- La integración vertical entre generación y transmisión puede acelerar inversiones, pero también generar riesgos de discriminación en el acceso a redes si no hay controles adecuados.
- El rol de instituciones independientes es clave para garantizar planeamiento objetivo, acceso abierto y mitigación de conductas anticompetitivas.
- Evaluar la institucionalidad existente es el primer paso para decidir si flexibilizar la integración vertical puede generar más eficiencia sin sacrificar competencia.
En décadas recientes algunos países en América Latina y el Caribe han reducido la limitación a la integración vertical de las actividades de generación (G), transmisión (T) y distribución (D) en el sector eléctrico, con el fin de facilitar una mayor inversión y reducir cuellos de botella y costos, permitiendo que una misma empresa opere en generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.
Para el caso de integración entre G-T, la empresa verticalmente integrada puede mejorar la coordinación de inversiones acelerando la construcción de infraestructura y alineando las decisiones de mantenimiento, y operación. Con eso, se espera que el sector pueda construir grandes infraestructuras de forma oportuna para atender la creciente demanda de energía eléctrica. Sin embargo, existe un potencial riesgo de afectación a la competencia cuando un agente integrado puede limitar o discriminar el acceso de un tercero a un bien esencial– que en este caso sería la red de transmisión.
Para enfrentar este desafío, es fundamental contar con arreglos institucionales sólidos, y el primer paso es evaluarlos. En esta entrada, parte de una serie de blogs sobre integración vertical, presentamos algunos resultados de un análisis que realizamos en Perú para entender cómo los arreglos institucionales y regulatorios vigentes en el país pueden mitigar los riesgos potenciales de afectación a la competencia en un escenario en el que se permita la integración de G-T.
Este artículo forma parte del trabajo analítico de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), orientado a apoyar a los gobiernos en la evaluación de su institucionalidad existente para construir marcos regulatorios que incentiven la inversión, garanticen la confiabilidad del sistema y se promueva y preserve la competencia.
Originalmente, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) con la que se reformó el sistema eléctrico peruano, estableció una prohibición estricta a la integración G-T en 1992, con el fin de atraer la inversión privada y promover la competencia en la actividad de generación.
Sin embargo, poco tiempo después (1997) se empezó a flexibilizar esta limitación permitiendo la integración de G-T, en aquellos casos específicos en los que no supusiera una disminución o restricción de la competencia. A partir de esta modificación, la integración quedó sujeta a la evaluación del Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), encargado de analizar los impactos de los actos de concentración en el mercado.
Posteriormente, en 2018, se incorporó una tercera modificación normativa que establece que, cuando la integración vertical no califique como acto de concentración, corresponde al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) evaluar la solicitud para otorgar la concesión definitiva o la autorización correspondiente. Lo anterior implica que, si una empresa existente en el mercado eléctrico peruano de generación (G) quisiera participar en un nuevo proyecto de transmisión (T) o viceversa (T en G), como parte de su estrategia de crecimiento orgánico en el mercado, el INDECOPI no haría una evaluación, ya que no sería un acto de concentración, sino sería el MINEM quien decidiría si otorga o no la autorización correspondiente.
Es en este contexto que, en el 2024, el MINEM, en el desarrollo de la normativa que le permita evaluar una solicitud de concesión o autorización en casos de integración vertical, solicitó asistencia técnica al BID para analizar los riesgos de afectación de competencia de la integración vertical en el contexto peruano.
A continuación, se presenta parte de los análisis realizados a través de una cooperación técnica del país con el BID. Es importante señalar que esta entrada no refleja la posición oficial del MINEM ni constituye una recomendación del BID para la adopción de decisiones específicas.
Un requisito importante para asegurar la competencia en la generación es el libre acceso a redes, que es un bien esencial. En el caso de Perú, este principio básico está contemplado en el artículo 33 de la LCE, que establece que los transmisores están obligados a permitir la utilización de sus sistemas por parte de terceros.
Sin embargo, la efectividad de este principio depende de la existencia de mecanismos que garanticen su cumplimiento. Por ello, el análisis se centra en las reglas que rigen el planeamiento y la conexión a las redes de transmisión, ya que es en estas etapas donde podrían materializarse conductas anticompetitivas —como barreras de entrada o tratos discriminatorios— por parte de una empresa verticalmente integrada.
En materia de planeamiento de la expansión de la transmisión, la LCE y la Ley 28832 delegan a la Comisión de Operación Económica del Sistema (COES) la elaboración de la propuesta del Plan de Transmisión (PT). Este documento define de manera vinculante las obras del sistema garantizado de transmisión.
La metodología para su elaboración es establecida por el MINEM, que define un horizonte de planeamiento de diez años, así como los criterios técnico-económicos y probabilísticos que debe aplicar el COES. Para la aprobación del PT, el COES debe realizar audiencias públicas con agentes del sistema, usuarios y otros interesados, y contar con la opinión favorable del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Una vez aprobado por el MINEM, las obras son licitadas públicamente a través de Proinversión.
En cuanto a la conexión de los generadores del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el Reglamento de Transmisión establece que los interesados en utilizar las instalaciones del sistema de transmisión —con excepción del sistema complementario de transmisión (SCT)— tienen derecho al libre acceso, siempre que no se supere el límite de la capacidad de conexión.
Asimismo, ante una negativa injustificada de acceso por parte del transmisor, Osinergmin puede emitir un mandato de conexión. El reglamento también delega al COES la elaboración del procedimiento de conexión, el cual debe ser aprobado por Osinergmin y define, entre otros aspectos, los requerimientos técnicos, los estándares de desempeño del equipamiento y las obligaciones de los agentes.
Bajo este arreglo institucional y regulatorio, el riesgo de que un agente integrado G-T actúe de manera anticompetitiva se ve potencialmente mitigado por el hecho de que el planeamiento de las redes de transmisión y la regulación del acceso y la conexión a este bien esencial recaen en un tercero independiente: el COES.
Esta entidad privada sin fines de lucro, conformada por todos los agentes del SEIN, opera con una discrecionalidad limitada por la supervisión de Osinergmin, la obligatoriedad de realizar audiencias públicas y, en el caso del PT, la aprobación final del MINEM. Este arreglo institucional busca asegurar que la definición de las obras de transmisión y las decisiones de conexión respondan a criterios objetivos y no discriminatorios.
Estos análisis indican que los arreglos institucionales vigentes para el acceso a redes en Perú pueden reducir el riesgo de comportamientos que limiten el acceso a las redes de transmisión por parte de un agente integrado a un generador entrante, gracias a que la definición de las inversiones de expansión y el procedimiento de conexión recae en la responsabilidad de un tercero independiente.
El caso de Perú muestra que evaluar los arreglos institucionales y la normativa vigente es un paso esencial para determinar en qué medida el país está preparado para mitigar los riesgos potenciales a la competencia cuando se decide flexibilizar los límites a la integración vertical en el sector eléctrico.
Estas evaluaciones constituyen un insumo clave para diseñar una estrategia que permita aprovechar plenamente las sinergias de un sector eléctrico más coordinado. Al facilitar que empresas coordinen e implementen inversiones en múltiples actividades, contribuyen a responder de manera oportuna y eficiente a la creciente demanda de electricidad.
En la próxima entrega de esta serie se analizarán los esquemas regulatorios e institucionales que podrían resultar efectivos para mitigar las potenciales conductas anticompetitivas asociadas a la integración vertical entre la generación y la distribución.