José Luis Bonifaz F.

Con la colaboración de 
Martín Rodríguez - Pardina





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Introducción 

I. El sector eléctrico en el Perú
1. Antecedentes del sector eléctrico en el Perú
2. La reforma del sector eléctrico

2.1. Ley de Concesiones Eléctricas
2.1.1. Actividades dentro del sector eléctrico
2.1.2. Estructura del sector eléctrico
2.1.3. La metodología para la fijación de las tarifas eléctricas

2.2. El proceso de privatización
2.2.1. La privatización de Electrolima
2.2.2. La privatización de Electroperú
2.2.3. Privatización de empresas regionales
2.2.4. Las empresas no privatizadas
2.2.5. Impacto de las privatizaciones en el sector eléctrico

3. Situación actual del sector eléctrico
3.1. Constitución del sector: componentes de los sistemas 

interconectados
3.1.1. Generación
3.1.2. Transmisión
3.1.3. Distribución

3.2. La conformación y evolución de las tarifas

II. Marco legal de la regulación de precios en el sector de 
distribución eléctrica en el Perú
1. Análisis de la Ley de Concesiones Eléctricas

1.1. El marco legal
1.2. Espíritu de la ley

2. La práctica aplicada por la Comisión de Tarifas Eléctricas
2.1. Antecedentes
2.2. Fijación de tarifas de 1997

2.2.1. Resolución N° 014-97 P/CTE



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2.2.2. Recurso de reconsideración presentado por Edelnor
2.2.3. Resoluciones 015-97 P/CTE y 017-97-P/CTE
2.2.4. ¿Final del conflicto?

III. Teoría económica de la regulación: aplicaciones en el 
sector eléctrico

- 1. Aspectos conceptuales
1.1. Monopolio natural

1.1.1. Equilibrio de un monopolio natural en una 
industria no regulada

1.2. Necesidad de intervención del Gobierno: regulación
1.2.1. Esquema óptimo de regulación en ausencia 

de subsidios
1.3. El problema de información asimétrica
1.4. El problema de la subinversión y el compromiso

- 2. Formas de regulación
2.1. Métodos de regulación de monopolios

2.1.1. Regulación por tasa de retorno
2.1.2. Regulación por precios tope
2.1.3. Regulación por precios Ramsey

2.2. Métodos alternativos de regulación
2.2.1. Competencia por comparación
2.2.2. Regulación sobre la base de una empresa 

modelo eficiente
- 3. La importancia de medir la eficiencia relativa de las

empresas reguladas 
4. Formas de regulación detrás de la LCE

IV. Efectos de la metodología aplicada por la comisión de 
tarifas eléctricas
1. Problemas del método y de su aplicación

1.1. ¿Qué es el valor nuevo de reemplazo?
1.1.1. ¿Qué han dicho la CTE y las empresas de 

distribución?
1.1.2. El análisis de Breyer
1.1.3. El concepto de VNR en la LCE

1.2. Cálculo del valor agregado de distribución: propuestas
1.3. Cálculo del VNR: propuestas
1.4. Recomendaciones

2. Efectos de un aumento en el VNR sobre la tarifa final a 
usuarios del servicio público de electricidad
2.1. El procedimiento
2.2. Resultados



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3. Efectos de la aplicación de la LCE sobre el comportamiento 
de los actores
3.1. Juego con información Incompleta: primera etapa
3.2. Juego con información incompleta en dos etapas
3.3. ¿Qué puede hacer el Gobierno?

V. Análisis de la eficiencia relativa de las empresas 
distribuidoras de energía eléctrica
1. El concepto de eficiencia
2. Los distintos métodos de estimación
3. El modelo
4. Resultados empíricos

4.1. El modelo
4.2. Las estimaciones

5. Conclusiones

VI. Conclusiones y recomendaciones
1. Sobre el marco institucional
2. Sobre el esquema regulatorio
3. Sobre la eficiencia de las empresas distribuidoras

Referencias 

Anexos



Desde 1990 la economía peruana ha experimentado un profundo y ambicioso 
programa de reformas económicas que, entre otras medidas, ha incluido la 
privatización de importantes empresas estatales. Estas acciones han significado 
que paulatinamente el Estado abandone su rol en el proceso de asignación de 
recursos como productor directo o proveedor de bienes y servicios, pasando a ser 
un vigilante de las fallas de mercado.

Para el caso particular del sector eléctrico, el Gobierno ha reemplazado su rol 
de productor y distribuidor de la energía eléctrica por el de regulador en las 
actividades de generación y distribución, que corresponden a sectores donde la 
necesidad de regulación surge por la posibilidad de darse un equilibrio diferente al 
socialmente deseado si es que el Estado no interviniera.

Las reformas emprendidas en el sector eléctrico estuvieron determinadas, 
además, por la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) en 
1992. Con la finalidad de establecer las condiciones para un mercado eficaz y 
competitivo, la ley Introduce la segmentación de las actividades de generación, 
transmisión y distribución dentro del sector eléctrico, estableciendo un régimen 
de libertad de precios para que los suministros puedan efectuarse en condicio­
nes de competencia y un sistema de precios regulados para aquellos suministros 
que por su naturaleza lo requieran. La LCE describe las metodologías que se 
deben emplear para obtener los precios máximos de generación, transmisión y 
distribución de electricidad. Además, la ley designa a la Comisión de Tarifas 
Eléctricas (CTE) como el órgano regulador encargado de fijar las tarifas aplican­
do dichas metodologías.

Para que un marco regulatorio sea eficaz y efectivo se requiere que sea 
transparente, creíble y estable a través del tiempo. Debe ser atractivo para el 
inversionista privado, pero al mismo tiempo ha de velar por los intereses de los 
consumidores. La estabilidad de las reglas del juego y la reputación de las 
autoridades son características aun más relevantes de toda economía en proceso 
de transformación. De hecho, la posibilidad que el nuevo modelo se consolide



definitivamente depende en gran medida de la capacidad para atraer a los 
capitales privados y que estas inversiones se materialicen en la reducción de 
costos económicos y sociales asociados a la reforma.

La presente investigación tiene dos objetivos principales. El primero es exami­
nar las bondades y defectos del método de regulación utilizado en el Perú para la 
fijación de las tarifas finales de distribución, confrontarlo con la LCE y medir el 
impacto de su aplicación sobre algunas variables económicas del sector. El 
segundo es realizar un análisis de eficiencia relativa de las empresas del sector de 
distribución. Estos dos objetivos unidos constituirán una herramienta fundamental 
para la toma de decisiones de las autoridades vinculadas al sector, especialmente 
de la autoridad reguladora.

Un análisis de este tipo proporcionará a las autoridades encargadas de tomar 
las decisiones en el sector una adecuada información desde diferentes perspecti­
vas. Por un lado, el estudio de la LCE permitirá evaluar la posibilidad de revisar la 
parte legal y discutir la incorporación de posibles modificaciones a ésta. Por otro, 
examinar los efectos de la metodología aplicada en el cálculo de las tarifas hará 
posible establecer cómo se comportan los agentes en el mercado y cómo les 
afecta la aplicación de la LCE.

Finalmente, el análisis comparativo de la eficiencia relativa de las empresas 
nos dará una visión sobre el tipo de empresas que conforman el mercado de la 
distribución eléctrica en el Perú, lo que permitirá rankearlas y conocer su grado de 
eficiencia. Si bien es cierto que la CTE emplea indicadores de desempeño para 
este fin, cabe mencionar que sólo considera indicadores de productividad parcial y 
no de eficiencia relativa como los que se proponen en el presente documento. 
Aunque en algunas circunstancias pueden ser útiles a los reguladores, los indica­
dores de productividad parcial suelen ser incompletos ya que existen variables de 
control que éstos no tienen en cuenta (la estructura del mercado, los kilómetros de 
redes, el área de concesión, etcétera).

Así, una metodología alternativa a estos indicadores viene dada por los 
estudios de fronteras, los mismos que miden las desviaciones en el desempeño de 
las empresas individuales en relación con la mejor práctica actual. Es decir, la 
eficiencia de una compañía muestra qué tan bien se desempeña en relación con 
las mejores empresas en la industria, si éstas últimas se enfrentaran con las 
mismas condiciones que la empresa analizada. La principal ventaja del enfoque de 
fronteras de eficiencia sobre otros indicadores de desempeño es que se trata de 
medidas objetivas que consideran los efectos de factores exógenos que pueden 
influir en el desempeño observado. Indudablemente, estos indicadores constitu­
yen herramientas útiles para la autoridad reguladora en la posible implementación 
de la competencia por comparación, o simplemente en la observación del desem-



peño de las empresas. Además, resuelve en parte el problema de la simetría de 
información sobre los esfuerzos verdaderos de las empresas por reducir costos.

El documento ha sido estructurado en cinco capítulos en los que se intenta 
lograr los objetivos propuestos. En el primero se presenta una visión general del 
sector eléctrico en el Perú, con énfasis en el sector de distribución. Así, se 
analizan los antecedentes del sector, las reformas experimentadas por el mismo 
durante la década del noventa y su situación actual. El segundo intenta describir 
el marco legal de la regulación de precios en el sector de distribución eléctrica, 
para lo cual se analiza tanto la LCE como la forma en que ésta es aplicada por 
la CTE.

En el capítulo 3 se describen los principales métodos de regulación desarrolla­
dos por la teoría económica y se discuten las formas de regulación implementadas 
en el sector de distribución eléctrica en el Perú. Asimismo, se incide en los 
problemas de información asimétrica, de la subinversión y el compromiso, y en la 
importancia de medir la eficiencia en una empresa regulada.

El cuarto capítulo revisa los efectos de la metodología aplicada por la CTE 
tanto sobre las tarifas como sobre el comportamiento de los actores dentro del 
sector. Aquí se analizan los principales problemas asociados a la aplicación del 
método de regulación, los cuales se centran en discusiones en torno al cálculo de 
los valores nuevos de reemplazo (VNR) y los valores agregados de distribución 
(VAD). Se analiza la LCE y se proponen algunas recomendaciones en beneficio 
del método de regulación económico respaldado por la ley. Además, se discuten 
algunos mecanismos de resolución de conflictos que no se encuentran contempla­
dos en la ley.

Mediante simulaciones sencillas, se hace un análisis cuantitativo del impacto 
de cambios en el cálculo del VAD sobre la tarifa final, con el objetivo de determinar 
el verdadero impacto de un cambio en el VNR aprobado por la CTE sobre el precio 
final de la energía. Adicíonalmente, utilizando la base teórica proporcionada por la 
Teoría de Juegos, se plantean algunos modelos sencillos sobre la forma en que 
interactúan los agentes involucrados. Así, se concluye que si el Gobierno desea 
que las empresas concesionarias inviertan eficientemente, entonces es necesario 
que transmita credibilidad a través de comportamientos predecibles donde se 
respeten las reglas de juego originales.

El objetivo principal del capítulo 5 es presentar un análisis de la eficiencia 
relativa de las empresas distribuidoras de energía en el Perú, en el período 1995- 
1998, para lo cual se estimó una frontera estocástica con máxima verosimilitud 
(MV). El cálculo de estas medidas pretende contribuir al desarrollo de instrumen­
tos que permitan una regulación eficiente de las empresas del sector. Como ya se



mencionó, el análisis comparativo de la eficiencia relativa de las distribuidoras 
eléctricas en el Perú hará posible rankearlas y conocer su grado de eficiencia.

Finalmente, se presentan las principales conclusiones del documento, así 
como algunas recomendaciones que se desprenden de las mismas, y que podrían 
ser consideradas por la autoridad reguladora para lograr un mejor desempeño del 
sector.

Por último, quisiera agradecer a las personas e instituciones que hicieron 
posible la culminación de este trabajo. A Milagros Jiménez Olivet por su brillante y 
eficiente asistencia a lo largo de todo el documento. A Martín Rodríguez-Pardina y 
Martín Rossi, mis colegas argentinos, que desarrollaron el capítulo 5 de este 
trabajo. Al referee anónimo quien me alcanzó valiosos comentarios al trabajo. Al 
Director del CIUP, Felipe Portocarrero por su especial interés mostrado en el 
desarrollo del proyecto. Por último, y no por ello menos importante, al CIES por el 
financiamiento.



1. Antecedentes del sector eléctrico en el Perú

Los orígenes de la Inversión en el sector eléctrico peruano datan de 1886, 
cuando la Municipalidad de Lima contrató a la empresa Peruvian Electrical Cons- 
truction and Supply Company para proveer el alumbrado público de la ciudad. A 
partir de ese momento, la industria eléctrica se expandió rápidamente. En 1906, 
cuatro empresas eléctricas que operaban en ese momento en Lima se fusionaron 
con el nombre de Empresas Eléctricas Asociadas1.

Hasta antes de la década del setenta la industria eléctrica en el Perú estuvo 
desarrollada principalmente por el sector privado nacional y extranjero (sobre todo 
suizo, inglés y norteamericano). En ese entonces se abastecía únicamente al 15% 
de la población, ya que sólo quienes vivían en las grandes ciudades recibían el 
servicio a través de compañías privadas a las cuales se les había otorgado una 
concesión temporal. Años después, con la aparición de las primeras empresas 
estatales, los poblados más pequeños empezaron a ser atendidos.

Pero es recién con la llegada al poder de las Fuerzas Armadas, en 1969, que 
se impulsó el rol del Estado con una serie de reformas estructurales, y el sector 
energético se convirtió en el principal Impulsor de la inversión pública2. Como 
parte de estas reformas, en 1972 el Estado nacionalizó la industria eléctrica y creó 
Electroperú, empresa que actuaría como holding para la generación, transmisión, 
distribución y venta de energía eléctrica. Asimismo, se estableció a la Dirección 
General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas como el ente encargado 
de dirigir, promover, controlar y fiscalizar las actividades del servicio de electrici­
dad. Al año siguiente se inició la construcción del proyecto Mantara para incremen­
tar la capacidad instalada, que era de sólo 1,930 Mw.

1 Fernández-Baca, Jorge. La experiencia regulatoria en Perú II: Los casos de la electricidad y el agua 
potable. En Apuntes, Na 43. Segundo Semestre 1998, p. 89-105.

2 Hasta finales de la década del sesenta la Inversión pública (Incluidos el Gobierno Central y las empresas 
públicas) sólo alcanzaba el 2.5% del PBI.



Como resultado de estas reformas, entre 1972 y 1979 se produjo un Importan­
te crecimiento de la potencia instalada, con una adición promedio de 114 Mw 
anuales y una tasa de crecimiento de 5.7% anual. Asimismo, las inversiones 
realizadas por Electroperú ascendieron, en promedio, a US$180 millones anuales 
constantes de 1995, lo que representó el 0.5% del PBI (ver cuadro 1.1).

En la primera mitad de la década del ochenta, las inversiones en el subsector 
eléctrico continuaron en aumento y llegaron a un promedio anual de US$650 
millones, que constituía el 1.74% del PBI. Asimismo, se mantuvo la adición 
promedio de la potencia instalada (88 Mw anuales) aunque la tasa de crecimiento 
comenzó a disminuir.

Pero ya en la segunda mitad de esa década era claro que Electroperú atrave­
saba por una situación crítica. La crisis tuvo relación con el alto nivel de endeuda­
miento externo, pero indudablemente la principal causa de ésta radicó en el 
retraso tarifario que comprometió la capacidad operativa de la empresa y redujo 
sus posibilidades de inversión.

El sector eléctrico peruano contaba, entonces, con un sistema tarifario basado 
en el concepto de costos contables; adicionalmente, coexistía una diversidad de 
tarifas a usuarios finales distribuidas de acuerdo con la actividad desarrollada por

Cuadro 1.1
ELECTROPERÚ: INDICADORES RELEVANTES



el usuario de energía eléctrica. De esta forma, dicha actividad podía ser clasificada 
en industrial, comercial, residencial, alumbrado público, uso general y agropecua­
rio. La compra y venta de energía eléctrica entre las empresas que conformaban el 
servicio público de electricidad no se efectuaba mediante un mecanismo de 
precio, sino a través del Fondo de Compensación de Generación, cuyo objetivo era 
compensar la diferencia de costos de generación y transmisión mostradas por las 
empresas de electricidad, producidas a raíz de las diferentes fuentes energéticas, 
escalas de producción y estructuras de mercado en las que operaban las empre­
sas del sector (CTE, 1998).

En 1986 se propuso la implantación de la llamada “Nueva Tarifa de Energía 
Eléctrica”, la cual trataba de determinar los niveles tarifarios que cubran el mínimo 
costo medio de producción de energía eléctrica para el servicio público con la 
finalidad de contribuir a la eficiencia económica en la operación y desarrollo del 
sector eléctrico nacional. Sin embargo, este sistema fue aceptado recién en 1993.

Hasta inicios de la década de los noventa la propiedad y representación de las 
acciones del Estado estaban a cargo de Electroperú, que a su vez ejercía la 
supervisión y coordinación de las empresas regionales de electricidad. Electrope­
rú, las empresas regionales de electricidad y los sistemas aislados producían, en 
conjunto, el 70% de la oferta total de energía eléctrica en el país, mientras que el 
resto era producido por empresas autoproductoras privadas3. La electricidad era 
distribuida a través de los sistemas interconectados Centro Norte (SICN), Sureste 
(SISE) y Suroeste (SISO). En este contexto, Electrolima era la mayor de las 
empresas regionales de distribución eléctrica, con el 98% de sus acciones en 
poder de Electroperú y el 2% restante en manos del Banco Popular e ICSA.

Lamentablemente, el manejo ineficiente de las empresas públicas eléctricas 
llevó a que el Perú tenga una de las tasas más bajas de consumo de energía 
eléctrica en comparación con otros países de América Latina. Mientras Colombia, 
Chile y Venezuela tenían, durante la primera mitad de los noventa, un consumo per 
cápita de alrededor de 1,000 Kw/h, 2,000 Kw/h y más de 2,500 Kw/h, respectiva­
mente, Perú tenía un consumo de tan sólo 500 Kw/h. En 1992 el Perú registraba un 
índice de electrificación de apenas 48.4%, lo cual evidenciaba que más de la mitad 
de la población carecía de electricidad.

En vista de estas ineficiencias, y como parte del programa de estabilización 
macroeconómica y de reformas estructurales que tenía por objetivo disminuir la 
intervención del Estado en las actividades económicas, se inició la reestructura­
ción y transformación del sector eléctrico. En 1992 se promulgó la Ley de Conce-

3 En 1990, la capacidad de generación de Electroperú ascendía a 3,180 MW, de los cuales 2,190 (69%) 
provenían de centrales hidroeléctricas y los otros 990 (31%) de centrales térmicas.



siones Eléctricas y a mediados de 1994 se puso en marcha el proceso de 
privatización de Electroperú.

2. La reforma del sector eléctrico

2.1 Ley de Concesiones Eléctricas

El 19 de noviembre de 1992 el gobierno del presidente Alberto Fujimori 
promulgó la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley 25844), reglamentada 
posteriormente por el Decreto Supremo 009-93-EM.

La LCE se basa en la experiencia de Chile, Argentina y Reino Unido4, donde la 
oferta de electricidad es separada en tres actividades independientes: generación, 
transmisión y distribución. Basada en este esquema, la generación eléctrica debe 
realizarse dentro de un marco de libre competencia absoluta; la transmisión, 
mientras no esté sujeta a la competencia, debe proveer libre acceso a comprado­
res y proveedores; y los derechos y responsabilidades de las compañías distribui­
doras serán regulados de acuerdo a su condición de monopolio natural5.

2.1.1 Actividades dentro del sector eléctrico

Con la finalidad de implantar las condiciones para un mercado eficiente y 
competitivo, la ley introduce la segmentación de las actividades de generación, 
transmisión y distribución dentro del sector eléctrico, además de promover la 
especialización de las empresas eléctricas en cada una de dichas actividades. 
Asimismo, establece el régimen de libertad de precios para que los suministros 
puedan efectuarse en condiciones de competencia, el sistema de precios regula­
dos para aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran y la interconexión 
de los sistemas eléctricos y la administración privada de la operación bajo princi­
pios de eficiencia.

• Generación

La generación es llevada a cabo por empresas estatales o privadas, las cuales 
producen electricidad a partir de centrales hidroeléctricas o termoeléctricas. Esta 
actividad se desarrolla en un mercado de libre competencia donde cualquier empre­
sa puede instalar equipos de generación de electricidad. Sin embargo, en el caso 
de explotar recursos hidráulicos o geotérmicos para centrales mayores a 10 Mw, el 
operador requiere de una concesión del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

4 Ver Guasch y Spiller (1996)
5 Para los clientes con una capacidad de conexión mayor o igual a 1 MW, llamados clientes “libres”, se 

Introduce la competencia y éstos pueden y deben negociar la tarifa con el distribuidor.



• Transmisión

La transmisión tiene como principal objetivo facilitar las transferencias de 
energía desde los generadores a los clientes, para lo cual se debe cubrir los 
costos de transmisión a través de un peaje por conexión que es pagado por los 
generadores a los operadores de los sistemas de transmisión. Cabe resaltar que 
estos últimos requieren de una concesión cuando sus instalaciones afectan a 
bienes del Estado.

• Distribución

El nuevo marco regulatorio permite que la distribución de electricidad pueda 
ser desarrollada por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, de 
acuerdo con el sistema de concesiones y autorizaciones establecidos por el MEM, 
que estipula que las empresas requieren de una concesión cuando la potencia 
instalada es mayor a los 500 Kw.

Los concesionarios de distribución están obligados a prestar servicio eléctrico 
a quien lo requiera dentro de su área de concesión. Además, están obligados a 
tener contratos vigentes con las empresas generadoras que cubran sus requeri­
mientos de potencia y energía durante los siguientes dos años, como mínimo.

• Comercialización

Si bien el marco legal del sector eléctrico en el Perú reconoce la actividad de 
comercialización, ésta aún no opera. En cambio, en Reino Unido, Noruega, Suecia 
y Colombia6 se permite e impulsa la libre competencia en los negocios de 
generación y comercialización de electricidad; mientras que las actividades de 
transmisión y distribución son reguladas debido a su naturaleza de monopolios 
naturales.

En Reino Unido, por ejemplo, inicialmente los grandes consumidores indus­
triales y comerciales podían elegir a su proveedor (comercializador), pero la 
pequeña industria y los consumidores domésticos tenían que comprar la electri­
cidad de sus proveedores públicos locales (PES). Sin embargo, desde setiembre 
de 1998 se implemento un procedimiento por etapas para introducir la competen­
cia al sector que culminó en mayo de 1999 y que permitió que estos consumido­
res ya puedan elegir a su proveedor libremente. Este nuevo contexto dio lugar a 
la introducción en el mercado de los proveedores de la segunda capa (STS). Los 
antiguos PES solicitaron licencias de STS, pero otros participantes también lo 
hicieron, habiéndose concedido 20 licencias hasta junio de 1999. Así, la compe-

6 Para más detalle, ver anexo 1.



tencia se desarrolla de manera importante, los STS presentan precios más bajos 
que los PES7.

En el caso peruano, la actividad de comercialización está contemplada en la 
LCE. En setiembre del 2000 se promulgó el Reglamento para la Comercialización 
de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios que modifica el artículo 1292 
del Reglamento de la LCE. En este reglamento, se cambia la clasificación de los 
clientes no sujetos a regulación de precios, a efectos de aplicarlos únicamente 
donde exista un Comité de Operación Económica del Sistema (COES), de tal 
forma de permitir la competencia por los contratos con clientes no sujetos a 
regulación de precios (Decreto Supremo NB 017-2000-EM).

Los objetivos principales de este reglamento son definir los criterios mínimos a 
considerar en los contratos sujetos al régimen de libertad de precios tales como: 
modalidades de contratación, descripción de las condiciones de calidad, descrip­
ción de las fórmulas tarifarias, determinación del precio del contrato, entre otros. 
Con la puesta en marcha de este reglamento, los usuarios o clientes tendrán la 
oportunidad de contratar la compra de electricidad en el punto de entrega a uno o 
varios suministradores, en las barras de referencia de generación8 a uno o varios 
suministradores, o a cualquier combinación entre las opciones anteriores. Con 
esto se busca la competencia en precios en la distribución de energía a través de 
la puesta en marcha de la actividad de comercialización de electricidad.

2.1.2 Estructura del sector eléctrico

En cuanto a la estructura del sector eléctrico, la LCE ha determinado la 
existencia de cinco actores principales:

a- Los clientes o usuarios, que están divididos en dos categorías: clientes 
“libres” y clientes “regulados”.

b- Las empresas eléctricas, que pueden ser generadoras, transmisoras o 
distribuidoras, y que operan en forma independiente.

c- El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) de cada uno de 
los sistemas interconectados9, organismo de carácter técnico que coordina 
la operación del sistema al mínimo costo, garantizando la seguridad en el 
abastecimiento de electricidad.

7 Corresponde al ente regulador no permitir que los PES se aprovechen de su condición de distribuidores 
para bajar los precios.

8 Es la barra indicada por la CTE en sus resoluciones de fijación de los precios en barra.
9 En el Perú existen dos sistemas interconectados: el Centro-Norte (SICN) y el Sur (Sisur).



d- El Estado, representado por el MEM a través de la Dirección General de 
Electricidad (DGE), que ejerce las funciones en materia normativa dentro 
del sector y, además, es responsable del otorgamiento de concesiones y 
autorizaciones para participar en el sector eléctrico.

e- El Sistema Supervisor de la Inversión en Energía, encargado de la regula­
ción del sector eléctrico e integrado por la Comisión de Tarifas Eléctricas 
(CTE), el Organismo Supervisor de la Energía (Osinerg)10 y el Instituto de 
Defensa de la Libre Competencia y la Propiedad Intelectual (Indecopi).

La CTE es el organismo técnico y autónomo -compuesto por cinco 
miembros- responsable de fijar tarifas máximas de generación, trans­
misión y distribución, así como de establecer las fórmulas tarifarias de 
electricidad aplicables a los clientes regulados.

- Osinerg es la entidad con autonomía funcional, técnica, administrativa y 
económica, perteneciente al MEM, encargada de fiscalizar el cumpli­
miento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las 
actividades de los sectores eléctricos e hidrocarburos.
El Indecopi vela por la aplicación de normas de libre competencia, así 
como otras normas de su competencia, en los sectores eléctrico e 
hidrocarburos.

2.1.3 La metodología para la fijación de las tarifas eléctricas

La LCE describe las metodologías que se deben emplear para obtener los 
precios máximos de generación, transmisión y distribución de electricidad. Ade­
más, la ley establece a la CTE como el órgano regulador encargado de fijar las 
tarifas mediante la aplicación de dichas metodologías.

• Costos de generación

La primera etapa para la obtención de las tarifas del servicio público de electri­
cidad se refiere a la determinación de los costos de generación. Para esto es nece­
sario establecer los precios básicos de la energía y potencia, sobre la base del costo 
marginal de corto plazo (CMgCP) de proveer energía y potencia de punta.

El precio básico de energía se define como un promedio ponderado de los' 
CMgCP esperados para los próximos cuatro años, considerando la demanda de 
energía prevista y el parque generador existente y programado para entrar en 
operación en dicho período. El precio básico de la potencia de punta se refiere a la

10 La CTE y Osinerg se fusionarán según la Ley Na 27332 del 29 de julio del 2000 (Ley Marco de los 
Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos).



anualidad de los costos de desarrollar la central generadora más económica para 
suministrar potencia adicional en horas de demanda máxima anual del sistema 
eléctrico. Estos precios deben financiar los costos de operación y otorgar una 
rentabilidad a las Inversiones en generación del 12% anual para los generadores 
que suministren potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del 
sistema eléctrico. Estas tarifas, así como sus fórmulas de reajuste, se fijan semes­
tralmente por la CTE y entran en vigencia en mayo y noviembre de cada año11.

La base conceptual que sustenta la aplicación de costos marginales de corto 
plazo postula que en parques generadores en los que la demanda y la oferta están 
perfectamente adaptados, los ingresos resultantes de valorar, por un lado, la 
energía al costo marginal de producción y, por otro, la capacidad instalada (su­
puestamente igual a la demanda) al costo de desarrollar una unidad adicional, 
permiten recuperar los costos de capital y operación. Para que esto suceda, las 
decisiones de inversión y de operación deben ser óptimas, de modo que la 
tarificación marginal comprometa fuertemente las decisiones mencionadas.

Dado que las inversiones en generación son altas, el mercado debería tender a 
la competencia. Pero, dado que actualmente cuenta con pocos actores, termina 
pareciéndose más a un mercado oligopólico. Por esta razón, el marco regulatorio 
se ha preocupado de perfeccionar la competencia a través de la formación de los 
COES. Lo anterior, sumado a una tarificación eficaz mediante el costo marginal de 
corto plazo, permite que el mercado se preocupe de desarrollar óptimamente las 
expansiones, pues al fijarse las decisiones óptimas en tarificación y operación, la 
expansión debe serlo.

De acuerdo a lo establecido por la LCE y su reglamento, los COES están 
integrados por las empresas generadoras y por la empresa del sistema de transmi­
sión principal respectivo. Tienen por función el despacho de las centrales de 
generación de manera que el costo de operación del sistema en su conjunto sea el 
mínimo, independientemente de los contratos que cada generador tenga con 
empresas distribuidoras o clientes libres.

A grandes rasgos, la labor del COES consiste en elaborar un “ranking” de 
despacho de energía de acuerdo a los costos y rendimientos de las centrales de 
las empresas de generación que lo integran, de manera que el costo de operación 
conjunto sea el mínimo posible. Esto implica que las centrales hidráulicas (cuyos 
costos operativos son bajos debido al uso del agua) serán programadas antes que 
las centrales térmicas a gas o diesel.

11 Estas tarifas, llamadas tarifas en barra, no pueden diferir en más de 10% de los precios libres vigentes en 
el mercado de generación.



Los COES y las ventas que realizan las empresas de generación a las de 
distribución constituyen una suerte de pool de energía y potencia. Este mercado 
vende grandes volúmenes de energía y potencia que luego son comercializados 
por las empresas distribuidoras a los clientes finales, los mismos que pueden ser 
regulados o libres.

Si el generador participa en el COES puede obtener un precio por sus ventas 
equivalente al costo marginal de operación de la última central que despacha 
energía, mientras que si vende a las empresas distribuidoras puede obtener un 
precio regulado o un precio libremente negociado, según se trate de compras a la 
empresa distribuidora para el abastecimiento de sus clientes sujetos a regulación 

--de precios o para sus clientes no sujetos a regulación de precios, respectivamente.

• Costos de transmisión y tarifa en barra

  La segunda etapa en el cálculo de las tarifas eléctricas consiste en la determi­
nación de los costos del sistema de transmisión. Este cálculo requiere de dos 
costos combinados: el costo marginal de transmisión y el peaje que los generado­
res deben abonar a los transmisores.

El costo marginal de transmisión corresponde al costo de las pérdidas margi­
nales de energía y potencia, costos que son medidos como factores de pérdidas 
de energía y potencia en la transmisión. El peaje o compensación que deben 
pagar los generadores a los transmisores en un sistema principal se calcula como 
la diferencia entre el costo total de transmisión'2 y el ingreso tarifario13. Para el 
caso de los sistemas secundarios que conectan una o más centrales generadoras 
al sistema principal, los peajes se calculan caso a caso y éstos no son incorpora­
dos explícitamente en los precios en barra.

De esta forma, las tarifas en barra para energía y potencia son el resultado de 
multiplicar los factores de pérdida de energía por los precios básicos anteriormen­
te explicados y de agregar el peaje de transmisión para el sistema principal, 

respectivamente. Estas tarifas son fijadas semestralmente por la CTE, y corres­
ponden a los precios que deben pagar los generadores a los concesionarios de 
distribución por las ventas de energía.

12 Anualidad del costo de inversión y costos fijos de operación y mantenimiento del sistema de transmisión.
13 Lo que le resta al propietario del sistema luego de realizar retiros de energía y potencia valorizados a 

precio en barra.



• Las tarifas a clientes finales

La tercera y última etapa en el proceso de fijación de las tarifas eléctricas 
consiste en la fijación de las tarifas de distribución, las cuales se obtienen 
agregando a las tarifas en barra el valor agregado de distribución14. El VAD está 
formado por tres componentes: los costos asociados al usuario, es decir, los 
costos unitarios de facturación y cobranza; las pérdidas estándares de distribución 
en potencia y energía, las cuales comprenden las pérdidas físicas y comerciales; y 
los costos estándares de inversión15, mantenimiento y operación asociados a la 
distribución.

Como ya se mencionó, luego de obtenido el VAD, éste se adiciona a los precios 
en barra anteriormente determinados, los que incluyen los peajes de transmisión, 
para establecer las tarifas a usuarios finales. Así, el precio final representa el costo 
de los recursos utilizados en las actividades de generación, transmisión y distribu­
ción. La generación y la transmisión aportan el 65% de la tarifa, mientras que el VAD 
aporta el 35%. De este último, el costo de inversión representa un 40% del total.

2.2 El proceso de privatización

Durante la década de los ochenta las inversiones realizadas en el país en el 
sector eléctrico fueron mínimas. En 1992, antes de la puesta en marcha del 
proceso de privatización, cuando la provisión de los servicios eléctricos se encon­
traba a cargo del Estado, el Perú registraba uno de los índices de electrificación 
más bajos de América Latina (apenas 48.4%). Es por ello que el Estado decidió 
promover la inversión privada en el sector con la promulgación de normas orienta­
das a promover la competencia y la inversión privada nacional y extranjera en el 
país, y la de un nuevo marco legal (Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamen­
to), mediante los cuales se dio inicio a la reestructuración del sector eléctrico 
nacional. Así, el Estado incentivó la privatización al asumir la totalidad de las 
deudas de largo plazo de Electroperú, y al cambiar la modalidad en la fijación de 
tarifas eléctricas a partir de 1993, justo antes de iniciar la privatización.

Dentro del proceso de privatización del sector eléctrico, la modalidad más 
utilizada consistió en la venta del 60% de las acciones al mejor postor en un 
proceso de licitación de primer precio a sobre cerrado16. Bajo este esquema, 
llamado en el Perú “Participación Ciudadana”, los trabajadores tienen derecho a

14 Esta metodología será analizada con detalle en el siguiente capítulo.
15 Los costos de Inversión son calculados como la anualidad del valor nuevo de reemplazo (VNR) del 

sistema económicamente adaptado (SEA), considerando su vida útil y la tasa anual de actualización 
de 12% real.

16 Para más detalles de otras modalidades de licitación ver Bonifaz (1998).



comprar hasta el 10% de las acciones y el Estado se queda con el 30% restante 
para venderlo al público a través de la Bolsa de Valores (capitalismo popular). Sin 
embargo, también se han efectuado privatizaciones utilizando la modalidad de 
capitalización, así como por venta de activos de empresas, principalmente en el 
caso de las que estaban en proceso de liquidación.

La privatización de las empresas generadoras se inició en abril de 1995 y ha 
estado sujeta, en casi todos los casos, a compromisos de inversión por parte de la 
empresa compradora, los cuales ascienden a aproximadamente el 25% de la 
capacidad instalada actual. En cambio, en el caso de la privatización de las 
empresas distribuidoras ubicadas en la ciudad de Lima, que se inició en julio de 
1994, no se solicitaron compromisos de inversión.

A pesar de que aún no han sido transferidas al sector privado importantes 
empresas y activos del sector17, la privatización es beneficiosa tanto para la 
economía nacional como para el sector eléctrico. Así, desde su inicio hasta 1999, 
el proceso de privatización ha generado ingresos para el país ascendientes a 
US$2,074.5 millones (ver cuadro 1.2); mientras que la inversión realizada por las 
empresas privatizadas ha ascendido a US$682 millones18 (ver cuadro 1.3), lo cual 
se ha traducido en mejoras en términos de cobertura, potencia instalada, pérdidas 
de energía, eficiencia y calidad del servicio.

2.2.1 La privatización de Eiectroiima

Antes de su privatización (que se inició en mayo de 1992), Eiectrolima era la 
empresa distribuidora más grande del Perú, siendo responsable del 57% del 
consumo de los servicios públicos de electricidad del país, y la segunda empresa 
generadora, con una potencia instalada que representaba el 17% del total nacional.

Para efectos de su privatización, de acuerdo con la LCE que dispone la 
separación de las actividades de generación, transmisión y distribución de electri­
cidad, Eiectrolima fue dividida en cinco empresas que comprenden una generado­
ra de energía (Edegel) y cuatro distribuidoras (Luz del Sur, Edelnor, Ede-Chancay 
y Ede-Cañete).

17 Aún falta privatizar la Central Eléctrica del Mantara, Electroandes, Electrosur, Electrosur Oeste, Electro- 
sur Este, Egemsa, Egasa, Egesur, Etecen, Etesur, Electro Orlente, Seal y Egecen. Además, todavía falta 
realizar la transferencia al sector privado de las acciones remanentes que el Estado tiene en Edelnor 
(36.45%), Cahua (30%), Etevensa (38.22%) y Empresa Eléctrica de Piura (40%).

18 Este monto supera ampliamente los compromisos de inversión asumidos por las empresas, que sólo 
ascendían a US$270 millones.





19 El Consorcio Generandes está conformado por Entergy Corp (EE.UU), Endesa (Chile), Grana y Montero 
(Perú) y Banco Wiese (Perú).

20 Inversiones Distrllima es un consorcio formado por Endesa (España), Chllectra (Chile), Enersis (Chile) y 
Cosapi (Perú).

La privatización de la Empresa de Generación Eléctrica de Lima (Edegel) fue 
por el 70% de las acciones a un valor de US$600 millones. La primera venta se 
realizó en octubre de 1995. El 60% fue adquirido por el consorcio Generandes19, 
que ofreció US$524 millones (incluidos US$100 millones de papeles de deuda) y 
un compromiso de inversión por US$42 millones. En julio de 1996 los trabajadores 
adquirieron el 10% de la empresa por un valor de US$75 millones. Actualmente, el 
Estado aún mantiene el 30% de las acciones de Edegel (ver cuadro 1.4).

La empresa de distribución del sur de Lima (Luz del Sur) fue vendida en julio 
de 1994 por un valor de US$407 millones. El 60% de las acciones fue comprado 
por el Consorcio Ontario Quinta, conformado por Ontario Hydro (Canadá) y 
Chilquinta (Chile). En diciembre de 1996 se efectuó la venta del 30% de acciones 
en la Bolsa de Nueva York (US$24 millones), en el mercado local (US$42 
millones) y a través del programa de “Participación Ciudadana” (US$96 millones) 
en el que participaron más de 150,000 inversionistas. El 10% restante fue 
adquirido por los trabajadores.

La privatización de Edelnor se realizó en julio de 1994 por un monto de 
US$187 millones (64% de las acciones) de los cuales el 60% fue adquirido por 
Inversiones Distrilima20, y el restante 4% fue adquirido por los trabajadores. El 36% 
de las acciones aún pertenece al Estado.

Las distribuidoras Ede-Chancay y Ede-Cañete fueron vendidas por un monto 
de US$10.4 y US$8.6 millones, cada una. Estas empresas posteriormente fueron 
adquiridas por Edelnor y Luz del Sur, respectivamente.



2.2.2 La privatización de Eiectroperú

Electroperú, hasta antes de la promulgación de la LCE, era la empresa estatal 
que tenía a su cargo la generación, transmisión, distribución y comercialización de 
electricidad en el país.

Al igual que en el caso de Eiectrolima, el proceso de privatización se inició en 
mayo de 1992. Así, en el marco de la LCE, se crearon dos empresas a partir de las 
centrales de generación de Electroperú: la Central Hidroeléctrica de Cahua y la 
Empresa de Generación del Norte (Egenor21), que abastece de electricidad al 
norte del país.

El 60% de las acciones de la Central Hidroeléctrica de Cahua fue subastado en 
abril de 1995 y adquirido por la empresa peruana Sipesa, que pagó US$42 
millones. En octubre de 1996 los trabajadores adquirieron el 10% de las acciones 
(US$7 millones), quedando aún en posesión del Estado el 30% restante de 
acciones que tendría un valor aproximado de US$8.4 millones.

Egenor fue transferida en junio de 1996 a la empresa Dominion Energy Inc. 
(Estados Unidos), la cual pagó US$228 millones por el 60% de las acciones y 
asumió compromisos de inversión por US$42 millones. En noviembre del mismo 
año los trabajadores adquirieron el 10% de las acciones por un monto de US$36 
millones.

Posteriormente, al Cepri de Electroperú también le fue encargada la privatiza­
ción de Etevensa y de la Empresa Eléctrica de Piura S.A.

Etevensa es la empresa de generación térmica de Ventanilla perteneciente al 
SICN. En diciembre de 1995 el 60% de las acciones de esta generadora térmica 
fue adquirida por Endesa (España) en US$120 millones22. En octubre de 1996 se 
transfirió el 1.78% de las acciones a los trabajadores por un monto de US$3.4 
millones. El Estado posee un remanente de 38% de las acciones. Tratándose de 
una generadora térmica a gas, el paquete accionario del Estado mejorará en la 
medida que se desarrolle el proyecto de gas de Camisea.

La Empresa Eléctrica de Piura cuenta con Endesa como operador y tiene toda 
su capacidad contratada con Edelnor. Fue transferida al sector privado en octubre 
de 1996 por US$60 millones, pero hasta el momento sólo se han pagado US$19.7

21 Egenor está conformada por las centrales hidroeléctricas de Carhuaquero (75 Mw) y Cañón del Pato 
(150 Mw) y las centrales térmicas de Chimbóte (167 Mw), Trujillo (22 Mw), Chiclayo (30 Mw), Paita (11 
Mw) ySullana (10 Mw).

22 Se vendieron bajo un esquema de capitalización por inversión.



millones por el 19.7% de las acciones. El 40% restante se entregará conforme se 
cumplan los compromisos de inversión asumidos por la empresa (US$40 millo­
nes). Además de registrar un bajo costo de producción por ser una termoeléctrica 
alimentada por gas, se encuentra en una zona donde el crecimiento de mercado 
es evidente debido a los proyectos mineros e industriales que -se estima- se 
realizarán en la zona.

2.2.3 Privatización de empresas regionales

En mayo de 1996 se constituyó el Comité Especial (Cepri) encargado de 
realizar la promoción de la inversión privada en las empresas regionales de 
electricidad, las que comprendían a Electro Sur Medio S.A., Electro Norte Medio 
S.A., Electro Centro S.A., Electro Norte S.A., Electro Ñor Oeste S.A., Electro Sur 
S.A., Electro Sur Oeste S.A., Electro Sur Este S.A., Egemsa, Egasa y Egesur.

Así, en febrero de 1997, el 100% de las acciones de Electro Sur Medio S.A. fue 
subastado por US$ 51.28 millones al consorcio HICA23. El método de pago 
convenido fue de US$ 20.51 millones (que es el 40% de la oferta económica) en 
efectivo, pagándose el 20% de cuota inicial y estableciéndose que el resto será 
pagado en ocho años24, y de US$ 25.64 millones (equivalente al 50% de la oferta) 
que serán pagados a través de inversiones en los próximos cinco años con el 
objetivo de promover la electrificación rural de la zona. Adicionalmente, el consor­
cio está obligado a compartir el 10% de las acciones con sus trabajadores.

Finalmente, el 25 de febrero de 1998 se subastó el 30% de las acciones de las 
empresas de distribución del norte del país: Electro Norte S.A., Electro Norte 
Medio S.A., Electro Centro S.A. y Electro Noreste S.A. La empresa ganadora fue J. 
Rodríguez Banda S.A. que ofreció US$22.12, US$67.88, US$32.69 y US$22.88 
millones, respectivamente. Los precios ofertados serán pagados con una cuota 
inicial de 10% y el resto en 12 años, incluidos tres años de gracia, a una tasa de 
Libor + 2%. En julio de 1999 la Copri decidió suspender el proceso de privatización 
de las empresas regionales restantes: Electro Sur S.A., Electro Sur Oeste S.A., 
Electro Sur Este S.A., Egemsa, Egasa y Egesur.

2.2.4 Las empresas no privatizadas

En el caso de las generadoras, la Hidroeléctrica Mantara, la empresa genera­
dora más grande del país, aún no ha sido privatizada. El gobierno anterior había 
planeado continuar con la privatización de las empresas generadoras; sin embar-

23 El Consorcio HICA está formado por IATE S.A. (Argentina), C. Tizón, Amauta Industrial, S & Z Consulto­
res Asociados y Constructora Vásquez Espinoza S.A.

24 Se hará 16 pagos semestrales a una tasa Libor + 2%



go, la fusión en el extranjero de Endesa de España y Enersis de Chile ha dado 
lugar a un posible poder dominante de mercado, lo que ha motivado la paralización 
del proceso de privatización así como la promulgación de una nueva ley que 
impida el poder dominante de mercado en el sector eléctrico.

Adicíonalmente, en cuanto a las empresas transmisoras, Etecen y Etesur, no 
están consideradas para ser privatizadas, pues el Gobierno considera que llevará 
a cabo dichas privatizaciones cuando exista una efectiva competencia en el 
mercado de generadoras. Cabe destacar que ambas líneas de transmisión serán 
interconectadas mediante la construcción de la línea de transmisión Mantaro- 
Socabaya (Arequipa), la cual fue otorgada en concesión en enero de 1998, por un 
período de 30 años, a la empresa canadiense Hydro-Québec International por un 
monto de US$179.2 millones25.

2.2.5 Impacto de las privatizaciones en el sector eléctrico

La privatización de las empresas eléctricas iniciada en 1994 ha beneficiado a los 
usuarios, al proporcionarles una mayor disponibilidad de energía eléctrica y una 
mejora en la calidad de entrega del servicio. Esta mejora se refleja en el incremento 
de la cobertura del servicio eléctrico que desde 1993 a 1998 aumentó en 44%, es 
decir, 938,000 usuarios más. Con ello, el grado de electrificación del país pasó de 
un 60% en 1993 a un 70% en 1998. En Lima Metropolitana, este coeficiente es de 
99%, muy superior al 89% que se registraba en 1993 (ver gráfico 1.1).



Además, con la regulación tarifaria, las empresas concesionarias de distribu­
ción han reducido notablemente las pérdidas de energía. En 1990 se tenía un 
porcentaje de pérdidas de 13.9%, el cual fue incrementándose hasta llegar 21.8% 
en 1993. Luego del inicio del proceso de privatización, y con la vigencia de la LCE, 
comenzó la caída de este porcentaje: en I995 ya era de 19.7% y esta tendencia 
decreciente se ha mantenido hasta llegar a 11.8% en 1999 (ver gráfico 1.2).

La privatización, de otro lado, también ha permitido incrementar la potencia 
instalada del sector en aproximadamente 28%, lo que significa un aumento de la 
capacidad generadora del país en más de 1,200 Mw, de las cuales más de 560 Mw 
fueron producto de los compromisos de inversión asumidos por las empresas 
privatizadas.

3. Situación actual del sector eléctrico

3.1 Constitución del sector: componentes de los sistemas 
interconectados

En el Perú existen dos sistemas interconectados: el Centro-Norte (SICN), que 
abarca todas las zonas costeras ubicadas entre Marcona y Tumbes, así como la 
zona central ubicada entre Ayacucho y Tingo María; y el Sistema Interconectado 
Sur (Sisur), que cubre la zona comprendida entre los poblados de Quillabamba, en 
el Cusco, por el norte, y Puno, por el sur, así como la zona costera que se extiende 
desde Arequipa hasta Tacna (ver cuadros 1.7 y 1.8).



En adición a los sistemas interconectados en el norte y sur del país, existen 
algunos sistemas aislados que se ubican en la región amazónica. Estos consis­
ten en pequeños generadores térmicos que sirven a ciudades como Iquitos, 
Moyobamba, Tarapoto y Yurimaguas -administradas por Electro Oriente-, y los 
sistemas de Pucallpa, San Ramón, La Merced y Tarma -administrados por 
Electro Centro-, Estas instalaciones constituyen el 23.6% de la capacidad insta­
lada nacional y sirven al 10% del total de consumidores (300,000 habitantes). Sin 
embargo, estos clientes consumen sólo el 4% del consumo nacional.

3.1.1 Generación

Actualmente, en el SICN participan nueve empresas generadoras, de las 
cuales cinco han sido privatizadas, dos son privadas y dos pertenecen aún al 
Estado. Dentro de estas últimas, la más importante es la Hidroeléctrica del 
Mantara, con una capacidad instalada de más de 1,000 Mw. Por su parte, el 
mercado de generación del Sisur está compuesto por cuatro empresas: tres de 
propiedad estatal y una de propiedad privada26.

El SICN tiene una capacidad instalada de 3,150 Mw y sirve a un área que 
representa el 80% de la actividad económica del país, o el 61% de la capacidad 
total de generación del país. Abastece a una población de 8.2 millones de 
habitantes, en ciudades como Lima, Trujillo, Chimbóte, Piura, Cajamarca, la parte 
este de Huánuco y Tingo María. Sus principales unidades de generación son el 
Complejo del Mantara (1,015 Mw), Huinco (259 Mw), Cañón del Pato (150 Mw), 
todas plantas hidroeléctricas, así como las plantas térmicas de Ventanilla (200 
Mw) y Santa Rosa (153 Mw). Por su parte, el mayor autoproductor del sistema es 
Centromin, empresa minera con una capacidad instalada de 180 Mw.

Por su parte, el Sisur fue formado en enero de 1997 y cuenta con una 
capacidad instalada de 754 Mw. Se extiende a lo largo de 1,707 kilómetros de 
líneas de transmisión, de los cuales 787 pertenecen a la empresa estatal Etesur. 
Las principales generadoras hidroeléctricas del sistema son: Charcani (135 Mw), 
Machu Picchu (110 Mw) y Aricota (35.7 Mw).

En los últimos años la incorporación de nuevas tecnologías destinadas al incre­
mento de la eficiencia ha permitido dinamizar la competencia en el mercado de 
generación. Las empresas privatizadas ampliaron su capacidad instalada en más del 
15% de la capacidad del sistema (más de 500 Mw/h), lo cual se reflejó en la dismi­
nución de más del 10% del precio del mercado libre en los últimos tres años. Así, en 
1998, la generación de energía eléctrica alcanzó los 16,774 GW/h, de los cuales el

26 Las tres empresas generadoras de propiedad estatal son Egasa (Arequipa), Egemsa (Cusco) y Egesur 
(Tacna); mientras que Enersur (lio) es la empresa de propiedad privada.



80.65% pertenece al SICN, el 15.97% al Sisur y el 3.39% a empresas aisladas. 
Asimismo, del total de energía eléctrica generada, el 79.5% proviene de centrales 
hidroeléctricas, mientras que el 20.5% restante de centrales termoeléctricas27.

3.1.2 Transmisión

El sistema de transmisión de electricidad está conformado por dos redes de 
distribución: el SICN y el Sisur, los cuales producen el 97% de la electricidad en el 
Perú. En el primero, la empresa titular del Sistema Principal de Transmisión es 
Etecen, mientras que en el segundo es Etesur.

Dado que la actividad de transmisión no ha sido privatizada, el Estado conti­
nuará siendo el principal responsable de la inversión en este sector a través del 
“Programa de Transmisión y Apoyo a la Reestructuración del Sector Eléctrico”. En 
este contexto, las inversiones en transmisión hasta el año 2005 ascienden a 
US$1,024 millones (ver cuadro 1.5), las mismas que serían realizadas en parte por 
el sector privado, a través del sistema de concesiones, y en parte por el Estado. 
Mientras tanto, se espera que se incorpore al mercado de transmisión la línea 
Mantaro-Socabaya (700 kilómetros)28, que interconectará el SICN y el Sisur, 
incrementando la competencia entre generadoras, al permitirles el acceso a 
clientes de ambas redes.



3.1.3 Distribución

En el Perú la actividad de distribución está compuesta por los sistemas de 
media y baja tensión, necesarios para distribuir la energía comprada a las empre­
sas generadoras desde el mercado mayorista hacia los usuarios finales. Actual­
mente, en el mercado de distribución peruano existen tantas empresas como 
zonas de concesión. Los titulares de una zona de concesión son responsables por 
el suministro de energía eléctrica a todos los clientes ubicados en la zona 
geográfica delimitada por la concesión, y están obligados a permitir el acceso a 
sus redes de transmisión a otras empresas distribuidoras o generadoras.

En el SICN existen nueve empresas distribuidoras, las cuales abastecen 2.4 
millones de clientes finales. En este caso, todas las empresas de distribución han 
sido privatizadas, quedando alguna participación del Estado en algunas de ellas. 
En el Sisur, en cambio, existen tres empresas de distribución (SEAL, Electro Sur 
Este y Electro Sur) las cuales pertenecen al Estado y sirven a 420,000 clientes, lo 
que representa el 17% del total nacional (ver cuadro 1.6).



Como ya hemos mencionado, en el sistema eléctrico peruano el consumidor 
final puede ser un cliente libre o un cliente regulado, dependiendo si su demanda 
es mayor o menor a 1 Mw, respectivamente. En el caso de los clientes libres, éstos 
pueden contratar libremente al suministrador de su energía, sea un generador o un 
distribuidor o, alternativamente, instalar su propia unidad de generación.

Entre 1990 y 1998 el número de clientes libres (tanto de generadoras como de 
distribuidoras) se ha incrementado de 189 a 211, es decir en 12%, mientras que el 
número de clientes regulados llegó a más de 3 millones a finales de 1998. Sin



embargo, las ventas de energía por empresa representan en el mercado libre el 
44.58% mientras que en el regulado es 55.42%.

3.2 La conformación y evolución de las tarifas

Hasta inicios de la década de los noventa las tarifas eléctricas se fijaban sobre 
la base de costos contables de las empresas de electricidad, aunque también eran 
fuertemente influenciadas por criterios políticos. La aplicación de estos criterios 
políticos conllevó a que las tarifas se encontraran en niveles inferiores a los costos 
de operación de las empresas29, lo cual se tradujo en las fuertes pérdidas que 
experimentaron las empresas del sector.

La LCE, según el procedimiento anteriormente explicado, determinó una nueva 
modalidad para la fijación de las tarifas de electricidad. Después de una fijación 
tarifaria provisional en mayo de 1993, en noviembre del mismo año se emitió la

29 En 1989 la tarifa eléctrica cubría solamente el 39% de los costos medios de operación de las empresas 
del sector.



Por su parte, las tarifas de las empresas distribuidoras (ver cuadro 1.9) han 
tenido un comportamiento acorde con la búsqueda de la eficiencia desde 1994, 
habiendo registrado en promedio una tendencia a la baja. En 1994 las tarifas 
cubrieron en un 99.5% los costos económicos, y experimentaron un crecimiento

primera resolución de tarifas en barra por parte de la CTE, fijándose definitivamen­
te las tarifas por un período de cuatro años. Para este proceso de fijación de tarifas 
la CTE elaboró el denominado “Programa de Garantía Tarifaria” que fijaba, en su 
capítulo C, las tarifas de distribución eléctrica. En setiembre de 1997, la CTE fija 
una nueva tarifa de distribución después de estimar el VNR de las empresas de 
distribución eléctrica.

En cuanto a la evolución de la tarifa en barra, se puede afirmar que ha tenido 
un comportamiento irregular durante el período comprendido entre noviembre de 
1993 y mayo de 1999 (ver gráfico 1.3). Se puede observar que el precio logró su 
valor máximo en noviembre de 1995 (4.81 centavos de dólar por Kw/h) y su nivel 
mínimo en mayo de 1999 (3.46 centavos de dólar por Kw/h), de manera que la 
variación acumulada para todo el período, en dólares corrientes, es de 14.4%.

Como la tarifa en barra incorpora las futuras inversiones en energía, la dismi­
nución observada en los últimos meses puede revertirse debido a la postergación 
de la puesta en marcha del proyecto de explotación del gas de Camisea, el cual 
estaba previsto para el 2001.



de 11.4% en el año30. A partir de entonces la tarifa promedio ha registrado un 
crecimiento inferior a la inflación, apreciándose incluso una tendencia a la baja en 
las tarifas comercial y residencial desde 1996, y desde 1998 en la tarifa industrial.

Es interesante comparar los precios en el Perú con los precios medios y 
márgenes de distribución de algunas empresas de distribución de Sudamérica, los 
cuales se pueden apreciar en el cuadro 1.10. Los valores mostrados en el cuadro 
corresponden a los precios medios de venta al usuario final (venta), el costo de 
producción (generación) y transporte (transmisión) que debe pagar el distribuidor 
(compra), el margen medio percibido por las empresas distribuidoras durante 
1997, las ventas promedio, el porcentaje de crecimiento de las ventas y la 
inversión promedio por cliente para seis empresas de distribución: Chilectra (Chi­
le), Edesur (Argentina), Edelnor (Perú), Cerj (Brasil), Coelce (Brasil) y Codensa 
(Colombia).

Se puede observar que el precio medio de compra (generación más transmi­
sión) más alto, es decir, el precio en barra incluido el peaje, corresponde a Edelnor, 
con un precio de compra de 4.2 centavos de dólar por Mw/h. Esto sucede debido a 
que los precios de generación en el Perú se fijan sobre la base de costos 
marginales. El COES busca atender la demanda al más bajo costo operativo y lo 
hace a través de centrales hidráulicas de muy bajo costo operativo. Sin embargo, 
cubre la punta de la demanda con centrales térmicas que trabajan con diesel; en 
otros términos, se pasa de un modelo de costos marginales de una energía muy

30 El incremento registrado por las tarifas máximas fue inferior a la tasa de inflación registrada en el año, 
que fue de 15.38%.



Sin embargo, un análisis de la evolución de la tarifa promedio de energía por 
sectores evidencia que, hacia finales de 1998, la tarifa promedio del sector 
residencial en el Perú fue menor a la de Argentina y Chile, pero mayor a la de 
Ecuador y Colombia debido, principalmente, a la existencia de subsidios cruzados 
en dichos países. Las tarifas promedio de los sectores industrial y comercial 
registran un comportamiento similar, siendo la tarifa del Perú menor a la de 
Argentina, Chile y Colombia, pero mayor a la de Ecuador32.

Por último, un aspecto que merece ser considerado es que el nivel de las tarifas 
eléctricas ha permitido atraer capitales extranjeros y, por consiguiente, que las 
empresas eléctricas obtengan rentabilidad de acuerdo al nivel de riesgo asumido.

Sin embargo, es difícil establecer con precisión la rentabilidad de las empresas 
de distribución. Resulta complicado calcular la rentabilidad sobre la base de uno o 
dos estados financieros auditados y, peor aún, cuando los activos fijos de las 
empresas han sufrido profundas transformaciones. Adicionalmente, varias de las

31 Esta situación debiera ser revertida en la medida que se desarrollen los proyectos de gas natural de 
Camisea y Aguaytía los cuales reconvertirían el parque generador para la utilización del gas en vez del 
diesel, logrando costos de operación menores que redunden en menores precios de venta de energía a 
los distribuidores y, por lo tanto, en menores precios finales a los usuarios.

32 Evaluación del proceso de privatización del sector eléctrico. Copri. Febrero 2000.

barata (agua) a una energía muy cara (diesel) y no existen plantas de costo 
intermedio que permitan obtener precios de generación menores31.



empresas han sufrido fusiones o divisiones con la consiguiente complicación 
directa sobre el patrimonio y la depreciación de activos.

En ese contexto, resulta Interesante citar la Ley 26283, que exonera del pago 
de impuesto a la renta la revaluación de activos en caso de fusión o división de 
empresas. Esta revaluación de activos trae como consecuencia el aumento de las 
cargas por depreciación, lo cual disminuye el impuesto a la renta. Así, por ejemplo, 
Edelnor y Luz del Sur procedieron a la revaluación voluntaria de activos en 
setiembre y diciembre de 1994, respectivamente. Posteriormente, Luz del Sur 
absorbió a Ede-Cañete e Inmobiliaria Luz del Sur. Por su parte, Edelnor se fusionó 
con Ede-Chancay en julio de 1996.

Debido a estas razones, se puede observar considerables niveles de rentabili­
dad en las empresas distribuidoras. Un estudio realizado por Macroconsult33 
muestra que para el caso de Luz del Sur, una simulación del estado de pérdidas y 
ganancias para un escenario base que no contempla variación en el VAD refleja que 
la empresa alcanzaría el margen operativo obtenido en 1996 (14.7%) hacia finales 
del 2001 (14.4%). En el mismo estudio, se afirma que Edelnor observaría un 
comportamiento similar. Según el estudio, los márgenes operativos de 1997 (12.6%) 
podrían ser alcanzados a mediados del 2001, aun si no hubiese mejora en el VAD.



1. Análisis de la Ley de Concesiones Eléctricas

1.1 El marco legal

En el Perú, la LCE y su reglamento (DS 009-93-EM del 25 de febrero de 1993) 
no sólo constituyen las leyes marco de la regulación en el sector eléctrico, sino que 
además describen las metodologías que se deben utilizar para obtener los precios 
máximos de generación, transmisión y distribución. Dicha ley presenta 11 títulos, 
de los cuales en el Título V se presentan las metodologías para el establecimiento 
de los precios máximos. Sin embargo, nos concentraremos en los artículos 63- al 
81° (ver anexo 2), los cuales reúnen los pasos a seguir para la fijación de los 
precios máximos de distribución.

Según la ley, el precio de la energía que pagan los usuarios tiene dos 
componentes: la tarifa en barra y el VAD (artículo 63a). La tarifa en barra correspon­
de simplemente al precio que pagan los distribuidores a los generadores, incluido 
el costo de transmisión. El VAD, por su parte, corresponde al valor adicional que 
debe agregarse a la energía en la forma provista por el generador para que llegue 
a todos los usuarios residenciales, comerciales e industriales que se abastezcan 
del distribuidor.

El artículo 64s de la LCE indica: “el VAD se basará en una empresa modelo 
eficaz y considerará los siguientes componentes:

• Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y 
energía.

• Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.
• Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la 

distribución, por unidad de potencia suministrada.”

Es importante destacar que, según el artículo 65°, “el costo de inversión será la 
anualidad del VNR del SEA (VNR-SEA), considerando su vida útil y la tasa de 
actualización establecida en el artículo 69® (12%) de la ley”.



El artículo 66s señala que la fijación de los VAD se debe realizar para cada 
sector de distribución típico. El MEM, mediante Resolución Directoral N° 101-97- 
EM/DGE, estableció cuatro sectores de distribución típicos de acuerdo a la densi­
dad de la población de cada sector. Así, el artículo 67a afirma que “los componen­
tes señalados en el artículo 64° se calcularán para cada sector de distribución 
típico, mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribu­
ción a empresas consultoras precalificadas por la CTE, la que elaborará los 
términos de referencia correspondientes y supervisará el avance de los estudios. 
Los estudios de costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones y la 
gestión de un concesionario operando en el país”

Según el artículo 68a, “la CTE, recibidos los estudios, comunicará a los 
concesionarios sus observaciones si las hubiere, debiendo éstos absolverlas en 
un plazo máximo de 10 días. Absueltas las observaciones o vencido el término sin 
que ello se produjera, la CTE establecerá los VAD para cada concesión, utilizando 
factores de ponderación de acuerdo a las características de cada sistema”.

Luego, según el artículo 69a, “con los VAD, obtenidos según los artículos 
precedentes, y las tarifas en barra que correspondan, la CTE estructurará un 
conjunto de precios básicos para cada concesión”.

En otras palabras, el VNR-SEA usado en este primer cálculo no es uno real 
sino uno imaginario, correspondiente a una empresa modelo eficiente operando 
en algún sector típico. A partir de estos cálculos se calculan los precios básicos 
para lograr que el concesionario imaginario obtenga un 12% de retorno.

Seguidamente, el artículo 70° se encarga de estimar la tasa interna de retorno 
(TIR) de los concesionarios: “la CTE calculará la TIR para conjuntos de concesio­
narios considerando un período de análisis de 25 años y evaluando:

• Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los precios 
básicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior.

• Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de 
distribución, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas.

• El VNR de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual a cero.”

El siguiente paso consiste en un chequeo de rentabilidad del conjunto de 
concesionarios. Así, el artículo 71a afirma que “si las tasas, antes calculadas, no 
difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la tasa de actualización señala­
da en el artículo 79a de la presente ley (12%), los VAD, que les dan origen, serán 
definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcional- 
mente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.”



Con estos considerandos la CTE fijará y publicará las tarifas definitivas de 
distribución y sus fórmulas de reajuste mensual, las que entraron en vigencia el 1 
de noviembre pasado. Las tarifas y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia 
de cuatro años (la primera fijación fue en noviembre de 1997), y sólo podrán 
recalcularse si sus reajustes duplican el valor inicial de las tarifas durante el 
período de su vigencia.

Finalmente, el artículo 76a de la LCE aclara la definición del VNR citada en el 
artículo 70a. Así, el artículo 76a indica que “el VNR, para fines de la presente ley, 
representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el 
mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando además:

• Los gastos financieros durante el período de la construcción, calculados 
con una tasa de interés que no podrá ser superior a la tasa de actualiza­
ción, fijada en el artículo 79a de la presente ley (12%).

• Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres 
utilizadas.

• Los gastos por conceptos de estudios y supervisión.

Para la fijación del VNR, los concesionarios presentarán la información susten- 
tatoria, pudiendo la CTE rechazar fundadamente la incorporación de bienes 
innecesarios.”

1.2 Espíritu de la ley

Al analizar la LCE se puede apreciar claramente un proceso de dos etapas en 
la fijación de tarifas: el artículo 64a habla de un VNR del “sistema económicamente 
adaptado”, esto es, de una empresa “modelo eficiente”, mientras que en el artículo 
70a se habla de un VNR correspondiente a “las instalaciones de cada empresa”. Es 
decir, en una primera etapa se hace el cálculo de un VAD para una empresa 
modelo eficiente. De allí surge una primera estimación de tarifas. En la segunda 
etapa, la ley obliga a calcular el TIR que obtendrían las empresas concretas, 
calculando esto último usando el VNR de las instalaciones de cada empresa y 
utilizando la primera estimación de tarifas. Si el TIR cae debajo del 8% la tarifa 
debe ajustarse hacia arriba para lograr el 8%; si el TIR cae por encima del 16% la 
tarifa se ajustará hacia abajo para lograr el 16%.

El gráfico 2.1 ilustra el procedimiento anteriormente explicado.

Dentro de este contexto cabe cuestionarse cuál es la lógica de contar con un 
proceso de dos etapas. La lógica económica es simple y directa, y nace de la 
necesidad de conciliar dos objetivos básicos que deben estar presentes en toda 
regulación:



• Eficiencia: que el servicio sea prestado con la mínima inversión y a los 
menores costos operacionales posibles. Es decir, en términos de la ley, que 
en un plazo determinado (25 años según el artículo 70a) se promueva la 
modernización y expansión de la red de tal manera que para una calidad 
estipulada de servicio se cobre al usuario el menor precio posible.

• Atracción de capital: que exista una justa rentabilidad y certidumbre, de 
modo tal que el inversionista privado efectivamente realice en el tiempo las 
inversiones requeridas.

La conciliación de ambos objetivos requiere combinar instrumentos de política 
distintos, y de allí surgen precisamente las dos etapas antes referidas.

En efecto, si sólo nos preocupáramos del primer objetivo, entonces se fijaría 
una tarifa tal que le otorgue una rentabilidad dada a una empresa modelo eficiente 
(12% sobre activos fijos), considerando únicamente el VNR del SEA. Si las 
inversiones efectivas realizadas por la empresa privada son mayores a esa inver­
sión “mínima” que surge de la empresa imaginada por la ley, se trataría de un 
problema del inversionista privado: la única forma de acercarse a la rentabilidad



del 12% sería modificando las inversiones en la dirección de la inversión estimada 
en la empresa modelo eficiente. Si se actuara únicamente de esta forma, el 
sistema se prestaría para discrecionalidades, abusos y desalentaría la inversión y 
dejaría de atraer capital (no se cumpliría el segundo objetivo).

Por otro lado, si sólo nos preocupáramos del segundo objetivo, la solución 
sería fácil y directa: se fijaría una tarifa que otorgue una rentabilidad de 12% a las 
inversiones efectivas realizadas por la empresa. En este caso, si bien se logra 
plenamente el segundo objetivo, se atenta contra el primero, pues se generan 
incentivos para la sobreinversión ya que “cualquier” inversión sería reconocida por 
el regulador.

Para que el espíritu de la LCE sea recogido y aplicado correctamente, es 
necesario que existan dos instancias diferentes para estimar, por un lado, el costo 
de inversión de la empresa ideal eficaz (SEA) y, de otro lado, las instalaciones 
reales de las empresas considerando la tecnología y precios vigentes. Para ello se 
emplea el concepto del VNR (el costo de renovar las obras y bienes físicos para 
prestar el mismo servicio). Si bien el concepto de VNR es único, en la LCE se 
aplica en dos instancias a conceptos diferentes. En primer lugar, para lograr el 
objetivo de eficiencia se calcula el VNR del SEA y con ello se propone un VAD. En 
segundo lugar, se verifica que dicho VAD otorgue una rentabilidad adecuada a las 
empresas, por lo que se debe calcular el VNR de las instalaciones de la empresa a 
tecnología y precios vigentes (Grade, 1998).

Si sólo se calculara el VNR-SEA se obviaría el segundo paso de la ley, y 
únicamente se aplicaría el método de regulación por comparación con una empre­
sa eficiente-ideal (benchmarking)34 es decir, se ignoraría el componente de la 
regulación que se inspira en asegurar una tasa interna de retorno que permita 
recuperar la inversión. Por el contrario, si solamente se estimara el VNR de las 
instalaciones a precios y tecnologías vigentes, entonces sólo se aplicaría el 
método de regulación de fijación de una tasa interna de retorno predeterminada y 
se desconocería el objetivo de eficiencia para la prestación del servicio. La ley 
contempla un procedimiento a través del cual las empresas concesionarias deben 
presentar la información necesaria sobre sus instalaciones, de manera que la CTE 
verifique dicha información y de forma fundamentada pueda retirar aquellos 
bienes que considera innecesarios o excesivos, así como adecuar las instalacio­
nes a la tecnología y precios vigentes.

34 Este método de regulación se explica con detalle en el siguiente capítulo.



2. La práctica aplicada por la Comisión de Tarifas Eléctricas 

2.1 Antecedentes

Desde la promulgación de la LCE en diciembre de 1992, la CTE se abocó a 
calcular una tarifa eléctrica para el país, a pesar de que el sector eléctrico aún no 
estaba fragmentado en las actividades de generación, transmisión y distribución. 
Para lograr estos fines, es decir, para fijar una tarifa eléctrica, la CTE elaboró un 
proyecto denominado “Programa de Garantía Tarifaria”. En este programa se 
determinó una tarifa de distribución para las empresas del país.

Este estudio fue realizado entre finales de 1992 y principios de 1993, con el 
objetivo de brindar una tarifa de distribución de electricidad para la posterior 
privatización de las empresas. Así, los inversionistas de ese entonces estimaron 
los precios a pagar por ellas, proyectando cierta evolución tarifaria de acuerdo a la 
metodología utilizada en el precitado programa.

En 1994 la CTE promulgó la Resolución N° 001-94 P/CTE, en la que se 
pronuncia respecto a la composición de las redes de baja tensión en el sector 
típico 1 (alta densidad): “En el sector típico de alta densidad se han sustituido 
aquellas redes subterráneas en lugares donde no se justifican por redes aéreas. 
Para el caso de las redes de media tensión se verificó que la composición inicial de 
33% de redes aéreas y de 67% de redes subterráneas no se encontraba 
justificada ya que existían zonas periféricas donde era factible emplear redes 
aéreas reconociéndose, por tanto, como red adaptada para la primera regulación 
tarifaria una composición de 73% de redes aéreas y 27% de redes subterráneas”.

La justificación para esta decisión fue que cuando en 1992 se intentó crear una 
ley para el sector eléctrico, la CTE encontró una red ineficaz y sobredimensionada. 
Era injusto, entonces, reconocer ese valor real de la infraestructura pues esto se 
traduciría en altas tarifas para pagar esa inversión. Así, en Chile esas inversiones 
fueron valoradas a nuevo valor, lo que era excesivamente oneroso e ineficaz. En el 
Perú no se reconocieron las ineficiencias y se dio un plazo prudencial (cuatro 
años) para que las empresas se adecuaran al sistema eficaz.

Nótese que la resolución prácticamente invierte la composición real de las 
redes de MT con el objetivo de que el usuario no tenga que cargar con las 
ineficiencias del pasado y de paso presiona a las empresas concesionarias a 
realizar inversiones eficaces.

Asimismo, el anexo 3 de la citada resolución explica la metodología de aplica­
ción para el cálculo del VNR-SEA: “Para la primera fijación tarifaria, la CTE, 
mediante un modelo, obtuvo los VNR para cada concesión de distribución en



función a la información preliminar que fuera alcanzada por las empresas distribui­
doras, aplicando los correspondientes criterios de optimización según el sector 
típico al que corresponde el sistema eléctrico correspondiente. Las empresas de 
distribución deberán presentar la Información definitiva considerando lo antes 
indicado. La obtención del VNR de los sistemas de distribución permite efectuar la 
verificación de rentabilidad del conjunto de concesionarios similares, el mismo que 
en la primera fijación estuvo en el rango previsto en la ley”.

Luego, como se puede desprender de lo anterior, la Resolución 001-94 fijó el 
VNR de las empresas sobre la base de la información preliminar proporcionada 
por las empresas distribuidoras.

2.2 Fijación de tarifas de 1997

La controversia entre la CTE y las empresas distribuidoras de Lima Metropoli­
tana surgió con la actualización del VNR que la CTE realizara en setiembre de 
1997, como parte del proceso de fijación tarifaria que le encargó la LCE.

2.2.1 Resolución N° 014-97 P/CTE

El 26 de setiembre de 1997 fue publicada en el diario oficial El Peruano la 
Resolución Ng 014-97 P/CTE (ver anexo 3), en la cual se fijaba el VNR de las 
empresas de distribución eléctrica de todo el país. En el cuadro 2.1 se presentan 
las cifras publicadas en la precitada resolución.

Dicho cuadro reporta los VNR totales para las empresas Edelnor y Luz del Sur 
en cada uno de los sectores típicos a los cuales brindan servicio. El sector típico 1 
se refiere a las zonas de alta densidad como Lima Metropolitana; el segundo a 
sectores de mediana densidad (capitales de departamentos); el tercero al ámbito 
urbano rural; mientras que el último sector corresponde al sector rural.



A partir de este cuadro es fácil darse cuenta que para Edelnor el sector típico 1 
es el más importante. Para Luz del Sur, ese sector es el único al cual presta 
servicio. Cabe resaltar que los VNR de Luz del Sur y Edelnor sumados representan 
casi el 60% del VNR de todas las empresas distribuidoras del país.

2.2.2 Recurso de reconsideración presentado por Edelnor

El 6 de octubre de 1997 Edelnor presentó un recurso de reconsideración 
contra la Resolución 014-97 de la CTE. En el recurso se indica que “el VNR fijado 
por la CTE para Edelnor representa el 43.7% del VNR presentado por la empresa 
como resultado de la correcta aplicación de la LCE y su reglamento”. Y se añade: 
“La determinación incorrecta del VNR puede conducir a una fijación errónea del 
VAD de Edelnor y, en consecuencia, de las tarifas del servicio público de electrici­
dad que le son aplicables. Esta situación lesiona el interés económico de Edelnor 
y de sus accionistas, entre ellos el Estado que es titular del 36.45% de su capital 
social, y pone en riesgo el interés general en la continuidad de la prestación del 
servicio público de electricidad”.

Para afirmar esto, Edelnor presentó una fundamentación explicada en el 
recurso de reconsideración donde plantea que la LCE reconoce taxativamente la 
existencia de dos VNR, uno de los cuales corresponde al sistema económicamen­
te adaptado (VNR-SEA) y el otro corresponde al de la empresa concesionaria. 
Este último VNR se estima sobre la base de la información que proporciona la 
concesionaria con respecto a las inversiones realizadas.

Edelnor se apoya principalmente en el artículo 76a de la LCE para fundamentar 
su distinción entre las dos aplicaciones del concepto del VNR. Según el recurso 
presentado, el artículo 76e define el VNR como “el costo de renovar las obras y 
bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios 
vigentes”. Además, “no existe en la definición del VNR del artículo 769 referencia 
alguna al sistema arbitrariamente adaptado que la CTE habría adoptado en la 
resolución”.

La principal discrepancia metodológica entre la CTE, y las empresas distribui­
doras radica en la facultad de “rechazar fundadamente la incorporación de bienes 
innecesarios” que indica el artículo 769 de la LCE. Según el recurso de reconside­
ración, esa facultad de “actualizar” las instalaciones y los valores sobre la base de 
precios y tecnología vigente no debe permitir a la CTE “crear” una empresa modelo 
que no corresponda a la realidad de Edelnor. En otras palabras, lo que la compa­
ñía afirma es que la CTE desconoce las instalaciones reales existentes y recurre a 
una empresa modelo eficaz inexistente con la cual depura los bienes.



En resumen, los principales argumentos presentados por Edelnor y Luz del 
Sur consignados en el recurso de reconsideración fueron los siguientes:

• La CTE ha actuado ilegalmente al aplicar los criterios del SEA a la determi­
nación del VNR para efectos del cálculo de la TIR a la cual se refiere el 
artículo 70a de la LCE.

• El error de la resolución consistió en que se confundieron los conceptos de 
VNR del artículo 76- de la LCE y en su lugar se aplicó el concepto del VNR 
del SEA del artículo 65-,

• No existen uno sino dos conceptos de VNR en la LCE. La LCE reconoce 
taxativamente la existencia de dos VNR: uno correspondiente al SEA para 
el VAD (artículo 65- de la LCE) y otro para las instalaciones de cada 
empresa en el cálculo de la TIR (artículo 70- inciso c de la LCE) y que éste 
último se fija sobre la base de cifras reales.

• El uso de un VNR real constituye la única garantía para los inversionistas. Si 
en el artículo 70° de la LCE se emplease el VNR del SEA, la verificación de 
la rentabilidad no tendría ningún sentido, puesto que se estaría comparando 
un modelo teórico con otro modelo teórico y obviamente la TIR que arroje 
dicha comparación será del 12% como señala el artículo 799 de la LCE.

• Para efectos de la definición contenida en el artículo 76° de la LCE, renovar 
es ciertamente distinto de sustituir. En la renovación, se trata de ios mismos 
bienes, mantenidos en todo aquello que no requiere cambio. Así, por 
ejemplo, si se utilizan postes de distribución de madera y de cierta dimen­
sión, que coexisten con postes de otros materiales y dimensiones, pero 
tanto los unos como los otros cumplen su función, ambos constituyen 
tecnología vigente.

• Los precios vigentes no son otros que los precios de mercado consideran­
do la situación real de los bienes.

2.2.3 Resoluciones 015-97 P/CTE y 017-97-P/CTE

El 11 de octubre de 1997 la CTE publica las resoluciones N° 015-97-P/CTE y 
N° 017-97-P/CTE, en respuesta a los recursos de reconsideración presentados 
por Luz del Sur y Edelnor respectivamente, en las cuales declara fundado, en 
parte, los recursos de reconsideración y, por ejemplo, en el caso de Edelnor 
incrementa su VNR en 14%.

Para la CTE no existían dos conceptos de VNR sino sólo uno, aunque precisa 
que lo utiliza en dos contextos diferentes, destacando los siguientes principales 
argumentos:

• A su criterio existe sólo un concepto de VNR y éste es el que corresponde 
a la definición contenida en el artículo 76a de la LCE. Por ello, cualquier

Marco legal de la regulación de precios en el sector de distribución eléctrica en el Perú 49



interpretación que pretenda sostener lo contrario no coincide con el texto 
de la LCE.

• La LCE emplea el concepto de VNR en el contexto del modelo de empresa 
eficaz utilizado para establecer el VAD para cada sector de distribución 
típico. El SEA es un sistema eléctrico en el que existe una correspondencia 
de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor 
costo y manteniendo la calidad del servicio. Por lo tanto, el SEA es en sí 
mismo el modelo de eficiencia hipotético que necesariamente debe corres­
ponder a la empresa modelo eficiente utilizada para el cálculo de los VAD.

• La LCE establece que una vez determinados los VAD sobre la base de la 
empresa modelo eficiente, debe verificarse la TIR para un grupo de conce­
sionarios. Si bien la LCE no hace referencia al concepto de SEA al describir 
el VNR (a tomarse en cuenta para efectos del cálculo de laTIR) sí establece 
claramente que no se trata de una cifra histórica o de reproducción, ni del 
valor reportado y calificado como real por el concesionario, sino es lo que 
corresponde a “renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el 
mismo servicio con la tecnología y precios vigentes”, rechazando “bienes 
innecesarios”.

2.2.4 ¿Final del conflicto?

Las empresas distribuidoras observan a la CTE el hecho de que no haya 
aplicado la secuencia que indica la LCE para fijar las tarifas, y que en la práctica ha 
asumido que la tarifa sólo responde a aquella que debería corresponder a una 
empresa “idealizada” eficaz, sin realizar el ejercicio de consistencia tarifaria que 
contempla la ley para proteger la rentabilidad del negocio.

Por su parte, la CTE afirma que la definición legal del VNR comprende tres 
elementos que claramente indican su naturaleza: mismo servicio, tecnología y 
precios vigentes y rechazo de bienes innecesarios. El artículo 76° señala que se 
trata de renovar para prestar el mismo servicio con tecnología y precios vigentes. 
Técnicamente dicha renovación no puede limitarse a reponer la obra o bien con 
elementos obsoletos o ineficaces, sino a garantizar un servicio equivalente (“mis­
mo servicio”) tanto en capacidad adecuada a la demanda y con calidad de servicio 
similares.

Este problema, que revela falta de comunicación entre el organismo regulador 
y las empresas reguladas, es el que ha ocasionado la disputa sobre la metodolo­
gía aplicada por la CTE para estimar el VNR. En la práctica, la CTE, en lo que 
compete al ejercicio de consistencia tarifaria, ha estimado un VNR para las 
instalaciones de las empresas que es casi idéntico al VNR-SEA de la primera 
etapa. Así, se puede apreciar que la diferencia entre el VNR-SEA y el promedio de 
los VNR de las empresas del sector típico 1 es de sólo 0.02%.



La metodología empleada por la CTE arrojó los siguientes resultados:

Por su parte, las empresas Luz del Sur y Edelnor presentaron valores de VNR 
iguales a 757,773 y 664,403 miles de dólares, respectivamente. Así, se aprecia 
una notable diferencia entre los VNR presentados por las empresas y los VNR 
aprobados por la CTE. El cambio que explica estas diferencias está relacionado, 
principalmente, con el reconocimiento de la CTE de la red subterránea de las 
empresas.

La mayor parte de las redes de distribución eléctrica en Lima son subterráneas. 
Estas líneas son mucho más caras que las redes áreas35. Las empresas distribui­
doras compraron esta infraestructura con esas características en 1994. En el 
primer proceso de fijación de tarifas, que se llevó a cabo en 1993 antes de la 
privatización, la CTE, al momento de estimar el costo de inversión, reconoció todo 
el porcentaje de la red subterránea de baja tensión (BT) que equivale al 92% de la 
red. Las redes de distribución en Lima están compuestas por la red de media 
tensión (MT) y la red de baja tensión. La primera funciona como troncales o 
avenidas, mientras que la segunda está compuesta por líneas que abastecen 
directamente a los usuarios. La mayor parte de la red total está conformada por la 
red de BT, la cual constituye la mayor parte de la inversión de las empresas de 
distribución eléctrica.

En 1993, si bien en el llamado “Programa de Garantía Tarifaria”-que realizó la 
CTE al amparo de una disposición transitoria de la LCE para fijar las tarifas- no se 
reconoció gran parte de la red subterránea que corresponde a MT, sí se reconoció 
el íntegro de la red subterránea de BT que, como se mencionó anteriormente, 
constituye el 92% de la red de BT.

En 1997, cuando se realiza el primer estudio de fijación tarifaria y por primera vez 
la CTE tiene que estimar los VNR, se reconoce sólo un 35% de la red de BT como

35 Prácticamente la relación de costos es de 2 a 1.



subterránea y el resto como aérea. Así, por ejemplo, en el caso de la zona de 
concesión de Edelnor para Lima Norte, a fines de 1997 la extensión total de la red 
de BT para servicio particular era de 6,233 Km. De éstos, 5,713 Km eran 
subterráneos y sólo 520 eran aéreos (Grade, 1998). Sin embargo, en su fijación del 
VNR de las instalaciones de la empresa la CTE reconoció 2,276 Km de red 
subterránea e imputó 3,957 Km de red aérea, pues consideró que esa era la 
distribución adecuada según los términos de eficiencia. Este cambio origina una 
reducción en la estimación del costo de inversión y es el principal factor en las 
diferencias entre el VNR presentado por las empresas y el VNR aprobado por la CTE.

Pero las discrepancias en ese punto no terminan aquí. Las empresas distribui­
doras indican que en los costos de redes subterráneas sólo se han considerado 
los costos de reposición de veredas y no se ha tenido en cuenta los costos de 
reposición de pistas, los que son sustancialmente más caros que los anteriores. 
Además, indican, no se ha contemplado la topología de la red. Es decir, no se ha 
considerado que al levantar las redes de subterráneas a aéreas generalmente no 
se puede Ir por el mismo trazado y, por tanto, se incrementan sustancialmente los 
kilómetros de redes reemplazadas.

Con respecto a este punto, la CTE, en las resoluciones citadas, indica que los 
costos de reposición de pistas sí han sido considerados y la topología de la red 
está de acuerdo con la resolución 001-94 P/CTE.

Otra diferencia notable entre lo reportado por las empresas y lo reconocido por 
la CTE ocurre en el caso de las inversiones no eléctricas. En este caso, los equipos 
de comunicaciones que presentó Luz del Sur (US$9 millones) no fueron reconoci­
dos por la CTE en la resolución sino hasta el nivel de inversiones no eléctricas 
presentado por Edelnor (US$1.4 millones). Luz del Sur argumenta que su inver-



Como se observa, los valores aprobados por la CTE arrojan una TIR de 
10.66% para Edelnor, que se encuentra entre 8% y 16%. Por tanto, estos cálculos 
del VAD quedaron como definitivos. Por otro lado, el VNR presentado por las 
empresas arroja una TIR de 3.28%, valor muy inferior al mínimo de 8% ofrecido por 
la LCE.

En cuanto a las tarifas finales se puede afirmar que, según la fuente, si la CTE 
hubiera reconocido el VNR presentado por la empresa entonces las tarifas habrían 
aumentado en un rango de entre 6% y 12%. La CTE, por su parte, indicaba que el 
crecimiento hubiera sido del orden del 16% al 20% si se reconocía tal cifra. Sin 
embargo, un análisis de sensibilidad que dé respuesta a esa pregunta será 
desarrollado en el capítulo 4.

De lo anterior se desprende que existen muchas discrepancias entre lo repor­
tado por las empresas y lo reconocido por la CTE. En algunos casos las diferen­
cias son significativas tanto conceptual como económicamente.

sión en telecomunicaciones no tiene por qué ser igual a la de Edelnor debido a los 
distintos servicios brindados y los distintos estándares de servicio al cliente. La 
CTE, por su parte, considera que las diferencias señaladas y la mayor extensión 
del área de concesión de Luz del Sur no justifican que la inversión de ésta tenga 
que ser siete veces la inversión de Edelnor.

Todas estas menores valoraciones de la CTE en el VNR se tradujo en un fuerte 
diferencial de tarifas. En el cuadro 2.4, se consignan las TIR de Edelnor para el 
VNR presentado por la empresa y el VNR aprobado por la CTE:



En el presente capítulo se describen los principales métodos de regulación 
desarrollados por la teoría económica y se discuten las formas de regulación 
implementadas en el sector de distribución eléctrica en el Perú, así como los 
principales problemas asociados a las mismas.

1. Aspectos conceptuales

Antes de iniciar cualquier discusión sobre la necesidad de regulación y el esque­
ma bajo el cual debe ser regulado un monopolio natural, se debe tener en cuenta 
ciertos aspectos teóricos básicos, los cuales serán analizados a continuación.

1.1 Monopolio natural

Una industria se define como un monopolio natural si, sobre el rango relevante 
de producción, existen rendimientos de escala muy pronunciados, es decir, si hay 
economías de escala que subsisten a niveles muy elevados de producción. Más 
intuitivamente, un monopolio natural se genera cuando sucede que a medida que 
se incrementa la producción, los costos medios de la empresa disminuyen y esta 
situación continúa aun cuando los niveles de producción de la empresa son 
elevados teniendo en cuenta el tamaño del mercado.*

Para un tamaño de mercado determinado, en el caso de monopolios naturales, 
los costos marginales no llegan a interceptarse con los costos medios. Esto implica 
que una vez que la empresa ingresa al mercado y sigue expandiéndose observará 
que sus costos disminuyen, lo cual hace que otras empresas no puedan competir 
en el mercado con ella (ver gráfico 3.1).

En este caso, y tal como se puede demostrar, un planificador central benevo­
lente no tendría incentivos para que un determinado nivel de producción agregado

* Esto es solo cierto con un bien. En un monopolio multiproductor el concepto relevante es la subaditividad 
de costos.



sea producido en varias plantas distintas, dado que este nivel de producción 
puede ser elaborado por una única empresa en forma más barata.

Sin embargo, esta definición no es necesariamente correcta si el planificador 
central no tiene información completa sobre la estructura de costos y demanda. De 
ser así, puede darse el caso en el cual el planificador central o regulador prefiera 
intercambiar retornos a escala -lo que favorecería a un único productor- por 
extracción de información relevante a través de competencia entre las empresas. 
En este contexto, un monopolio natural surge cuando el regulador prefiere que la 
producción se realice en una única planta, obteniendo beneficios de las econo­
mías a escala que compensan los costos asociados a una menor información. 
Este es el caso que uno debiera esperar encontrar en sectores como el de 
distribución de energía eléctrica, caracterizados por la presencia de importantes 
costos hundidos.

Debido a las significativas inversiones que se realiza en infraestructura, es 
predecible que la distribución de energía eléctrica a clientes menores esté carac­
terizada por importantes retornos crecientes a escala y, por tanto, que la estructura 
de organización industrial que se debiera observar, al menos por ahora, es



precisamente la de un monopolio natural. Sin embargo, podrían existir alternativas 
para promover la competencia en este sector. Por ejemplo, como ya se mencionó, 
la actividad de comercialización originaría una competencia real entre los agentes 
vendedores, es decir, los generadores. Otra posibilidad, que ya se da en Europa, 
es que la industria se descomponga en facilidades esenciales sujetas a regulación 
de tarifas de interconexión con lo que los usuarios residenciales tendrían la 
posibilidad de escoger entre varios proveedores.

7.7.7 Equilibrio de un monopolio natural en una industria no regulada

Un monopolio natural es una configuración de mercado en la cual una sola 
empresa produce un nivel agregado de producción demandada, cobra un precio 
igual a PM ,  y el resto de las (n-1) empresas no entran al mercado a este precio36. 
Esta configuración es factible dado que a este precio el mercado se equilibra, es 
decir, la producción total de la industria, realizada por esta única empresa, q M ,  es 
igual a la demanda a dicho precio, y el monopolio obtiene una utilidad no negativa 
igual a PMq M  > C(qM). Esta configuración es sostenible dado que ninguno de los 
potenciales entrantes puede hacer utilidad no negativa tomando como dado el 
precio determinado por el monopolista natural (Varian, 1984).

Para determinar el equilibrio que se alcanza en esta industria no regulada, 
supongamos que se tiene una tecnología de retornos crecientes a escala de la 
siguiente forma:

para todo el rango relevante de producción, donde “f” es el costo fijo y “c” el costo 
marginal. Además supongamos que:



beneficios económicos extraordinarios que recibe el monopolista. El problema, 
como se verá más adelante, es que muchas veces no es posible fijar una tarifa 
igual al costo marginal de la empresa.

Luego, el equilibrio en un monopolio natural regulado posee las siguientes 
características:

• Existe una única empresa operando en el mercado, lo cual es tecnológica­
mente eficiente.

• Esta empresa obtiene una utilidad igual a cero (neto de costos e inversiones).
• Se alcanza el equilibrio socialmente eficiente. De utilizarse ese mecanismo, 

el equilibrio eficiente sería exigirle al monopolista que cobre un precio igual 
a “c” (costo marginal), que produzca la cantidad de competencia perfecta, y 
entregarle un subsidio igual a “f” para que se autofinancie.

1.2 Necesidad de intervención del Gobierno: regulación

El incumplimiento de alguno de los supuestos del modelo de competencia da 
origen a las llamadas fallas del mercado, las cuales llevan a una asignación 
ineficiente de recursos. La evidencia empírica muestra que estas fallas de merca­
do ocurren con frecuencia en los países en desarrollo, argumento que ha servido 
en el pasado como la principal justificación para que el Estado proveyera directa­
mente estos bienes y servicios. Esta intervención se entendía como la producción 
a un nivel igual al que se alcanzaría en competencia perfecta y cobrando un precio 
igual al costo marginal37.

Sin embargo, este concepto de intervención (Estado productor) ha sido susti­
tuido con la conveniencia de que estos bienes y servicios sean producidos por 
empresas privadas bajo la supervisión y control del Estado (Estado regulador). 
Este último cambio ha ocurrido debido a la nefasta experiencia con empresas 
estatales donde, lejos de satisfacer objetivos estrictamente económicos, fueron 
utilizadas para distribuir rentas a grupos de interés.

No basta que existan economías de escala en todo el rango de producción 
para justificar la intervención del Estado. La teoría de los mercados contestables, 
desarrollada por Baumol, Panzar y Willing (1982 y 1986), muestra que en indus­
trias con tecnologías que presentan economías de escala, pero cuya Inversión es 
de carácter reversible, no existirán barreras de entrada a la industria y el monopo­
lio no podría establecer sus precios muy por encima del nivel de precios de

37 Lo cual significaría que estas empresas estatales serían deficitarias aun cuando produjeran utilizando 
tecnología de punta y con una estructura de costos eficiente.



competencia. Sólo cuando una porción significativa de las inversiones tiene carac­
terísticas de irreversible existirá un componente de costos hundidos que generará 
barreras a la entrada y, por tanto, la posibilidad de que ocurran precios monopóli- 
cos. Tal como lo argumentan Bitrán y Saavedra (1993), casi todas las industrias38 
poseen un componente de costo hundido y, por ende, es factible la existencia de 
monopolios naturales que requieren de algún tipo de control por parte del Estado.

La cuestión es, entonces, cómo lograr que los monopolios naturales puedan 
operar eficientemente sin que se deteriore la calidad del servicio o se generen 
precios que impliquen un abuso de posición de dominio. En este sentido, la teoría 
económica no es concluyente en torno a si la regulación (a través de contratos de 
largo plazo) domina o no la propiedad estatal en la provisión de un producto o 
servicio cuya organización de mercado está caracterizado por un monopolio 
natural, en presencia de inversión irreversible con costos hundidos e información 
asimétrica.

Como lo explican Bitrán y Saavedra (1993), sobre la base de los trabajos de 
Wllliamson (1975 y 1979) y Kl