TEXTO PAGINA: 28
Pág. 183450 NORMAS LEGALES Lima, viernes 4 de febrero de 2000 titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión principal10. El objetivo de dichas institucio- nes es coordinar la operación del sistema al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Para tal efecto, los integrantes del COES, deberán operar sus centrales de generación y sistemas de transmisión de acuerdo a los programas de operación determinados por el Comité. 52. La forma en que el COES elabora el despacho de centrales se encuentra específicamente reglamentada en la Ley de Concesiones Eléctricas. El programa de opera- ción consiste en ordenar la producción de cada central en orden creciente a sus costos variables de operación. El costo variable de la última central requerida para cubrir la demanda constituye el Costo Marginal de Corto Plazo de la Energía. 53. Siempre que los costos variables de una central sean lo suficientemente bajos, dicha central será requerida para despachar energía independientemente de que mantenga contratos con empresas de distribución y/o con clientes libres. De la misma manera, todos los generadores adquie- ren en el COES la energía que retiran del sistema los clientes con los que mantienen contratos. El precio de la energía que los generadores retiran o despachan del sistema es igual al Costo Marginal de Corto Plazo antes definido. 54. Por lo anterior, es claro que el COES no constituye en si mismo un mercado propiamente dicho, ya que como hemos visto, los generadores no ofertan la producción ni el precio de la energía que están dispuestos a despachar, como sí ocurriría en un mercado. Por el contrario, el COES determina a través de procedimientos reglamentados en la Ley de Concesión Eléctricas, cuánta energía debe despachar cada central y a partir de allí se determina el Costo Marginal de operación del sistema. 55. La energía que los generadores adquieren en el COES se comercializa entre diferentes tipos de clientes. De acuerdo con el Gráfico N° 1, los generadores mantie- nen contratos de venta con distribuidores o con clientes libres. A su vez, los distribuidores mantienen contratos con clientes libres o regulados dentro de su zona de concesión. Gráfico N° 1 Transacciones en la Industria Eléctrica G1G2 COES Transferencias entre Generadores Empresa DistribuidoraEmpresa Distribuidora Cliente ReguladoCliente ReguladoPrecio en Barra y/o LibrePrecio en Barra y/o LibrePrecio LibrePrecio Libre Precio en Barra + VADPrecio en Barra + VADGran Cliente LibreGran Cliente Libre Cliente LibreCliente Libre a) Ventas de Generador a Distribuidor: 56. Cuando el distribuidor destina sus compras a cubrir la demanda de los clientes pertenecientes al Servicio Público de Electricidad, la Ley de Concesiones Eléctricas establece que el precio de dicha transacción debe ser como máximo igual al precio regulado (precio en barra) establecido por la Comisión de Tarifas de Ener- gía. Si el distribuidor compra al generador para cubrir la demanda de sus clientes libres, entonces el precio de dicha transacción se fija libremente por acuerdo entre las partes. 57. Siendo que el flujo físico de la energía no necesaria- mente corresponde a los contratos, bastaría que un gene- rador se conecte al sistema principal de transmisión para que pueda firmar contratos con clientes situados en cual- quier barra de dicho sistema (distribuidores y/o grandes clientes). De esta manera, el ámbito geográfico para las ventas de generador a distribuidor estaría constituido, en principio, por el Sistema Interconectado Centro Norte.Con la interconexión del Sistema Centro Norte con el Sistema Sur, prevista para setiembre del año 2000, el ámbito geográfico de este mercado se ampliaría. b) Ventas de Generador y/o Distribuidor a Clien- tes Libres: 58. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas los Clientes Libres son aquellos cuyas demandas superan 1 MW de potencia. Es posible determinar dos tipos diferentes de clientes libres de acuerdo a su ubicación y volumen de demandas. Se observa que los clientes libres con pequeñas demandas ubicados dentro de las zonas de concesión de empresas de distribución, son abastecidos de forma exclu- siva por las empresas de distribución que operan en dicha zona. El ámbito geográfico para este tipo de cliente es delimitado por la zona de concesión de la empresa de distribución. En el caso específico de Edelnor S.A.A., em- presa de distribución involucrada en la operación, el ámbi- to geográfico sería su propia zona de concesión. 59. Por el contrario, los clientes libres de grandes volúmenes de energía ubicados fuera de las redes de distribución, son abastecidos por empresas de genera- ción, en condiciones más competitivas que los clientes libres pequeños. El ámbito geográfico del mercado rele- vante para este tipo de clientes será el SICN hasta la interconexión con el sistema Sur. 60. Cabe destacar que de acuerdo a la Ley de Concesio- nes Eléctricas, las tarifas que fije la Comisión de Tarifas de Energía, no pueden diferir en más de diez por ciento de los precios vigentes en el Mercado de Clientes Libres11. c) Ventas de Distribuidor a Cliente Regulado dentro de su zona de Concesión: 61. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, los Clientes Regulados son aquellos cuyas demandas no su- peran 1 MW de potencia. Dichos clientes son abastecidos, de forma exclusiva y a un precio regulado establecido por la Comisión de Tarifas de Energía, por la empresa de distribución concesionaria de la zona en donde el cliente se ubica. Es claro, que el ámbito geográfico de este merca- do está constituido por el área de concesión de la empresa de distribución. 7.3.2 Análisis de Efectos 62. Según la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico, para evaluar los efectos de una opera- ción de concentración, la Comisión deberá tener en cuenta cuando menos: la posición de las empresas participantes en el mercado, la estructura del mismo, las posibilidades de elección de proveedores, distribuidores y usuarios; la existencia de hecho o de derecho de obstáculos de acceso al mercado; la evolución de la oferta y demanda; la evolu- ción del progreso técnico o económico; la perspectiva de integración con otros mercados; y, el efecto de la opera- ción en los distintos mercados relevantes en el corto y largo plazo12. 63. Con relación a la estructura del mercado y la posición de las empresas en los mismos, se observa lo siguiente13: 10El COES se compone de un Directorio y de una Dirección de Operaciones compuesta a su vez de 3 Comités Técnicos: Comité Técnico de Planeamiento, Programación y Coordinación; Comité Técnico de Evaluación y Estadística; y el Comité Técnico de Estudios y Desarrollo. El Directorio está compuesto por empresas generadoras cuya potencia efectiva de generación sea superior al 2% de la potencia efectiva de generación del sistema interconectado y comercialicen más del 35% de su energía producida; y la empresa titular del Sistema de Transmisión Principal. Los Comités Técnicos están conformados por los titulares del Sistema de Transmisión Principal y por todos los generadores, incluso aquellos que no pertenecen al Directorio. 11Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas. 12Art. 19º del Reglamento de la Ley de Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico. 13En los Anexos 1 y 2 se muestran las participaciones de las empresas involucradas en la operación, así como los índices de concentración.