subordinado, sin necesidad de citarle, aunque sí se requiere notificar el recurso y dar un plazo para que el subordinado justifique su decisión, en aras del debido proceso.

El sistema administrativo es el sistema de más amplio uso en la protección de derechos de concesionarios y consumidores en el sector eléctrico: más de un 70% de las decisiones por este concepto se ventilan por esta vía. Como hemos dicho, (i) es gratis, (ii) no requiere ministerio de abogados o procuradores, (iii) es rela-tivamente rápido en comparación con otros sistemas, y a diferencia de otras, (iv) constituye una vía especializada; casi siempre el órgano que conoce del recurso es la autoridad en la materia sometida, o guarda relación con ella; además, (v) Los formalismos y procedimentalismos estás reducidos al mínimo.

1 Ley nº 13 de 2007, artículo 4 párrafo III, para el caso específico de los servidores públicos regidos por la Ley de Servicio Civil y Carrera Administrativa; artículos 75 y 76 Ley nº 108 de 2005 sobre Registro Inmobiliario.

2 Constitución Dominicana, artículo 141. Ley Orgánica de Secretarías de Estado, nº 4378 de 1956, artículo 17.

3 Ley 1494 de 1947 sobre materia administrativa, artículo 9. RLGE, artículo 512.

154 EDWARD BARETT

Por el contrario, las desventajas de este sistema pasan por (i), los retrasos en la evacuación de algunas decisiones (salvo excepciones como el PROTECOM o los plazos impuestos a los concesionarios del servicio de distribución por los Reglamentos en vigor), en razón de que el límite fijado por el artículo 2 de la ley 1494 (60 días) sólo sirve para, vencido este plazo, recurrir en retardación a la esfera contenciosa, en la cual, después de perseguir el asunto por no se sabe qué tiempo, las únicas dos soluciones a ser provistas por el tribunal son la de conminar al ente administrativo a evacuar una decisión, o decidir él mismo el asunto; (ii), la mutabilidad del acto administrativo, donde no existe un concepto de «cosa irrevocablemente juzgada» que otorgue una seguridad 100% sobre la decisión obtenida, aunque a esta mutabilidad se le opone la teoría de derechos adquiridos, y, (iii), la sensación de arbitrariedad percibida por los administra-dos, que hacen que muchos de estos elijan una vía con más garantías, como la jurisdiccional. De hecho, todos los actos y actuaciones de la Administración, sus dependencias y los Organismos Autónomos y descentralizados, están sometidas al control de la autoridad judicial.

3. sistema judicial

El sistema judicial es el conformado por los Juzgados, Tribunales y esferas contenciosas organizadas conforme la Ley de Organización Judicial. Los actos de la autoridad administrativa, entre ellos los de la SIE, están sometidos al control judicial específico del Tribunal Contencioso Tributario y Administrativo, y éste a su vez, se encuentra bajo la tutela de la Cámara Administrativa de la Suprema Corte de Justicia.

El sistema judicial es, con mucho, el más lento de todos los sistemas: salvo la vía de Amparo, que fue asignada a los Tribunales de Primera Instancia en atribu-ción especial, con unos plazos muy expeditos, el resto de las materias corren con unos plazos para fallos letárgicos o inexistentes. Incluso en materia comercial, donde la celeridad se debería de imponer, el tiempo promedio entre el someti-miento de una causa y la sentencia en primer grado es de dos a tres meses. Si a ellos sumamos el tiempo de apelación (3 a 4 meses más) y la casación (6 meses), más el envío si se produce (3 meses) hablamos de 1 año y medio como mínimo para obtener algo definitivo.

Además de (i) lento, es (ii) formalista, aunque los códigos recientes buscan simplificar las formas y trámites de algo que antes se antojaba complicado y eter-no; (iii) procedimentalista, con doble grado de jurisdicción de cumplimiento obligatorio, y con una serie de recursos específicamente destinados a incidentar y retardar las decisiones, aunque las últimas tendencias legislativas apuntan a obli-gar a los jueces a acumular los incidentes para fallarse con el fondo del asunto; (iv) costoso, porque requiere siempre ministerio de abogado, se liquidan costas de procedimiento y de ministeriales como alguaciles y demás, y (v), no es una vía especializada, lo que implica que jueces acostumbrados a tratar con contratos de venta a crédito de mercancías o particiones de herederos son los que conocerán de acciones rescisión de contratos entre una empresa generadora y una empresa distribuidora.


Antes se requería que los actos administrativos agotasen todo el proceso de reclamación y recursos dentro de la vía graciosa, para poder ser llevados a la vía contenciosa, y conocidos en el TCAT4. Sin embargo, la Ley 13-07 emitida en el 2007, eliminó esta restricción y dispuso el agotamiento opcional de la vía graciosa, lo que quiere decir que un interesado puede optar por, frente a una decisión de la SIE, no interponer recurso de reconsideración o jerárquico, e irse directamen-te al TCAT. A pesar de esto, solo entre el 10 -15% aproximadamente de los casos decididos por la SIE son recurridos ante el TCAT; ello tiene mucho que ver con el hecho de que, mal que bien, la mayoría de las personas prefieren una decisión que los satisfaga a medias, pero que sea rápida y gratis, y en adición, también está relacionado con el hecho de que en menos del 5% de los casos sometidos provenientes del sector eléctrico, el TCAT decidió o dispuso algo distinto a lo emanado de la Administración.

Por lo pronto, tiene que tratarse de una decisión que sea groseramente viola-toria de la Ley vigente, lo que no suele producirse, para que el interesado decida acudir al TCAT. En este tribunal, las instituciones del Estado y los municipios están exentas del pago de impuestos y costas; los particulares deben pagar im-puestos y sufragar sus gastos.

La principal ventaja del sistema judicial es que sus decisiones están revestidas de un carácter de irrevocabilidad, sólo atacable por la revisión civil (muy raros casos) o nulidad por dolo; esto produce mayor seguridad jurídica que las deci-siones de la Administración. El asunto de la mutabilidad o irrevocabilidad no es para nada trivial; en 1998, los inversionistas que participaron en el proceso de liberalización y capitalización de la empresa eléctrica estatal, y que luego resul-taron concesionarios en diversos segmentos del sector eléctrico, vieron como la Administración cambiaba las reglas del juego cuatro años después en lo refe-rente a tarifas y retribución de la actividad monopólica, precisamente por esta posibilidad de modificación subyacente en los actos administrativos, en aras del «interés general»; si este ordenamiento tarifario hubiera reposado en leyes, tal modificación sólo podría producirse a través de otra ley, para lo cual se requeriría quórum legislativo en ambas cámaras del congreso (Senado y Diputados) lo cual es bien diferente a la voluntad de un funcionario Administrativo o del Gobierno de turno.

La otra gran ventaja del sistema judicial es que, en conjunto, ofrece mayores garantías de respeto a la Ley que la Administración: La mayoría de los tribunales y juzgados, salvo los de Primera Instancia, son colegiados ( el TCTA es colegida porque tiene categoría de tribunal de segundo grado); y todos están sometidos al control de la Suprema Corte de Justicia; además, aunque a la Administración se le requiere siempre motivar sus actos, los jueces deben de, además de motivarlos, justificarlos en algo más que el «interés público».

La vía de Amparo es una vía de excepción: Se requiere, además de la exis-tencia de un acto lesivo a las garantías y derechos fundamentales previstos en el Título II de la Constitución, que dicho acto no pueda ser conocido mediante otro recurso abierto o que pueda ser invocado. La vía es rápida y funciona: más del 60% de las decisiones o actos de la SIE que han sido llevados por esa vía,

4 Ley nº 1494 de 1947 cit., artículo 1

156 EDWARD BARETT

han sido revocados o modificados, en un tiempo que raras veces supera cinco semanas. Contra la decisión del Juez del Amparo, sólo puede interponerse un recurso de casación, con lo que el formalismo del doble grado de jurisdicción también es evitado.

La vía jurisdiccional es generalmente utilizada sólo en casos en que, como explicamos anteriormente, el grado de insatisfacción del interesado con la res-puesta de la Administración sea tan profundo que decida irse por esta vía. En adición, existen materias cuya competencia ordinaria y exclusiva corresponde a los Tribunales y Juzgados, como es el caso de las obligaciones derivadas de con-tratos interpartes, incluyendo contratos administrativos, que la Administración no tiene facultades para conocer o decidir. Sin embargo, las partes que celebran contratos en el sector eléctrico, administrativos o no, suelen incluir un tipo de cláusula contractual que les evita, de entrada, acudir a la vía judicial, de la cual existen siempre sospechas sobre su imparcialidad, y les envía a una jurisdicción más selectiva: la arbitral.

4. sistema arbitral

El sistema arbitral estaba regido, hasta hace unos pocos años, por los artícu-los 1003 al 1028 del Código de Procedimiento Civil, y por el título VI de la Ley nº 50 de 1987 sobre Cámaras de Comercio y Producción. Sin embargo, la ley 489-08 sobre Arbitraje Comercial reformó completamente el régimen de arbi-traje existente, derogando el del Código del Procedimiento Civil, mientras que a su vez, la Ley nº 181 de 2009 reformó el arbitraje de las Cámaras de Comercio y Producción, creando una instancia denominada como «Centro de Resolución Alternativo de Controversias».

Respecto del arbitraje comercial, pueden someterse materias de libre dispo-sición y transacción5, incluyendo, claro está, los asuntos contractuales del sector eléctrico. Sus ventajas son (i) una supuesta celeridad respecto a las otras vías de protección de derechos existentes, aunque esta «celeridad» queda muy malpara-da si sumamos el tiempo que transcurre entre la designación de los árbitros, y la validación del laudo arbitral en los tribunales ordinarios; y, (ii), la especialización del los árbitros que conocerán del asunto, que garantizan que serán escogidos de entre personas que conocen de la materia, y no entre neófitos.

En contra de esta vía pesan tres desventajas: (i), los altos costos (honorarios de árbitros, costas y gastos de procedimiento) hacen que sea una vía de lujo, ex-clusiva para decidir contratos y acciones de varios millones de dólares o euros en discusión; (ii), el Laudo Arbitral requiere de ejecución por vía judicial6, lo cual termina por transformarlo en un «vulgar» procedimiento ordinario, sujeto a los plazos y vaivenes de las instancias jurisdiccionalesm, y (iii), es difícil erradicar la sensación de cierta parcialidad que gravita sobre la conformación del tribunal, y algunas veces sobre su decisión final. A pesar de ello, es la vía más utilizada para resolver asuntos contractuales, particularmente porque las partes suelen encon-

5 Ley nº 489 de 2008, artículo 2.6 Idem, artículo 41.


trarse satisfechas con el laudo y se someten a él, y rara vez requiere de solicitarse su ejecución por vía judicial ordinaria.

Por su parte, el arbitraje del Centro de Solución Alternativo de Controversias (Ley nº 181 de 2009), adscrito a las Cámaras de Comercio y Producción, es más o menos similar al Arbitraje Comercial, por lo que suele reproducir las mismas ventajas y desventajas; la única diferencia la representa el hecho de que los lau-dos de éste no requieren de ejecución por vía judicial, y tienen la misma fuerza ejecutoria que una sentencia de segundo grado ordinario (apelación). En esta línea, sólo serían atacables por acción en nulidad, pero no por ningún recurso ordinario o extraordinario, incluyendo la casación. Esto es una gran ventaja respecto al arbitraje comercial, ya que permite reducir el tiempo en caso de eje-cuciones del laudo, en un 50%.

Al margen de estos dos sistemas arbitrales subyace el arbitraje de la SIE: sólo se aplica para el caso de disputas sobre servidumbres entre el derechohabiente del predio y el concesionario (artículo 75, LGE); su costo es menor al de los demás sistemas arbitrales, pero también requiere, al igual que el arbitraje comercial, de ejecución del laudo por vía judicial ordinaria.

Para concluir, debemos subrayar el hecho de que la regulación y el desarrollo normativo son también elementos importantes en la protección de los derechos tanto de concesionarios como de consumidores y en la reducción del número de conflictos existentes entre estos dos sectores de intereses. Normas claras y activi-dades adecuadamente reglamentadas, implican menor posibilidad de interpreta-ción arbitraria, ya que los vacíos normativos siempre son explotados en beneficio particular de uno u otro grupo. Es por esto que los reglamentos pendientes de desarrollo se erigen como un importante reto para el ente regulador, y para las perspectivas de un futuro más viable en el sector eléctrico dominicano.

CAPÍTULO 13recomendaciones de Buenas prácticas

en eL sector energético en iBeroamérica

Carlos Eduardo Colom BickfordPresidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE, Guatemala)

Vicepresidente Tercero de ARIAE

1. introducción

El 30 de abril del año 2010 se celebró la 10ª Junta Anual Ordinaria de la Asamblea General de la Asociación Iberoamericana de Reguladores de Energia, en Salvador de Bahía, Brasil, con la presencia de delegados y representantes de los organismos reguladores de ARIAE.

En el punto 6º del acta suscrita, se estableció la propuesta del estudio de «Có-digos de Buenas Prácticas», en materia de regulación.

Para cumplir lo anterior, se aprobó por unanimidad la conformación de un grupo de trabajo ad hoc integrado por Maria Teresa Costa, Presidenta de la CNE de España, Vitor Santos, Presidente de ERSE de Portugal, y de Carlos Colom, Presidente de la CNEE de Guatemala, quien presidió el grupo. Su propósito, establecer recomendaciones que están relacionadas con el actuar esperado de las entidades reguladoras y las empresas reguladas del sector energético dentro de los conceptos y marcos éticos comúnmente aceptados.

Para generar mayor credibilidad y facilidad de aplicación, se elaboraron dos documentos separados, el primero con recomendaciones para el regulador y el segundo con recomendaciones para las empresas reguladas.

Se pretende que las recomendaciones presenten una serie de valores éticos que se desearía que los reguladores y las empresas reguladas adoptaran, así como prácticas o pautas de buena conducta aplicables a las empresas que participan en los mercados que las entidades miembros de ARIAE regulan, cada país ad-ministrará los documentos de acuerdo a sus leyes internas, los documentos son indicativos y no vinculantes.

El objeto de las recomendaciones para los reguladores es que cada día se siga mejorando el proceso regulatorio manteniendo la conducta ética como cimiento de dicho proceso en beneficio social y económico de los países de Iberoamérica.

En cuanto a las empresas reguladas el objeto es que tengan conocimiento de los valores éticos, las buenas prácticas y el comportamiento que los reguladores esperan de ellas.


El objetivo del grupo de trabajo fue desarrollar las «Recomendaciones de Buenas Prácticas» para el Sector Energético de Iberoamérica, con el objetivo de promover la actuación ética de las empresas reguladas y entidades reguladoras en cada uno de los países miembros de acuerdo a su propia legislación vigente.

2. ¿Qué es ética?

La palabra proviene del latín , y este del griego antiguo, o transcrito a nuestro alfabeto, «êthicos». Es preciso diferenciar al «êthos», que significa «carácter» del «ethos», que significa «costumbre», pues «ética» se sigue de aquel sentido, y no es éste. Desconocer tal diferencia deriva en la confusión de «ética» y «moral», pues esta última nace de la voz latina «mor, moris», que significa costumbre, es decir, lo mismo que «ethos». Si bien algunos sostienen la equivalencia de ambas doctrinas en lo que a su objeto respecta, es crucial saber que se fundamentan en conceptos muy distintos.

La ética estudia qué es lo moral, cómo se justifica racionalmente un sistema moral, y cómo se ha de aplicar posteriormente a los distintos ámbitos de la vida personal y social. En la vida cotidiana constituye una reflexión sobre el hecho mo-ral, busca las razones que justifican la utilización de un sistema moral u otro.

Algunos han caracterizado a la ética como el estudio del arte de vivir bien, lo cual no parece exacto, puesto que si se reuniesen todas las reglas de buena conducta, sin acompañarlas de examen, formarían un arte, más no una ciencia.

La ética es una de las principales ramas de la filosofía, en tanto requiere de la reflexión y de la argumentación, este campo es el conjunto de valoraciones generales de los seres humanos que viven en sociedad.

El estudio de la ética se remonta a los orígenes mismos de la filosofía en la An-tigua Grecia, y su desarrollo histórico ha sido amplio y variado. Una doctrina ética elabora y verifica afirmaciones o juicios determinados. Una sentencia ética, juicio moral o declaración normativa es una afirmación que contendrá términos tales como «bueno», «malo», «correcto», «incorrecto», «obligatorio», «permitido», etc, referidos a una acción, una decisión o incluso también las intenciones de quien actúa o decide algo. Cuando se emplean sentencias éticas se está valoran-do moralmente a personas, situaciones, cosas o acciones. Se establecen juicios morales cuando, por ejemplo, se dice: «ese político es corrupto», «ese hombre es impresentable», «su presencia es loable», etc. En estas declaraciones aparecen los términos «corrupto», «impresentable» y «loable» que implican valoraciones de tipo moral.

3. Proceso de elaboracion de los manuales que contienen las recomendaciones de buenas prácticas

Una vez formado el comité se llevó a cabo el siguiente proceso de elabora-ción de los dos documentos que contienen las «Recomendaciones de Buenas Prácticas»:

CAP. 13.—RECOMENDACIONES DE BUENAS PRÁCTICAS EN EL SECTOR ENERGÉTICO EN IBEROAMÉRICA 163

• Análisis de varios códigos de ética análogos.

• Análisis de documentos, guías, códigos de diferentes países.

• Se sometió a consideración de los miembros de ARIAE la estructura y con-tenido de los dos documentos.

• Se sometió a consideración de los miembros de ARIAE la propuesta del contenido de recomendaciones de tal forma que se respondiera a las buenas prácticas tanto de los reguladores como de las empresas reguladas.

• Se recibieron algunos comentarios que fueron incorporados a las versiones finales.

• La versión final se presentó en la reunión celebrada en Madrid en 2011.

• Se aprobaron los documentos presentados.

• Se publicaron los dos documentos y fueron distribuidos a todos los miem-bros de ARIAE.

4. detalle de la metodología de trabajo utilizada

1. Elaboración de Plan de Trabajo y Cronograma

a. Preparar borrador de plan de trabajo y cronograma

b. Discusión y validación por parte del Grupo de Trabajo

c. Incorporación de Cambios y Comentarios del Grupo de Trabajo

d. Presentación de Plan de Trabajo y Cronograma a miembros de ARIAE.

e. Incorporar comentarios al documento preliminar.

2. Obtención de Información

a. Recopilar información relacionada con el tema, tal como benchmark internacional, recomendaciones, leyes relacionadas etc.

b. Solicitar información a miembros de ARIAE.

c. Ordenar y analizar la información.

3. Preparación de lista de temas a incluir en las recomendaciones:

a. Preparar borrador de temas a incluir.

b. Discusión y validación por parte del grupo de trabajo.

c. Incorporación de cambios y comentarios del grupo de trabajo.

d. Preparación de lista final de temas a incluir en documento de reco-mendaciones.

e. Validación.

4. Redacción de borrador de recomendaciones:

a. Definición de estructura


b. Definición de material a incluir.

c. Redacción y revisión de borrador.

5. Validación y redacción final

a. Someter a consideración de miembros de ARIAE.

b. Análisis e incorporación de comentarios.

c. Redacción final, diagramación y arte final.

d. Impresión de documento y entrega a miembros de ARIAE.

Del Manual de «buenas» Prácticas para Reguladores del Sector Enegético en Iberoamé-rica así elaborado, debe añadirse lo siguiente acerca de su presentación, alcance y transcendencia:

• Presentación: El objetivo del manual de buenas prácticas es contribuir a orientar a los entes reguladores, en la aplicación de las mejores prácticas y estándares éticos en el ejercicio de sus funciones regulatorias.

• Alcance: Estas recomendaciones incluyen propuestas de la forma de poner en práctica las pautas de conducta y valores en el ejercicio de las funcio-nes.

• Compromiso: Los Directores, funcionarios y personal de las entidades reguladoras miembros de ARIAE, de acuerdo al marco legal de cada país, deben de adquirir el compromiso de cumplir y promover el cumplimiento de las «Recomendaciones de Buenas Prácticas» en referencia.

5. Valores y pautas de conducta para reguladores

1. HONESTIDAD:

a. Sinceridad

b. Probidad, honradez e integridad

c. Actuar con apego a la ley

d. Evitar conflictos de intereses

e. No recibir regalos ni donaciones personales.

f. Dignidad

g. Prácticas en contra de la corrupción y sobornos.

2. TRANSPARENCIA:

a. Imparcialidad

b. Disposición a rendir cuentas, brindar información y apoyo para facilitar la comprensión de los temas.

c. No abusar de la posición que brinda el cargo público.

d. Tener independencia de criterios.

e. No participar en política partidista mientras ostente el cargo.

CAP. 13.—RECOMENDACIONES DE BUENAS PRÁCTICAS EN EL SECTOR ENERGÉTICO EN IBEROAMÉRICA 165

3. RESPONSABILIDAD a. Respeto mutuo. b. Justicia. c. Uso responsable de los recursos. d. Prevenir y excluir las conductas de acoso sexual. e. No uso de drogas, incluyendo el alcohol. f. Fomentar relaciones de trabajo armoniosas.

4. COMPROMISO a. Liderazgo en el trabajo. b. Lealtad a la entidad. c. Confidencialidad. d. Promover el desarrollo laboral del personal.

5. ACTITUD DE SERVICIO a. Vocación y mejora continua. b. Proactividad. c. Humildad y cortesía. d. Conocimiento de los temas. e. Cooperación.

6. recomendaciones para empresas reguladas

El deseo de promover que las empresas reguladas adopten el uso de buenas prácticas derivadas de la ética, es de interés común para todos los miembros de ARIAE.

Estas recomendaciones están relacionadas con el comportamiento que los miembros de ARIAE esperan de las empresas reguladas con base en buenas prácticas y un marco ético.

Las siguientes recomendaciones fueron consensuadas entre los miembros de ARIAE para ser comunicadas y divulgadas entre las empresas reguladas de cada país miembro, de acuerdo a la legislación vigente en cada país. Pueden ser utilizadas por las empresas como base para definir sus marcos de actuación en su relación con los reguladores.

Listado de buenas prácticas de las entidades reguladas

a) Cumplir con el marco legal vigente.

b) Comportarse de acuerdo a los principios éticos.

c) No incurrir en prácticas abusivas y en contra de la libre competencia.

d) No intentar sobornar o corromper a autoridades y funcionarios de las entidades reguladoras.


e) No utilizar su poder de mercado, en detrimento de la sostenibilidad de los servicios, el sector y de los consumidores.

f) Respetar a la autoridad reguladora.

g) Fundamentar sus decisiones con visión de largo plazo y sostenibilidad del sector.

h) Ser proactivos en la presentación de propuestas constructivas para la mejora del sector en que operen.

i) Operar las empresas bajo el principio de responsabilidad social(RSE)

j) Garantía de veracidad en la información que proporcionen

k) Adecuado manejo de los conflictos de intereses.

l) Brindar un buen servicio a sus clientes que cumplan con las normas que en cada país correspondan.

Es importante que todas las actuaciones de las empresas tengan como cimien-to la ética y las buenas prácticas, con el propósito de contribuir al desarrollo sostenible de largo plazo del sector en el cual operan, redundando en beneficio de la sostenibilidad y desarrollo de las mismas empresas y del resto de actores involucrados.

7. conclusiones

• Los valores y principios éticos deben de ser el cimiento en la actividad reguladora.

• Las decisiones regulatorias deben tener como base principios éticos.

• La aprobación de los documentos con «Recomendaciones de buenas prác-ticas para reguladores», puede contribuir a una mejor y más eficiente ac-tuación en la regulación de los servicios.

• El dar a conocer a las empresas reguladas, las prácticas éticas que esperarían de ellos los reguladores contribuye a una mejor y más eficiente relación en beneficio del desarrollo del sector, incluyendo a las propias empresas reguladas, del servicio prestado y de sus clientes.

• Por la naturaleza del tema, se considera que estas recomendaciones No son vinculantes en cuanto a su aplicación legal.

• Cada país administrará las recomendaciones en consonancia con sus propias leyes y marco legal relacionado.

CAPÍTULO 14aBastecimiento Y confiaBiLidad de suministro

deL sector eLéctrico peruano

Alfredo Dammert LiraPresidente del Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN, Perú)

Raúl García CarpioEspecialista de la Oficina de Estudios Económicos del Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN, Perú)

1. introducción

La NERC (1996) considera dos conceptos relacionados con la confiabilidad del suministro eléctrico, estos son la adecuación (adequacy) y la seguridad (secu-rity). La adecuación se refiere a la habilidad del sistema eléctrico para suplir los requerimientos de demanda de los consumidores teniendo en cuenta la pro-gramación del despacho y un número razonable de salidas no programados de componentes del sistema. La seguridad está asociada a la capacidad del sistema eléctrico para soportar o reaccionar rápidamente ante disturbios imprevistos, tales como cortes de electricidad o pérdidas no anticipadas de componentes del sistema.

En base a esta distinción, Stoft (2002) define dos tipos de reservas. Un primer tipo consiste en la reserva planificada, que es aquella requerida para mantener la adecuación del sistema permitiendo cubrir la máxima demanda. En este caso la reserva está asociada a los mecanismos de remuneración de la capacidad y contratos de largo plazo del suministro eléctrico y tiene un carácter de bien privado, es decir puede ser garantizada, por ejemplo, mediante contratos entre grandes clientes y generadores. Un segundo tipo, es la reserva operativa, que es aquella destinada a mantener la seguridad del sistema permitiendo el manejo de interrupciones no programadas. En este caso, la reserva constituye un servicio complementario (ancillary service). Se le considera un bien público, ya que es di-fícil excluir de sus servicios a quien no hayan contribuido a su financiamiento.

En este trabajo se trata principalmente sobre la adecuación de la oferta en el Perú. Para ello, primero se presenta una breve descripción del sistema eléctrico peruano incluyendo la generación, la transmisión y la distribución. Luego se analiza la evolución del mercado eléctrico y su relación con la penetración de la generación a gas natural, presentándose algunos indicadores del margen de reserva. Por último se discuten las medidas tomadas respecto a las tres actividades que conforman el sistema eléctrico en el país.

168 ALFREDO DAMMERT LIRA Y RAúL GARCÍA CARPIO

2. situación actual y proyectos del sistema eléctrico peruano

Generación

En el Perú, la capacidad instalada total de las centrales eléctricas de genera-ción mayores a 20 MW (45 centrales) que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) es de 6 294 MW (ver gráfico 1). En particular, se tienen 21 centrales hidroeléctricas (2 927 MW) y 24 centrales térmicas (3 367 MW). De estas últimas, 9 centrales operan con gas natural (2 443 MW), repre-sentando un 38.8% de la capacidad total, que antes de la entrada del proyecto de gas natural de Camisea (año 2004) bordeaba sólo un 5%.

El incremento del gas natural en el parque generador peruano era de esperar-se debido al desarrollo de los yacimientos del gas de Camisea y a que esta tecnolo-gía responde a la necesidad de optimizar el parque de generación eléctrica en el Perú. Sin embargo, el Perú posee un potencial hidroeléctrico considerable (sólo se utiliza el 5%), el cual también debe incluirse en la oferta futura de generación eléctrica. En el gráfico 2 se muestran los proyectos hidroeléctricos superiores a 100 MW. Ver Gallardo, García y Pérez – Reyes (2005) para un análisis detallado de este tema.

Además, el Perú posee potencial de generación en energías renovables no convencionales, principalmente eólicas y solares, habiéndose iniciado en el año 2010 la introducción de estas tecnologías a través de subastas bajo esquemas promocionales. En el gráfico 3 se presentan los resultados de la primera subasta de este tipo de centrales, las cuales entrarán en funcionamiento a mediados del 2011.

Transmisión

Respecto a la capacidad de transmisión, actualmente el SEIN cubre prácti-camente la totalidad de las regiones del país, presentando una configuración principalmente radial (gráfico 4). Como se verá más adelante, la capacidad de transmisión es a la fecha insuficiente para abastecer el norte y sur del país por lo que se tienen programadas ampliaciones para los siguientes años.

Distribución

En cuanto a los sistemas de distribución de electricidad, las áreas de con-cesión para las diferentes distribuidoras cubren sólo parcialmente el territorio nacional (gráfico 5), no existiendo una obligación de servicio universal, salvo para los potenciales consumidores ubicados cerca de la frontera de los sistemas de distribución existentes.

Gas Natural en generación eléctrica

Como se ha mencionado, el ingreso de gas natural para la generación eléctrica ha modificado la composición del parque generador de electricidad y de la matriz energética nacional. El consumo del gas natural entre el año 2004, en que entró

CAP. 14.—ABASTECIMIENTO Y CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO 169

en operación el proyecto de Camisea (ubicado en la selva sur de Perú) y el año 2010 no ha superado 1 Tera cubic feet (TCF), estimándose que las reservas proba-das y probables de los yacimientos en la zona se acercan a 16 TCF, de los cuales 4 TCF se encuentran comprometidos para la exportación (cuadro 1).

Dado el rápido crecimiento del consumo eléctrico en el Perú, de entre 8 – 10% por año en los últimos 5 años versus el crecimiento inicialmente programado de 4-5% por año, la capacidad del ducto de transporte de gas se saturó el año

Gráfico 1.—Centrales Generadoras del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)

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Gráfico 1: Centrales Generadores del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)

Fuente: Ministerio de Energía Minas

Fuente: Ministerio de Energía Minas


2007, lo cual ha llevado a que la empresa transportadora acelere sus proyectos de expansión (ver más adelante el gráfico 6).

Gráfico 2.—Proyectos de Generación Hidroeléctrica Mayores de 100 MWGráfico 2: Proyectos de Generación Hidroeléctrica Mayores de 100 MW

Fuente: Ministerio de Energía y Minas


Gráfico 3.—Proyectos de Generación Hidroeléctrica Mayores de 100 MW

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Gráfico 3: Proyectos de Generación Eléctrica Renovable adjudicados en la Primera

Subasta


Transmisión

Respecto a la capacidad de transmisión, actualmente el SEIN cubre prácticamente

la totalidad de las regiones del país, presentando una configuración principalmente

radial. Como se verá más adelante, la capacidad de transmisión es a la fecha insuficiente



Gráfico 4.—Sistema de transmisión del SEIN (líneas mayores a 30 kV)

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para abastecer el norte y sur del país por lo que se tienen programadas ampliaciones

para los siguientes años.

Distribución



Gráfico 5.—Áreas de concesión de las distribuidoras de Perú

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"

En cuanto a los sistemas de distribución de electricidad, las áreas de concesión

para las diferentes distribuidoras cubren sólo parcialmente el territorio nacional (Gráfico

5), no existiendo una obligación de servicio universal, salvo para los potenciales

consumidores ubicados cerca de la frontera de los sistemas de distribución existentes.

Gráfico 5: Áreas de Concesión de las Distribuidoras de Perú

Gas Natural en Generación Eléctrica



Cuadro 1.—Reservas de gas natural de Camisea1

Reservas de gas natural en Camisea

Gas Seco (BCF)

NGL (MMBBL)

Condensado (MMBBL)

Lote 56

ProbadasProbablesPosibles

2.448,51.219,8

320,8

106,157,515,3

66,434,59,0

total 3.989,1 178,9 109,9

Lote 88


8.728,43.532,62.349,6

240,1117,374,9

199,197,068,1

total 14.610,6 432,3 364,2

Total Yacimiento Camiseta


11.176,94.752,42.670,4

346,2174,890,2

265,5131,577,1

total 18.599,7 611,2 474,1

Mejor Estimación

Probadas +Probables 15.929,3 521,0 397,0

1 en adición se estiman aproximadamente 2 tcf en el Lote 57

Fuente: MEM/NSAI

Gráfico 6.—Proyectos de gas natural en desarrollo e instalaciones actuales

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Gráfico 6: Proyectos de Gas Natural en Desarrollo e Instalaciones Actuales

Fuente: MEM/NSAI

3. Evolución del Mercado Energético en el Perú: Sector Eléctrico y Producción

de Gas Natural

3.1. Generación y Transmisión de Electricidad

Como se aprecia en el Cuadro 2, el parque generador ha experimentando una

recomposición apreciable entre los años 2005 y 2010 destacando la entrada masiva de

generación a gas natural que alcanza actualmente cerca del 40%. Dado el alto

crecimiento del consumo de electricidad en el país, el margen de reserva, medido como

la diferencia entre la máxima demanda y la capacidad efectiva, se redujo en los años

2007 y 2008, descendiendo a un 23%, para recuperarse en los siguientes años. Estos

márgenes fueron menores a los existentes antes del 2004 en que alcanzaron cerca del

50% tal como se muestra en el Gráfico 7.

Sin embargo, como se verá más adelante, el margen de reserva según la definición

anterior da una idea de la adecuación del parque generador en el mediano plazo, pero no

permite identificar los problemas operativos o de disponibilidad que enfrentó el sistema

eléctrico, en particular entre los años 2007 y 2008, años en que se dieron problemas de

disponibilidad en el ducto de gas natural y de hidrología, además de la congestión en las

Fuente: MEM/NSAI


3. evolución del mercado energético en el Perú: sector eléctrico y producción de gas natural

3.1. Generación y transmisión de electricidad

Como se aprecia en el cuadro 2, el parque generador ha experimentando una recomposición apreciable entre los años 2005 y 2010 destacando la entrada masiva de generación a gas natural que alcanza actualmente cerca del 40%. Dado el alto crecimiento del consumo de electricidad en el país, el margen de reserva, medido como la diferencia entre la máxima demanda y la capacidad efectiva, se redujo en los años 2007 y 2008, descendiendo a un 23%, para recuperarse en los siguientes años. Estos márgenes fueron menores a los existentes antes del 2004 en que alcanzaron cerca del 50% tal como se muestra en el gráfico 7.

Sin embargo, como se verá más adelante, el margen de reserva según la definición anterior da una idea de la adecuación del parque generador en el mediano plazo, pero no permite identificar los problemas operativos o de dis-ponibilidad que enfrentó el sistema eléctrico, en particular entre los años 2007 y 2008, años en que se dieron problemas de disponibilidad en el ducto de gas natural y de hidrología, además de la congestión en las líneas de transmisión, con lo cual el margen operativo se mantuvo durante algunos meses en niveles menores al 10%.

Cuadro 2.—Recomposición del parque generador y del margen de reserva

Fuente de Energía (MW) 2005 2006 2007 2008 2009 2011P 2011P 2012P 2013P

Potencia Efectiva Térmica 1.686 2.011 2.348 2.332 2.990 3.345 3.345 3.625 4.446

Petróleo 814 797 650 648 690 562 562 562 562

Carbón 141 142 142 142 142 142 142 142 142

Gas Natural 731 1.073 1.556 1.542 2.158 2.641 2.641 2.921 3.742

Potencia Efectiva Hidráulica 2.785 2.789 2.804 2.816 2.858 3.098 3.100 3.242 3.339

Potencia Efectiva Renovable 0 0 0 0 0 20 24 246 246

Potencia Efectiva Total 4.471 4.800 5.152 5.147 5.848 6.463 6.470 7.114 8.032

Demanda de Potencia 3.335 3.619 3.970 4.198 4.294 4.596 5.107 5.584 6.085

Reserva de Potencia 1.136 1.181 1.182 949 1.554 1.868 1.363 1.530 1.947

Margen de Reserva 34% 33% 30% 23% 36% 41% 27% 27% 32%

Fuente: OSINERGMIN. Nota: Renovable incluye Eólicas, Biomasa y Solar


Gráfico 7.—Margen de reserva de capacidad (2000 – 2013p)

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Gráfico 7: Margen de Reserva de Capacidad (2000 – 2013p)

Fuente: OSINERGMIN - GART

Dada la predominancia de centrales hidroeléctricas, el uso de gas natural en la

generación eléctrica experimentó grandes fluctuaciones desde el 2004, tal como se

aprecia en el Gráfico 8.


Dada la predominancia de centrales hidroeléctricas, el uso de gas natural en la generación eléctrica experimentó grandes fluctuaciones desde el 2004, tal como se aprecia en el gráfico 8.

Gráfico 8.—Producción de energía eléctrica por tipo de tecnología (GWh) 2004-2010

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Gráfico 8: Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Tecnología (GWh) 2004 – 2010

Fuente: COES

El ingreso de un número importante de centrales a gas natural, tanto a ciclo simple

como a ciclo combinado, ha permitido cubrir el crecimiento del consumo de electricidad

en los últimos años, el cual se incrementó en 50% entre el 2004 y el 2010.

Como se indicó anteriormente el margen de reserva del SEIN es cercano al 36%.

Sin embargo, ante una salida del suministro de gas de Camisea en el mes de máxima

demanda, dicho margen se convertiría en negativo (ver Cuadro 3). Si bien el riesgo de

depender de un solo suministro, no necesariamente implica la necesidad de incrementar

el margen remunerado en las tarifas ya que debe evaluarse la probabilidad de que un

evento de este tipo suceda así como su duración.

Fuente: COES


El ingreso de un número importante de centrales a gas natural, tanto a ciclo simple como a ciclo combinado, ha permitido cubrir el crecimiento del consumo de electricidad en los últimos años, el cual se incrementó en 50% entre el 2004 y el 2010.

Como se indicó anteriormente el margen de reserva del SEIN es cercano al 36%. Sin embargo, ante una salida del suministro de gas de Camisea en el mes de máxima demanda, dicho margen se convertiría en negativo (ver cuadro 3). Si bien el riesgo de depender de un solo suministro, no necesariamente implica la necesi-dad de incrementar el margen remunerado en las tarifas ya que debe evaluarse la probabilidad de que un evento de este tipo suceda así como su duración.

Cuadro 3.—Efectos de la salida del ducto de Camisea sobre el margen de reserva

Situación actual Capacidad requerida para soportar la salida del DuctoPotencia efectiva (MW)

Balance Mar-2011 sin ducto PE sin ducto

Oferta 6.389,7 4.584,7 6.527,9 4.714,0

Demanda 4.714,0 4.714,0 4.714,0 4.714,0

Reserva 1.680,7 –129,3 1.813,9 0,0

M. Reserva % 35,7% –2,7% 38,5% 0,0%

Elaboración: OSINERGMIN

Debe tenerse en cuenta que el margen de reserva operativo puede verse afec-tado no sólo por la congestión o la salida de operación del ducto de gas natural de Camisea, sino por congestiones en el sistema de transmisión, indisponibili-dades programadas y no programadas de las unidades de generación, el ciclo hidrológico y otros problemas.

Para tener en cuenta los problemas de congestión se puede dividir el sistema eléctrico por áreas operativas y usar el concepto de «reserva fría» 1 como indica-dor de la reserva operativa. Como se puede ver en el cuadro 4, esta reserva fría en la zona norte es mucho menor, cercana al 2% mientras que en el sur esta supera el 27%.

Cuadro 4.—Margen de reserva efectivo por áreas operativas

Máxima demanda Reserva fría (MW) Porcentaje %

Norte 716 15 2,1%

Centro 3.022 382 12,6%

Sur 841 230 27,3%

Total 5.547 627 13,7%

Fuente: OSINERGMIN - GFE

1 Conformada por las unidades generadoras que no están en funcionamiento pero que pueden ingresar al sistema a solicitud del coordinador.


Cabe mencionar que las condiciones hidrológicas afectan la reserva fría, dado que estas afectan la capacidad de generación de las centrales hidroeléctricas. Asimismo, se tienen que considerar las fluctuaciones diarias del consumo de elec-tricidad. Por ejemplo, entre febrero y marzo del 2011 este fluctuó entre 22.4% y 4.2%, con una media de 12.6% (gráfico 9).

Gráfico 9.—Reserva fría del SEIN en máxima demanda (Período del 23-02-2011 al 25-03-2011)

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Gráfico 9


Respecto a la transmisión eléctrica, tal como se comentó en el análisis de la

reserva por áreas operativas, en la zona norte se han dado algunos problemas de

congestión, los cuales llevaron a medidas tales como la suspensión de los precios

marginales locales por parte del COES, con objeto de reducir el riesgo a los generadores

que tenían contratos con empresas y distribuidoras. Incluso se dieron breves periodos de

racionamiento en dicha zona con el fin de administrar la falta de capacidad. Como se

comenta en la sección de medidas tomadas, estos problemas están por solucionarse por

medio de las inversiones en nuevas líneas de transmisión.

3.2. Distribución y Consumo Regional

Si bien a nivel nacional el incremento en el consumo de electricidad ha sido alto,

en algunas regiones éste ha sido particularmente dinámico, como en el norte del país

donde se registra un crecimiento promedio anual mayor a 15% (ver Gráfico 10).

Gráfico 10: Demanda de Energía Eléctrica Departamentos del Norte del País


Respecto a la transmisión eléctrica, tal como se comentó en el análisis de la reserva por áreas operativas, en la zona norte se han dado algunos problemas de congestión, los cuales llevaron a medidas tales como la suspensión de los precios marginales locales por parte del COES, con objeto de reducir el riesgo a los generadores que tenían contratos con empresas y distribuidoras. Incluso se dieron breves periodos de racionamiento en dicha zona con el fin de administrar la falta de capacidad. Como se comenta en la sección de medidas tomadas, estos problemas están por solucionarse por medio de las inversiones en nuevas líneas de transmisión.

3.2. Distribución y consumo regional

Si bien a nivel nacional el incremento en el consumo de electricidad ha sido alto, en algunas regiones éste ha sido particularmente dinámico, como en el norte del país donde se registra un crecimiento promedio anual mayor a 15% (ver gráfico 10).


Gráfico 10.—Demanda de energía eléctrica departamentos del norte del país

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Este alto crecimiento podría llevar a mayores problemas de calidad del servicio

eléctrico y de falta de capacidad para el desarrollo de nuevas empresas que requieren

nuevos suministros de electricidad. Ello es más importante fuera de Lima, donde las

empresas de distribución son mayormente estatales, las cuales tienen limitaciones para

invertir tanto por la falta de recursos asignados en el Tesoro como por las limitaciones a

que están sujetas para endeudarse a largo plazo. Estas limitaciones se pueden apreciar

en el Gráfico 11, el cual muestra que sus ratios deuda / activos son cercano a la mitad de

los de las distribuidoras privadas, y en el Gráfico 12 donde se observa la preponderancia

de deuda de corto plazo sobre deuda total de estas empresas.

Gráfico 11: Nivel de Endeudamiento (Deuda / Activos) de las Empresas Distribuidoras


Este alto crecimiento podría llevar a mayores problemas de calidad del servi-cio eléctrico y de falta de capacidad para el desarrollo de nuevas empresas que requieren nuevos suministros de electricidad. Ello es más importante fuera de Lima, donde las empresas de distribución son mayormente estatales, las cuales tienen limitaciones para invertir tanto por la falta de recursos asignados en el Te-soro como por las limitaciones a que están sujetas para endeudarse a largo plazo. Estas limitaciones se pueden apreciar en el gráfico 11, el cual muestra que sus ratios deuda / activos son cercano a la mitad de los de las distribuidoras privadas, y en el gráfico 12 donde se observa la preponderancia de deuda de corto plazo sobre deuda total de estas empresas.


Gráfico 11.—Nivel de endeudamiento (Deuda / Activos) de las empresas distribuidoras

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Gráfico 12: Ratios Deuda Corriente / Deuda Total de las Empresas Distribuidoras

Fuente: OSINERGMIN – GART

3.3. Gas Natural

Como se puede ver en el Gráfico 13, la demanda de gas natural ha llegado hasta

400 MMPCD, siendo la generación de electricidad el principal consumidor, con una

participación actual cercana al 60% pese al incremento del consumo en otros sectores,

sobre todo en el transporte (Gas Natural Vehicular – GNV). El incremento del consumo

del gas natural en generación eléctrica llevó en algunos períodos del año 2007 a la

saturación del último tramo del ducto de Camisea (de 300 MMPCD), llegándose a tener

que racionar el mismo en base a la eficiencia de las centrales de generación eléctrica a

Gas Natural.


El alto crecimiento económico de los últimos años viene afectando el servicio de las distribuidoras estatales. Los indicadores de duración promedio y número promedio de interrupciones (SAIDI y SAIFI) muestran un deterioro en muchas de estas empresas el cual es aún más grave para ciertas zonas de las empresas de distribución. Se puede apreciar que a diferencia de las distribuidoras privadas, las distribuidoras estatales han tenido problemas para mantener sus indicadores de calidad del suministro.

Gráfico 12.—Ratios Deuda Corriente / Deuda Total de las empresas distribuidoras

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El alto crecimiento económico de los últimos años viene afectando el servicio de

las distribuidoras estatales. Los indicadores de duración promedio y número promedio

de interrupciones (SAIDI y SAIFI) muestran un deterioro en muchas de estas empresas

el cual es aún más grave para ciertas zonas de las empresas de distribución. Se puede

apreciar que a diferencia de las distribuidoras privadas, las distribuidoras estatales han

tenido problemas para mantener sus indicadores de calidad del suministro.

Fuente: OSINERGMIN – GART


3.3. Gas Natural

Como se puede ver en el gráfico 13, la demanda de gas natural ha llegado hasta 400 MMPCD, siendo la generación de electricidad el principal consumidor, con una participación actual cercana al 60% pese al incremento del consumo en otros sectores, sobre todo en el transporte (Gas Natural Vehicular – GNV). El incremento del consumo del gas natural en generación eléctrica llevó en algunos períodos del año 2007 a la saturación del último tramo del ducto de Camisea (de 300 MMPCD), llegándose a tener que racionar el mismo en base a la eficiencia de las centrales de generación eléctrica a Gas Natural.

Gráfico 13.—Evolución del consumo de gas natural de Camisea por sectores (agosto 2004 – febrero 2011)

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Gráfico 13: Evolución del Consumo de Gas Natural de Camisea por Sectores (Agosto 2004 – Febrero 2011)

Fuente: MINEM

4. Medidas tomadas en Generación, Transmisión y Distribución

Generación

Como se comentó, existe un alto potencial en las centrales hidroeléctricas no

aprovechado. En los años ochenta se estimó un nivel aprovechable cercano a 60,000

MW. Sin embargo, diferentes estudios (ver Dammert, García y Pérez–Reyes, 2006 y

ESAN, 2008) muestran que se requieren tomar diversas medidas para reducir las

barreras de entrada y para promocionar el desarrollo de centrales hidroeléctricas. A

continuación se describen diversas medidas propuestas con este fin:

- Desarrollar un catálogo de proyectos que incluya los respectivos estudios de pre-

inversión (estudios de factibilidad), con sus correspondientes requerimientos de

compromisos ambientales. Poner dicho catálogo a disposición de los

inversionistas interesados a través de licitaciones para el otorgamiento de las

concesiones.

- Determinar la localización de hidroeléctricas con menor impacto ambiental.

- Continuar con los mecanismos de promoción directa tales como las subastas

llevadas a cabo por ProInversión (octubre de 2009).

- Reducir la discrecionalidad en la regulación ambiental. Sistematizar los

mecanismos para la protección del medio ambiente y para determinar los

beneficios y costos de los proyectos para las comunidades vecinas.

Fuente: MINEM

4. Medidas tomadas en generación, transmisión y distribución

Generación

Como se comentó, existe un alto potencial en las centrales hidroeléctricas no aprovechado. En los años ochenta se estimó un nivel aprovechable cercano a 60,000 MW. Sin embargo, diferentes estudios (ver Dammert, García y Pérez–Reyes, 2006 y ESAN, 2008) muestran que se requieren tomar diversas medidas para reducir las barreras de entrada y para promocionar el desarrollo de centrales hidroeléctricas. A continuación se describen diversas medidas propuestas con este fin:

• Desarrollar un catálogo de proyectos que incluya los respectivos estudios de pre-inversión (estudios de factibilidad), con sus correspondientes requeri-mientos de compromisos ambientales. Poner dicho catálogo a disposición de los inversionistas interesados a través de licitaciones para el otorgamiento de las concesiones.


• Determinar la localización de hidroeléctricas con menor impacto ambien-tal.

• Continuar con los mecanismos de promoción directa tales como las subastas llevadas a cabo por ProInversión (octubre de 2009).

• Reducir la discrecionalidad en la regulación ambiental. Sistematizar los mecanismos para la protección del medio ambiente y para determinar los beneficios y costos de los proyectos para las comunidades vecinas.

• Mejorar la comunicación y elaborar planes de compensación en el caso de las comunidades afectadas por inversiones en hidroeléctricas.

• Analizar posibilidades de cofinanciamiento y facilitar el financiamiento a largo plazo dada la naturaleza de estas inversiones.

• Desarrollar el mercado de bonos de carbono como fuente alternativa de ingresos para las centrales hidráulicas.

• Mejorar la coordinación entre entidades estatales, por ejemplo entre la Au-toridad Nacional del Agua (ANA) y el Ministerio del Ambiente (MINAM).

• Evaluar el otorgamiento de garantías adicionales por parte del Estado.

Si bien aún faltan por implementar estas medidas, el nuevo modelo regula-torio para el otorgamiento de contratos de suministro entre generadores y dis-tribuidoras para servicio público establecido en el año 2006 viene facilitando las inversiones en centrales hidroeléctricas. Este se basa en licitaciones de contratos a largo plazo (establecido en la «Ley de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica», Ley N º 28832 de julio de 2006). Los contratos de suministro pueden llegar hasta 20 años, lo que facilita el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, dado que se garantiza el consumo, y los precios ofertados se mantienen fijos en el período (actualizados por medio de índices propuestos por las mismas empresas). Hasta la fecha se han concluido 6 subastas con contratos hasta el 2025. Con ello, las necesidades estimadas de las distribuidoras se cubrirían hasta el año 2014; mientras que para el periodo 2014 a 2023 se habría cubierto la demanda base, faltando licitar los incrementos anuales desde el año 2015, los cuales deberán ser cubiertos por nuevos proyectos de generación (cuadro 5).


Cuadro 5.—Resultados de las licitaciones de contratos de largo plazo

Año Licitación

Potencia requerida (MW) Potencia adjudicada (MW) cubierto de

Licitación (%)

Fija Variable total Fija Variable total

2009 ED-01-2009-LP: 2014-2021 1.010,7 202,1 1.212,9 1.010,7 202,1 1.212,9 100%

2009 ED-02-2009-LP: 2014-2023 551,9 110,4 662,3 551,9 110,4 662,3 100%

2009 ED-03-2009-LP: 2014-2025 541,6 108,3 649,9 541,6 108,3 649,9 100%

2009 DISTRILUZ: 2013-2022 465,1 93 558,1 387,6 77,5 465,1 100%

2010 LDS -01-2010-LP: 2014 -2023 558 111,6 669,6 558 111,6 669,6 100%

2010 ELD-01-2010: 2014 - 2018 24,9 5 29,9 24,9 5 29,9 100%

totales 3.152,2 630,4 3.782,6 3.074,7 614,9 3.689,6 100%


Otra medida, dirigida a reducir el impacto ambiental y diversificar el parque generador ha sido la promoción de las energías renovables no convencionales (Decreto Legislativo n° 1002, mayo 2008). Estas incluyen las energías solar foto-voltaica, solar térmica, eólica, geotérmica, biomasa e hidroeléctrica (esta última hasta 20 MW). La citada ley establece un precio garantizado para cada tecnología, cubriéndose hasta el 5% del consumo eléctrico mediante licitaciones por un pla-zo de 20 años. Además, estas centrales tienen prioridad en el despacho.

Transmisión

Respecto a la transmisión, la Ley 28832 establece que el COES debe planificar el Sistema Garantizado de Transmisión, es decir, las líneas principales, las cuales son concesionadas bajo la modalidad de contratos BOOT (Build, Operate, Own and Transfer), mientras que las líneas dedicadas a consumidores específicos (in-cluyendo zonas alejadas de la línea principal y grandes consumidores) se fijan por negociación o están sujetas a regulación tarifaria. Este nuevo marco se explica con mayor detalle en el gráfico 14.


Gráfico 14.—Nuevo esquema de planificación de la transmisión

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2010 ELD-01-2010: 2014 - 2018 24,9 5 29,9 24,9 5 29,9 100%

Totales 3.152,2 630,4 3.782,6 3.074,7 614,9 3.689,6 100%


Otra medida, dirigida a reducir el impacto ambiental y diversificar el parque

generador ha sido la promoción de las energías renovables no convencionales (Decreto

Legislativo N° 1002, mayo 2008). Estas incluyen las energías solar fotovoltaica, solar

térmica, eólica, geotérmica, biomasa e hidroeléctrica (esta última hasta 20 MW). La

citada ley establece un precio garantizado para cada tecnología, cubriéndose hasta el 5%

del consumo eléctrico mediante licitaciones por un plazo de 20 años. Además, estas

centrales tienen prioridad en el despacho.

Transmisión

Respecto a la transmisión, la Ley Nº 28832 establece que el COES debe planificar

el Sistema Garantizado de Transmisión, es decir, las líneas principales, las cuales son

concesionadas bajo la modalidad de contratos BOOT (Build, Operate, Own and

Transfer), mientras que las líneas dedicadas a consumidores específicos (incluyendo

zonas alejadas de la línea principal y grandes consumidores) se fijan por negociación o

están sujetas a regulación tarifaria. Este nuevo marco se explica con mayor detalle en el

Gráfico 14.

Gráfico 14: Nuevo Esquema de Planificación de la Transmisión – Ley Nº 28832

El Gobierno ha encargado a la Agencia Estatal de Promoción de la Inversión

Privada – Proinversión, la licitación de las líneas de transmisión bajo el Sistema Garantizado. Los proyectos más relevantes que dicha Agencia ha licitado a la fecha son:

• Norte: LT Zapallal – Chimbote – Trujillo 500 kV (2009): Que permitirá un mayor flujo de potencia activa hacia el norte, actualmente (220 kV).

• Sur Medio LT Independencia – Ica 220 kV (2009): Que solucionará proble-mas de congestión y tensión en la zona sur medio.

• Sur Medio: LT. Machupicchu – Abancay – Cotaruse 220 kV: Que permitirá el suministro de la producción de la ampliación de la central hidroeléctrica Machupicchu (100 MW).

• Sur: LT Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo 500 kV (2010): Que solucio-nará el flujo de potencia hacia el Sur, actualmente limitado (220 kV).

Distribución

En el caso de la distribución, OSINERGMIN ha realizado un diagnóstico de la problemática de las empresas de distribución estatales. En este se propone una serie de recomendaciones regulatorias y de otros aspectos, entre las que destaca la propuesta de regular por empresa eléctrica de manera integral en vez de la actual regulación por Sectores Típicos que se aplica a todo el país. Esta propuesta permitirá representar mejor las características y necesidades de crecimiento de las diferentes zonas del país y que las distribuidoras observen toda la Región o regiones a su cargo. También se propone la creación de «holdings» de empresas estatales a fin de lograr economías de escala. Por otra parte, el diagnóstico con-templa diferentes opciones para financiar las inversiones requeridas por dichas distribuidoras con objeto de mejorar la calidad del suministro para hacer frente al alto crecimiento del consumo eléctrico.


4. agenda pendiente

Respecto a la agenda pendiente, cabe destacar los siguientes temas:

• Se deben buscar mecanismos que promuevan la inversión en centrales hidroeléctricas de forma socialmente aceptable y sostenible dado el impor-tante potencial del país, reduciéndose la dependencia del gas natural.

• Dado el alto crecimiento del consumo de electricidad, y de energía en gene-ral, que requieren de un aumento del abastecimiento de gas natural, sería conveniente implementar un plan de desarrollo de ductos para transporte y distribución de gas natural

• Dado el elevado crecimiento de la demanda de electricidad a nivel Re-gional es conveniente evaluar mecanismos que incentiven las inversiones en distribución efectiva. Para ello, es necesario mejorar la situación de las distribuidoras regionales estatales reforzando su gobernabilidad buscando mecanismos que permitan la participación privada y permitiéndoles obtener créditos a largo plazo.

• Se recomienda implementar el nuevo modelo de regulación propuesto para cada empresa distribuidora considerando las características y necesidades de cada región.

referencias bibliográficas

Dammert, A., R. García, R. y R. Pérez–Reyes (2006), Análisis de las barreras y faci-lidades para la inversión en Centrales Hidroeléctricas. Documento de Trabajo Nº 24. Lima: Oficina de Estudios Económicos - OSINERGMIN.

Gallardo, J., R. García y R. Pérez-Reyes (2005), Determinantes de la Inversión en el Sector Eléctrico Peruano. Documento de Trabajo Nº 3. Lima: Oficina de Estudios Económicos - OSINERGMIN.

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – OSINERGMIN (2007), Riesgo de In-disponibilidad del Ducto de Camisea en el Sector Eléctrico. Documento de Trabajo N° 1. Lima: GART-OSINERGMIN.

NERC (North American Electric Reliability Council) (1996), Glossary of Terms. Reported prepared by the Glossary of Terms Task Force. Princeton, New Jersey.

Stoft, S. (2002). Power System Economics: Designing Markets for Electricity, IEEE–Wiley.

Universidad ESAN (2008), «Análisis de Barreras de Entrada para la inversión en Centrales Hidroeléctricas». Informe Final de Consultoría preparada para OSI-NERGMIN.

CAPÍTULO 15retos reguLatorios deL sector eLectrico

dominicano

Juan Bautista Gómez AlmanzarSuperintendente de Electricidad. República Dominicana

1. introducción

El sector eléctrico de la República Dominicana enfrenta una situación de racionamiento del suministro desde la década de los años setenta en el siglo pasado. El inicio del problema coincidió con la crisis mundial ocasionada por el embargo petrolero decretado por la OPEP en 1973, lo que significa que el país ha estado sufriendo esta situación por más de treinta años. El retraso en la ejecución de los planes de expansión, por insuficiencia de recursos financieros para atender el crecimiento de la demanda, por parte de la Corporación Domi-nicana de Electricidad, empresa estatal verticalmente integrada que detentaba el monopolio del servicio, empezó a generar interrupciones programadas, en un principio por zonas y por periodos de tiempo relativamente pequeños, pero en la medida que transcurrían los años, y no había una respuesta efectiva al problema del financiamiento de nuevas obras, las interrupciones se hicieron más frecuentes y por más tiempo, hasta terminar afectando a todos los circuitos, a finales de la década de 1980.

Después de la reforma que separó la industria en tres segmentos, genera-ción, transmisión y distribución, en 1998, y de la promulgación de la Ley Gene-ral de Electricidad, en el 2001, la situación provocó la creación de dos círculos viciosos, uno con incidencia en el despacho de las centrales de generación y otro asociado a la calidad de la prestación del servicio y los niveles de cobranza de las empresas distribuidoras, ambos con un elemento común de influencia en el segmento de distribución, el aumento del déficit del flujo de caja, como lo ilustra el gráfico 1.

188 JUAN BAUTISTA GÓMEZ ALMANZAR

Gráfico 1.—Situación actual mercado eléctrico dominicanoGrafico 1. Situación Actual Mercado Eléctrico Dominicano.

2. Situación Actual Mercado Eléctrico Dominicano

La situación descrita en el punto anterior ocasionó que las pérdidas totales de la

industria fueran del orden del 47% en el 2001. La situación a principios del 2011

todavía se caracteriza por pérdidas superiores al 30%, pero con una tendencia estable

a la baja, como resultado de los planes de recuperación implementados. El gráfico a

continuación representa la situación a principios del año 2011.

Desde el año 2004 el Gobierno Dominicano, apoyado en la Ley General de Electricidad, ha iniciado una estrategia de recuperación del sector orientada a romper estos círculos viciosos, para evitar la ruptura de la cadena de pagos.

2. situación actual mercado eléctrico dominicano

La situación descrita en el punto anterior ocasionó que las pérdidas totales de la industria fueran del orden del 47% en el 2001. La situación a principios del 2011 todavía se caracteriza por pérdidas superiores al 30%, pero con una tendencia estable a la baja, como resultado de los planes de recuperación imple-mentados. El gráfico 2 representa la situación a principios del año 2011.

Mercado Eléctrico Mayorista

La crisis económica que vivió el país en el período 2002-2004 provocó decisio-nes que afectaron la reforma iniciada a fines del siglo pasado. Los contratos de generación que vencían entre los años del 2003 y 2006 fueron extendidos hasta el 2016 a cambio de una reducción en los precios de generación. Esto se reflejó en una disminución de las inversiones en los años siguientes.

Las principales características de este mercado mayorista son las siguientes:

• Altos niveles de inversión privada al inicio de la capitalización, entre 1998 y 2002, y reducidos entre los años 2003-2009.

• Recuperación de las inversiones privadas a partir del 2010

CAP. 15.—RETOS REGULATORIOS DEL SECTOR ELÉCTRICO DOMINICANO 189

• Bajos niveles de competencia

• Mercado relativamente concentrado

• Nivel de confiabilidad del servicio precario

Gráfico 2. Situación mercado eléctrico dominicano (2011)

Grafico 2. Situación Actual Mercado Eléctrico Dominicano.

Mercado Eléctrico Mayorista

La crisis económica que vivió el país en el período 2002-2004 provocó decisiones que

afectaron la reforma iniciada a fines del siglo pasado. Los contratos de generación que

vencían entre los años del 2003 y 2006 fueron extendidos hasta el 2016 a cambio de una

reducción en los precios de generación. Esto se reflejó en una disminución de las inversiones

en los años siguientes.

Características del mercado:

• Altos niveles de inversión privada al inicio de la capitalización, entre 1998 y 2002, y

reducidos entre los años 2003-2009.

• Recuperación de las inversiones privadas a partir del 2010

• Bajos niveles de competencia

• Mercado relativamente concentrado

• Nivel de confiabilidad del servicio precario

Para contrarrestar esta situación y crear las condiciones para garantizar la sostenibilidad del

mercado y promover su desarrollo, la Superintendencia de Electricidad (SIE) se ha propuesto

desarrollar una agenda regulatoria de corto plazo tanto para el Mercado Mayorista como

Minorista.

Para contrarrestar esta situación y crear las condiciones para garantizar la sostenibilidad del mercado y promover su desarrollo, la Superintendencia de Electricidad (SIE) se ha propuesto desarrollar una agenda regulatoria de corto plazo tanto para el Mercado Mayorista como Minorista.

La Agenda Regulatoria de Corto Plazo para el Mercado Mayorista, incluye las siguientes acciones identificadas en estudios ordenados y ejecutados durante los años 2008-2010:

• Implementación de un peaje de transmisión eficiente que permitirá a la empresa de transporte hacer las inversiones necesarias para optimizar el sistema. La misma irá acompañada de penalidades para la empresa de transporte por incumplimiento de los estándares de calidad que serán establecidos.

• Revisión de las restricciones operativas del sistema con el propósito de reducir el costo marginal del mercado eléctrico mayorista y flexibilizar la operación en tiempo real.

• Implementación del reglamento para penalización de las desviaciones del despacho en tiempo real del planificado, con el fin de aumentar la efi-ciencia del despacho de generación, reducir los costos operacionales del sistema, aumentar la confiabilidad del suministro, y mejorar la calidad con que se presta este servicio.


• Revisión del procedimiento de remuneración de la regulación de frecuencia para mejorar la calidad con que se presta este servicio

• Implementación del Reglamento para la regulación de tensión y valori-zación de la energía reactiva con el objetivo de reducir el despacho de máquinas forzadas para soporte de tensión, que incrementan los costos de operación del sistema.

• Implementación del reglamento para licitación de contratos de compra de energía para promover un aumento en los niveles de competencia del mer-cado eléctrico mayorista y crear el marco de transparencia necesario para la atracción de nuevas inversiones en generación. El objetivo es contribuir con la reducción de los costos de abastecimiento del servicio

Mercado Eléctrico Minorista

El Mercado Eléctrico Minorista se caracteriza por altos niveles de pérdidas, una parte significativa de éstas ocasionadas por el uso fraudulento del servicio, actividad que se generalizó antes de la reforma y que aún continúa como un lastre para el desarrollo de la industria.

Otras debilidades que experimenta el segmento de distribución son los ni-veles relativamente bajos de sus cobranzas, que combinado con los altos niveles de pérdidas resultan en un índice de recuperación de efectivo bajo, del orden del 60%.

La Agenda Regulatoria a Corto Plazo se fundamenta en el establecimiento de un periodo de transición para la implementación tanto de la tarifa técnica como de las normas de calidad de servicio.

El estudio tarifario realizado en el año 2011 contempla un periodo de tran-sición que se extendería desde este año hasta el 2015, en el que el mercado evolucionaría desde el escenario actual hasta uno en estado de régimen, donde se apliquen las tarifas calculadas y las normas de calidad definidas. El esquema definido se basa en las siguientes consideraciones:

• Período de transición de cuatro años.

• Modificación de los niveles tarifarios y la estructura de tarifas.

• Ajustes de precios trimestrales hasta alcanzar el nivel objetivo.

Los principales objetivos que pretendemos alcanzar al final de dicho periodo son los siguientes:

• Transparentar los subsidios cruzados y del gobierno.

• Transparentar el proceso tarifario.

• Comprometer progresivamente a las Empresas de Distribución con la Ca-lidad de Servicio

• Garantizar ingresos a las Empresas de Distribución para que puedan alcan-zar una operación eficiente en el largo plazo.

• Mejorar la calidad de suministro hasta eliminar las interrupciones progra-madas.


El alcance de la agenda regulatoria para el Mercado Minorista es el siguien-te:

• Definición de los cuadros tarifarios con las ecuaciones que permitan la transición hacia la tarifa técnica.

• Nueva definición de asignación tarifaria, en función del nivel de tensión en que el usuario es abastecido. Reducción de 7 a 5 el número de categorías tarifarias.

• Propuesta de simplificación de las tarifas simples en baja tensión, disminu-yendo los rangos de consumo de 9 a 1.

• Reducción gradual de los subsidios cruzados.

• Eliminación de la distinción entre los clientes industriales y comerciales en media tensión

• Definición de la tarifa para Alta Tensión (peaje por uso de red)

• Definición de la Tarifa para medidores Pre-Pago

• Definición de la Tarifa para el Alumbrado Público

En relación con el tema de los subsidios la estrategia que se está implementa-do y que ha sido incorporada a la agenda regulatoria contempla lo siguiente:

• Focalización del subsidio en los usuarios con consumo menor a 100 Kwh-mes.

• Sustitución del subsidio geográfico por el subsidio focalizado a nivel nacio-nal y que se ha designado como Bonoluz.

• Simultáneamente con la focalización del subsidio llevar a cabo una reduc-ción gradual de los subsidios cruzados.

La política de subsidios la dirige el Gabinete Social a través del Programa Solidaridad, en el que participan varias instituciones que comparten la respon-sabilidad de identificar a los beneficiarios en base a los criterios definidos por la política social del Gobierno, administrar los recursos económicos asignados, y emitir y administrar la tarjeta solidaridad que se entrega a cada beneficiario, a la que se le asignan recursos independientes y por montos diferentes, para medici-na, alimento, educación, gas propano para cocinar y electricidad,

El plan para desmontar el subsidio geográfico que beneficiaba a unas 480 mil familias, para focalizarlo a nivel nacional en función de criterios de pobreza, y que alcanzará a más de 800 mil familias está avanzando y se completará en el año 2012.

Durante el periodo de transición se llevará a cabo una implementación gra-dual de las Normas Técnicas de Calidad de Servicio, bajo los siguientes crite-rios:

• El período de transición tendrá una duración de 6 años, en tres etapas de 2 años cada una, con objetivos específicos para cada etapa.


• Al inicio del período solo se calcularán los indicadores, pero no se pagarán compensaciones.

• Se llevará un control de indicadores a nivel global e individual

• El cumplimiento de los indicadores y el pago de compensaciones se exigirá de manera escalonada en el transcurso del período de transición.

Los Indicadores a Controlar serán los siguientes:

Calidad de Servicio Comercial

• Conexión del servicio eléctrico y el medidor

• Reclamos por corte indebido del servicio

• Estimaciones en la facturación

• Restablecimiento del servicio suspendido por falta de pago

• Resolución de reclamaciones

• Tiempo de atención en oficinas comerciales

Calidad de Servicio Técnico

• Frecuencia media de interrupciones

• Tiempo medio de interrupciones

• Calidad de Producto Técnico

• Desbalance de tensión

• Perturbaciones (Armónicos y Flicker)

El Plan de Transición y sus Etapas de Implementación se pueden represen-tar gráficamente como se muestra en los gráficos y cuadros a continuación. El calendario es la propuesta de la Superintendencia de Electricidad y puede sufrir modificaciones como resultado de los avances en la implementación de los pro-yectos específicos a cargo de las empresas y otros actores del mercado.

Para llevar la industria a un estado de régimen la Superintendencia de Elec-tricidad ha definido una agenda regulatoria de mediano plazo que incluye los siguientes proyectos:

• Elaboración Código Ambiental del SENI

• Elaboración del Código Eléctrico Nacional

• Elaboración Reglamento para el Alumbrado Público

• Diseño de Normas Técnicas y Unidades Constructivas Estándar

• Reglamento sobre Aportes de Financiamientos Reembolsables

• Diseño de las Normas de Calidad para los Sistemas Aislados

• Implementar la Auditoria de Costos Variables de Producción

• Poner en vigência la Contabilidad Regulatoria

• Reglamento Tramitación de Obras Eléctricas


La ejecución e implementación, en el transcurso de la presente década, de los proyectos de la agenda regulatoria, le permitirá a la industria Eléctrica Dominicana alcanzar un nivel de operación que cumplirá con los estándares internacionales (gráficos 3 y 4).

Gráfico 3.—Implementación gradual normas técnicas calidad servicio

• Calidad de Producto Técnico

• Desbalance de tensión

• Perturbaciones (Armónicos y Flicker)

El Plan de Transición y sus Etapas de Implementación se pueden representar gráficamente

como se muestra en los gráficos y cuadros a continuación. El calendario es la propuesta de la

Superintendencia de Electricidad y puede sufrir modificaciones como resultado de los

avances en la implementación de los proyectos específicos a cargo de las empresas y otros

actores del mercado.

Grafico 3. Implementación Gradual Normas Técnicas Calidad Servicio

Gráfico 4.—Calendario implementacion calidad servicio comercial

Grafico 4. Calendario Implementacion Calidad Servicio Comercial.

Para llevar la industria a un estado de régimen la Superintendencia de Electricidad ha

definido una agenda regulatoria de mediano plazo que incluye los siguientes proyectos:

! Elaboración Código Ambiental del SENI

! Elaboración del Código Eléctrico Nacional

! Elaboración Reglamento para el Alumbrado Público

! Diseño de Normas Técnicas y Unidades Constructivas Estándar

! Reglamento sobre Aportes de Financiamientos Reembolsables

! Diseño de las Normas de Calidad para los Sistemas Aislados

! Implementar la Auditoria de Costos Variables de Producción

! Poner en vigência la Contabilidad Regulatoria

! Reglamento Tramitación de Obras Eléctricas

La ejecución e implementación, en el transcurso de la presente década, de los proyectos de la

agenda regulatoria, le permitirá a la industria Eléctrica Dominicana alcanzar un nivel de

operación que cumplirá con los estándares internacionales.

Nota: calendario de implementación propuesto por el regulador; está sujeto a las modificaciones que surjan en las discusiones con los distintos agentes.

CAPÍTULO 16instrumentos Y seÑaLes reguLatorias Y su efecto

en La inVersión en generación en panamá

Sonia FernándezEconomista del Mercado Mayorista de Electricidad.

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP, Panamá)

1. introducción

La Ley 6 de 3 de febrero de 1997, en relación al sector de generación establece lo siguiente:

• Propiciar el abastecimiento de la demanda de los servicios de electricidad, bajo criterios de eficiencia económica y viabilidad financiera.

• Establecer el marco legal que incentive la eficiencia económica en el desa-rrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución, así como el uso eficiente de la energía.

• Promover la competencia y la participación del sector privado como ins-trumentos básicos para incrementar la eficiencia en la prestación de los servicios públicos.

2. caracteristicas de la actividad de generación

• La actividad de generación incluye la construcción, instalación, operación y mantenimiento de plantas de generación eléctrica.

• La expansión en generación o planificación energética es indicativa, no es obligatorio su cumplimiento.

• Es una actividad de inversión a riesgo y sus precios no están regulados, se obtienen por oferta y demanda.

• El costo de generación es un pass through a los clientes, la distribuidora no los asume.

• La eficiencia en generación y la garantía de suministro están basadas en la competencia.

3. situación actual de la generación

El sistema presenta estrechez en términos de abastecimiento al menos hasta el próximo año:

196 SONIA FERNÁNDEZ

• Capacidad instalada de 1,940 MW y firme 1,350 MW

• Con una demanda máxima en 2011 de 1,286.0 MW con incremento pro-medio de 50 MW al año.

El aumento del precio del petróleo y la poca oferta han incrementado los costos en generación (CMS de $240.00 MWh). .

4. La inversión en generación

• Los proyectos de infraestructura energética de generación requieren enor-mes sumas de capital y tienen largos períodos de construcción.

• Conllevan riesgos relacionados con la incertidumbre jurídica y regulato-ria.

• Requieren financiamiento bancario especialmente a largo plazo.

Panama presento un problema de desinversión, de 2004 a 2006 producto de señales regulatorias equivocadas que no promovían la inversión, tal como se muestra en el cuadro 1:

Cuadro 1.—Inversiones en generación eléctrica 1999-2009 (en millones de dólares)

La Inversión en Generación:

• Los proyectos de infraestructura energética de generación requieren enormes sumas

de capital y tienen largos períodos de construcción.

• Conllevan riesgos relacionados con la incertidumbre jurídica y regulatoria.

• Requieren financiamiento bancario especialmente a largo plazo.

Panama presento un problema de desinversión, de 2004 a 2006 producto de señales

regulatorias equivocadas que no promovían la inversión, tal como se muestra en el cuadro

adjunto:

Señales Regulatorias

En Panamá se tiene un modelo que basa la seguridad del abastecimiento de la demanda

mediante la inversión en nuevos proyectos.

• En el Mercado de Contratos las compras de las distribuidoras se hacen por medio de

procesos de concurrencia, que tienen como objeto la participación de la mayor

cantidad de generadores posibles para obtener el menor precio.

• Para esto las licitaciones deben ser públicas, abiertas y transparentes y con

contratos de largo plazo.

5. señales regulatorias

En Panamá se tiene un modelo que basa la seguridad del abastecimiento de la demanda mediante la inversión en nuevos proyectos. A este respecto, cabe subrayar los siguientes puntos:

CAP. 16.—INSTRUMENTOS Y SEñALES REGULATORIAS Y SU EFECTO EN LA INVERSIÓN... 197

• En el Mercado de Contratos las compras de las distribuidoras se hacen por medio de procesos de concurrencia, que tienen como objeto la participa-ción de la mayor cantidad de generadores posibles para obtener el menor precio.

• Para esto las licitaciones deben ser públicas, abiertas y transparentes y con contratos de largo plazo.

• Además, para atraer nuevas inversiones se requiere estabilidad de las Reglas y en el Marco Jurídico para mitigar los riesgos.

6. reglas de compra

Se estableció un documento estándar de licitación y de contrato uniforme para unificar criterios de compra de las licitaciones.

Se establecen los plazos y porcentajes mínimos a contratar para cubrir la demanda:

• 1-2 años .......... 100%

• 3-4 años ........... 90%

• 5-6 años ........... 80%

Las compras las realiza la empresa de Transmision (ETESA)

Se amplían los plazos de contratos hasta 15 años.

La ASEP da un estricto seguimiento a las licencias, concesiones y construcción de los proyectos de generación, lo cual ha redundado en una mayor participación del sector de generación en las licitaciones de potencia y energía favoreciendo las inversiones (cuadro 2).


Cuadro 2.—Resultado de licitaciones en 2008: contratos por 343 MW-10 años plazo 140 MW nueva generación

• Además, para atraer nuevas inversiones se requiere estabilidad de las Reglas y en

el Marco Jurídico para mitigar los riesgos.

Reglas de Compra:

Se estableció un documento estándar de licitación y de contrato uniforme para unificar

criterios de compra de las licitaciones.

Se establecen los plazos y porcentajes mínimos a contratar para cubrir la demanda.

1-2 años 100%

3-4 años 90%

5-6 años 80%

Las compras las realiza la empresa de Transmision (ETESA)

Se amplían los plazos de contratos hasta 15 años.

La ASEP da un estricto seguimiento a las licencias, concesiones y construcción de los

proyectos de generación, lo cual ha redundado en una mayor participación del sector de

generación en las licitaciones de potencia y energía favoreciendo las inversiones.

Con los cambios regulatorios y mayor seguimiento a los proyectos, se tienen

alrededor de 22 proyectos en ejecución, con una inversión estimada en 1,733 millones de dólares.

7. Proyección de inversiones

• De 2010 a 2014 se estiman inversiones por el orden de 1.7 billones de dó-lares.

• La entrada de 785 MW adicionales en hidroeléctricas.

• Nueva Capacidad instalada proyectada en 2014: 2,710 MW.

• Matriz 67% Hidros y 34% térmicas, que eventualmente se reemplazará con eólicas.

Para los próximos cinco años se estima un aumento importante en la capaci-dad instalada, que cubriría el crecimiento de la demanda (cuadros 3 y 4 y gráficos 1 y 2).


Cuadro 3.—Proyección de Inversiones

Con los cambios regulatorios y mayor seguimiento a los proyectos, se tienen

alrededor de 22 proyectos en ejecución, con una inversión estimada en 1,733

millones de dólares:

Proyección de Inversiones

• De 2010 a 2014 se estiman inversiones por el orden de 1.7 billones de dólares

• La entrada de 785 MW adicionales en hidroeléctricas.

• Nueva Capacidad instalada proyectada en 2014: 2,710 MW.

• Matriz 67% Hidros y 34% térmicas, que eventualmente se reemplazará con eólicas.

Para los próximos cinco años se estima un aumento importante en la capacidad instalada,

que cubriría el crecimiento de la demanda.

Cuadro 4.—Capacidad instalada: años 2010-2014 (en MW)


Gráfico 1.—Generación disponible y consumo de electricidad: 2010-2015

Gráfico 2.—Proyección Capacidad Instalada en el 2014

Otras Señales y Medidas que se están considerando

Con el objeto de diversificar la matriz energética del país, la Secretaría Nacional de Energía

promueve dos Leyes específicas sobre generación:

– Generación Eólica

– Generación a partir de Biomasa.

Anteproyecto de Ley Generación Eólica

Se basa en el establecimiento de Subastas Reguladas de Energía Eólica:

Se harán contrataciones exclusivas para centrales eólicas que tendrán una vigencia de hasta

15 años.

• La energía total que puede ser contratada no podrá ser superior a un 5% del

consumo anual de energía.

• Se reconocen incentivos fiscales:

– Exoneración de aranceles en equipo

– Crédito fiscal en ISR

8. Otras señales y medidas que se están considerando

Con el objeto de diversificar la matriz energética del país, la Secretaría Nacio-nal de Energía promueve dos Leyes específicas sobre generación:

• Generación Eólica

• Generación a partir de Biomasa.

En particular, del Anteproyecto de Ley de Generación Eólica se puede ahora adelantar lo siguiente:

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02010 2011 2012 2013 2014 2015

Generación

Demanaa


• Se basa en el establecimiento de Subastas Reguladas de Energía Eólica.

• Se harán contrataciones exclusivas para centrales eólicas que tendrán una vigencia de hasta 15 años.

• La energía total que puede ser contratada no podrá ser superior a un 5% del consumo anual de energía.

• Se reconocen incentivos fiscales:

– Exoneración de aranceles en equipo

– Crédito fiscal en ISR

CAPÍTULO 17normatiVas Y procesos reguLatorios

para eL controL deL Hurto de energÍa eLéctrica en La repÚBLica dominicana.

José Ramón Acosta PujolsDirector de Mercado Eléctrico Minorista

Superintendencia de Electricidad. Republica Dominicana.

1. Origen del hurto de energía eléctrica: antes y después de la reforma

Uno de los problemas que enfrenta el usuario del servicio público de electri-cidad en la República Dominicana es el racionamiento debido a los altos niveles de pérdidas por el hurto generalizado. Sin embargo, antes de la nacionalización de la Compañía Eléctrica de Santo Domingo en 1955, no había racionamiento del suministro, y el hurto no era un problema. Aunque en ese tiempo el servicio no se había universalizado, las ciudades, pueblos y comunidades que recibían energía eléctrica no tenían quejas en cuanto a la calidad y el precio del servicio. La empresa contaba con un plan de expansión que se actualizaba periódicamen-te y disponía de programas de operación y mantenimiento que garantizaban la calidad del servicio.

Después de la nacionalización la empresa continuó administrándose con los mismos criterios y actualizaba sus planes de expansión con regularidad. Sin em-bargo, como resultado de los acontecimientos políticos posteriores: la caída de la dictadura de Rafael Trujillo en 1961, y la guerra civil de 1965 para restablecer el gobierno elegido democráticamente en 1963, hubo un retraso en los planes de expansión de la empresa estatal denominada Corporación Dominicana de Electricidad, monopolio que integraba verticalmente las actividades de genera-ción, transmisión, distribución y comercialización. No obstante, todavía en 1971 la empresa podía atender en un plazo de 24 horas, una solicitud de suministro, incluyendo la instalación del medidor.

Sin embargo, el primer shock petrolero en 1973, que cuadruplicó los precios de los combustibles, encontró a la empresa operando sin capacidad de reserva y sin aprobación para la inversión en nuevos proyectos de generación. Como consecuencia de esta situación, en 1975 la empresa se vio en la obligación de empezar a racionar el suministro.

Otro problema que empezó a enfrentar la empresa fue la disponibilidad de medidores y materiales. Las nuevas solicitudes de servicio empezaron a demorarse días, luego semanas, hasta llegar a meses, de manera que los potenciales clientes empezaron a conectarse antes de que les instalaran el medidor. Con el tiempo era común que las nuevas viviendas e edificaciones se conectaran a las redes antes de

204 JOSÉ RAMÓN ACOSTA PUJOLS

hacer un contrato. Una parte de estos nuevos clientes eventualmente gestionaban su contrato pero otra no lo hacía. El resultado fue que debido a la incapacidad de la empresa de gestionar la demanda de servicios se creó la condición para el uso ilícito de la energía eléctrica. El resultado de esta situación fue que las pérdidas no técnicas empezaron a subir rápidamente, cuando la gente se acostumbró a conectarse directamente a las redes de la empresa sin la suscripción previa de un contrato.

Además, en esa época era común que el servicio llegara a parte de la pobla-ción sin que se facturara, por razones políticas. En ocasiones por las funciones que desempeñaban las personas en el gobierno, o en las fuerzas armadas, o por-que las autoridades políticas solicitaban a la empresa que llevara el servicio a una zona no electrificada, y luego los beneficiarios se negaban a suscribir contratos y a pagar el servicio, alegando que este era el cumplimiento de una promesa o un regalo del gobierno.

Como resultado de esta situación las pérdidas totales llegaron a ser cerca del 50% antes de la capitalización en el 1998.

Después de la reforma de la industria a finales de los años noventa, las em-presas capitalizadas empezaron a contratar a estos clientes con la autorización de la Superintendencia de Electricidad, mediante la modalidad de cargo fijo, y de manera provisional, por las limitaciones financieras y de inventario de medi-dores. Doce años después de la capitalización todavía el número de clientes con contrato por monto fijo es significativo. Lamentablemente, ya se había creado una cultura de uso ilegal de la energía eléctrica que aún persiste en parte de la población, que ha provocado que el fraude eléctrico se convierta en una actividad organizada que provoca a muchos a correr el riesgo de enfrentar el peso de la normativa anti fraude que entró en vigencia en el 2009, y que contempla penas que incluyen multa y prisión.

2. surgimiento de la normativa anti-fraude, año 2001

Con la promulgación de la Ley General de Electricidad 125-01 y de su Re-glamento de aplicación en los años 2001 y 2002, respectivamente, lo que eran pérdidas por falta de gestión e inversiones, o por favores políticos, se convirtieron en pérdidas por hurto. Esta ley, modificada posteriormente en el año 2007, para fortalecer las medidas de penalización del hurto de electricidad, dio origen a las primeras normativas anti- fraude:

• El Artículo 125 de dicha ley remite al Código Procesal Penal, en su artículo 401, los casos por sustracción de energía eléctrica mediante conexiones clandestinas o fraudulentas.

•��Permite la recuperación de los montos de los consumos no registrados hasta cinco meses, salvo prueba en contrario.

•��Destinaba los recursos recuperados de la siguiente manera: 70 % para las Empresas de Distribución, 20 % para la Oficina de Protección al Consumidor (PROTECOM), dependencia de la Superintendencia de Electricidad (SIE), y el 10% restante para el incentivo de las energías renovables. Además,

CAP. 17.—NORMATIVAS Y PROCESOS REGULATORIOS PARA EL CONTROL DEL HURTO... 205

•��El Artículo 492 del Reglamento de la Ley General de Electricidad estable-cía:

a) Las condiciones para levantar el acta de fraude.

b) El procedimiento para el cálculo de la energía consumida y no re-gistrada.

c) que la Empresa Distribuidora, con el auxilio de un Notario Público certificado por la SIE, estaba facultada para levantar el acta de irre-gularidad.

d) que la recuperación estimada por la empresa dependía de aproba-ción de la Superintendencia de Electricidad, en caso de reclamo por parte del cliente.

e) Además, mediante Decreto Presidencial 748-02 se creó el Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF), oficina que dependía de la Procuraduría General de la República y contaba con apoyo de la Policía Nacional.

3. impacto de la normativa anti-fraude del 2001

Las Empresas Distribuidoras con el apoyo del PAEF empezaron sus campañas anti fraude en base a «barridas» programadas para hacer inspecciones de sumi-nistros. En muchas ocasiones las inspecciones resultaban ofensivas a los clientes y violatorias de derechos constitucionales por la presencia de personal militar. No obstante, el impacto de estas campañas de reducción de pérdidas no disminuyó las estadísticas en los valores que se esperaba. Las reducciones de pérdidas logra-das por los programas de normalización de suministros iniciados después de la reforma, fueron prácticamente anuladas por el crecimiento del fraude, actividad que se había organizado y sofisticado

4. Modificación de la normativa anti-fraude, año 2007

Esta capacidad institucional para enfrentar el fraude eléctrico no resultó exi-tosa y en el año 2007 mediante la Ley 186-07 se introdujeron cambios en la Ley General de Electricidad con el propósito de fortalecer la normativa anti-fraude.

Al ponderar la evolución del fraude eléctrico debemos tomar en cuenta otro elemento que introdujo la capitalización: La tercerización de los servicios.

Con la tercerización de los servicios información importante sobre las em-presas y los clientes empezó a ser accesible a un mayor número de personas, y rápidamente surge y se desarrolla la industria del fraude eléctrico, con capacidad para desarrollar tecnología y hacer vulnerable los medidores. La modernización y sofisticación de la actividad permitió su extensión a todos los sectores económicos y sociales. Por las características de algunos fraudes se hizo evidente la existencia de redes que de alguna manera deben vincular a personal de las Empresas de


Distribución y de los contratistas con los posibles dirigentes o promotores del delito.

Estas organizaciones delictivas no solo se valen de tecnología moderna sino que desarrollan un mercadeo privado, que luego tiene el apoyo de los que deciden participar para beneficiarse. El resultado de esta actividad delictiva es equivalente a anular los esfuerzos de las Empresas de Distribución para disminuir las pérdidas.

En síntesis, las distribuidoras por un lado hacen inversiones para aumentar el número de clientes normalizados, pero simultáneamente otras empresas clandes-tinas, procuran aumentar el de los clientes que entran al negocio del fraude. El resultado es el siguiente, después de una década de promulgada la Ley General de Electricidad las pérdidas totales solo han disminuido en 12 puntos porcentua-les y son del orden del 35%.

5. impacto de la tercerización de los servicios en el hurto

Con la tercerización de los servicios se inició la sofisticación de las técnicas para el hurto. Las tecnologías de las empresas se hicieron accesibles a terceros. Las empresas de distribución y las compañías de servicios al suscribir sus contratos no tomaron las medidas de precaución necesarias para garantizar la lealtad recí-proca empresa-cliente, y empresa-empleado, y crearon un abismo en la relación empresa-cliente. El empleado del contratista se convirtió en el puente sobre el abismo y esto creó las condiciones para que el hurto de electricidad, que empezó con la simple línea directa, evolucionara hasta:

•��Borrado de Lectura

•��Mecanismos electrónicos y de radio frecuencia para encender y apagar el medidor e impedir el registro del consumo

•��Moduladores de pulso para frenar el medidor

•��Activación y desactivación del medidor a voluntad del cliente utilizando un interruptor y un auto-transformador

6. Fortalecimiento de la normativa contra el fraude, año 2007

El fracaso de las campañas anti fraude motivó a las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE) a buscar apoyo político para modificar la Ley General de Electricidad en este tema. El resultado de esta gestión fue la promulgación de la Ley 186-07, la cual:

•��Derogó el Decreto presidencial que creó el PAEF

•��Creó la Procuraduría General Adjunta para el Sistema Eléctrico (PGASE).

•��Catalogó el fraude eléctrico como delito penal

•��Remite a los tribunales los casos de fraude eléctrico

•��Establece penas que incluyen prisión y sanciones contra los infractores


•��Asignó a la Superintendencia de Electricidad el peritaje técnico para el levantamiento de actas de fraude y la evaluación de las tasaciones para la recuperación de la energía sustraída.

7. instrumentos normativos emitidos por la sie relativos al fraude eléctrico

La promulgación de la Ley 186-07 requirió la elaboración de varios instru-mentos normativos para su correcta aplicación. Estos instrumentos se listan a continuación:

•��Tabla Homologada de Consumos puesta en vigencia mediante la RESOLU-CION SIE-83-2007

•��Reglamento Inspección de Suministros puesto en vigencia mediante la RE-SOLUCION SIE-01-2008

•��Eliminación del subsidio geográfico PRA (Programa de Reducción de Apa-gones) mediante Decreto Presidencial 421-09

•��Focalización del subsidio en las Zonas ExPra mediante el programa BO-NOLUZ

•��Normalización de los usuarios que no calificaban para el programa BONO-LUZ en las Zonas ExPrA.

Asimismo, la definición de los procesos a seguir desde la identificación y denuncia del delito hasta su tramitación ante la jurisdicción de juicio, como se muestra en el flujo-grama a continuación.

8. Proceso de investigación fraude eléctrico

Etapas del proceso

7. Instrumentos normativos emitidos por la SIE relativos al fraude eléctrico

La promulgación de la Ley 186-07 requirió la elaboración de varios instrumentos normativos para su correcta aplicación. Estos instrumentos se listan a continuación:

Tabla Homologada de Consumos puesta en vigencia mediante la RESOLUCION SIE-83-2007

Reglamento Inspección de Suministros puesto en vigencia mediante la RESOLUCION SIE-01-2008

Eliminación del subsidio geográfico PRA mediante Decreto Presidencial 421-09 Focalización del subsidio en las Zonas ExPra mediante el programa BONOLUZ Normalización de los usuarios que no calificaban para el programa BONOLUZ

en las Zonas ExPrA.

Asimismo, la definición de los procesos a seguir desde la identificación y denuncia del delito hasta su tramitación ante la jurisdicción de juicio, como se muestra en el flujo-grama a continuación.

8. Proceso Investigación Fraude Eléctrico

ETAPAS DEL PROCESO

.


Cuando el delito incluye la manipulación del medidor, la investigación con-templa que el medidor sea remitido a los laboratorios de la Dirección General de Normas de Calidad (DIGENOR).

La Ley 186-07 prescribe en su texto las penas aplicables en función de la cantidad de energía sustraída, en un esfuerzo por combatir la cultura de uso ilegal de la electricidad. El cuadro 1 describe las penas y multas en función de la energía sustraída.

Cuadro 1.—Penas y multas

Cuando el delito incluye la manipulación del medidor, la investigación

contempla que el medidor sea remitido a los laboratorios de la Dirección General de

Normas de Calidad (DIGENOR).

La Ley 186-07 prescribe en su texto las penas aplicables en función de la

cantidad de energía sustraída, en un esfuerzo por combatir la cultura de uso ilegal de la

electricidad. El cuadro a continuación describe las penas y multas en función de la

energía sustraída.

Desde el 20 de febrero de 2009, que marca la fecha de inicio de la aplicación de

la Ley 186-07, las instituciones han aplicado la normativa rigurosamente. Las

estadísticas de la aplicación de la Ley se muestran a continuación, en lo relativo al

número de casos investigados y remitidos a la Procuraduría General de la República

para el Sector Eléctrico. Las Empresas de Distribución y los organismos responsables

de la aplicación de esta ley se han puesto de acuerdo para aumentar los recursos que

destinan a esta actividad, para lograr en el transcurso del 2011 acelerar la disminución

de las pérdidas.

Desde el 20 de febrero de 2009, que marca la fecha de inicio de la aplicación de la Ley 186-07, las instituciones han aplicado la normativa rigurosamente. Las estadísticas de la aplicación de la Ley se muestran en el cuadro 2, en lo relativo al número de casos investigados y remitidos a la Procuraduría General de la Re-pública para el Sector Eléctrico. Las Empresas de Distribución y los organismos responsables de la aplicación de esta ley se han puesto de acuerdo para aumentar los recursos que destinan a esta actividad, para lograr en el transcurso del 2011 acelerar la disminución de las pérdidas.

Simultáneamente con la aplicación de la Ley 186-07, el Gobierno está apo-yando un programa de recuperación de las empresas que cuenta con recursos de préstamos de organismos internacionales para la remodelación y blindaje de redes y adquisición de medidores, que se inició a mediados del año 2010. Los resultados de estos esfuerzos pueden apreciarse en el cuadro 3 sobre la evolución de las pérdidas y su relación con los indicadores económicos del segmento de distribución.


Cuadro 2.—Estadísticas Aplicación Ley Anti Fraude, 20 Feb. 2009 a 28 Feb. 2011

EDEs Otros Total %

Denuncias tramitadas 3.369 264 3.633

Casos investigados 2.919 172 3.091 85%

Actas de fraudes levantadas 1.861 24 1.885 61%

Concluidas en descargo 1.058 146 1.204 39%

Actas tasada por EDEs y tramitadas a SIE 1.620 … 1.620 87%

Tasaciones revisadas por SIE y remitidas a PGASE 1.342 … 1.342 83%

Cuadro 3.—Indicadores 2004-2010

TOTAL EDES

Pérdida energía

Energía Retirada (GWh)

Costo Compra

(MMUS$)

Sectores no PRA (%)

Mercado Total (%)

Cobro (%)CRI

(mercado Total)

2004 8.195,2 812 36% 43% 76% 43%

2005 8.952,6 1.046,9 39% 45% 87% 48%

2006 9.509,6 1.233,1 40% 46% 88% 47%

2007 9.786,1 1.252,6 34% 41% 90% 53%

2008 10.219,3 1.763 32% 39% 94% 57%

2009 10.216,4 1.340,3 28% 35% 92% 60%

2010 11.071,9 1.584,6 34% 36% 92% 59%

2011-Julio* 7.586,5 — — 35% 89% 58%

* Datos Preliminares, sujetos a confirmación.

9. impacto de la normativa anti-fraude del 2007

En el cuadro anterior, bajo la columna Pérdidas de Energía, se distingue entre Mercado Total y Sectores No PRA. Los sectores PRA eran zonas favorecidas con un subsidio geográfico. La diferencia entre Mercado Total y Sectores No PRA son las pérdidas correspondientes a las zonas PRA. Con la focalización del subsidio, mediante el Programa Bonoluz, se inició un desmonte de las zonas PRA que con-cluirá en el año 2012. Los clientes residenciales en dichas zonas se empezaron a normalizar, y a los que califican, de acuerdo con los criterios del Gabinete Social, se les incluye en el Programa Bonoluz.

Para analizar el impacto de la normativa anti-fraude en las pérdidas totales, debemos revisar como han evolucionando las pérdidas del Mercado Total a partir del 2009.

Las pérdidas deberían de disminuir por tres motivos:


•��Por la normalización de los clientes en las zonas PRA.•�� Por el esfuerzo que realizan las nuevas administraciones de las empresas de

distribución para mejorar la gestión.•��Por el impacto de la normativa anti-fraude.

Al analizar las estadísticas se aprecia que las pérdidas totales han disminuido desde la reforma de la industria en 1998 a la fecha unos 14 puntos porcentuales, es decir, como un punto porcentual por año. Después de la modificación de la Ley General de Electricidad en el 2007, para fortalecer la política anti-fraude, las pérdidas continúan disminuyendo, pero no a la tasa que uno esperaría, en función de los trabajos que se realizan con la focalización de los subsidios, la aplicación de la normativa anti-.fraude, y de mejora de la gestión de las empresas. Esto confirma que la industria del fraude se ha sofisticado y ha crecido a una tasa similar a la lograda por las empresas distribuidoras para reducir sus pérdidas. Este resultado nos obliga a pensar en la necesidad de revisar el enfoque de la política de disminución de pérdidas que siguen las Empresas de Distribución, enfocado en identificar el delito y eliminarlo, algo similar a eliminar los síntomas de una enfermedad, y pensar en la conveniencia de dedicar parte de los recursos que se destinan a esta tarea a perseguir y someter a la justicia a los promotores y organizadores del fraude eléctrico, que sería equivalente a combatir la causa u origen de la enfermedad.

10. conclusiones y recomendaciones

Las principales conclusiones pueden sistematizarse así:

•��La permisividad con que se administró el suministro de electricidad creó las condiciones para el desarrollo de la industria del fraude en el país.

•��La tecnología para la comisión de fraudes se hace cada vez más sofisticada, lo que permite la expansión de la industria del fraude.

•��El éxito de la lucha contra el fraude dependerá de eliminar a los promoto-res, ejecutores y encubridores de la industria organizada del fraude.

Las investigaciones más recientes de la SIE indican que para eliminar el fraude y disminuir las pérdidas totales a los niveles reconocidos en la Tarifa Técnica, hay que reorientar la política de persecución del fraude para, a modo de recomen-daciones, incluir acciones orientadas a:

•��Identificar a los promotores, ejecutores y encubridores

•��Desmantelar las redes y sus laboratorios

•��Ampliar gradualmente la cobertura del programa hasta cubrir todo el país

•��Concitar el apoyo de la ciudadanía mediante campañas de concientización sistemáticas que ayuden a erradicar la cultura del fraude establecida en el país desde hace décadas.

CAPÍTULO 18La reguLación por cooperación. La agencia europea

de cooperación de Los reguLadores de La energÍa (acer)

Marina Serrano GonzálezAbogada del Estado

Consejera de la Comisión Nacional de Energía

Dentro de las iniciativas normativas del Tercer Paquete de la Unión Europea, que tiene por objeto intensificar el mercado interior de la energía, el Reglamento (CE) nº 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea de 14 de agosto de 2009, crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (en adelante ACER) y por tanto, configura un nuevo regulador a escala comunitaria.

El objetivo primordial de ACER es contribuir al funcionamiento efectivo de los mercados interiores de gas y electricidad y suprimir los obstáculos a los inter-cambios transfronterizos de electricidad y gas natural, con el fin de alcanzar los objetivos de la política energética comunitaria.

También pretende incrementar la cooperación a nivel comunitario de las autoridades reguladoras nacionales (en adelante ARNs) y que éstas participen sobre bases comunes en el ejercicio de funciones de dimensión comunitaria.

Debe señalarse que el Tercer Paquete Comunitario persigue asimismo el for-talecimiento de las entidades reguladoras nacionales a las que dota de mayores competencias.

1. antecedentes

Desde el inicio del proceso liberalizador del mercado interior de la electri-cidad y el gas, los reguladores de los Estados miembros europeos han venido cooperando para el buen ejercicio de sus tareas desde CEER y ERGEG. Ambas en-tidades pueden considerarse entre los precedentes que han llevado a la creación de la Agencia Europea para la cooperación de los reguladores energéticos.

El «Council of European Energy Regulators» (CEER) es una asociación pri-vada sujeta al derecho belga, que se constituye en marzo de 2000, incluyendo sólo a los reguladores del sector eléctrico, y que se amplía después a los entes reguladores con competencias en el sector del gas.

La Comisión Europea a través de la Decisión 2003/796/CE, de 11 de no-viembre crea el «European Regulators’Group for Electricity and Gas» (ERGEG), dándole un carácter institucional.

212 MARINA SERRANO GONZÁLEZ

El objetivo de ERGEG es facilitar las consultas, la coordinación y la coope-ración entre los reguladores nacionales y entre estos organismos y la Comisión Europea.

Por propia iniciativa o a petición de la Comisión, el Grupo asesorará y asistirá a la Comisión en la consolidación del mercado interior de la energía, en especial en lo relacionado con la preparación de proyectos de disposiciones de aplicación en el ámbito de la electricidad y el gas y en cualquier asunto relacionado con el mercado interior del gas y de la electricidad.

Está formado por los jefes de las autoridades nacionales de regulación o sus representantes.

Con ocasión de los trabajos que dan lugar a las disposiciones europeas del Tercer Paquete, que se inician con la comunicación de la CE, de 10 enero de 2007, sobre «Una política energética para Europa», y tras la experiencia de ER-GEG, se pone de manifiesto que los reguladores carecen de poderes y capacidad de decisión en asuntos transfronterizos.

El mismo 10 de enero de 2007, se presentan los resultados finales de la inves-tigación que la Dirección General de Competencia de la Unión Europea realizó sobre los sectores del gas y la electricidad en la UE, en donde se constataba que los mercados de gas y electricidad son eminentemente nacionales.

El Consejo Europeo, en la primavera de 2007, invitó a la Unión Europea a proponer medidas para la creación de un mecanismo independiente de coope-ración entre los reguladores nacionales.

En Junio de 2007, ERGEG (C07-SER-13-06-02-PD) remitía a la Comisión Eu-ropea su propuesta para la creación de un «Sistema Europeo de Regulación de la Energía».

El 19 septiembre de 2007, la Comisión Europea lanza el «Tercer Paquete» de medidas liberalizadoras del mercado interior de la electricidad y el gas entre cuyas propuestas se incluye un Reglamento por el que se crea de una Agencia de Cooperación de Reguladores de la Energía.

En esta propuesta ya se indica que «…Se constituye una Agencia de Coopera-ción de los Reguladores de la Energía, para complementar, a nivel comunitario, las tareas reguladoras desempeñadas a nivel nacional por las autoridades regu-ladoras…».

Asimismo, se resalta que la Agencia debe complementar a nivel comunitario los trabajos de los reguladores nacionales.

Tras la propuesta inicial de la Comisión Europea, se fija la posición del Parla-mento Europeo en primera lectura el 18 de junio de 2008, y la Posición Común del Consejo el 9 de enero de 2009. Tras su debate en el Parlamento Europeo en abril de 2009 se aprueba el Reglamento nº 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de Energía.

CAP. 18.—LA REGULACIÓN POR COOPERACIÓN. LA AGENCIA EUROPEA DE COOPERACIÓN... 213

2. Objeto de acer

El objetivo de ACER es «… asistir a las autoridades reguladoras nacionales…en el ejercicio a nivel comunitario de las tareas reguladoras desempeñadas en los Estados miembros y, de ser necesario, para coordinar su actuación.»

Según el Preámbulo del Reglamento 713/2009 se configura como una entidad central independiente, a la que compete el seguimiento de la cooperación regio-nal entre los gestores de red de transporte de gas y electricidad. Asimismo debe supervisar los mercados interiores de la electricidad y el gas natural, y elaborar las directrices marco, no vinculantes, para los códigos de red.

ACER tiene un papel consultivo frente a la Comisión y otras instituciones co-munitarias, pudiendo formular recomendaciones de buenas prácticas y asimismo debe contribuir a incrementar la seguridad energética.

El art. 2 del Reglamento regula su Estatuto Jurídico, estableciendo que la Agencia será un organismo comunitario con personalidad jurídica propia. En cada Estado Miembro la Agencia disfrutará de la capacidad jurídica más amplia que se conceda a las personas jurídicas en el derecho interno de cada país, y por tanto, podrá adquirir/ enajenar bienes muebles/inmuebles y emprender accio-nes judiciales, entre otras facultades.

La representación legal corresponde a su Director.

3. tipos de actos y tareas de la agencia

La ACER puede adoptar diversos tipos de actos que pueden reconducirse a dos clases:

a) Emitir dictámenes y recomendaciones dirigidos a los gestores de redes de transporte, a las Autoridades Reguladoras Nacionales (ARNs), al Par-lamento Europeo, al Consejo o a la Comisión Europea.

b) Adoptar las decisiones en los casos concretos que contempla el propio Reglamento, (artículos 7, 8 y 9) y que se refieren a cuestiones técnicas, infraestructuras transfronterizas, y exenciones al acceso a terceros.

Asimismo, puede emitir directrices marco no vinculantes («Directrices mar-co») en relación con la condiciones de acceso al comercio transfronterizo («Có-digos de red»).

Sobre todo ellos conviene hacer aquí algunos comentarios:

•��Una parte muy significativa de sus tareas se relaciona con los gestores de las redes de transporte, pilar fundamental para la efectividad del comercio interior de la energía y la interconexión transfronteriza, de las redes de gas y electricidad.

� �Así en primer término, y respecto a la cooperación de los gestores de re-des de transporte (Art 6), y su asociación en la Red europea de gestores, la Agencia «…presentará un dictamen a la Comisión Europea sobre el proyecto de Estatutos, lista de miembros y proyecto de Reglamento Interno de la Red Europea de


Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) y de Gas (ENTSO-G)». Igualmente ACER tiene atribuida la supervisión de la ejecución de las tareas de las ENTSO.

�Deberá emitir un dictamen a los ENTSOs sobre los códigos de red («network codes»), proyecto de programa de trabajo anual y sobre el proyecto (no vinculante) de plan de inversiones a 10 años.

�Cuando considere que los códigos técnicos y comerciales, el proyecto de programa de trabajo anual y el proyecto (no vinculante) de plan de inver-siones a 10 años para la ENTSO (Red europea), no contribuyen a la no discriminación, competencia efectiva, el funcionamiento eficiente de los mercados o la interconexión transfronteriza, y por tanto, detecte obstáculos al mercado interior, deberá remitir un dictamen motivado, acompañado de recomendaciones a los Organismos Europeos, además de a ENTSO-G y ENTSO-E.

�Deberá vigilar el cumplimiento de los códigos de red (en cuyo desarrollo participa) y sobre los que recomienda su adopción a la Comisión Europea, y cuando los gestores de redes de transporte no hayan aplicado un código de red, elevará también dictamen motivado a la propia Comisión Europea.

�En relación con los nuevos proyectos de interconexión, controlará los progresos en la ejecución de los proyectos para crear nueva capacidad de interconexión, así como controlará la ejecución de los planes de desarrollo de la red de ámbito comunitario.

�Igualmente controlará la cooperación regional entre los gestores de red de transporte y tendrá en cuenta el resultado de esta cooperación cuando formule sus dictámenes, recomendaciones y decisiones.

�Por consiguiente, ACER es la supervisora de los gestores europeos de las redes de transporte, que se organizan a través de ENTSO-E y ENTSO-G. Esta supervisión se ejerce desde la constitución de la Red Europea de Gestores, en la formación de los Códigos de Red respecto a los planes de infraestruc-turas, y también en todo lo relativo al seguimiento de su implantación y ejecución.

•��La otra parte importante de las actuaciones de ACER se centra en sus relacio-nes con las autoridades reguladoras nacionales (ARNs) (Art. 7). La Agencia podrá adoptar decisiones individuales sobre cuestiones técnicas, cuando esas decisiones estén previstas en las Directivas o los Reglamentos. Se le atribuye, en primer término, una potestad decisoria en relación con los reguladores nacionales, pero sólo en aquellos supuestos específicamente previstos en la normativa europea (Directrices o Reglamentos).

�Podrá, de conformidad con su programa de trabajo o a instancia de la CE, hacer recomendaciones para ayudar a las Autoridades Reguladoras Nacio-nales y agentes del mercado a compartir buenas prácticas.

�Deberá promover la cooperación entre ARNs y entre Autoridades Regulado-ras a nivel regional y comunitario, y por tanto, crear el marco adecuado para vertebrar el trabajo de las Autoridades Reguladoras Nacionales. Al formular


sus dictámenes, recomendaciones y decisiones a los Órganos Europeos de-berá tener en consideración la cooperación de las ARNs.

�Cuando considere que son necesarias normas vinculantes para que dicha cooperación sea efectiva, deberá hacer la correspondiente recomendación a la CE.

�El Reglamento contempla asimismo que, a instancia de cualquier Autoridad Reguladora Nacional o de la Comisión Europea, podrá emitir un dictamen sobre la adecuación de las decisiones de las Autoridades Reguladoras Nacio-nales a las directrices, referidas en las Directivas y Reglamentos, o a cualquier otra disposición de las mismas.

�Esta potestad puede entenderse como un paso previo, o a una instancia pre-via revisora de actuaciones por parte de ACER de las decisiones de las ARNs. Examinará por tanto, si las decisiones regulatorias nacionales se adecuan a la normativa comunitaria. Para ello, ACER no podrá revisar por si misma la decisión del regulador nacional, pero sí emitir un Dictamen a la Comi-sión Europea, lo cual tiene un peso cualificado muy considerable. Máxime cuando puede requerir la ejecución del contenido del Dictamen, en cuanto que el Reglamento prevé que ACER informará a la Comisión Europea y al Estado Miembro correspondiente cuando una ARNs no dé cumplimiento, en el plazo de 4 meses, al dictamen de la Agencia.

�Como contrapartida, ACER puede apoyar y reforzar el papel de los regula-dores nacionales, pues el Reglamento prevé que cuando una ARN encuentre dificultades para la aplicación de las directrices previstas en las Directivas o Reglamentos, podrá solicitar un dictamen a ACER. Esta última deberá emitir su dictamen, previa consulta a la Comisión Europea, en el plazo de tres meses, proponiendo medidas que levanten los obstáculos que impidan el trabajo de la Agencia Reguladora Nacional

4. decisiones sobre condiciones de acceso y seguridad operativa en las infraestructuras transfronterizas

La función primigenia de ACER, que se encuentra en el origen de su creación, se refiere al acceso a las infraestructuras transfronterizas y se contempla en el artículo 8 del Reglamento.

ACER deberá decidir los términos y condiciones para el acceso y seguridad operativa de las infraestructuras de electricidad y de gas que enlacen o puedan enlazar al menos dos Estados Miembros («infraestructuras transfronterizas»).

En infraestructuras transfronterizas, la Agencia decidirá sobre aquellas cues-tiones regulatorias que sean competencia de una ARN, que podrán incluir las condiciones de acceso (procedimientos de asignación de capacidad, horizontes temporales para la asignación, reparto de rentas de congestión y precios impues-tos a los usuarios de infraestructuras) y seguridad operativa, sólo cuando:

•��las Autoridades Reguladoras Nacionales competentes no alcancen acuerdo en plazo de 6 meses (pueden pedir una prórroga de 6 meses) o

•��las Autoridades Reguladoras Nacionales lo soliciten de forma conjunta


En la preparación de su decisión la Agencia deberá consultar a las Autorida-des Reguladoras Nacionales competentes y a los gestores de red de transporte implicados y deberá ser informada de las propuestas y observaciones de todos los gestores de red de transporte interesados.

Las condiciones de acceso deben incluir el procedimiento para la asignación de la capacidad, el plazo para la asignación, el reparto de los costes de congestión y el cobro de cánones a los usuarios de las infraestructuras.

ACER deberá emitir su decisión en el plazo de 6 meses; asimismo podrá, si fuera necesario, emitir una decisión provisional para, adoptando medidas caute-lares, garantizar que la seguridad de abastecimiento o la seguridad operativa de la infraestructura estén protegidas.

La Comisión Europea podrá aprobar Directrices sobre las situaciones en las que la Agencia es competente para decidir sobre las condiciones de acceso y seguridad operativa de las infraestructuras transfronterizas.

Asimismo la Agencia podrá decidir sobre las exenciones al acceso de terceros a las redes cuando:

•�� todas las Autoridades Reguladoras afectadas no hayan podido llegar a un acuerdo en un plazo de 6 meses desde que se solicitó la exención o previa solicitud conjunta de las autoridades reguladoras;

•�� la infraestructura esté en territorio de más de un Estado Miembro.

En otro orden de cosas, la Agencia deberá emitir un dictamen, previa solicitud de la Comisión Europea, sobre las decisiones de las Autoridades Reguladoras Nacionales referentes a certificaciones de los gestores de la red de transporte (Antes de que una empresa sea aprobada y designada como Operador del Siste-ma de Transporte deberá ser certificada de conformidad con los procedimientos previstos en las Directivas y Reglamentos de electricidad y gas).

Por último, el Reglamento contiene una cláusula residual, consistente en que en circunstancias claramente definidas por la Comisión Europea mediante directrices, y en los asuntos relacionados con el objeto para el que ha sido creada, se podrán encomendar a la Agencia nuevas tareas que no impliquen poderes decisorios.

5. consultas y transparencia

Al igual que con los reguladores nacionales en las Directivas del Tercer Paque-te, el Reglamento incide en la transparencia de las actuaciones de ACER.

Se le impone la obligación en el desarrollo de sus funciones, y en particular en el desarrollo de las Directrices Marco y en las propuestas de modificación de los códigos de red, de consultar de forma exhaustiva con los agentes del mercado, gestores de la red de transporte, consumidores, usuarios finales y, cuando sea necesario, autoridades de la competencia, de forma abierta y transparente.

Debe velar por que el público y las partes interesadas reciban información objetiva, fiable y de fácil acceso, especialmente en lo que se refiere a los resultados


de sus trabajos. Todos los documentos y actas de reuniones de consultas celebra-das durante el desarrollo de las directrices marco o durante la modificación de los códigos de red deberán ser públicos.

Antes de adoptar las directrices marco o proponer modificaciones a los códi-gos red, la Agencia debe indicar cómo son tenidas en cuenta las observaciones recibidas durante la consulta y caso de no tenerlas en cuenta, justificar por qué.

Debe publicar en su página web, al menos, el orden del día, los documentos de referencia y, en su caso, el acta de todas las reuniones del Consejo de Admi-nistración, del Consejo de Reguladores y de la Sala de Recursos.

6. supervisión e informes

Junto a las funciones descritas, el Reglamento atribuye a ACER, en su artículo 11, la función de supervisión de los mercados interiores de la electricidad y del gas natural, especialmente de los precios al por menor de la electricidad y el gas natural, el acceso a las redes y el cumplimiento de los derechos de los consumi-dores.

Todo ello se indica, sin perjuicio de las competencias de las autoridades res-ponsables de la competencia.

La supervisión debe realizarse en cooperación con la Unión Europea, los Es-tados miembros y las autoridades regulatorias nacionales. Para ello publicará un informe anual sobre su labor de supervisión en el que incluirá una identificación de las barreras para la consecución de los mercados interiores de la electricidad y del gas natural.

Asimismo presentará al Parlamento Europeo y a la Comisión Europea un dictamen sobre las medidas que pueden adoptarse para eliminar los obstáculos detectados.

En relación con la función de supervisión de los mercados, ACER ha visto reforzado su papel con la reciente aprobación del Reglamento de la Comisión Europea sobre integridad y transparencia de mercados energéticos (REMIT) de 10 de octubre de 2011.

El nuevo marco para la supervisión de los mercados energéticos ha sido adop-tado por el Consejo y el Parlamento Europeo. La nueva regulación establece un marco legal para la supervisión de los mercados mayoristas de la energía con objeto de detectar y evitar el abuso y la manipulación del mercado energético, garantizando así la integridad y transparencia del mismo. Con esta regulación las autoridades nacionales de los Estados miembros podrán adoptar sanciones para ayudar a detener y prevenir la manipulación del mercado.

El elemento central de este marco es el establecimiento de una función de su-pervisión del mercado a nivel europeo, tarea que se llevará a cabo por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER). ACER controlará la actividad comercial en los productos energéticos al por mayor junto con las auto-ridades reguladoras nacionales. La Agencia recopilará la información necesaria para evaluar y controlar estos mercados. Además ACER establecerá un registro


europeo de los participantes del mercado basado en la información proporcio-nada por las autoridades reguladoras nacionales.

ACER deberá trabajar conjuntamente con Autoridades Reguladoras Nacio-nales y otras autoridades competentes para supervisar los mercados de gas y electricidad y asegurar un cumplimiento efectivo y coordenado.

7. Organización de acer

La estructura de la Agencia se compone del Consejo de Administración, el Consejo de Reguladores, el Director, y una Sala de Recurso.

7.1. Consejo de administración

El Consejo de Administración está compuesto por nueve miembros. Cada miembro tendrá un suplente. Dos miembros serán nombrados por la Comisión Europea, dos miembros por el Parlamento Europeo y cinco miembros por el Consejo. Ningún miembro del Consejo de Administración podrá ser también diputado al Parlamento Europeo.

El mandato de los miembros del Consejo de Administración, y de sus suplen-tes será de cuatro años, renovable una vez. En el primer mandato, su duración será de seis años para la mitad de los miembros del Consejo de Administración y sus suplentes

El Presidente y el Vicepresidente serán nombrados por el Consejo de Admi-nistración de entre sus miembros, con un mandato de dos años y renovable por una vez.

Las reuniones serán convocadas por su Presidente, a instancia de la Comisión Europea o por el tercio de sus miembros. Al menos debe celebrar dos reuniones ordinarias por año.

El Presidente del Consejo de Reguladores y el Director de la Agencia pueden participar pero sin derecho a voto, a no ser que el Consejo de Administración decida otra cosa respecto del Director.

Se podrá invitar a asistir a las reuniones, en calidad de observador, a cualquier persona cuya opinión pueda interesar.

Los miembros del Consejo de Administración podrán estar asistidos por ase-sores o expertos, con sujeción a su reglamento interno.

Las decisiones serán adoptadas por mayoría de dos tercios de los miembros presentes (1 Miembro = 1 Voto)

Los miembros del Consejo de Administración se comprometen a actuar con independencia y objetividad en aras del interés público, sin pedir ni seguir ins-trucciones de carácter político. A tal fin, cada miembro hará una declaración de compromiso y declaración de intereses, por escrito en las que deberán indicar o bien que no tienen ningún interés que pudiera considerarse perjudicial para su independencia, o bien los intereses directos o indirectos que tengan y que


pudieran considerarse perjudiciales para su independencia. Estas declaraciones serán públicas y deberán hacerse anualmente.

Las decisiones serán adoptadas por mayoría de dos tercios de los miembros presentes (1

Miembro = 1 Voto)

Los miembros del Consejo de Administración se comprometen a actuar con independencia y

objetividad en aras del interés público, sin pedir ni seguir instrucciones de carácter político. A

tal fin, cada miembro hará una declaración de compromiso y declaración de intereses, por

escrito en las que deberán indicar o bien que no tienen ningún interés que pudiera

considerarse perjudicial para su independencia, o bien los intereses directos o indirectos que

tengan y que pudieran considerarse perjudiciales para su independencia. Estas declaraciones

serán públicas y deberán hacerse anualmente.

Fuente CNE

Compete al Consejo de Administración (Art 13)

-Nombrar al Director (previo dictamen favorable del Consejo de Reguladores).

-Nombrar oficialmente a los miembros del Consejo de Reguladores y a los de la Sala de

Recurso.

-Debe garantizar que la Agencia lleva a cabo su cometido y realiza las tareas asignadas por el

Reglamento.

-Aprueba el programa de trabajo anual (y el pluri- anual si fuera necesario), previa consulta a

la Comisión Europea y previa aprobación por el Consejo de Reguladores – lo transmite a

Parlamento Europeo, el Consejo y la Comisión Europea. El Programa debe de ser público.

Fuente: CNE

Compete al Consejo de Administración (Art 13)

•��Nombrar al Director (previo dictamen favorable del Consejo de Regulado-res).

•�� Nombrar oficialmente a los miembros del Consejo de Reguladores y a los de la Sala de Recurso.

•�� Garantizar que la Agencia lleva a cabo su cometido y realiza las tareas asig-nadas por el Reglamento.

•�� Aprobar el programa de trabajo anual (y el pluri- anual si fuera necesario), previa consulta a la Comisión Europea y previa aprobación por el Consejo de Reguladores – lo transmite a Parlamento Europeo, el Consejo y la Comisión Europea. El Programa debe de ser público.

Elabora el presupuesto anual, que será definitivo tras su inclusión en el pre-supuesto general de la Unión Europea.

Ostenta la autoridad disciplinaria sobre el Director (previa consulta a Consejo de Reguladores).

Cuando sea necesario, establecerá las normas de aplicación del Estatuto de los funcionarios aplicables a la Agencia.

Adopta las disposiciones necesarias sobre el derecho de acceso a los docu-mentos de la Agencia.

Adopta y publica el informe anual (borrador elaborado por el Director) sobre actividades de la Agencia. Debe remitir el informe al Parlamento Europeo, del Consejo y la Comisión Europea, Tribunal de Cuentas, el Comité Económico y Social (ECOSOC) y el Comité de las Regiones (COR).

Adopta y publica su reglamento interno.


7.2. El consejo de reguladores

Está formado por veintisiete miembros representantes de alto rango de las autoridades reguladoras (1 por Estado Miembro) más un sustituto (perteneciente al personal directivo), más un miembro de la Comisión Europea (sin voto).

Elige a Presidente y Vice-Presidente entre sus miembros por un periodo de dos años y medio, renovable.

Se pronunciará por mayoría de dos tercios de los presentes, y corresponde a cada miembro un voto.

Aprueba su reglamento interno

Debe actuar con total independencia del Gobierno de los Estados Miembros, Comisión o cualquier entidad pública o privada

Emitirá dictámenes al Director sobre los dictámenes, recomendaciones y decisiones que son considerados en los art. 5, 6, 7, 8 y 9

Dará asesoramiento al Director en el desempeño de sus funciones.

Emite dictamen al Consejo de Administración sobre el candidato a Director por mayoría de tres cuartos de votos.

Aprueba el programa de trabajo anual de la Agencia para el año siguiente y lo presenta al Consejo de Administración para su adopción.

Aprueba la sección independiente del informe anual sobre las actividades reguladoras.

Emite dictamen al Consejo de Administración sobre el candidato a Director por mayoría de

tres cuartos de votos.

Aprueba el programa de trabajo anual de la Agencia para el año siguiente y lo presenta al

Consejo de Administración para su adopción.

Aprueba la sección independiente del informe anual sobre las actividades reguladoras.

Fuente CNE

7.3. DIRECTOR

Es nombrado por el Consejo de Administración, por criterios de mérito, con el dictamen

favorable del Consejo de Reguladores, de entre una lista de al menos tres candidatos

propuestos por la Comisión Europea, previa convocatoria pública.

Debe ser independiente de los Gobiernos, la Comisión Europea y las empresas.

Tiene un mandato de 5 años, prorrogable otros 3 años como máximo.

Nueve meses antes del final de mandato la Comisión Europea valorará el desempeño de las

funciones por parte del Director y los deberes y requisitos de la Agencia en años sucesivos.

Fuente: CNE


7.3. Director

Es nombrado por el Consejo de Administración, por criterios de mérito, con el dictamen favorable del Consejo de Reguladores, de entre una lista de al menos tres candidatos propuestos por la Comisión Europea, previa convocatoria pública.

Debe ser independiente de los Gobiernos, la Comisión Europea y las empre-sas.

Tiene un mandato de 5 años, prorrogable otros 3 años como máximo.

Nueve meses antes del final de mandato la Comisión Europea valorará el desempeño de las funciones por parte del Director y los deberes y requisitos de la Agencia en años sucesivos.

Podrá ser destituido del cargo por decisión del Consejo de Administración (mayoría de tres cuartos) una vez obtenido el dictamen favorable del Consejo de Reguladores.

Debe someterse a control del Parlamento Europeo.

El Director representa y gestiona la agencia. Participa en el Consejo de Adminis-tración (sin voto). Aprueba y publica los dictámenes, recomendaciones y decisiones de los arts. 5, 6, 7, 8 y 9, que hayan recibido el dictamen favorable del consejo de reguladores. Ejecuta Programa de Trabajo Anual de la Agencia bajo el control del Consejo de Administración. Toma las medidas para garantizar que el funciona-miento de la Agencia se ajuste al Reglamento. Elabora un proyecto de Programa de Trabajo de la Agencia para el año siguiente y lo presenta al Consejo de Reguladores, al Parlamento y Comisión Europea. Elabora un anteproyecto de presupuesto (y lo ejecuta) Elabora un proyecto de informe anual (con sección independiente sobre las actividades reguladoras de la Agencia). Es el responsable del «staff».

7.4. La agencia cuenta también con una sala de recurso

Está constituida por seis miembros (+ 6 suplentes) de entre personal directivo actual o anterior de Autoridades Reguladoras Nacionales, organismos de compe-tencia u otras instituciones comunitarias o nacionales.

Son nombrados por el Consejo de Administración a propuesta de la Comisión Europea previa convocatoria pública de manifestaciones de interés y consulta al Consejo de Reguladores.

Su mandato es por cinco años (renovable). Sus Miembros han de ser inde-pendientes y no pueden realizar otros trabajos en la Agencia, Consejo de Admi-nistración o Consejo de Reguladores.

Convocada cuando sea necesario, sus decisiones se adoptarán por mayoría cualificada (4/6).

Deben abstenerse de conocer en caso de tener interés personal o cuando haya tenido alguna relación con la decisión recurrida; o haya sido representante de una de las partes del proceso.


Deben presentar una declaración pública anual de intereses.

Puede recurrir ante la Sala de Recurso cualquier persona natural/ jurídica incluidas las autoridades reguladoras nacionales) contra una decisión en virtud de los artículos 7,8 y/o 9 – exige interés directo e individual.

El recurso debe presentarse por escrito a la Agencia en plazo de 2 meses, y la Sala de Recurso de la Agencia tiene dos meses para resolver. No produce efecto suspensivo el recurso, salvo consideración en contrario por la Sala.

La Sala de Recurso puede ejercer cualquier facultad reconocida a la Agencia o puede remitir el asunto al órgano competente de la Agencia. Esta quedará vinculada por la resolución de la Sala de Recursos.

La Sala de Recurso debe aprobar y publicar su reglamento interno.

Las resoluciones deben ser publicadas.

Las decisiones de la Sala de Recurso de ACER son recurribles ante el Tribunal de Justicia o el Tribunal de Primera Instancia.

8. régimen financiero y organización

Los ingresos de la Agencia consistirán en: Subvención de la Comunidad vía presupuesto de la Unión Europea (sección de la Comisión Europea), tasas abo-nadas a la Agencia al solicitar exenciones de ATR (Art 22), asimismo cualquier contribución voluntaria de los Estados Miembros o sus Autoridades Regulatorias Nacionales. Y cualquier legado, donación o subvención de fuentes comunita-rias.

Los gastos incluirán los gastos de personal, administrativos, infraestructura y funcionamiento. El balance de ingresos y gastos debe de estar equilibrado. Habrá una previsión de gastos e ingresos de la Agencia para cada ejercicio que coincidirá con el año natural. Deberán ser recogidos en presupuesto.

En cuanto a su organización interna (staff), ACER, constituida formalmente en marzo de 2011, en Liubliana (Eslovenia) se organiza, dependiendo del Direc-tor en tres Departamentos de Electricidad, de Gas y Administración o servicios generales.

La Comisión Europea, con la asistencia de un experto externo independiente deberá llevar a cabo una evaluación de las actividades de la Agencia. Deberá ana-lizar los resultados obtenidos por la Agencia y sus métodos de trabajo, teniendo en cuenta su objetivo, mandato y tareas definidas en (este) reglamento y sus programas de trabajo anuales.

El Consejo de Administración recibirá las conclusiones de la evaluación y emi-tirá a la Comisión Europea recomendaciones sobre los cambios al Reglamento de la Agencia y sus métodos de trabajo. La Comisión Europea podrá enviarlos, junto con su dictamen y propuestas, al Parlamento y al Consejo.


El primer informe se presentará a los tres años desde que el primer Director haya tomado su cargo. La Comisión Europea presentará un informe de evalua-ción al menos cada cuatro años.

9. reflexiones finales

La creación de ACER es un hito importante en el proceso de creación de un verdadero Mercado Interior de la Energía, ya que una cooperación reforzada entre las autoridades nacionales de regulación es una condición necesaria para estimular un mayor comercio transfronterizo de electricidad y gas natural en Europa1

La Comisión Nacional de Energía Española (CNE) participa en el Consejo de Reguladores de ACER, y tiene una participación activa en los nuevos grupos de trabajo que a nivel técnico se han creado en HACER, especialmente en lo relativo a las iniciativas regionales.

La CNE es consciente de que este nuevo modelo de cooperación reforzada entre reguladores nacionales a través de ACER, tendrá que traducirse en una participación reforzada de la CNE en la nueva Agencia, tanto a nivel institucional como a nivel técnico.

La supervisión de los mercados de electricidad y gas alcanza una nueva dimen-sión con ACER y las nuevas funciones atribuidas por el Reglamento sobre Integri-dad y Transparencia de Mercados Energéticos (REMIT), y en especial, dado que todas las transacciones de los mercados energéticos de gas y electricidad deben ser comunicadas a ACER y a las Autoridades Reguladoras Nacionales.

Las ARN pueden realizar investigaciones (coordinadas, en su caso, por ACER) cuando se detecte abuso de mercado.

Finalmente, y para una adecuada cooperación de las autoridades reguladoras en el seno de ACER, se destaca la necesidad de que los Estados miembros tras-pongan adecuadamente los nuevos requerimientos de las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE destinados a reforzar los poderes de los reguladores nacionales.

Se abre, por tanto, una nueva etapa para los reguladores nacionales y para el mercado interior de la energía en Europa. Los reguladores nacionales van a actuar en un nuevo marco implantado por ACER. La Agencia va a jugar un doble papel de protección y apoyo a las ARNs y al mismo tiempo, vigilante de la aplicación de la normativa europea en cada Estado Miembro, todo ello en aras de la mejor consecución del mercado interior de la energía.

1 Así lo expone el Consejo de la CNE en su «Informe sobre las implicaciones derivadas de la apro-bación de la nueva normativa comunitaria en materia de energía y medioambiente», aprobado por el Consejo de la CNE en sesión de 22 de julio de 2011.

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