PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DEL PERU ESCUELA DE GRADUADOS

TESIS

DETERMINANTES DEL PRECIO SPOT DE GENERACION ELECTRICA EN EL PERU: 1993-2007

Tesis para optar el Grado de Magíster en Economía

Presentada por:

Willy Rolando Anaya Morales

Lima, Mayo del 2008

2

INDICE

Portada……………………………………………………......................................01

Índice…………………………………………………………………………….........02

Resumen……………………………………………………………………………...04

Introducción…………………………………………………………………………...05

CAPITULO 1: MARCO TEÓRICO……………………...……………………08

1.1 La electricidad…………………………………………………08

1.2 La demanda eléctrica…………..……………………………11

1.3 La oferta eléctrica y la coordinación operativa del SEIN…13

1.4 Tipos de mercado…………………………..………………...15

1.4.1 El mercado libre………………………………………..16

1.4.2 El mercado regulado………………………………….17

1.5 El mercado spot………………………………………………20

CAPITULO 2: RELEVANCIA EMPÍRICA……………………………………28

2.1 Antecedentes empíricos……………………………………..28

2.2 Marco institucional……………………………………………29

2.2.1 La ley de concesiones eléctricas y su reglamento..30

2.2.2 La ley antimonopolio y antioligopolio del sector

eléctrico y su reglamento…………….. ……………………32

2.2.3 Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la

generación eléctrica………………………………………….33

2.3 Hechos estilizados de las series……………………………37

2.3.1 El precio spot.…….…………………………………....37

2.3.2 El volumen de agua ………..……………….... ……...39

2.3.3 El tipo de cambio…………...………………................41

2.3.4 El precio del petróleo Texas…..………………………43

CAPITULO 3: HIPÓTESIS Y METODOLOGÍA…………………………….46

3.1 Hipótesis………………………………………………………46

3.2 Planteamiento de las variables……………………………..46

3.3 El equilibrio……………………………………………………47

3

3.4 Análisis de las series económicas …………………………49

3.5 Los datos………………………………………………………51

3.6 Metodología econométrica…………………………………..52

CAPÍTULO 4: RESULTADOS………………………………………………..54

4.1 Pruebas de raíz unitaria……………………………………...54

4.2 Estimación del MVEC y prueba de hipótesis………………55

4.3 Análisis dinámico de las variables………………………….58

4.3.1 Análisis de impulso - respuesta………………………58

4.3.2 Análisis de descomposición de la varianza…………59

CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES E INFERENCIAS DE POLÍTICA

ECONÓMICA…………………………..……………………..61

Referencias Bibliográficas...………………………………………………………...64

4

RESUMEN

La modificación normativa de la estructura económica para la generación

eléctrica en el Perú, se hizo con el objetivo de introducir competencia en el

sector, que daría cómo resultado tarifas acordes con la naturaleza del negocio

eléctrico e incentivos al crecimiento y modernización del pool eléctrico. En este

escenario, en lo últimos años, se han incorporado al parque de generación

eléctrico nuevas empresas, con compromisos claros de inversión para los

siguientes años. A la infraestructura ya existente, se han sumado nuevas

inversiones que han permitido atender la creciente demanda, así como también

poder contar con un mercado spot muy dinámico en tiempo real, y cuyo precio

o costo marginal de corto plazo es reflejo de una diversidad de factores.

En este documento se analiza mediante un modelo de corrección de

error, los determinantes del precio spot de generación eléctrica, mostrándose

evidencias de la relación existente entre las variables para periodos mensuales

entre 1993 y el año 2007. El estudio muestra, que el precio spot de generación

eléctrica, esta influenciado por el volumen de agua, el precio internacional del

petróleo, y el tipo de cambio real.

Los últimos cambios legales buscan una mayor participación en el

mercado spot de los distribuidores eléctricos, mediante las licitaciones de

demanda. La introducción de competencia es buena, pero se tiene que tener

en consideración la concentración del mercado o los efectos no competitivos.

Clasificación JEL: L13, L42, L43, L51, L89, D43, R32, C22

Palabras claves: Mercado spot, precio spot, MCE, generación eléctrica.

5

INTRODUCCION

El sector de generación eléctrica en el Perú, desarrolla sus actividades

en condiciones de competencia, de supervisión y de regulación por parte del

Estado. Estas condiciones han configurado tres mercados de intercambio

eléctrico. El primero de ellos es el mercado libre, el mismo que se determina

por oferta y demanda. El segundo es un mercado regulado, en el que el precio

es fijado por el OSINERMIN bajo la denominación de tarifa en barra. Y un

tercer mercado el que surge entre los generadores de electricidad, que es

conocido como el mercado spot, cuya formación se debe a que los

generadores tienen -en cualquier momento y por muchas razones- déficit y

superávit en su producción de electricidad. Al mismo tiempo de tener

compromisos de venta de energía, previamente contratada que

necesariamente tiene que ser atendida. La característica resaltante del

mercado spot es que tiene un precio muy volátil. De allí la relevancia empírica

del tema en investigación.

El comportamiento reciente del mercado spot y las condiciones en las

que se desarrolla hacen suponer que no es tan competitivo; es decir cuenta

con acciones económicas que la legislación no contempla. Estas acciones que

terminan afectando a otros mercados como el regulado. Esto significaría que el

precio spot puede estar reflejando valores no competitivas. Por ello, es

necesario y para fines de intervención, llevar a cabo previamente un análisis

del comportamiento de largo plazo del precio spot. Esto mediante el diseño de

un modelo de corrección de error, en el que se identifique y se midan los

vínculos entre las variables. De manera que, podamos ubicar e indicar la

6

intervención mas adecuada o controlar de la mejor manera dichas variables.

Las variables que asumimos en la presente investigación son especialmente el

volumen de del agua, el precio internacional del petróleo y el tipo de cambio.

El mercado spot es considerado como el más importante, porque en el

se reflejan en tiempo real el verdadero precio de la producción de electricidad.

Es por ello, que el precio de referencia de este mercado conocido como el

costo marginal de generación de corto plazo o precio spot, queda afectado por

factores tanto de oferta como de demanda. Por el lado de la oferta tenemos las

condiciones hidrográficas, los precios del petróleo, el tipo de cambio y los

costos de producción eléctrica en general y los factores técnicos como son las

condiciones de la red de transmisión eléctrica. Por el lado de la demanda el

incremento de los consumidores residenciales, los consumidores libres y el

crecimiento económico.

El elemento normativo de competencia ha mejorado la provisión del

servicio eléctrico; sin embargo, no se ha dejado de presentarse problemas

como la crisis del 2004, cuyos efectos de trasladaron al precio spot. En aquel

año, se elevo y luego se traslado el efecto al precio que debían pagar los

consumidores regulados. Por ello, dadas estas eventualidades es necesaria la

continua revisión de la legislación, porque existen aun normas que no anticipan

situaciones, generando para algunos, ventajas económicas por omisión. Esto

es, existen normas que no regulan conductas económicas, lo que genera

incentivos no competitivos.

En estas condiciones, el mercado de generación eléctrica evidencia

dificultades para su crecimiento y desarrollo. Por ello con una nueva legislación

como la Ley 28832, busca introducirle eficiencia y competencia al sector. La ley

7

persigue incrementar las inversiones, evitar futuras situaciones de

desabastecimiento energético, evitar condiciones que limiten la competencia,

conductas colusorias y abuso poder de mercado.

Es importante entonces, conocer las condiciones en las que se

desarrolla este mercado, y fundamentalmente ¿cuáles son los determinantes

de largo plazo del precio spot de generación eléctrica en el Perú?. La respuesta

a esta pregunta, nos señalara las alternativas discrecionales de intervención

pública. Decidir por mantener la actual situación o introducir mas competencia y

de que manera debe hacerse. Por ello, al final de presente estudio, en las

conclusiones e implicancias de políticas económicas indicaremos los efectos

que supondría la liberalización aun mayor del mercado spot o de darse el caso

las medidas de mitigación de sus efectos.

Este documento contiene cuatro capítulos: El primero correspondiente al

marco teórico, en el que nos concentramos en el estudio del mercado spot, en

el mecanismo de ajuste del mercado y en los determinantes de su precio. En el

segundo capitulo, tratamos la relevancia empírica, mostramos evidencia

correspondiente a las variables en el pool eléctrico, realizamos una revisión

normativa de lo regulado en el país con atención al mercado spot y hacemos

una revisión histórica de los acontecimientos que han afectado a cada una de

las variables durante el periodo de estudio. En el tercer capitulo, presentamos

la hipótesis, el proceso metodológico, la validez de los datos a ser utilizados.

En el cuarto capitulo, presentamos los resultados de MCE encontrado.

Finalmente en el capitulo cinco, presentamos las conclusiones e implicancia de

política.

8

CAPÍTULO 1: MARCO TEÓRICO

1.1. La electricidad

La energía lo constituyen los procesos internos de los objetos, es decir,

los procesos físicos, químicos y biológicos; estos mismos procesos, que

también permiten que el objeto se transforme y se desplace. La energía es la

creación misma del universo. A lo largo de miles de años, los seres humanos

hemos venido descubriendo distintos tipos de energía y adaptándolas a

nuestras necesidades, con el fin de poder facilitarnos la vida, poder multiplicar

nuestra fuerza humana y ahorrarnos tiempo para el ocio. De este modo, hemos

descubierto e ido utilizando: la energía química, la energía térmica, la energía

eléctrica, la energía radiante y la energía nuclear.

De todos los tipos de energía, la generación eléctrica ha sido la más

utilizada, con ella, hemos desarrollado en forma importante nuestras

actividades económicas, trayéndonos múltiples beneficios. Se ha generado

9

electricidad aprovechando la caída del agua para mover las turbinas, con un

resultado ecológicamente favorable y de bajo costo.

La generación eléctrica ha sido resultado de la intervención del gobierno,

es decir, del compromiso de inversión publica para la construcción de

infraestructura hidráulica, altamente costosa para el sector privado. Ante la

demanda siempre creciente, la producción hidroeléctrica no ha sido suficiente,

llegándose a la utilizaron de la combustión de materiales fósiles para la

producción de electricidad.

La electricidad que se mide en kilo vatio hora (KWh), y que se transporta

a través de una red de cables eléctricos, es un fenómeno netamente físico. Se

produce al transformar la energía cinética o de movimiento en energía eléctrica,

utilizándose para ello la rotación de las turbinas. Las turbinas son engranajes

que rotan sobre sí mismos, impulsados por un recurso externo que puede ser

agua, vapor o gases. De tal modo que, de acuerdo al tipo de recurso externo

utilizado se construyen dos tipos de centrales generadoras de electricidad, las

primeras son las centrales hidroeléctricas, y las segundas las centrales

termoeléctricas.

Las centrales hidroeléctricas utilizan la fuerza y la velocidad del agua

corriente para hacer girar las turbinas. Estas pueden ser de dos tipos: primero

la central hidroeléctrica de pasada, llamadas así porque con ellas se aprovecha

la fuerza del agua corriente de los ríos; y la segunda la central hidroeléctrica de

embalse, en la que primero se acumula el agua en represas o lagunas

artificiales para luego hacer caer el agua en declive hacia las turbinas; es decir,

se libera el agua embalsada que cae con gran fuerza hacia las turbinas

10

generándose una alta rotación consiguiéndose en ese momento la producción

de electricidad. Esto se puede observar en el Grafico No. 01.

Gráfico No. 01 Movimiento de Turbina de Generación Eléctrica Hidráulica.

Fuente: OSINERG (2004).

Las centrales termoeléctricas en cambio, son aquellas que utilizan el

calor para producir electricidad. El calor genera una gran presión de vapor de

agua que permite mover las turbinas. Para producir electricidad mediante una

central termoeléctrica, debe utilizarse el calor, el mismo que puede lograrse de

otras fuentes energéticas como pueden ser: el petróleo, el carbón, el gas

natural. Pudiendo utilizarse además en lugar de estas fuentes convencionales,

algunas no convencionales como la energía solar, la energía geotérmica, la

energía nuclear y la biomasa.

La electricidad producida en las centrales sean hidroeléctricas o

termoeléctricas, es transportada mediante redes de alta tensión eléctrica hacia

los centros de consumo; los mismos que se encuentran en las zonas urbanos y

rurales o son las grandes empresas de producción y extracción de recursos.

Una vez allí, son las empresas de distribución las encargadas de reducir la

tensión, de alta tensión a media o a baja tensión. Para luego proceder a su

comercialización entre las familias, las empresas, la infraestructura y el

11

servicio público. Esto es entre las casas, edificios, negocios, industrias,

estadios, puertos, vías de comunicación, parques, hospitales, escuelas,

dependencias del estado, etc. Véase el Grafico No. 02.

Gráfico No. 02 Esquema de Generación, Transporte y Distribución de Electricidad.

Fuente: OSINERG (2004).

1.2 La demanda eléctrica

La demanda de electricidad se diferencia, por el tipo de consumidor de la

misma en el mercado donde participa. Primero, si se trata de consumidores

como las familias y las empresas de menor escala en MW, constituyen una

demanda que pertenece al mercado regulado. De manera que, la demanda de

electricidad correspondiente al consumo residencial, comercial e industrial, son

atendidos por las empresas de distribución y comercialización eléctrica.

Segundo, las empresas que tienen una demanda grande en MW, se

constituyen en consumidores libres, participan de un mercado libre con tarifa no

regulada y son atendidos directamente por los generadores eléctricos, como

por ejemplo la atención que reciben las grandes firmas como son la Refinería

de Ilo, la minera Antamina, entre otras. Y tercero, la demanda de aquellas

empresas generadoras que hace las veces de compradores de electricidad en

12

el mercado spot. Esto es, porque en un momento decidieron comprar

electricidad en el mercado spot y no producir.

Los modelos econométricos que se han especificado para su estimación

(Gallardo, Bendezú y Coronado 2004), consideran a la demanda de electricidad

como una variable endógena determinada por: el producto bruto interno (PBI) y

el crecimiento de la población. De modo que, a medida que el PBI per cápita se

incrementa, se incrementa también la demanda de electricidad; igualmente, si

el incremento de la población representa un mayor consumo de electricidad, la

demanda de ella aumentara. Las ponderaciones encontradas en tales modelos,

demuestran que el servicio publico de electricidad tiene demanda inelástica, no

tiene sustitutos, termina siendo un servicio básico. En el Perú, no contamos con

sustitutos importantes a la electricidad para los hogares, a pesar de tener

Camisea, el consumo de este gas dependerá de la masificación que pueda

tener el gas natural. En el Gráfico No.03, se observa que el consumo de

electricidad tiene un persistente crecimiento.

Gráfico No. 03 Consumo Agregado Anual de Electricidad del Perú 1980-2003

(Miles de KWh)

Fuente: OSINERG (2004). Elaboración Propia. Nota: No incluye consumos de grandes industrias.

13

Respecto a la demanda o consumo libre de electricidad por parte de las

grandes firmas, su elevación dependerá de las condiciones macroeconómicas

del país, para atraer la inversión nacional y extranjera, en los sectores

altamente rentables y con gran uso y consumo de electricidad. En los últimos

años, el número de empresas consumidoras libres de electricidad se ha

elevado, teniéndose entre las principales contratantes directas de energía

eléctrica a las empresas mineras, seguidas de los complejos industriales y las

empresas de servicios.

1.3 La oferta eléctrica y la coordinación operativa del SEIN

El diseño de la oferta eléctrica peruana permite que se cuente con un

esquema de pool de electricidad bajo un ente de coordinación. La

reestructuración de la industria eléctrica en los noventa significo la

desintegración vertical de la industria en tres sectores: generación, transmisión

(alta tensión) y distribución-comercialización (baja tensión). Esto dio lugar a la

entrada de participantes privados en cada etapa del proceso de servicio

eléctrico, configurándose de esta manera tres mercados eléctricos: un mercado

regulado, un mercado libre y un mercado spot.

En este lapso de tiempo (1992-2007), los mercados eléctricos se han

transformado, se han visto afectados por factores aleatorios y han tenido

momentos de crisis como la del año 2004, en el que no se tomaron previsiones

y el costo marginal se elevó.

El parque de generación eléctrica al año 2007, lo conforman 16

empresas de generación de las cuales 11 son privadas y 5 son del Estado. Si

revisamos algunos indicadores del sector, vemos que en los años de referencia

14

del presente estudio, muchos de ellos se han incrementado constantemente.

De este modo, la potencia instalada y la producción eléctrica han crecido a

tasas importantes. En 1993 la potencia efectiva era de 2,797.8 MW, de ello, lo

correspondiente a hidroelectricidad era de 2,038.0 MW, mientras que de

termoelectricidad ascendía a 759.8 MW.1

La producción eléctrica muestra un crecimiento, a 1993 era de 11,212

GW/h, de los cuales la generación hidráulica era de 10,247 GW/h y la

generación térmica de 875 GW/h. Al 2007 es la producción eléctrica alcanza

los 27,000 GW/h. Resaltamos que al observarse la tendencia de la generación

hidráulica esta se muestra irregular, esto es, por estar condicionada al ciclo

hidrológico2.

Si vemos cifras adicionales como los niveles de facturación al 2007, el

sector de generación facturo alrededor de 2,174´357,066 millones de nuevos

soles, destacando Electroperú S.A. con un 26.09% y Edegel S.A.A con un

24.77%.

Considerando que la electricidad no se puede almacenar y la demanda

debe de ser satisfecha al instante, es decir al momento de la exigencia de los

usuarios, es importante existencia de la coordinación en el pool eléctrico. Sin

un ente de coordinación de los oferentes seria inviable el negocio, como

también el logro eficiencia productiva y minimización de las perdidas. En el

Perú se ha creado el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) a

fin de coordinar el despacho de electricidad. El COES esta integrado por las

empresas generadoras, transmisoras, un representante de los distribuidores y

uno de los clientes libres que actúan como veedores, sin capacidad de voto. En

el proyecto “Libro Blanco” se señalaba la democratización del COES, esto 1 COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS (2001): Informe de situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000. Pág. 116 2 Ibíd. Pág. 121

15

implicaba que su directorio contara con representantes de los usuarios, a fin de

que sea totalmente independiente a los intereses de grupo.3.

La programación del despacho se realiza en base al mínimo costo

marginal de corto plazo4, independientemente de los contratos que los

generadores deban cumplir. Si uno de ellos no puede producir la energía

suficiente para cumplir con sus contratos, debido a sus costos, pueden

“comprar” energía a otros generadores. Esto determina la existencia de un

mercado intermedio conocido como mercado spot5, donde las transferencias de

energía y potencia entre generadores son determinadas por el COES, así como

los precios a los que éstas se realizan. A continuación tenemos un esquema de

funcionamiento del COES, en el se pueden ver las distintas transferencias de

electricidad con los distintos tipos de precio que se pactan. Es importante

destacar las trasferencias de energía y potencia que se dan entre el generador

1 y el generador 2 y que es materia investigación en este documento.

3 COMISIÓN MEM – OSINERG LEY 28447(2005) : “Libro Blanco”:Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de Generación Eléctrica. MEM-OSINERG Lima pp. 97-98 4 Conocido también como Precio Spot o precio de contado de la energía es el costo de operación de la última planta despachada. Es también el costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generación – transporte. Este varía por barra o nodo. 5 Mercados Spot es esencialmente un mercado con precios y cantidades flexibles, donde el precio y la cantidad de equilibrio se determinan con base en la oferta y la demanda. Mercado de corto plazo en el cual se realizan las transferencias de potencia y energía, determinada por el COES.

16

Gráfico No. 04 Esquema de Funcionamiento del COES.

Fuente: OSINERG (2004).

Adicionalmente en el Grafico No. 04, se ve que los generadores dentro

del COES y según la LCE, pueden transar directamente con clientes a precios

libres y con distribuidoras a tarifas en barra.

1.4 Tipos de mercado

Hemos señalado que tenemos tres segmentos de mercado para las

transacciones de electricidad: (1) el mercado libre, (2) el mercado regulado y

(3) el mercado spot. No es el caso peruano, pero existen en otros países un

mercado de derivados.

1.4.1 El mercado libre

El primero de estos mercados de electricidad es el mercado libre o de

grandes consumidores, y en el que se transan consumos superiores a 1 MW.

17

Las transferencias de electricidad se llevan a cabo entres generadoras y

distribuidoras cuyo electricidad no se destina al servicio público. Siendo así, en

este mercado, la determinación del precio es fijado libremente por oferta y

demanda, se cubre los costos de la transmisión y la distribución esta regulada

por el OSINERGMIN.

Los precios pagados por un cliente del mercado libre, deben incluir,

además, los precios de energía y potencia. Los costos de generación son

negociados libremente, los costos o tarifas de la transmisión y/o distribución

son regulados por OSINERGMIN. De modo que, en el precio cobrado a un

cliente libre hay un parte que es regulado. En la LCE se establece que las

ventas de energía y potencia que no estén destinados al mercado regulado,

debe de considerarse en la factura. De forma separada y obligatoria deben de

estar, los precios acordados a precio en barra y los cargos de transmisión,

distribución y comercialización respectivamente.

Se determinan una diversidad de precios en el mercado libre, ya que

dependen de las negociaciones entre generadores y los consumidores libres.

Negociaciones que toman en cuenta el tamaño de la compra, las

características de consumo y el nivel de tensión de entrega. Las entregas en

muy altas tensión, se realizan a menores precios, mientras que a las entregas

en media tensión le corresponden precios más altos.

1.4.2 El mercado regulado

En este mercado la electricidad generada tiene como destino el

consumo público de electricidad, razón por la cual el Estado a través de

OSINERGMIN, establece la regulación de su tarifa. Este es un mercado

18

regulado para transacciones por debajo de 1MW, llevadas a cabo por las

generadoras y las distribuidoras.

En este mercado se fija el precio en barra, el que se puede ajustar un

10% por sobre el precio libre o un 10% por debajo del precio libre. El precio que

paga el usuario del servicio público de electricidad considera el costo de

generación, transmisión y distribución de la energía. Las tarifas en barra inician

la cadena de costos, sumándose los de generación, transmisión, y el valor

agregado de distribución (VAD), que debe remunerar la actividad de

distribución. En el Gráfico No. 05 muestra de manera esquemática la estructura

tarifaria para el sector eléctrico.

Gráfico No. 05 Estructura Tarifaria Eléctrica.

Fuente: OSINERG (2004).

Las ventas de energía eléctrica a una empresa concesionaria de

distribución, se efectúan a tarifas en barra. Sus fórmulas de reajuste, son

fijadas anualmente por el OSINERGMIN y entran en vigencia en el mes de

mayo de cada año, aunque el proceso de nueva fijación se inicia el 13 de Junio

con la presentación del estudio técnico – económico (COES-SINAC) al

OSINERMIN y culmina el 22 de Junio con la publicación de la resolución que

resuelve los recursos de reconsideración6.

6 OSINERGMIN (2006): Plan Operativo 2006 División de Generación y Transmisión. Presentación. Pág.8

19

Las tarifas en barra, se obtienen a partir del precio básico de la energía y

del precio básico de la potencia, los que luego son ajustados por las pérdidas

de potencias y energía generadas en la transmisión y, a los que, se les agrega

finalmente; los peajes unitarios, por el uso de los sistemas de transmisión. En

ese sentido, las tarifas en barra cubren los costos de generación y transmisión

de la electricidad; y no pueden diferir en más del 10% del promedio de las

tarifas establecidas en el mercado libre. En el Gráfico No. 06, obsérvese la

evolución de las precio spot con respecto a el precio en barra, la característica

resaltante es que el precio spot fluctúa alrededor del precio en barra habiendo

momentos en el que las distancias son considerables como en el caso del año

2004.

Gráfico No. 06 Tarifa en Barra Promedio Mensual y Costo Marginal Mensual 1993-2007

Fuente: OSINERG (2007).

En referencia al precio medio de electricidad7, esto es, el calculado de

una empresa a otra, como se puede observar en el siguiente cuadro, depende

de la ubicación física, de la entrega al mercado regulado y los precios pactados

7 Promedio de los precio para el mercado regulado y precio de barra

20

con sus clientes libres. Así, se tiene que las generadoras que tienen más

contratos con clientes libres tendrán su precio medio más cercano al precio

libre; contrariamente las generadoras que atienden a las distribuidoras para el

mercado regulado sus precios medios bordearán a los precios de barra. Véase

seguidamente en el Gráfico No. 07, una comparación de los precios a clientes

libres y las tarifas en barra (precio generador/distribuidor) están convergiendo

Gráfico No. 07

Fuente: OSINERG (2004).

1.5 El mercado spot

En este mercado, los generadores actúan en un primer momento como

ofertantes de electricidad y en otro momento como demandantes de

electricidad, de modo que, se llevan a cabo transferencias de potencia y

energía entre generadores a costos marginales instantáneos o precios spot

fijados por el COES de acuerdo a lo que establece la LCE y su reglamento.

La demanda esta conformada por las empresas que compran

electricidad al resto de empresas, mediante una conexión y el recibimiento de

Perú : Precios de Venta del Generador a Clientes

30

35

40

45

50

55

2003200220012000199919981997

US$

/ M

Wh

Clientes Libres - G Generador/Distribuidor Total

21

una inyección de electricidad; y también por la oferta de las empresas que

venden electricidad a sus similares mediante la salida de energía.

La razón para comerciar electricidad entre ellos tiene que ver con su

capacidad de producción en el momento o ante una necesidad de cumplimiento

de contratos pactados previamente. También se dan incentivos adicionales

entre los generadores para llevar intercambios de electricidad, dado que el

precio spot o costo marginal puede elevarse sin necesidad de incrementar la

producción.

Los generadores enfrentan una demanda de consumidores

caracterizada por ser periódica, la misma que varia ampliamente durante las

distintas horas del día o del año, así como también por periodos de alto y bajo

consumo, mientras que la oferta, al menos en el corto plazo, esta influenciada

por la rigidez de las instalaciones 8

La generación eléctrica se desarrolla en condiciones de competencia

tanto por empresas estatales como privadas. Este segmento es considerado

ahora competitivo, el avance tecnológico ha permitido la reducción de costos y

el alcance de economías de escala. Tradicionalmente se considero a la

generación como monopolio natural debido a los efectos externos que

originaba la transmisión de energía eléctrica mediante una red de transporte y

distribución única9.

El mercado spot muestra una oferta escalonada creciente, que es el

reflejo del despacho coordinado del pool eléctrico, despacho que se inicia en

base a la empresa que muestra el costo marginal mas bajo y termina con el

8 COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS (1988): Nueva Tarifa de Energía Eléctrica. Lima Pág. 98 9 LASHERAS, Miguel Ángel (1999): La Regulación Económica de los Servicios Públicos Ariel Economía Pág. 251

22

despacho de la empresa que muestra el costo marginal mas alto. Esto, ante la

presencia de una demanda inelástica, en un esquema sin contratos y con un

comportamiento recurrente durante el año, en el que alcanza una demanda

máxima. Véase en el Gráfico No. 08, como la curva de la oferta eléctrica se

inicia con el costo de la electricidad mas barata, la misma que es producido por

las empresas de generación hidroeléctrica y termina con el costo de

electricidad más cara, la que es producida por las empresas de generación

termoeléctrica que usan como recurso de combustión, los derivados del

petróleo.

Gráfico No. 08.

Equilibrio entre Oferta y Demanda en el Mercado Spot

Fuente: COES. (2007) Elaboración Propia

Las generadoras entre si realizan transferencias, de modo que, las

empresas que no tienen contratos pueden seguir produciendo de acuerdo al

despacho programado por el COES, en este caso dichas transferencias se

valorizan a costos marginales registrados por el COES. Las generadoras que

mantienen valorizaciones por transferencias favorables, tienen sus ingresos por

23

ventas al mercado spot; en tanto que, las generadoras que se ven obligadas a

comprar del mercado spot para cumplir con sus contratos, sean del mercado

libre como del regulado debido a que su capacidad de producción no alcanza a

cubrir dichos compromisos, mantienen valorizaciones por transferencias

desfavorables y tienen sus egresos por compras al mercado spot.

En el Perú operan empresas en cinco grupos económicos, como se ve a

continuación en el Gráfico No. 09. En este cuadro, se destaca el grupo

económico ESTADO seguido del grupo económico ENDESA, tanto en potencia

como en producción de electricidad. También se ve que, en el tipo de

generación, el ESTADO tiene una alta participación en la generación hidráulica

y los grupos privados una alta participación en generación termoeléctrica. Esta

que ha aumentado en inversión en los últimos años con capital privado.

Cuadro No. 01 Grupos Económicos y Empresas de Generación Eléctrica del COES

(Mayo 2008)

Fuente: COES (2008). Elaboración Propia

Si consideramos el corto plazo y un equilibrio inicial en el mercado spot,

la demanda crece en un momento en que las plantas no están siendo utilizadas

a plena capacidad, no será necesario ampliar las instalaciones, ya que el costo

24

de proveer unidades adicionales será igual al incremento en los costos de

operación, conocidos también como costos por energía.

Si la demanda crece en horas de punta, en que supuestamente hay un

uso pleno de la capacidad de las instalaciones, el resultado es que el servicio

se deteriora y hay ocurrencia de fallas de suministro, consecuentemente se

hacen restricciones en el servicio por el lapso de la falla, o termina

decidiéndose por elevar el precio de la electricidad en esas horas, esto con el

fin de adaptar la demanda a la capacidad de las instalaciones.

En el supuesto de la existencia de contratos para la demanda de

electricidad, esta curva se trasladaría a la izquierda, generando una caída en la

precio spot.10

Al actuar en el largo plazo, no solo se puede variar el nivel de

producción, sino también el tamaño de la planta. Por lo tanto, el costo adicional

de suministro en estas horas puede entenderse como el costo de instalar

capacidad adicional para cubrir el incremento en la demanda indefinidamente

en el futuro, en una situación en que los ajustes óptimos de la capacidad son

posibles. Este costo adicional es el que llamamos costos por potencia.11

Los desequilibrios en el mercado spot, se deben a varios factores. Uno

de ellos son los problemas surgidos en los otros mercados, como es el

mercado regulado, por el incumplimiento de contratos por parte de los

distribuidores; pero también, por factores externos como la elevación del precio

de los insumos para la producción de electricidad como es el incremento de los

precios de los combustibles el D2 y el Residual, cuyos precios son reflejo de la

10 Comisión Reguladora de Energía (2002): Revista Transforma: Regulación Eléctrica Avances y Tendencias. CRE – Unidad de Reestructuración Eléctrica. México Noviembre 2002 Pág. 3 11 11 LASHERAS, Miguel Ángel (1999): La Regulación Económica de los Servicios Públicos Ariel Economía Pág. 98

25

elevación internacional del precio del petróleo. El agua es otro factor de

incidencia en la cotización spot del pool eléctrico, una sequía o un periodo

lluvioso afectan tanto en la elevación como en la baja del precio spot,

respectivamente. Respecto al agua en el Perú, tenemos dos recurrencias, el

primero de ellos es que cada siete años ocurre un año seco y, segundo que

cada diez años ocurre un Fenómeno del Niño. Entre los últimos años secos

tenemos 1988, 1996, 2004 y esperándose el año 2012. Mientras que los

Fenómeno del Niño o años lluviosos tenemos 1982, 1988, 1998 y 2008.

Teóricamente se identifica al mercado spot como un mercado altamente

sensible, puede ser afectado por factores de oferta como de demanda.

Quienes tienen una mayor participación del mercado pueden tener

oportunidades para realizar ganancias extraordinarias, como bien señala

(Arellano 2002) si un mercado spot es liberalizado se podría llegar a

distorsionar la asignación ínter temporal del agua, esto es manipular los

embalses, en periodos en el que la demanda es mas inelástica, lográndose en

consecuencia una elevación del precio spot.

La crisis del 2004 mostró deficiencias en el funcionamiento de los

mercados eléctricos, que repercutió en el incremento del costo marginal de la

energía eléctrica y en el rompimiento de la cadena de pagos. Como resultado

de ello, el Estado salio al rescate del sector para evitar un problema mayor,

organizando los pagos a las empresas generadoras. Toda esta crisis, tuvo

razones fácilmente previsibles, sin embargo la legislación no garantizaba los

incentivos ni los castigos. El resultado final, fue la presión que se genero sobre

el mercado regulado que causo una presión hacia al alza de las tarifas

eléctricas con el consiguiente malestar a los usuarios y al gobierno de turno por

26

ser políticamente costoso. De igual modo, la elevación del precio del petróleo,

ha generado un a gran presión hacia el alza del costo marginal en el pool

eléctrico, el mismo que presiona al regulador para una constante revisión

tarifaria que sincere los costos. Lo antes mencionado muestra que se han

configurado en el mercado spot condiciones hacia el alza de la cotización de la

electricidad, que tiene sus condicionantes, en los precios de los insumos y en

la estructura del mercado.

El entorno macroeconómico del mercado también ha repercutido. El

desarrollo de las actividades económicas humanas en forma vertiginosa en los

últimos tres siglos, se ha sostenido en diversas y cada vez más complejas de

formas de generación energética. Las necesidades humanas y empresariales

han permitido el desarrollo de mercados y sub-mercados muy dinámicos.

El crecimiento económico expresado en el PBI, es la variable que refleja

la dinámica de las actividades humanas. El PBI es el valor monetario de bienes

y servicios producidos por una economía dentro de un país por los agentes

económicos tanto nacionales como internacionales, su cuantificación permite

precisar el alcance de las actividades económicas y aproximarnos a medir la

satisfacción de bienes de una población. Al alterarse este indicador nos

permitirá observar, si existe un crecimiento o un decrecimiento económico en

un momento determinado de tiempo, así como que tan intensivo es o ha sido el

uso de la energía.

El responsable de la dinámica del PBI, es el sector energético, la

intensidad del uso de la energía va en aumento conforme la economía crece,

hay una asociación directa entre crecimiento económico y uso de la energía. El

crecimiento mundial reciente, ha generado una gran demanda de energía,

27

específicamente, en el caso de las economías de China e India se evidencia,

altas tasas de crecimiento económico concordantes con altas tasas de uso de

energía. Esto repercute en el consumo de recursos no-renovables como el

petróleo que también eleva de su precio.

En el siguiente Gráfico No. 09 se observa que el crecimiento del PBI

peruano es ascendente, con una clara evidencia de cambio estructural en

1992, esta ocurrencia dada por el cambio de régimen económico.

Gráfico No. 09 Índice Mensual del PBI del Perú: 1993-2007

60

80

100

120

140

160

180

200

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

PBI

Fuente: BCRP. Elaboración Propia.

Si una economía crece o su PBI aumenta, se incrementa la capacidad

de compra de los residentes, lo que genera mayor importación de bienes

externos. De modo que, las empresas productoras demandaran más insumos

importados para la producción interna y la compra de bienes importados para la

comercialización interna. Este aumento de un mayor consumo genera un

aumento de la demanda de moneda extranjera, la misma que alienta el

incremento del tipo de cambio. Un tipo de cambio más alto elevara los costos

de la generación eléctrica en el pool, dada la presencia de generadoras

vinculadas a la producción con insumos importados (petróleo). Como

consecuencia cualquier alteración externa en el tipo de cambio afectara el

28

precio spot en el mercado y determina la capacidad de producción de las

empresas de generación eléctrica. En el Gráfico No. 10, el tipo de cambio

alcanza un pico de incremento en el año 2001, para luego entrar en una fase

de caída.

Gráfico No. 10 Tipo de Cambio Nominal Mensual del Perú 1993-2007.

(S/. US$)

1.6

2.0

2.4

2.8

3.2

3.6

4.0

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

TCN Fuente: BCRP. Elaboración Propia.

29

CAPITULO 2: RELEVANCIA EMPÍRICA

2.1 Antecedentes empíricos

La evidencia muestra que los mercados spot son muy dinámicos y los

precios se ven determinados por muchos factores. Las empresas generadoras

llevan a cabo la maximización de sus beneficios reduciendo su producción y

utilizando su insumo mas importante, como bien señala (Arellano 2004) en el

caso de sistemas térmicos, los generadores maximizan sus utilidades por la vía

de restringir su producción (Borenstein y Bushnell 1999), (Borenstein et al

2002) y (Joskow y Kahn 2002), situación que el caso de la hidráulicas se suma

el manejo de los embalses.

Debemos esperar además que los precios de hoy tengan su origen en el

valor pasado de los insumos. En un estudio para el Pool de electricidad de las

economías nórdicas (Gjolberg y Johnsen 2001), (Botterud et al. 2002),

(Forsund y Hoel 2004) y (Von der Fehr et al. 2005), han estudiado la influencia

30

de los niveles de reserva de agua en los precios futuros de electricidad.

Evidencias a las que también recoge (Torro 2007).

Existen asimismo muchos determinantes de los niveles de agua, que

terminaran incidiendo en el Pool de electricidad, estos son la temperatura, los

vientos, la humedad y las precipitaciones. (Li y Sailor 1995), y (Sailor y Muñoz

1998), realizaron un estudio en los Estados Unidos y obtuvieron evidencia que

es la temperatura el factor más significativo para producir electricidad.

Un tema que también observado en el mercado spot es la asimetría de

información. Esto genera que el precio spot sea artificialmente bajo,

constituyéndose en barreras a la entrada en el segmento de generación. Este

es el caso de Brasil como señala (Alves de Santana 2003), en el que se logra

deducir que el modelo de formación de precios es vulnerable a la información

asimétrica, siendo este precio resultado de los programas computacionales de

los generadores. La aversión al riesgo asociada a la minimización de costos de

no operar, incentiva el uso de conductas defensivas en la operación del

sistema eléctrico incluido el uso de reservorios y de generación termoeléctrica.

Esto también ha sido evidenciado por (Von der Fehr e Wolak 2003) y (Wilson

1998).

La inestabilidad del precio o la volatilidad esta también asociada a los

continuos cambios normativos y al insuficiente comportamiento competitivo, tal

es el caso de España, señala por (León y Rubia 2001)

2.2 Marco Institucional

El sector de energía eléctrica peruano se encuentra normado por la Ley

de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley Nº 25844), el Reglamento Ley de

31

Concesiones Eléctricas (Decreto Supremo No. 009-93-EM),12 y la Ley

Antimonopolio y Antioligopolio. Adicionalmente, ante las crisis ocurridas se dio

la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley

28832 del 23 de Julio del 2006).

Este marco normativo ha reformado el sector eléctrico peruano

introduciendo principios de mercado, lo que ha propiciado la participación del

sector privado, que tiene la garantía de rentabilidad mediante tarifas bien

formulas con señales para nuevas inversiones y procurando ampliar la

cobertura del servicio y acceso de la población al servicio eléctrico.

La desintegración de la industria dejo un ámbito de generación eléctrica

de competencia, bajo la gestión productiva de un comité de operaciones del

sistema eléctrico y de ente supervisor, fiscalizador y regulador de tarifas de los

mercado libre y regulado.

2.2.1 La ley de concesiones eléctricas y su reglamento

Esta Ley entro en vigencia en 5 de diciembre de 1992, en concordancia

con a lo establecido por el art. 195 de la constitución de 1979. En ella

inicialmente se le encargo al Ministerio de Energía y Minas, en representación

del Estado, velar por el cumplimiento de la Ley, posteriormente en 1996, tal

responsabilidad se extendió al OSINERG, hoy OSINERGMIN.

La Ley señala las responsabilidades de los distintos organismos, tanto

públicos como privados, entre los que debemos destacar lo normado para el

COES, este último, agente determinante en el mercado spot. Las normas

precisan, que el para que exista un COES, la potencia instalada del sistema

12 Se ha considerado los documentos concordados publicados por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas el 09 de noviembre del 2007.

32

debe de ser igual o superior a 100 MW y estará integrado por entidades cuya

potencia efectiva supere el 1% de la potencia efectiva del SEIN y comercialicen

más del 15% de su energía producida. Además de, las principales entidades

del Sistema Principal de Transmisión y las entidades cuya potencia efectiva de

generación sea menor del 1% pero igual o superior a 1000 kW. En el art. 9113,

se señalan sus funciones, en los incisos d) y e) se indica la responsabilidad del

COES respecto al calculo del costo marginal de energía de corto plazo y de la

valorización de las trasferencias entre empresas generadoras. Para mayor

presión extraemos lo señalado en la ley. Así, el art. 100, 101, 105 y 106,

señala:

Artículo 100°.- Las transferencias de potencia de punta, energía activa y energía reactiva entre integrantes del COES, será expresada en kilovatios, kilovatios-hora, y en kilovoltio amperio reactivo-hora, respectivamente. Texto del artículo según D.S. 43-94-EM publicado el 1994-10-28.

Artículo 101°.- Ningún integrante del COES podrá contratar con sus usuarios, más potencia y energía firme que las propias y, las que tenga contratada con terceros, pertenezcan o no al COES. Texto del artículo según D.S. 43-94-EM, publicado el 1994-10-28. Artículo 105°.- El COES calculará, para cada hora o grupo de horas, el Costo Marginal de Corto Plazo de energía del sistema en las barras de las subestaciones en que se produzcan entregas y retiros de energía. El Costo Marginal de Corto Plazo de energía, conforme a la definición N° 5 del Anexo de la Ley, se calculará teniendo en cuenta el costo promedio en que incurre el sistema eléctrico en conjunto durante una hora para suministrar una unidad adicional de energía en la barra correspondiente, considerando la operación óptima determinada por el COES. Cc Def. 5 de la Ley. Artículo 106°.- Los Costos Marginales de Corto Plazo de energía que requieran ser proyectados, se calcularán con los mismos modelos matemáticos e información utilizados en la planificación y en la programación de la operación, y serán comunicados junto con ésta a los integrantes del COES. Los costos marginales que se consideren para valorizar transferencias entre integrantes del COES, serán los correspondientes a la operación real del sistema en el período considerado. En caso que una central térmica resultara marginal, el Costo Marginal de Corto Plazo, no podrá ser en ningún caso inferior al costo variable de dicha central. En toda situación que se produzca racionamiento, el Costo Marginal de Corto Plazo de energía será igual al Costo de

13 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS (2007). Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. MEM-DGE. Lima Pág. 135

33

Racionamiento. Si se alcanzara en el sistema una condición de vertimiento, el Costo Marginal se determinará considerando únicamente la compensación a que se refiere el Artículo 213° del Reglamento y el costo variable incurrido por presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada. Se considera vertimiento aquella condición en que un determinado embalse vierta por no tener capacidad de almacenamiento disponible y las centrales generadoras asociadas a éste tengan capacidad de generación no utilizada y que además no exista en el sistema ninguna unidad termoeléctrica despachada.

La norma también señala disposiciones diversas respecto a tarifas para fines

de su reajuste, en su art. 154, señala:

Artículo 154°.- Los factores a considerar para el reajuste de todas las tarifas podrán ser: a) Índice de precios al por mayor; b) Promedio General de Sueldos y Salarios; c) Precio de combustible; d) Derechos arancelarios; e) Precio internacional del cobre y/o del aluminio; y, f) Tipo de cambio.

2.2.2 La ley anti-monopolio y anti-oligopolio del sector eléctrico (1997) y

su reglamento (1998)

Con esta normatividad ya no se prohíbe la integración vertical

establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas, poniéndose más bien un

conjunto de normas de control a las fusiones y operaciones de adquisiciones

en el sector. Expresamente se prohíbe la concentración vertical u horizontal

cuyo efecto sea dañar, disminuir o restringir la libre competencia y la

concurrencia en el mercado eléctrico. Actualmente es el INDECOPI el que

debía autorizar las concentraciones verticales de empresas que tengan una

participación en el mercado de 5% o más, antes o después de la fusión. En el

caso de la concentración horizontal, el INDECOPI debe evaluar y autorizar las

operaciones de empresas con 15% o más de participación en el mercado antes

o después de la concentración.

34

Según la entidad que regula las fusiones en el sector, INDECOPI es la

entidad que a través de la Comisión de Libre Competencia, tiene el rol de

aprobar, desaprobar o condicionar las operaciones de concentración vertical u

horizontal. Esto dependiendo de los efectos que dicha concentración pueda

ocasionar sobre la competencia en el sector. Dentro del marco de sus

competencias, actualmente el INDECOPI evalúa el mercado relevante, el grado

de concentración, la existencia de barreras de entrada, la posición de dominio y

conductas colusivas.

2.2.3 Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica

Luego de realizar un análisis del sector generación la comisión

encargada de elaborar el libro blanco elaboro el proyecto que llevaría a la

promulgación de la Ley 28832. Cuyo objetivo es asegurar la generación

eficiente de electricidad, reduciendo la volatilidad de los precios y el riesgo de

racionamiento prolongado. De modo que las tarifas reflejen los verdaderos

precios. Por otro lado, se busca reducir la intervención administrativa en el

mercado y afirmar la competencia en el mercado y menos por el mercado. Por

ultimo, que las generadoras de los sistemas aislados tengan un esquema de

compensación con el SEIN, que les permita lograr beneficios del uso del gas

natural y pierdan exposición frente al incremento del precio del petróleo.

En esta Ley se precisa, la participación en el mercado spot de los

distribuidores, la licitación preventiva para el abastecimiento eléctrico, la

constitución de fideicomisos, entre otros aspectos. Léase continuación el

artículo 4, y capitulo tercero de la Ley.

35

Artículo 4.- La Licitación como medida preventiva para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica. 4.1 El abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el

mercado regulado se asegurará mediante Licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largo plazo con Precios Firmes que serán trasladados a los Usuarios Regulados. El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia por el mercado y asegurar el abastecimiento del mercado regulado.

4.2 Las Licitaciones convocadas por los Distribuidores podrán incluir como parte de la demanda a ser licitada aquella que corresponda a sus Usuarios Libres, según lo establece el Reglamento.

4.3 El Distribuidor que requiera iniciar un proceso de Licitación en cumplimiento de lo indicado en el artículo 5, deberá hacer pública su expresión de interés y estará obligado a incorporar en su proceso de Licitación a otros Distribuidores que deseen participar en dicha Licitación, conforme a lo establecido en el Reglamento.

4.4 Es facultad de cada Distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de compra de potencia y energía, así como los plazos contractuales a licitar. Los contratos con plazos inferiores a cinco (5) años no podrán cubrir requerimientos mayores al veinticinco por ciento (25%) de la demanda total de los Usuarios Regulados del Distribuidor.

4.5 Será facultad de las agrupaciones o consorcios de Usuarios Libres el convocar Licitaciones para la atención de sus demandas actuales y futuras.

Capítulo Tercero El Mercado de Corto Plazo Artículo 11.- El Mercado de Corto Plazo 11.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores,

Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y los Grandes Usuarios Libres, con las condiciones establecidas en el Reglamento.

11.2 La compra y venta de energía en el Mercado de Corto Plazo se efectúa en función a los Costos Marginales de Corto Plazo nodales.

11.3 Los retiros de potencia que se efectúen en el Mercado de Corto Plazo, que coincidan con la máxima demanda del periodo mensual, estarán sujetos al pago por Capacidad, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento.

11.4 Los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios Libres, en caso de que fuera necesario, deberán constituir fideicomisos u otras garantías de realización inmediata como respaldo de los retiros de capacidad y energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo, de tal manera que se garantice el pago oportuno en dicho mercado.

11.5 El Reglamento establecerá los lineamientos para: a) El funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo; b) Las reglas para la liquidación de las operaciones de

transferencia realizadas en el Mercado de Corto Plazo; c) Las condiciones y requisitos a que se encuentra sujeta la

participación de los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios Libres en las operaciones del Mercado de Corto Plazo;

d) Los términos y condiciones para la constitución de garantías y las penalidades por su incumplimiento.

36

La Ley también señala, en el artículo 5, la obligación del Distribuidor de

iniciar un proceso de licitaciones con una anticipación de mínima de tres años a

fin de evitar la que los usuarios regulados se queden sin cobertura eléctrica por

falta de contratos. Otro aspecto importante, es la precisión en la Ley respeto a

un sistema de transmisión garantizado. En este sentido el articulo 22 de la Ley,

señala que tal sistema garantizado esta conformado por las instalaciones del

Plan de Transmisión cuya concesión y construcción será por licitación publicas.

La formación del precio a nivel de generación para usuarios regulados

trae un incentivo para los distribuidores los cuales podrán trasladar al precio de

los usuarios en el caso de que la tengan contrato resultado de licitaciones.

Mientras que los incentivos para los generadores no se incluirá en ningún caso

(art. 29 de la Ley), cargos de transmisión ya que estos serán asumidos por los

usuarios. Citamos el articulado de la Ley. Léase a continuación el artículo 10,

capitulo sexto y el artículo 29.

Artículo 10.- Incentivos para promover convocatoria anticipada de Licitaciones destinadas a la cobertura de la demanda de servicio público de electricidad Se establece un régimen de incentivos para promover la convocatoria anticipada de Licitaciones destinadas a la cobertura de la demanda del servicio público de electricidad. El referido esquema autoriza la incorporación de un cargo adicional que el Distribuidor podrá incluir en sus precios a sus Usuarios Regulados. Dicho cargo será directamente proporcional al número de años de anticipación de la convocatoria según lo que establece el Reglamento. El cargo anterior no podrá ser superior al tres por ciento (3%) del precio de energía resultante de la Licitación. Capítulo Sexto Formación de Precios a Nivel Generación

Artículo 29.- La formación de los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados 29.1 Los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados se calcularán

como el promedio ponderado de los siguientes precios: a) Contratos sin Licitación. Por cada contrato, los precios serán igual al promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato sin Licitación; b) Contratos resultantes de Licitaciones. Por cada contrato, los precios serán iguales a los Precios Firmes resultantes de la Licitación, considerando el régimen de incentivos definido en el artículo 10.

37

29.2 Para efectos de la determinación de los Precios a Nivel Generación, los precios usados en los incisos a) y b) del numeral anterior, no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.

29.3 El Reglamento establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios Regulados, a fin de que el Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados en el SEIN sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión.

En las disposiciones complementarias finales de la Ley 28832, la

disposición séptima precisa las reglas aplicables a compra-venta de

electricidad de las empresas del estado. Por esta norma, las empresas

estatales, negociaran adecuándose a las condiciones de la Ley y su

Reglamento, quedando autorizadas a negociar y pactar los precios y las

condiciones comerciales, mejor adecuadas al mercado.

Respecto a los precios que son regulados, en la disposición

complementaria modificatoria de la Ley 25844, el artículo 43, precisa las

trasferencias que estarán sujetos a regulación de precios, destacándose lo

señalado en el inciso a, que no se regulara en el caso de contratos entre

generadores, por la parte que supere la potencia y energía firme14 del

comprador. Léase el articulo.

Artículo 43.- Estarán sujetos a regulación de precios: a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán

determinados por el COES, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador.

b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución.

14 Es la máxima producción esperada de energía eléctrica, determinada para una probabilidad de excedencia de noventa y cinco por ciento (95%) para las unidades de generación hidroeléctricas y de indisponibilidad, programada y fortuita, para las unidades de generación térmica.(Ley 28832)

38

d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.

2.3 Hechos estilizados de las series

2.3.1 El precio spot

Los costos marginales se encuentran disponibles mensualmente desde

mayo de 1993. Se puede ver que el precio spot es muy volátil. Entre los años

93 – 96 hay un incremento permanente, para luego decrecer hacia el año 1999,

a partir del cual se inicia una tendencia hacia su elevación. En 1998, se tuvo

uno de los años con más baja cotización, por haber sido un año lluvioso. En el

año 2004, se afronto una elevación del precio en forma considerable, por efecto

de una crisis, que pudo anticiparse, al saberse que se tendría un año seco.

Ante esto el gobierno tuvo que emitir decretos de urgencia a fin de evitar la

cesación de pagos y el razonamiento de la electricidad.

Gráfico No.11 Costo Marginal mensual del SEIN

(S/. / KWh.)

.0

.1

.2

.3

.4

.5

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

PST

Fuente: COES. Elaboración Propia.

39

2.3.2 El volumen de agua

Hemos considerado la serie estadística del volumen de agua de los

embalses que atienden a las generadoras. Destaca con mayores volúmenes el

lago Junín y la laguna Aricota. El grafico siguiente indica la importancia o el

nivel porcentual de participación de los embalses15.

Cuadro No.02 Participación de Lagunas Principales con Volumen de Agua Útil.

(Millones de m3)

Fuente: COES (2008) Elaboración Propia.

La serie muestra un comportamiento estacional, los volúmenes de agua

aumentan en los meses de verano y le siguen periodos de sequía en los meses

de septiembre a noviembre. Se observa también una tendencia creciente en

ese ciclo a partir del 2005, la razón puede deberse al incremento de los

deshielos por el efecto invernadero. Se observa que, marzo de 1998 fue un año

lluvioso por la presencia del Fenómeno del Niño. Aquel año, se alcanzó un

volumen de agua de 3,766 millones de metros cúbicos. En marzo del 2004, se

alcanzó 990 millones de metros cúbicos, poco volumen de agua para ser

marzo, este mes quedaría registrado como un año seco.

15 Calculo correspondiente en base al volumen de agua útil en lagunas principales a Marzo del 2008 (Millones de m3)

40

Gráfico No.12 Volumen de Agua Útil mensual en Lagunas Principales 1993-2007

(Millones de m3)

0

1000

2000

3000

4000

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

AGUA

Fuente: COES. Elaboración Propia.

El volumen de agua incide en la producción de electricidad, dado que es

un factor importante en la constitución del costo marginal. De manera que, su

disponibilidad, si bien es cierto, esta sujeta a factores ambientales, también

puede estarlo a la discrecionalidad de los generadores; es decir, cuando se

trata de manejar los embalses. La siguiente grafica muestra una relación a

priori del vinculo de los volúmenes de agua con el precio spot.

Gráfico No.13 Relación a priori entre el PST y el AGUA

0

1000

2000

3000

4000

.0 .1 .2 .3 .4 .5

PST

AGUA

AGUA vs. PST

Fuente: COES. Elaboración Propia.

41

2.3.3 El tipo de cambio real

La tendencia del tipo de cambio real es hacia una caída o apreciación

real, en términos nominales a una apreciación nominal o disminución de la

cotización del dólar; es decir, hacia una apreciación del tipo de cambio que

incide en la reducción de costos de la producción de electricidad.

El tipo de cambio real es un indicador relevante, este determina el nivel

de competitividad de un país (país de origen) con respecto a sus principales

socios comerciales. De este modo, si se está por encima de la base 100,

significa que el país se encuentra en una situación de alta competitividad, en

consecuencia los precios de los bienes y servicios domésticos son más baratos

que en el extranjero. En caso contrario si este índice esta por debajo de 100,

quiere decir que el país esta siendo menos competitivo.

La presente investigación toma como data los años 1993. – 2007 por lo

que empezaremos tratando los acontecimientos más sobresalientes que se

suscitaron. Como se ve en el Gráfico No. 14, durante los noventa, tenemos un

periodo de apreciación del tipo de cambio real, con influjos de capitales

importantes, mayores reservas y control de la inflación.

Gráfico No.14 Índice de Tipo de Cambio Real mensual 1993-2007

75

80

85

90

95

100

105

110

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

TCR

Fuente: BCRP. Elaboración Propia.

42

El Gráfico No. 15, muestra una probable relación directa con el PST y

TCR. Debe sin embargo, tenerse presente que una depreciación real o

incremento en el tipo de cambio real, es resultado de una depreciación nominal

o elevación del precio del dólar en el país, que hace mas barato los bienes

nacionales para los extranjeros. Del mismo modo, una disminución de los

precios internos o elevación de la inflación externa, genera una ganancia de

competitividad de los bienes y servicios que el país produce, siendo además

preferidos en el exterior. Al contrario opera una apreciación real que resta

competitividad.

Nuestro tipo de cambio real estuvo apreciado en los noventa, las

razones: el ingreso de flujos de capitales de corto y largo plazo

(privatizaciones), así como por la elevación de las exportaciones primarias. A

inicios de la década, fue afectado, por la elevación de las cotizaciones

internacionales de los principales metales oro, cobre y zinc. Entre el 2001 y el

2003, se tuvo un breve lapso de depreciación real. Desde el 2004 al año 2007,

se observa un periodo de apreciación, por la entrada importante de moneda

extranjera vía remesas y la depreciación nominal del dólar frente a otras

monedas. En este contexto, una relación directa entre el precio spot y el tipo de

cambio real sugiere que la ganancia de competitividad o la depreciación real

(según la grafica moviéndonos de abajo hacia arriba), influye directamente en

la elevación del precio spot, aunque habría que aclarar que este vinculo tal

como se ve puede ser débil.

43

Gráfico No.15 Relación a priori entre el PST y el TCR

75

80

85

90

95

100

105

110

.0 .1 .2 .3 .4 .5

PST

TCR

TCR vs. PST

Fuente: BCRP. Elaboración Propia.

2.3.4 El precio del petróleo Texas

Su cotización se ha incrementado en los últimos años, lo que incide en la

elevación de los costos producción y se refleja en la presión hacia la elevación

del costo marginal. El precio ha alcanzado a fines del 2007, los 100 dólares

por barril, cotizaron que tiene un efecto en todos los mercados, y en especial

en el componente termoeléctrico del parque generador. Véase Grafico No. 16.

Gráfico No.16 Precio Mensual del Crudo West Texas Intermediate 1993-1997

(Dólares por Barril)

0

20

40

60

80

100

120

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

WTI

Fuente:www.economagic.com/em-cgi/data.exe/var/west-texas-crude-long. Elaboración Propia.

44

El Gráfico No. 17, sugiere una probable relación directa entre el PST y el

WTI. El petróleo es otro de los insumos importantes para la generación

termométrica, esto hace que, la elevación de su precio incida directamente en

el costo de producción eléctrica. Por ello, el gobierno, a fin de evitar que se

traslade el efecto de la elevación del precio del petróleo vía sus derivados alos

bienes y servicios y genere inflación, creo un Fondo de Estabilización de los

Precios Derivados del Petróleo, que durante el 2007 aumento en 770 millones

de soles y que de no ser aplicado, la inflación hubiera aumentado en 0.8%

adicional.

Gráfico No.17 Relación a priori entre el PST y el WTI

0

20

40

60

80

100

120

.0 .1 .2 .3 .4 .5

PST

WTI

WTI vs. PST

Fuente:www.economagic.com/em-cgi/data.exe/var/west-texas-crude-long. COES. Elaboración Propia.

El Fondo opera desde el 2004 y permite compensar a los productores

cuando el precio de referencia, que publica el OSINERMIN esta por encima de

la banda superior, que discrecionalmente lo establece el MINEM. Si se da la

situación contraria los productores aportaran al fondo. La operatividad del

Fondo, requiere que las refinerías y los importadores efectúen sus pagos en

forma semanal afín de no incurrir en deudas. Para el 2008, el estado ha

45

comprometido 1250 millones de soles al Fondo de Estabilización. Véase en el

Grafico No. 18, como ha evolucionado la posición del fondo.

Gráfico No.18 Posición del Fondo de Estabilización

Fuente: BCRP (2008).

46

CAPITULO 3: HIPÓTESIS Y METODOLOGÍA.

3.1 Hipótesis.

El precio spot esta determinado indirectamente por el volumen de agua;

y directamente por el tipo de cambio real y la cotización internacional del precio

del petróleo Texas Intermediate, De este modo, se esperaría un incremento del

precio spot y viceversa, si se observa un incremento en el tipo de cambio real o

si se incrementa de la cotización internacional del precio del petróleo West

Texas Intermediate. Por otro lado, se esperaría una disminución o un aumento

del precio spot, si se incrementa o disminuye el volumen de agua

respectivamente.

3.2 Planteamiento de las Variables

En los gráficos observamos el comportamiento de las variables en forma

individual, tanto como su comportamiento para a par, con el precio spot. Con

47

esto, hemos especificado una relación funcional lineal, en la que nuestra

variable endógena es el precio spot y las variables predeterminadas son el

volumen de agua, el tipo de cambio real y la cotización internacional del precio

del petróleo West Texas Intermediate. La relación funcional queda expresada

como se ve:

( )WTITCRAGUAfPST ,,=

Donde: PST : Precio Spot de Generación AGUA : Volumen de Agua TCR : Tipo de Cambio Real WTI : Precio del Petróleo Texas Intermediate

3.3 El equilibrio

En un determinado momento y en forma automática, en el mercado spot

ocurre que el precio spot (PST), se comporta reflejando las negociaciones entre

generadores, los mismos que actúan como ofertantes y demandantes de

electricidad. El COES coordina en forma eficiente el despacho de la energía, de

modo que se atiende al consumo de la misma en tiempo real. El entorno del

mercado spot como: (1) la economía, muestra que la producción bruta interna

crece constantemente, los precios se encuentran estables, el tipo de cambio

real, responde a un régimen flexible; (2) el precio de los insumos, en especial

precio del petróleo están fijos; (3) las condiciones climáticas son estables y se

llevan a cabo un seguimiento coordinado con el SENAMI; y (4), se supone que

hay estabilidad política y social. Mientras que otras variables son constantes.

De este modo, dado la expresión anterior:

( )WTITCRAGUAfPST ,,=

48

Las variables endógena PST, esta en función del AGUA, TCR y del WTI.

Siendo así, una perturbación o un incremento en el AGUA, provocara una

disminución del PST. Si consideramos ahora el TCR, al elevarse este, se

elevara el PST, y finalmente si se eleva el WTI, también se elevara el PST.

Expresando la relación funcional como una ecuación:

WTITCRAGUAPST 4321 αααα +++=

Derivando:

02 >=∂∂ αAGUAPST

03/ >=∂∂ αTCRPST

04/ >=∂∂ αWTIPST

2α , 3α y 4α , son propensiones marginales del AGUA, TCR y WTI

respectivamente. La elasticidad tiene un componente relativo y un beta,

entonces en cada caso tenemos:

AGUAPST

PSTAGUA

AGUA ∂∂

= *ξ

TCRPST

PSTTCR

TCR ∂∂

= *ξ

WTIPST

PSTWTI

WTI ∂∂

= *ξ

Reemplazando los betas en las ecuaciones tenemos:

22* βαξ ==PST

AGUAAGUA

33* βαξ ==PSTTCR

TCR

44* βαξ ==PSTWTI

WTI

49

2β , 3β y 4β son elasticidades del AGUA, TCR y del WTI. En el caso de la

elasticidad AGUA debemos de esperar que sea inelástica 2β < 1, es decir ante

una variación del AGUA, el PST varía en menor proporción que el AGUA, esto

se debe a que el AGUA tiene pocos sustitutos. Por otro lado, debemos esperar

que la elasticidad TCR sea elástica 3β > 1, y finalmente la elasticidad del WTI

sea inelástica 4β > 1.

Esto significa, que ante un incremento del AGUA, la PST disminuye en

forma automática y viceversa; ante un incremento del TCR, el PST aumenta

automáticamente y viceversa y, ante un aumento del WTI, el PST aumenta en

forma automática también. Los efectos son solo momentáneos, automáticos y

no tienen repercusiones posteriores. Sin embargo, estas elasticidades son las

que posteriormente se estimarán econométricamente, luego de transformar las

variables a términos logarítmicos y expresar una ecuación de la forma no lineal

como se ve:

LNWTITCRLNAGUALNPST 4321 ββββ +++=

3.4 Análisis de las series económicas

Partiendo del previo análisis teórico - estructural llevado a cabo en el

punto 3.3, el modelo a probar con sentido económico y para fines de nuestra

investigación es el siguiente:

Ttttt ULNWTILNTCRLNAGUALNPST ++++= 4321 ββββ

50

Se presume que las series son no estacionarias, pero que cointegran.

En este modelo la variable de control, es el WTI, en el sentido que se puede

mitigar sus efectos a través del subsidio (como el fondo de estabilización), a fin

de evitar el pass-truch. El subsidio es instrumento de política económica

utilizado actualmente, esta siendo utilizada discrecionalmente, es decir el MEF

lo manipula (por decreto) para generar una estabilización del precio, de modo

que se perciba positivamente por el sector eléctrico, dado que la política fiscal

responde a objetivos de estabilidad de precios. El AGUA y el TCR actúan

como variables exógenas y no controlables. Mientras que el término de

perturbación TU constituye las otras variables que no han sido identificadas.

Esta ecuación es la que inicialmente podría regresionarse, sin embargo

nos traería resultados no adecuados; es decir, las series de tiempo de nuestro

modelo (PST, AGUA, TCR y WTI) son variables no estacionarias, en teoría

están compuestas por una tendencia determinística, un comportamiento

estacional, uno cíclico y un componente irregular.16 Por este motivo, no

podríamos regresionar estas series porque provocaría una relación espuria17 o

sin sentido económico, este tipo de relaciones entre variables sesgan los

resultados hacia la aceptación de una relación cuando en realidad no existe18,

rechazándose la hipótesis nula cuando en realidad debería aceptarse o

viceversa.19 Por lo tanto, podríamos eliminar el AGUA, TCR o el WTI del

modelo, cuando deberían permanecer en el mismo.

16 CASTRO, Juan y RIVAS, Roddy (2003): Econometría Aplicada, Pág.569 17 GRANGER y NEWBOLD (1974): la llamaron spurious regression. ENDERS, Walter (1995):

Applied Econometric Time Series, Pág.216 18 CASTRO, Juan y RIVAS, Roddy (2003): Econometría Aplicada, Pág.575 19 Una regresión espuria tiene un R2 alto, un T-stadistic que puede aparecer como

significativo, pero los resultados no tienen sentido económico.

51

De la ecuación no lineal anterior, procedemos a diferenciar cada una de

las series a fin de estimar un nuevo modelo que explique el comportamiento

tanto de largo plazo como de corto plazo.

Ttttt DLNWTIDLNTCRDLNAGUADLNPST ελϕϕϕϕϕ +++++= −−− 54321 111

Donde:

4,3,2 ϕϕϕ : Son elasticidades proporcionales a sus magnitudes en este contexto20

λ : Término de corrección de error o velocidad de ajuste 5ϕ : Coeficiente de corrección de error

Tε : Error

En el modelo anterior las series transformadas: DLNPST, DLNAGUA,

DLNTCR y DLNWTI se muestran diferenciadas a fin de convertirlas en

estacionarias, previa detección mediante el test de Dickey – Fuller, el mismo

que es un test de raíz unitaria. Este test se aplica, comenzando de la forma

mas general del test (esto es incluyendo tanto un intercepto como una

tendencia) y si se rechaza la hipótesis nula, concluir que no existe raíz

unitaria.21 Así mismo, se pueden identificar las elasticidades del modelo de

corrección de error, las mismas que tienen que expresarse en el mismo sentido

a las de la ecuación cointegrante o modelo de largo plazo. El corto plazo, esta

representado por el termino de corrección de error, el mismo que contiene la

velocidad de ajuste al equilibrio.

20 MENDOZA, Miguel (1996): El Efecto del Tipo de Cambio en Las Exportaciones

Manufactureras de México, Pág.309 21 CASTRO, Juan y RIVAS, Roddy (2003): Econometría Aplicada, Pág.583

52

3.5 Los datos

Los datos han sido obtenidos de instituciones oficiales como el Comité

de Operaciones Especiales del Sistema (COES), Ministerio de Energía y

Minas, Organismo de Supervisión de la Inversión Privada en Energía y Minas

(OSINERMIN). En lo referente a precio del petróleo se ha extraído la serie de la

siguiente dirección electrónica www.economagic.com/em-cgi/data.exe/var/west-

texas-crude-long. El periodo de estudio es de 15 años, los datos son

mensuales entre mayo de 1993 y febrero de 2008, lo que acumula 175

observaciones para cada serie.

3.6 Metodología econométrica

Vamos llevar a cabo un análisis de cointegración, el mismo que consiste

en la metodología Johansen, dado que contamos con más de cuatro variables

y además una muestra superior a cien observaciones. La metodología consiste

en llevar a cabo una primera regresión para detectar si el modelo o ecuación

especificada cointegra, para luego construir un modelo de corrección de error.

MVCE. La primera regresión consiste en un análisis de largo plazo y la

segunda regresión un análisis de corto plazo. El Eviews nos permitirá encontrar

los resultados en forma inmediata del modelo MVCE

A las series las transformamos en logaritmo, afín de minimizar varianza y

heterocedasticidad, además de determinar la relación causal existente entre las

variables, e interpretar el modelo, en términos de elasticidades. Llevaremos a

cabo la respectiva evaluación económica, estadística y econométrica de los

resultados.

53

Se determinará el orden de integración de los residuos usando una

prueba de raíz unitaria con el Test de Dickey – Fuller Aumentado (ADF). Si la

serie es integrada de orden cero I(0) o ruido blanco de media cero y varianza

constante, entonces las series de la regresión cointegran o existe una relación

de largo plazo entre ellas, por el contrario si es integrada de orden uno,

entonces no existe relación de largo plazo entre las variables.

Evaluaremos cada una de las series, con el fin de determinar si son

estacionarias. Para ello aplicaremos optativamente, la prueba gráfica, el

análisis de correlograma o el test ADF. Esto nos permitirá identificar si la serie

tiene componentes tendenciales, estacionales, cíclicos o irregulares. En el

análisis de correlograma, identificaremos que tiempo demora en diluirse los

efectos de los posibles shocks de las variables. Habiéndose distinguido, si las

variables son estacionarias o no estacionarias, es posible evitar la regresión

espuria. Si las series son no estacionarias o integrales de orden uno, aplicamos

el proceso de estacionarización o transformación en primeras diferencias de las

mismas a fin de hacerla estacionarias. Previamente a la desestacionarización,

llevaremos a cabo un proceso de desestacionalización para algunas series con

comportamiento estacional.

Procedemos a regresionar nuestro modelo final o modelo MVCE, las

series diferenciadas más la serie error. Evaluamos si los signos son los

esperados, si valores de los parámetros son estadísticamente significativos y si

el modelo tiene un buen ajuste.

Finalmente llevamos a cabo un análisis dinámico del modelo, haciendo

uso de la prueba de impulso – respuesta en las variables explicativas, con

respecto a la endógena, para determinar como demoran en diluirse los efectos

54

de los shocks en cada variable; es decir, en cuanto tiempo se alcanza el

equilibrio o estabilidad después del impacto en el equilibrio inicial. El análisis

de descomposición de la varianza nos permite ver efecto acumulado en el largo

plazo.

55

CAPÍTULO 4: RESULTADOS

4.1 Pruebas de raíz unitaria

Después de analizar la primera ecuación, procedemos a evaluar la

estacionariedad de cada serie, haciendo uso de la prueba de raíz unitaria ADF

y Phillips – Perron. Se determino que cada una de las series son series no

estacionarias, tienen presencia de raíz unitaria.

En el Cuadro No. 03 observamos lo siguiente: La PST, muestra

intercepto, un ADF igual a -3.07, que en valor absoluto es menor, a todos los

niveles del test; por lo tanto, la PST tiene raíz unitaria y es una serie no

estacionaria. El AGUA muestra un ADF de -4.5, es una serie no estacionaria.

Así mismo, el resultado del ADF para el TCR indica que dicha serie tiene raíz

unitaria -0.51, al igual que el WTI que es -1.67. Estamos ante la presencia de

cuatro series I (1) o series no estacionaria.

56

Cuadro No.03 Test de Raíces Unitarias ADF y Phillips – Perron

Elaboración Propia.

4.2 Estimación del MVEC y prueba de hipótesis

Tras las pruebas realizadas demostramos que las variables cointegran,

es decir existe una relación de equilibrio en el largo plazo entre ellas; sin

embargo, en el corto plazo puede haber desequilibrios provocados por shocks

en las variables. El Mecanismo de Corrección de Error (MCE) corrige el

desequilibrio.

El test de Johansen, muestra que el test de la Traza es mayor al valor

critico al 5%, para ninguna relación de cointegración, por lo tanto se rechaza la

hipótesis nula de ausencia de al menos una relación de cointegración. Por otro

lado, el test de la Traza es menor al valor critico al 5%, para al menos una

relación de cointegración por lo tanto, se acepta la hipótesis nula de la

57

existencia de al menos una relación de cointegración, rechazándose la

hipótesis alternativa de al menos dos relaciones de cointegración. Véase el

Cuadro No. 04

Cuadro No.04 Test de Cointregracion de Johansen (Trace y Max-Eigen)

Elaboración Propia.

Los resultados confirman la hipótesis planteada al inicio del estudio de

investigación. Se evidencia una relación inversa entre el PST y el AGUA, así

como, el vínculo directo entre el PST y el WTI. No se confirma la relación

58

directa entre el PST y el TCR, aunque esta es estadísticamente significativa, en

cambio se evidencia una relación negativa. Véase Cuadro No. 05

Cuadro No.05 Test de Cointregracion de Johansen (Trace y Max-Eigen)

Elaboración Propia.

Los resultados confirman la relación inversa entre el PST y el AGUA,

esto significa, que ante cualquier faltante de agua en pool eléctrico, tendremos

un incremento en el PST, esto también es valido para el sentido contrario. El

59

factor AGUA es estadísticamente significativo. La bondad de ajuste es de 0.59,

es decir, que el 59% de los cambios en la variable endógena son explicados

por el comportamiento de las variables explicativas. Podemos apreciar la

velocidad de ajuste al equilibrio, es de -0.38, es estadísticamente significativa,

esto quiere decir que el 38% de los shocks se diluyen en cada periodo.

4.3 Análisis dinámico de las variables

4.3.1 Análisis de impulso respuesta22

A través de un análisis de impulso – respuesta, véase Grafico No. 19, se

podrá evaluar como responde el PST, ante cambios en el AGUA, WTI y TCR.

En otras palabras tratamos de modelar, el efecto que tendrían las variables en

un período inicial y en un período posterior ante un shock que pueda

suscitarse. Esto es, efectos en el PST del un incremento de AGUA, provocaría

una disminución de la PST que se no corregiría. Un incremento en el TCR

haría que el PST se incrementara para volver a la senda cuatro periodos

después. Mientras que un incremento del WTI, haría bajar el PST al segundo

periodo, pero volvería a la senda en el periodo tercero.

22 También conocido como análisis de corto plazo

60

Gráfico No.19 Respuesta en el PST ante Impulsos en el AGUA, TCR y WTI

-.004

-.003

-.002

-.001

.000

.001

.002

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Response of LNPST to LNAGUA

-.004

-.003

-.002

-.001

.000

.001

.002

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Response of LNPST to LNTCR

-.004

-.003

-.002

-.001

.000

.001

.002

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Response of LNPST to LNWTI

Response to Cholesky One S.D. Innovations

Elaboración Propia.

4.3.2 Análisis de descomposición de la varianza23

En el largo plazo, la varianza acumulada muestra que las innovaciones

ocurridas en la misma variable contribuyen en forma importante en el corto

plazo y van disminuyendo en el largo plazo, mientras que las innovaciones

ocurridas en las otras variables generan efectos acumulados en el largo plazo.

23 También conocido como análisis de largo plazo y señala, ¿cuál es la variable, que mas aporta a la varianza, y las que la siguen en aporte

61

En nuestro modelo, en el año 02, un 98.92% de las innovaciones o

shocks se deben a la misma variable, PST; un 0.69% a las innovaciones en el

AGUA, un 0.06% al TCR y un 0.31% a las innovaciones de WTI. Al termino de

10 años, las innovaciones en la misma variable PST acumulan los efectos en

73%, las innovaciones en AGUA en 23.06%, en TCR 0.75% y en 2.81% en

WTI. Véase Cuadro No. 06.

Cuadro No.06 Descomposición de la Varianza

Elaboración Propia.

62

CAPITULO 5: CONCLUSIONES E INFERENCIAS DE POLÍTICA

ECONÓMICA

El mercado de generación eléctrica peruano cuenta con limitaciones

para su crecimiento, se busca mediante la nueva legislación introducirle

competencia, a fin de que se incrementen las inversiones y se eviten futuras

situaciones de desabastecimiento energético, dado el persistente incremento

de la demanda. El sector tiene un importante y dinámico mercado de corto

plazo, con alta volatilidad del precio spot. Con esta preocupación iniciamos y

hemos desarrollado nuestra investigación, realizando un modelo econométrico

que precise la incidencia de las variables a fin de poder llevar a cabo

inferencias de política económica.

Lo ideal hubiese sido tener a la mano la variable (instrumento) de política

y actuar de manera discrecional a partir del modelo. Esto es disculpable, ya

que como se advierte (Figueroa 2003) no hay una línea lógica para ir de la

63

teoría a la política económica, porque no hay una sola causalidad, sino varias

exógenas, o lo que es lo mismo, no hay solo una variable exógena (medio) y

una variable endógena (fin) para solucionar con el modelo el problema.

Estamos en el dilema de muchos objetivos y varios instrumentos de elección.

Considerando lo anterior, no esta demás precisar, que si bien es cierto

las variables exógenas están dadas por el modelo, en esas condiciones,

podemos hacer estas inferencias de política económica. Podemos ver por

ejemplo, que con el tipo de cambio real, no se podría actuar, dado que el

régimen de tipo de cambio que tenemos es flexible. Por el lado del factor agua,

si podría actuarse, esto mediante el manejo de los embalses, pero este factor

no esta en manos de los reguladores sino en manos de los generadores, con

todas las ventajas que les otorga, la información asimétrica. Mientras que con

el precio del petróleo, no puede hacerse mucho, por ser un factor exógeno

externo incontrolable; aunque, podría lograrse algún efecto al tenerse cierto

control de los derivados del petróleo. Ante esto, nuestro modelo es útil en el

sentido estructural o económico (así opera el mercado), conocimiento previo

para tomar la decisión de política económico (como debe operar).

Los resultados de los modelos, muestran, que es el factor agua el

determinante de los precios spot, es el más importante de las tres exógenos.

Por ello, es un factor a considerar en el diseño de una política regulatoria, y a

tomar en cuenta si es que, tendemos a un esquema de mayor liberalización del

mercado de corto plazo. Esto, con el fin de no crear riesgos de poder de

mercado. De darse tal situación, el control de los activos y los contratos son

una alternativa para mitigar los efectos. Complementariamente a introducir

reformas en el COES, como contar con la participación de los distribuidores y

64

usuarios libres en el mercado de corto plazo, que garanticen el suministro y no

hacerlo con participaciones iniciales que persigan fines especulativos.

Hemos reconocido la volatilidad del precio spot y ello pone en riesgo el

negocio mismo y la provisión del servicio, muchas empresas generadoras

postergan inversiones y muchos incumbentes se retractan de disputar el

mercado, por que se crean limitaciones a la entrada. Los distribuidores también

pueden constituir un limitante a la provisión del servicio eléctrico, si es que no

tienen los incentivos para la mejoras de la red, cualquier falla puede ser

declarada como técnica, y generar desabastecimiento. Por ello, la legislación

ha avanzado y considera el esquema de licitaciones. Esto es adecuado ya que

obligará a los distribuidores a programar la ampliación de su red de la mejor

manera. Esto, en la medida que, el negocio de distribución, hasta con

incentivos, consistirá en subastar demanda y lograr contratos. Es de esperar,

que el efecto en el mercado spot, sea hacia la baja de la volatilidad del precio

spot, que de alguna manera será trasladado a los usuarios.

Desde el punto de vista del regulador, esto significa ir desde la

regulación de la competencia por el mercado hacia la regulación de la

competencia en el mercado. La competencia introducida entre los generadores

puede generar mayores dificultades de coordinación del COES, así como

competencia por costos y caída de tarifas. En el esquema actual, los

generadores actúan conociéndose y regulándose entre ellos. Interactúan

conociendo muy bien sus costos marginales y costos medios, es lógicamente

una gran ventaja para ellos, esto hace que el OSINERGMIN se esfuerce por

tener toda la información disponible para una estricta regulación.

65

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