REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ

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1 CAPÍTULO 5 REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ RAÚL PÉREZ-REYES Gerente de Estudios Económicos y equipo de expertos del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería del Perú 1. Política energética y perspectivas La política energética en el Perú busca promover un mejor uso de los recursos energéticos relativamente abundantes en el país, tales como el gas natural y la energía hidráulica, en sustitución de los relativamente escasos y caros. En esta línea, se promueve (a través del Ministerio de Energía y Minas-MINEM) el uso de fuentes renovables de energía, y se anticipa un cambio gradual en la estructura de la matriz energética del Perú. GRÁFICO 1. Transición esperada de la matriz energética Situación Actual (2005) Situación Futura Petróleo Gas Natural LGN Energías Renovables Hidroenergía Biocombustibles Energías no convencionales Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MINEM). En cumplimiento de esta política, en agosto del 2004, se puso en operación el Proyecto Gas Natural de Camisea con el cual se cambió las perspectivas de desarrollo del sector energético en el país y se generó impactos significativos en la composición del parque generador. Con la entrada del proyecto y con la diferencia

2 184 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ entre el precio que pagaban los generadores y el precio que pagaban el resto de consumidores de gas natural, se motivó la conversión de varias centrales térmicas a centrales térmicas de gas natural y el ingreso de nuevas centrales de similar tecnología. En el marco de esta política, se ha logrado que las centrales a gas natural representen el 16% (715 MW) de la capacidad efectiva del parque generador. En los próximos años, se busca promover la demanda de gas natural con fines de uso vehicular; para ello se ha establecido, en el contrato de explotación de gas natural, un precio de US$ 0.8 por millón de BTU en los casos de compra de gas natural con fines de uso vehicular. 2. Diseño institucional del sector energético El diseño institucional del sector energético se encuentra conformado por las siguientes instituciones públicas: MINEM: Ministerio de Energía y Minas Es el ente que se encarga del diseño y la ejecución de la política energética en el país. Con esta finalidad, en el MINEM se realiza planificación referencial y se emite normas de carácter sectorial. Estas funciones, se ejercen, principalmente, a través de la Dirección General de Electricidad (DGE) y Dirección General de Hidrocarburos (DGH). OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Es el ente autónomo que se encarga de la regulación del sector energético. Inicialmente, se denominaba Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), institución creada mediante Ley n.º (de diciembre de 1996). Recientemente, con la Ley n.º (del 24 de enero del 2007), se le transfirió las competencias de Supervisión y Fiscalización de la Gran y Mediana Minería en materia de Protección al Medio Ambiente y Seguridad e Higiene Minera, pasando a denominarse OSINERGMIN. Dos normas son importantes en el ejercicio de sus funciones: el Decreto Supremo n.º PCM (del 9 de mayo de 2001) con el que se aprueba su Reglamento General, y en el cual se detallan sus funciones (incluyendo las funciones de su Presidente y Consejo Directivo); y la Ley n.º (de abril del 2002) «Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional» mediante la cual se amplió sus facultades en materia normativa y sancionadora. Cabe señalar que mediante la Ley Marco de los Organismos Reguladores de los Servicios Públicos (del 29 de julio del 2000), se estableció que un director de OSI- NERGMIN se nombraría a propuesta de INDECOPI; dos directores a propuesta de la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM), incluyendo al presidente; un director a propuesta del MEF; y un director a propuesta del Ministerio de Energía y Minas. De acuerdo a ley, se estableció que OSINERGMIN recibiría el 0,5% de la facturación de las empresas eléctricas y parte del 0,75% de la facturación de las

3 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 185 empresas de hidrocarburos (en este último caso, también se destina una parte al Ministerio de Energía y Minas-MINEM). Con la aprobación de la Ley General de Presupuesto (del 2003), se otorgó a los organismos reguladores un tratamiento presupuestario similar al tratamiento otorgado a los ministerios, aunque se establecieron determinadas restricciones en términos de ejecución. Desde la aprobación de esta Ley, las modificaciones de cuadros de personal se establecen mediante Resolución Suprema y no por Resolución del Titular del pliego. Mediante el Decreto Supremo n.º PCM (de marzo del 2001) se estableció que sería obligación de los Organismos Reguladores ejercer sus funciones con la mayor transparencia posible. Posteriormente, mediante el Decreto Supremo n.º PCM (de diciembre de 2001) y la Ley n.º (de octubre de 2002), se perfeccionó el sistema de transparencia orientándolo hacia una mayor disponibilidad de información. Sin embargo, se ha identifi cado que la disponibilidad de información no es suficiente y se requiere de mayor capacidad de la población en el procesamiento de dicha información, especialmente, en materia de fijación tarifaria. INDECOPI: Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual Es el ente que se encarga de promover la competencia y proteger la Propiedad Intelectual (patentes, derechos de autor, entre otros) dentro del país. En el caso del subsector eléctrico, su labor se encuentra orientada al control de fusiones, mientras que, en el caso del subsector hidrocarburos, su responsabilidad se encuentra orientada a autorizar el uso de balones de prueba utilizados en la medición del combustible (serafines), entre otras funciones. 3. Regulación y funcionamiento del subsector eléctrico Se pueden distinguir cinco funciones en la cadena de valor del sector eléctrico: la generación, la transmisión, la operación del sistema, la distribución y la comercialización. En la primera y la última se presentan características competitivas, mientras que en las restantes se evidencian características monopólicas. La posibilidad de coordinación entre estas funciones, competitivas y monopólicas, se encuentra en función de la posibilidad de eliminación de las fuentes de conflicto (costos de transacción) entre las empresas en el segmento competitivo y las empresas en el segmento monopólico, de la creación de nuevas instituciones con el fi n de lograr un funcionamiento eficiente del sistema (operador del sistema y operador del mercado), y de la formación de condiciones de competencia. El diseño del mercado eléctrico, cuya reforma se remonta al año 1992, se basó en el modelo chileno, donde existe desintegración vertical, libre entrada a la actividad de generación, libre contratación para los grandes usuarios (aquellos que superan 1 MW de demanda de potencia), pero las tarifas entre generadores y distribuidores no son libre sino reguladas por el OSINERGMIN.

4 186 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ ORGANIZACIÓN OSINERGMIN GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA División de Generación y Transmisión Eléctrica División de Distribución Eléctrica División de Gas Natural GERENCIA DE FISCALIZACIÓN ELÉCTRICA GERENCIA LEGAL Unidades de Formación Fuente: OSINERGMIN. GRÁFICO 2. Organigrama de OSINERGMIN CONSEJO DIRECTIVO Presidencia TRIBUNAL DE SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS Órgano de Control Institucional Asesiría de la Alta Dirección GERENCIA GENERAL Oficina de Comunicaciones Oficinas Desconcentradas y Atención al Usuario CUERPO COLEGIADO DE SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS TRIBUNAL DE APELACIONES DE SANCIONES EN TEMAS DE ENERGÍA Y MINERÍA Oficina de Administración y Finanzas Oficina de Sistemas Oficina de Estudios Económicos Oficina de Planeamiento y Control de Gestión Secretaría Técnica de Órganos Resolutivos GERENCIA DE FISCALIZACIÓN DE GAS NATURAL OFICINAS REGIONALES GERENCIA DE FISCALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Unidades de Fiscalización Divisiones Unidades de Fiscalización Secretaría General JUNTA DE APELACIONES DE RECLAMOS DE USUARIOS GERENCIA DE FISCALIZACIÓN MINERA

5 Indicadores económicos CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 187 En el año 2006, se alcanzó ,7 GWh en producción de energía eléctrica, cifra superior en 7,6% a la producción alcanzada en el año En el año 2007 este crecimiento habría sido incluso mayor. De esta producción, el 74,8 % se generó en centrales hidráulicas y el 25,2%, en centrales térmicas. En esta producción, las empresas generadoras que tuvieron mayor contribución fueron Electroperú (28,7%) y Edegel (24,7%). A continuación se muestra un gráfico de la producción de energía eléctrica según empresa. Con respecto a la producción por tipo de sistema, el 98,1% de la producción total tuvo su origen en el SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional), mientras que, el 1,9% restante tuvo su origen en los «Sistemas Aislados». Los departamentos con mayor energía eléctrica producida fueron Huancavelica (28,6%) y Lima (24,1%) seguidos de Junín, Ancash, Moquegua, Ucayali, y Arequipa. Con estos departamentos se alcanzó el 81,9% de la producción total de energía eléctrica. GRÁFICO 3. Producción de energía eléctrica por empresa Foto de fondo: Central Hidroeléctrica El Mantaro. Fuente: Anuario Estadístico 2006-GART. Elaboración propia. Tarifa de Generación Con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas se estableció la libre entrada de cualquier inversionista en el segmento de generación y se diseñó un sistema tarifario basado en criterios económicos asociados a los costos marginales de generación de energía y potencia (Peak Load Princing). En la actualidad, la generación eléctrica se encuentra organizada a través de un ente conformado con las empresas generadoras y transmisoras denominado «COES-SINAC» (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado

6 188 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ Nacional) el cual tiene como función principal asegurar el abastecimiento al menor costo posible. En particular, la organización de la generación eléctrica se basa en la utilización de las centrales con el menor costo de generación. Este criterio también se utiliza en el cálculo de las tarifas en barra (que incluye el precio de generación y un peaje por el acceso al sistema de transmisión), las cuales se calculan considerando la demanda y la demanda esperadas para los dos próximos años, en base a los cuales se calcula el precio de energía. A éste se le adiciona el pago por potencia o capacidad basado en el costo fijo de la unidad que sea la eficiente para abastecer incrementos de la demanda en las horas punta. Las tarifas en barra vigentes para el período mayo 2006-abril 2007 se muestran a continuación: CUADRO 1. Precio medio en subestación base Lima 220 Kv (ctv. US$/kWh) Mes Potencia Energía Total Abril ,92 3,1 5,02 Mayo ,62 2,87 4,49 Variación 15,63% 7,42% 10,56% Fuente: Anuario estadístico 2006-GART. Tarifa de Transmisión En el caso de la transmisión se reconocen los costos medios eficientes de la empresa de transmisión, un monopolio natural. Asimismo, se ha otorgado al regulador la potestad de no considerar inversiones ineficientes. En mayo de cada año se calculan los costos anuales que corresponden a la anualidad de la inversión descontada al 12% (avnr) más los costos de operación y mantenimiento del año (CoyM). Estos costos se cubren mediante el ingreso tarifario (IT) y el peaje (Pj). El ingreso tarifario es el valor resultante de las diferencias entre los precios en las barras de retiro y los precios de ingreso de energía al sistema. Este valor se transfiere desde los generadores hacia las empresas transmisoras mediante una remuneración con la cual se busca cubrir el costo de las instalaciones de transmisión. La diferencia entre el costo total anual y el ingreso tarifario se cubre mediante un peaje o cargo complementario el cual se calcula considerando diferentes criterios. En el caso de las líneas principales (aquellas de uso común y donde el flujo de energía es bidireccional), el peaje se cobra mediante un cargo mensual por potencia el cual se transfiere desde los generadores hacia sus clientes. En el caso de las líneas secundarias (aquellas de uso exclusivo y donde el flujo de energía es unidireccional), el cargo complementario se paga considerando dos criterios: si la línea es usada por algunos generadores, éstos pagan el costo anual de la misma en función al «uso» de la línea; y si la línea es usada por una distribuidora con el fin de abastecer a los clientes de su área de concesión, su costo se cobra a los usuarios mediante un cargo equivalente en energía.

7 Electronorte Electronoroeste Hidrandina Electrocentro CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 189 CUADRO 2. Peaje secundario por transmisión en energía (ctm. S/. /kwh) Empresa Concesionarios/SST En AT En MT Electronorte 0,1578 0,5527 Depolti 0,4133 0,4906 Adinelsa 0,1195 0,1589 Total 0,6906 1,2023 Electronoroeste 0,5434 0,8855 Adinelsa 0,0839 0,1229 Total 0,6273 1,0084 Hidrandina 0,6453 0,8893 Egenor 0,0118 0,0118 Total 0,6571 0,9011 Electrocentro 0,9828 1,6144 Adinelsa 0,1671 0,1936 Total 1,1499 1,8080 Electrocentro-Pasco ,2088 Electrocentro Adinelsa 0,0116 0,0398 Total 0,0116 0,2486 Luz del Sur Luz del Sur 0,6566 1,0353 Edelnor Edelnor 0,5110 0,9856 Electroandes Electroandes 0,8028 1,4844 Electro Sur Medio Electro Sur Medio 0,5789 1,2231 Edecañete Total 1,6087 2,0745 Seal Seal 0,5831 1,2003 Emsemsa/Edelnor Cahua 0,2163 Fuente: Anuario estadístico 2006-GART. Tarifa de Distribución En la distribución de electricidad, el modelo tarifario impuesto se basa en el reconocimiento de costos medios eficientes empleando el concepto de competencia por comparación (Modelo Empresa Efi ciente-yardstick Competition), calculándose cada cuatro años un Valor Nuevo de Reemplazo de la Inversión (VNR) y los Costos de Explotación, los cuales sumados conforman el Valor Agregado de Distribución (VAD).

8 190 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ El procedimiento consiste en construir una «Empresa Modelo Eficiente» considerando diferentes «Sistemas de Distribución Típicos», obtenidos en base a la clasifi cación de los sistemas de acuerdo a diferentes indicadores de densidad de carga, según los cuales se calculen los costos eficientes de los diferentes concesionarios. El VNR reconocido corresponde a los costos de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes (art. N.º 76 de la LCE). Por último, la LCE establece que luego de calcular un VAD unitario por sector típico (dividiendo el VAD entre la máxima demanda), se procederá a verificar que las tarifas calculadas por sectores típicos generen una TIR (tasa interna de retorno) en el rango de 8% a 16%. Si ello no se cumple se ha establecido que las tarifas se ajusten al límite inferior o superior. CUADRO 3. Valor agregado de distribución y cargos fi jos Unidad Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Especial VADMT S/./kW-mes VADBT S/./kW-mes CFE S/./mes CFS S/./mes CFH S/./mes CER ctm. S/./ kvar.h Donde: VADMT : Valor Agregado de Distribución en Media Tensión. VADBT : Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión. C FE : Cargo fijo mensual de medición simple de energía. CFS : Cargo fijo mensual de opción tarifaria de potencia y simple medición de energía. CFH : Cargo fijo mensual de opción tarifaria horaria. CER : Cargo por energía reactiva. Demanda de energía eléctrica En el 2006, se logró un nivel ,5 GWh en ventas de energía eléctrica, cifra que significó un incremento de 7,8% en relación con las ventas efectuadas en el año anterior. El 54,6% se vendió en el mercado regulado mientras que el 45,4% restante, se vendió en el mercado libre. Se presentó un mayor consumo de energía eléctrica en Lima (49,5%), seguida de Moquegua, Ica, Ancash, Junín, y Arequipa, cada departamento, representando menos del 7% del consumo nacional. Los mayores consumos de energía se registraron en el sector industrial (54,6%), residencial (23,8%) y comercial (18,7%); siendo el servicio de alumbrado público (2,9%) el de menor participación. Se registró un mayor volumen de ventas de energía eléctrica hacia los clientes finales (libres y regulados) siendo Luz del Sur (20,8%) y Edelnor (20,8%) las empresas de mayor participación, seguidas de Enersur, Edegel, Electroperú, Hidrandina,

9 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 191 Termoselva, Electro Andes, Electronoroeste, y Seal, cada empresa con una participación menor al 9%. En conjunto, con las empresas mencionadas, se alcanzó el 80% de las ventas finales. Marco regulatorio Mediante la promulgación del la Ley de Concesiones Eléctricas-Decreto Ley N.º (de noviembre de 1992) se inició la reforma del sector eléctrico. Con esta norma se modificó la organización de la industria y se definieron las funciones de las diferentes instituciones involucradas en el funcionamiento del sector. Posteriormente, mediante Decreto Supremo D.S. N-º EM (de noviembre de 1997) se aprobó la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos-NTCSE, mediante la cual se estableció los estándares y compensaciones a cumplirse en materia de calidad del suministro, calidad del producto y alumbrado público; incluyéndose un cronograma de aplicación por etapas. 4. Regulación y funcionamiento del sub-sector gas natural Reservas y Producción de Gas Natural De acuerdo a British Petroleum en el 2006 se habría registrado 12 trillones de pies cúbicos (12 x pies cúbicos) de reservas probadas de gas y con información del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) la producción fiscalizada habría alcanzado 62,7 billones de pies cúbicos (62,7 x 10 9 pies cúbicos) en el año. Ello daría un ratio reservas / producción de 191. Recientemente se habrían descubierto más reservas, alcanzando los 16 TPC (tera pies cúbicos). El 82% de la producción fi scalizada de gas natural se concentró en la Selva Peruana donde se encuentran las dos empresas con mayor participación en la producción nacional Pluspetrol y Aguaytía. Asimismo, un 10% fue producido en la Costa y un 8% en el zócalo continental. Primera etapa: Precio en Boca de Pozo No se regula el precio del gas natural en Boca de Pozo, es decir, se deja que sea determinado por la interacción libre de los agentes del mercado (de acuerdo al artículo 77. de la Ley Orgánica de Hidrocarburos), pero hasta un límite máximo determinado por la cláusula octava Numeral literal a) del Contrato de Licencia de explotación del Lote 88 de Camisea, en el cual se especifica un tope máximo de 1,0 y 1,8 dólares americanos por millón de BTU (British Thermal Unit), en los casos de generadores eléctricos y demás usuarios, respectivamente. CUADRO 4. Instituciones estatales del sector eléctrico

10 192 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ Institución Ministerio de Energía y Minas (MINEM) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART OSINERGMIN) Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI) Principales funciones Se establece la política sectorial y se promulga las normas correspondientes. Se otorga concesiones. Se elabora el plan indicativo de expansión: generación- transmisión. Se aprueban los procedimientos de la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Se vela por el cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). Se fiscalizan las obligaciones de los concesionarios establecidas en la ley y su reglamento. Se fi scaliza la adecuada prestación del servicio público de electricidad. Se fiscaliza el cumplimiento de las funciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES- SINAC). Se supervisa la calidad y suministro de la energía. Se determinan semestralmente los porcentajes de participación de mercado de las empresas. Se supervisa el sector minero en materia de seguridad y medio ambiente. Se establecen las tarifas de generación, transmisión y distribución de electricidad. Se establecen las condiciones de ajuste de las tarifas a cliente final. Se establecen las tarifas de transporte y distribución de gas natural por ductos. Se publican los precios de referencia de los combustibles líquidos. Se promueve la competencia. Se protege la Propiedad Intelectual (patentes, derechos de autor, entre otros) Se vela por el cumplimiento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio (Ley 26876). Fuente: Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y sus modifi catorias. Elaboración propia. CUADRO 5. Precio máximo del gas natural en Boca de Pozo Tipo de Usuario Precio Máximo (US$ por Millón de BTU) Generador Eléctrico 1,00 Otros 1,80 Fuente: Contrato de Licencia de explotación del Lote 88 de Camisea.

11 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 193 Segunda etapa: Tarifas de transporte por la Red Principal Se regulan las Tarifas de Trasporte por Red Principal, con el criterio que las mismas provean al concesionario los recursos necesarios y le permita cubrir los costos eficientes de la prestación del servicio. Estas tarifas se han establecido en la regulación tarifaria del año 2006, mediante la Resolución n.º OS/CD (Consejo Directivo de OSINERGMIN), y son aplicables en el período tarifario que comprende entre el 1 de mayo de 2006 y el 30 de abril de CUADRO 6. Tarifa de transporte Tipo de Usuario Tarifa Máxima en Moneda Extranjera ( US$ / millar m 3 ) Generador Eléctrico 31,44 Otros 39,37 Nota: Estas tarifas son aplicables en el período tarifario que comprende del 1 de mayo de 2006 al 30 de abril de Fuente: Resolución n.º OS/CD. Se cuenta con 18 empresas en el transporte de gas natural vía ductos. CUADRO 7. Ductos de transporte de gas natural Tipo de Ducto Empresa Nombre de los Ductos 1. Petróleos del Perú 1. Oleoducto Nor Peruano Ductos Mayores Ductos Medianos 2. Pluspetrol Norte, S. A. 2. Ductos del Lote 8 3. Ductos del Lote 1AB 3. Empresa Eléctrica Piura, S. A. 4. Ductos EEPSA 4. The Maple Gas Corporation del Perú 5. Aguaytía Energy del Perú, S.R.L. 6. Olympic Perú INC Sucursal del Perú 5. Ductos de Refinería Pucallpa 6. Ductos de Gas Aguaytía 7. Ductos de Gas Olympic Perú INC 7. Graña Montero Petrolera 8. Ducto de Petróleo Lote I 8. Petrobras Energy del Perú 9. Gasoducto del Lote X 9. Petrotech Peruana, S. A. 10. Oleoducto

12 194 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ Tipo de Ducto Empresa Nombre de los Ductos 10. Petróleos del Perú 11. Ductos de Refinería Talara 12. Ductos de Refinería Iquitos 11. Petrolera Monterrico 13. Oleoductos del Lote II Ductos Menores 12. Compañía Petrolera Río Bravo, S. A. 13. Mercantile Perú Oil & Gas, S. A. 14. Graña Montero Petrolera 15. Sapet Development Perú INC. 14. Ductos del Lote IV 15. Ductos del Lote III 16. Ductos del Lote V 17. Gasoducto del Lote I 18. Ductos del Lote VI 19. Ductos del Lote VII 20. Gasoducto del Lote VI 16. Petrobras Energy del Perú 21. Oleoductos del Lote X 17. Petrotech Peruana, S. A. 22. Gasoducto 18. Empresa Petrolera Unipetro ABC 23. Ductos del Lote IX Fuente: OSINERGMIN-GFHL (Unidad Exploración y Explotación). Tercera etapa: Tarifas de distribución de la Red Principal Se regulan las Tarifas de «Distribución por Red Principal» y de «Distribución en Baja Presión», con el criterio, que la misma provea al concesionario los recursos necesarios que les permita cubrir los costos eficientes de la prestación del servicio. CUADRO 8. Tarifa de distribución Tipo de Usuario Tarifa Máxima en Moneda Extranjera ( US$ / millar m 3 ) Generador Eléctrico 5,1755 Otros 8,6061 Nota: Estas tarifas son aplicables en el período tarifario que comprende del 1 de mayo de 2006 al 30 de abril de Fuente: Resolución n.º OS/CD.

13 Categoría de consumidor CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 195 CUADRO 9. Tarifa de distribución en baja presión (otras redes) Margen de Distribución (MD) ( US$ / 103 m 3 ) Margen Comercial (MC) US$/ clientemes US$/ (m 3 /día) - mes A 119,70 5,1755 B 52,67 8,6061 C 18,98 0,144 D 11,50 0,087 Nota: Estas tarifas son aplicables en el período tarifario que comprende entre el 2004 y el Fuente: Resolución n.º OS/CD. El Sistema de Distribución se ha conformado con los siguientes elementos: a) Estación de Regulación de Puerta de Ciudad (City Gate); b) Redes de Distribución según nivel de presión; c) Estaciones Reguladoras y d) Acometidas. Precios a consumidores fi nales La distribución de gas natural proveniente de Camisea se ha concesionado en Lima y Callao a la empresa Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda) y en el distrito de Pariñas (provincia de Talara, departamento de Piura), a la Empresa de Gas Talara, S. A. (GASTALSA). En el caso de Lima y Callao, el precio que se cobra al usuario del gas natural de Camisea, se ha conformado por los siguientes factores: a) Precio del gas natural en Boca de Pozo (en Camisea), b) Tarifa de la Red Principal (Transporte y Distribución de gas natural vía Red Principal) y c) Tarifa de Distribución en Baja Presión (otras redes). Infraestructura de los intercambios internacionales En el Perú no se cuenta con interconexiones hacia otros países, sin embargo se han elaborado dos proyectos de integración. El primer proyecto se denomina «El gasoducto Sudamericano» y el segundo, «Gas Natural Licuefactado (LNG)». Según lo formulado en el primero, se espera exportar el gas en su mismo estado a través de gaseoductos con el fin de llevarlo hacia las costas de Chile. En el caso del segundo, se espera cambiar el estado del gas natural de gaseoso a líquido y conformar el denominado Gas Natural Licuefactado (Liquifed Natural Gas-LGN), de tal manera que, su transporte sea posible vía marítima hacia México.

14 196 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ CUADRO 10. Conceptos de la tarifa que paga el usuario fi nal Empresa: Gas Natural de ) Lima y Callao S.R.L. (Cálidda) Categorías según Niveles de Consumo Conceptos de la tarifa que paga el usuario final Unidad Categoría A Categoría B Categoría C Categoría D Consumo Hasta 300 m 3 /mes Consumo m 3 /mes Consumo m 3 /mes Consumo Más de m 3 /mes Precio de gas Precio de gas en boca de pozo S/. / GJ 6,82 6,82 6,82 6,82 Transporte y distribución vía red Principal Tarifa de transporte vía Red Principal S/. /1 000 m 3 122, , , ,2046 Tarifas de distribución vía Red Principal S/. /1 000 m 3 26, , , ,7115 Distribución en otras redes Cargo fijo de distribución S/. / Cliente- Mes 2, ,6127 0,5076 0,3067 Cargo Variable de distribución S/. / m 3 417, , , ,0741 Fuente: OSINERGMIN -GART.

15 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 197 GRÁFICO 4. Infraestructura de las interconexiones Proyecto «Gasoducto Sudamericano» Proyecto «LNG» Fuente: OSINERGMIN GFGN. Regulación de las exportaciones e importaciones Mediante la Ley Orgánica de Hidrocarburos, se ha otorgado a los productores de gas natural el derecho de exportación libre (sin impuestos ni regalías). Sólo en el caso del Lote 88 se estableció la restricción de satisfacer la demanda local por un término de veinte años (tema que se ha incluido en el Plan Referencial). Adicionalmente, mediante otra ley, se otorgó a las plantas de procesamiento de gas natural los mismos beneficios que otorgaba la Ley Orgánica de Hidrocarburos (estabilidad legal, tributaria, cambiaria, otros beneficios). Asimismo, se firmó un Convenio de Inversión, en el cual se acordó mantener reservas suficientes que permitan cumplir con el «Plan Referencial» y con el «Proyecto LNG». Con el objetivo de alinear los objetivos y cumplir estos acuerdos, los productores de gas natural se han comprometido contractualmente a venderle gas natural a la empresa PERU LNG, en un volumen sufi ciente que le permita a esta empresa vender 4.2 TM/año de LNG durante dieciocho años. Demanda de gas natural Durante el 2006, la mayor demanda de gas natural proveniente de Camisea se registró en la generación eléctrica (61% de las ventas de Pluspetrol) siendo Etevensa y Edegel las empresas generadoras con mayor participación en la demanda. Por otro lado, se registró una menor participación de los clientes industriales y las empresas distribuidoras (16% y 17%, respectivamente).

16 198 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ CUADRO 11. Consumo de gas natural por tipo de uso, Tipo de Uso m 3 m 3 % / DC Generación eléctrica % Gran Industria (Independientes) % Empresas Distribuidoras % Otros % Total % Nota: m 3 / DC: metros cúbicos por día calendario. Fuente: OSINERGMIN GART (Anuario Estadístico). Marco regulatorio El subsector gas natural se encuentra regulado mediante los siguientes dispositivos legales: N.º Dispositivo Legal CUADRO 12. Marco regulatorio del subsector gas natural Título del Dispositivo Fecha de Publicación Leyes 1. Ley n.º Ley Orgánica de Hidrocarburos 19/08/ Ley n.º Ley n.º D. Leg. n.º D. U. n.º D. U. n.º Ley de Incentivos a las Concesiones de Obras Públicas de Infraestructura y Servicios Públicos Ley de Promoción de desarrollo de la Industria del gas natural Decretos Legislativos (D. Leg.) Marco de las normas que promueven la participación del sector privado en las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos Decretos de Urgencia - D. U. Se declaró de necesidad e interés nacional el desarrollo del proyecto de Camisea el mismo que comprende los segmentos de explotación transporte y distribución, bajo el ámbito del texto Único Ordenado aprobado por el Decreto Supremo n.º PCM Establece la aplicación de la garantía otorgada por el Estado Peruano 03/12/ /06/ /09/ /04/ /09/2002

17 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 199 N.º Dispositivo Legal Título del Dispositivo Decretos Supremos - D. S. (Presidencia del Consejo de Ministros-PCM) D.S. n.º PCM D.S. n.º PCM D.S. n.º PCM Marco de las normas que promueven la participación del sector privado en las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos Aprueba el Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en Concesión de las Obras Públicas de Infraestructura y Servicios Públicos Modifi có el artículo 30 del Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en Concesión de las Obras Públicas de Infraestructura y servicios Públicos. Decretos Supremos D.S. (Ministerio de Energía y Minas-EM) D. S. n.º EM D. S. n.º EM D. S. n.º EM n.º OS/CD n.º OS/CD n.º OS/CD n.º OS/CD n.º OS/CD Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos Resoluciones de OSINERGMIN (Consejo Directivo) Resolución que fija tarifas de Transporte de Gas Natural por Ductos correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea Procedimiento de Cálculo de la Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el caso de la Red Principal de Camisea Procedimientos y Métodos de Cálculo para la Determinación de la Viabilidad Técnica-Económica de Nuevos Suministros de gas natural Reemplazan Cargos Máximos por corte y reconexión del servicio de distribución de gas natural contenidos en la Resolución N.º OS/ CD, por la cual se fijaron cargos máximos por corte del servicio de distribución de gas natural para la concesión de Lima y Callao, a ser cobrados al usuario final. Fecha de Publicación 26/12/ /12/ /10/ /09/ /09/ /11/ /05/ /04/ /04/ /09/ /10/2006

18 200 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ N.º Dispositivo Legal Título del Dispositivo Fecha de Publicación 18. n.º OS/CD Tipifi cación y Escala de Multas y Sanciones de la Gerencia de Fiscalización de gas natural de OSINERGMIN 13/ Fuente: Diario Oficial El Peruano: Elaboración propia 5. Regulación y funcionamiento del subsector hidrocarburos líquidos En Perú, se busca desarrollar la economía del sub-sector hidrocarburos en un marco de libre competencia y con participación de la inversión privada. Dentro del marco de esta política, se fiscaliza el cumplimiento de la normativa por parte de las personas naturales y jurídicas que desarrollan actividades dentro del sector. Reservas y producción de petróleo El 2006 se registró 382,9 millones de barriles de reserva petróleo y una producción de 28,3 millones de barriles siendo Pluspetrol el principal productor (58,01%). Si se mantiene constante esta producción anual y se asume que no se incrementan las reservas, se esperaría un horizonte de catorce años más de producción de petróleo en el país antes que se agoten las reservas disponibles. Mercado y organización empresarial El mercado peruano de hidrocarburos líquidos se encuentra dividido básicamente en dos submercados: el mercado de Combustibles Líquidos (CL) y el mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP). En el mercado de combustibles líquidos las refinerías se encargan de procesar los combustibles líquidos y las plantas de almacenamiento, de almacenarlo. Los mayoristas se encargan de ordenar a las plantas el despacho del combustible a un determinado agente. El despacho efectivo se realiza a través de los transportistas, que a su vez son comercializadores minoristas. Luego de ser transportados, los combustibles se comercializan mediante establecimientos de venta al público (grifos, estaciones de servicios, grifos flotantes o grifos rurales). En el caso del mercado de GLP, las plantas de abastecimiento se encargan de suministrar el GLP a los consumidores directos y a las plantas envasadoras, las cuales se encargan de envasarlo en balones y ofertarlo a los establecimientos de venta. El GLP comercializado proviene de las refinerías o del mercado externo.

19 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 201 GRÁFICO 5. Agentes en el mercado de combustibles líquidos y GLP Agentes en combustibles líquidos Agentes en GLP Fuente: OSINERGMIN (GFHL-Comercialización, Ductos y Terminales) y MINEM (DGH). Estructura de precios GRÁFICO 6. Estructura del precio de los combustibles (S/. por galón) Nota: (*) Precio del GLP expresado en Nuevos Soles por Litro. Fuente: MINEM-DGH (Informe mensual de diciembre 2006). Elaboración propia.

20 202 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ Como se muestra en el gráfico anterior, en promedio, el 33% del precio final de los combustibles se explica por los impuestos. En el caso del GLP y las gasolinas, el Margen Comercial alcanza una participación importante dentro de la estructura de los precios. Formación de Precios, Márgenes y Nivel de Competencia Dadas las características del mercado peruano de combustibles líquidos y GLP (oligopolio de refinerías y demanda inelástica), se ha identificado que los refinadores encontrarían económicamente racional adoptar una política de discriminación de precios entre el mercado interno y externo. De esta manera, se explicaría por qué cuando se vende al mercado externo se cobra un precio de exportación, mientas que cuando se vende al mercado interno, se cobra un precio cercano al precio de importación. Adicionalmente, considerando las características oligopólicas de la industria, se ha concluido que las empresas refinadoras estarían ejerciendo un poder de mercado el cual se estaría reflejando en un elevado margen comercial. Adicionalmente, se evidencia integración vertical entre mayoristas y estaciones de servicio mediante franquicias las cuales estarían determinando que el mayorista y la estación de servicio calculen márgenes comerciales en forma separada, elevando consecuentemente los precios. Considerando, adicionalmente, la existencia de diferentes costos de búsqueda, diferentes beneficios por servicios complementarios, y diferentes factores tecnológicos que enfrentan los diversos comercializadores minoristas dentro del país, se ha logrado explicar el elevado grado de dispersión de los precios pagados por los consumidores finales (dentro de las regiones y a lo largo del tiempo). Regulación y Mecanismos de Estabilización de Precios En Perú se aplica medidas con el fin de atenuar los efectos adversos de la volatilidad de los precios sobre los consumidores finales del mercado interno. Entre otras medidas, se ha considerado conveniente publicar los precios de importación y exportación del petróleo con el fi n de brindar una referencia de los precios a los agentes del mercado, y una mayor transparencia a las actividades comerciales del sector. Asimismo, se ha considerado conveniente implementar, a través del MINEM, un mecanismo de estabilización de precios mediante la creación de un Fondo denominado «Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles (FEPC)», con el cual se busca evitar que la volatilidad de los precios del petróleo y de sus productos derivados afecte la capacidad adquisitiva del ingreso disponible de los consumidores finales. Potencial de los biocombustibles Debido al nivel elevado de los precios del petróleo en el mercado internacional, se está promoviendo el uso de energías alternativas (gas natural, hidroelectricidad, energía eólica, energía geotérmica, y biocombustibles) dentro del país. En el caso de los biocombustibles, se ha configurado el siguiente marco regulatorio y de incentivos:

21 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 203 CUADRO 13. Marco Regulatorio del subsector biocombustibles Dispositivo Legal 1. Ley D. S EM 3. D. S EM Título del Dispositivo Legal Marco Regulatorio Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles Reglamento de la Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles Aprueban Reglamento para la Comercialización de Biocombustibles Fecha de publicación 08/08/ /03/ /04/2007 Marco de incentivos y promoción al sector de los biocombustibles 4. D. S RE (RE: Relaciones Exteriores) 5. Resolución n.º Agencia de Promoción de la Inversión Privada 6. Resolución n.º PCM Ratifican Acuerdo Complementario al Acuerdo Básico de Cooperación Científica y Técnica para la Implementación del Proyecto Desarrollo de Cultivos Alternativos para la producción de Biocombustibles suscrito con Brasil. Aprueban Directiva «Lineamientos del Programa de Promoción del Uso de Biocombustibles- PROBIOCOM» Constituyen la Comisión Organizadora del Primer Congreso de Biocombustibles y Energías Renovables «Energía Limpia para Todos» 01/12/ /03/ /04/2007 Fuente: Diario Ofi cial El Peruano ( Elaboración propia. A nivel mundial, se siembra más oleaginosas; y en muchos países, se ha establecido el uso obligatorio del biodiésel. Con esta política se han atenuado los efectos del precio del petróleo en varias economías del mundo debido a la sustitución gradual que se realiza del petróleo y de sus productos derivados; sin embargo, se ha elevado la renta de la tierra, se ha generado una mayor demanda de las oleaginosas elevándose los precios internacionales de granos y aceites, y se ha generalizado la percepción de un mayor riesgo futuro de las áreas destinadas a cultivos alimenticios al considerarse el nivel creciente en la producción de los biocombustibles. En síntesis, con la producción de biocombustibles se han generado impactos en el sector agrícola; sin embargo, los biocombustibles tienen impacto potencial en el sector eléctrico por sus potenciales usos en la cogeneración eléctrica. Se podría considerar estos elementos de costo y beneficio en la regulación del sector, considerando los impactos esperados en el sector agrícola (producción de alimentos) y en el sector eléctrico (producción de energía eléctrica).

22 204 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ GRÁFICO 7. Cadena productiva y comercializadora de biodiésel Fuente: Empresa Peruana de Combustibles (PECSA). Supervisión y fi scalización del sector de los biocombustibles De la experiencia de OSINERGMIN, se han identificado tres factores a considerar en la supervisión y fi scalización de este sector: a) La producción masiva de biocombustible podría convertir al mismo en un medio de adulteración de otros combustibles, b) Las estaciones de servicios tendrían que adecuar aún más su infraestructura con el objetivo de comercializar nuevos productos (biodiésel y bioetanol), c) Se requerirá definir los porcentajes de mezclas máximos permisibles de los biocombustibles con otros combustibles líquidos. Considerando estos factores, se concluye que sería conveniente realizar ajustes en la normativa del sector, entre los cuales, se podría considerar los efectos del desarrollo de este sector en la economía nacional, y sus costos y beneficios en otros sectores. Con el objetivo de desarrollar el mercado, se ha considerado conveniente elevar la preferencia de los agentes del consumo (preferencia de los consumidores) y de los agentes de la producción (perfiles de riesgo de los emprendedores). Con este fin, se ha identificado la posibilidad de implementar campañas de difusión que incentiven el reconocimiento de la tecnología de producción de biocombustibles, una mayor producción y su uso masivo en el desarrollo de las actividades económicas del país, mediante la creación de conciencia en la población en materia de «Mejora Ambiental» y «Energía limpia». Con estos elementos, se podría incentivar una mayor competencia en el sector de los biocombustibles, y motivar a los agentes a buscar la competitividad en factores de calidad y rechazo a la informalidad, y otorgar, en consecuencia, menor preocupación al factor precio.

23 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 205 Demanda de combustibles líquidos Del análisis del mercado peruano, se concluye que la cantidad demandada de combustibles líquidos se encuentra relacionada en forma inversa con sus precios siendo, además, poco sensible a las variaciones de sus precios (demanda inelástica). Asimismo, se evidencia una elevada dispersión de los precios de los combustibles líquidos a nivel geográfico y a lo largo del tiempo. Esta dispersión se explica por la diferencia en la política de impuestos de cada región y la cercanía o lejanía de las plantas de refinación. Demanda de derivados del petróleo y carburantes Entre los combustibles líquidos principalmente demandados se considera diésel 2, gasolinas de bajo octanaje, y petróleo industrial 500; mientras que en la clasificación de la demanda según tipos de consumidor se consideran como representativos a plantas de abastecimiento, consumidores directos, establecimientos de venta, y distribuidores minoristas. CUADRO 14. Demanda de derivados de petróleo y carburantes Agentes Plantas de abastecimiento Consumidores directos Distribuidores minoristas Establecimientos de venta Combustibles líquidos con mayor demanda Diésel 2 Gasolina de 84 octanos Diésel 2 Petróleo industrial 500 Diésel 2 Petróleo industrial 500 Diésel 2 Gasolina de 84 octanos Precio promedio de los combustibles Precio mayorista Diésel 2: 9,52 (soles por galón) Gasolina 84 octanos: 9,11 (soles por galón) Petróleo industrial 500: 4,82 (soles por galón) Precio en Establecimiento de Venta Diésel 2: 10,60 (soles por galón) Gasolina 84 octanos: 10,85 (soles por galón) Fuente: OSINERGMIN GFHL (Sistema de Control de Órdenes de Pedido «SCOP» y Sistema «PRICE») Marco regulatorio del subsector hidrocarburos Se cuenta con diversos instrumentos de regulación, supervisión, fi scalización y sanción con los cuales se busca incentivar el cumplimiento de la normativa del sector, supervisando proactivamente y evaluando la gestión de las empresas supervisadas mediante indicadores de cumplimiento de la normativa pertinente a su actividad, tipificando infracciones y estableciendo sanciones disuasivas de la conducta infractora. Si se verifica el incumplimiento de las metas establecidas en cada indicador, o se verifica el incumplimiento de la normativa del sector, se aplica una sanción monetaria y/o no monetaria considerando lo establecido en la tipificación de infracciones y escala de multas y sanciones del sector.

24 206 RAÚL PÉREZ-REYES Y EQUIPO DE EXPERTOS DEL OSINERGMIN DEL PERÚ CUADRO 15. Instrumentos de regulación, supervisión, fi scalización y sanción (subsector hidrocarburos) Objetivo Control metrológico-combustible líquido (Que se despache el volumen ofrecido) Control de calidad-combustible líquido (Que no se adultere el combustible) Control de Peso Neto- GLP (Que el balón de GLP o GLP a granel despachado tenga el peso ofrecido) Control de Calidad-GLP (Que el GLP se encuentre debidamente almacenado y cumpla con los estándares de calidad) Control de la comercialización y/o informalidad (Que los establecimientos de combustibles líquidos y GLP sean formales, y que el despacho de Turbo A1 no se desvíe a otros usos). Eliminar el contenido del plomo en la gasolina Eliminar el contenido de azufre en la gasolina Instrumento de Supervisión y Fiscalización Resolución n.º OS/ CD. Procedimiento para el control metrológico en grifos y estaciones de servicio y para el control de calidad de los combustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos Guía de Instrucciones GI Supervisión del Peso Neto de los Cilindros de GLP en todas las plantas envasadoras registradas en la DGH-MINEM (más adelante se hará extensivo a otros agentes de la cadena de comercialización) Resolución OS/CD. Proyecto de «Procedimiento para el Control de Calidad del gas Licuado de Petróleo (GLP)». Alcance: comprende a los agentes participantes de la cadena de comercialización. Fiscalización SCOP. Sistema de información que registra los despachos de combustibles líquidos y GLP, en toda la cadena de comercialización. Módulo Complementario SCOP. El SCOP cuenta con un módulo complementario para el registro de las transacciones comerciales del combustible de aviación Turbo A1. D. S MTC Retiro total del plomo en las gasolinas del mercado nacional (MTC: Ministerio de Transporte y Comunicaciones) D. S EM Reducción progresiva del contenido de azufre en los combustibles Diésel 1 y 2. Resultados De 55% grifos desaprobados en el 2003, se ha pasado a tener 15% de grifos desaprobados en el segundo semestre del De 12% de grifos desaprobados en el 2003, se ha pasado a tener 2% de grifos desaprobados en el segundo semestre del 2006 De 16% de plantas envasadoras desaprobadas en el 2006, se ha pasado a 8% envasadoras desaprobadas en el Con la aplicación de este procedimiento se espera reducir el porcentaje de agentes que almacenen GLP en condiciones inadecuadas y agentes que comercialicen GLP por debajo de los niveles de calidad exigidos. En el caso de combustibles líquidos, la informalidad se ha reducido de 42% de establecimientos informales en el año 2002 a 9% aprox. en el En el caso de GLP, la informalidad se ha reducido de 67% en el 2002 a 35% en el Los despachos de Turbo A1 están controlados (desde las plantas de suministro a las plantas de ventas aeropuerto), evitando el desvío a otros usos cooperando así con la reducción en la evasión de impuestos. A diciembre del 2006, las gasolinas producidas en las seis refinerías existentes no presentan contenidos de plomo inorgánico. A diciembre del 2006, todas las refinerías cumplen con el límite máximo admitido de contenido de azufre en el diésel 2

25 CAP. 5. REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ 207 Objetivo Protección al Medio Ambiente (Que la empresa supervisada cumpla con la normativa medio ambiental) Generar transparencia en el mercado Disuadir la conducta infractora (Que las empresas internalicen sus costos evitados y/o una parte del daño ocasionado a la sociedad por el incumplimiento de una norma y/o el desarrollo de su actividad). Instrumento de Supervisión y Fiscalización PAMA (Programa de Adecuación y Manejo Ambiental. Se supervisa el cumplimiento de los vencidos en el año 2002) PAC (Programas Ambientales Complementarios. Son aplicables ante incumplimiento de los PAMA vencidos) D.S EM Sistema «Facilito». Los usuarios son informados acerca de los precios de los combustibles y distribuidores autorizados. Resolución OS/CD y sus modificatorias. Escala de Multas y Sanciones del sub-sector hidrocarburos. Se presentan monto máximos de multa asociados al peor escenario posible con el incumplimiento de una norma. Se consideran sanciones monetarias y no monetarias. Fuente: OSINERGMIN (Informe de Gestión Período ). Elaboración propia. Resultados Los lotes cerrados por verter aguas de producción contaminas al suelo reinyectan el agua de producción, presentan PACs y asumen nuevos compromisos de inversión. Se promueve la competencia y la transparencia en el mercado. Los agentes registran sus precios y sus variaciones, y los consumidores se mantienen informados de los precios y proveedores autorizados. Las empresas son disuadidas de cometer la infracción y están incentivadas a evitar, o en su defecto, procurar menores daños a la sociedad por externalidades derivadas del incumplimiento de la norma o del desarrollo de su actividad. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Documentos de Investigación DAMMERT, Alfredo; José GALLARDO y Raúl GARCÍA (2005), Reformas Estructurales en el Sector Eléctrico Peruano, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSI- NERGMIN), Oficina de Estudios Económicos (OEE), Documento de Trabajo n.º 5, septiembre 2005, Lima, Perú. DAMMERT, Alfredo y Fiorella MOLINELLI (2006), Qué signifi ca el Proyecto Camisea?, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), Oficina de Estudios Económicos (OEE), Documento de Trabajo n. 23, octubre 2006, Lima, Perú. PÉREZ-REYES, Raúl y Arturo VÁSQUEZ (2006), La Organización Económica de la Industria de Hidrocarburos en el Perú: La Comercialización del GLP envasado, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), Ofi cina de Estudios Económicos (OEE), Documento de Trabajo n. 21, agosto 2006, Lima, Perú. Fuentes Estadísticas BP Statistical Review of World Energy 2007, Historical data Ministerio de Energía y Minas (MINEM), Informe Mensual de Hidrocarburos, diciembre Dirección General de Hidrocarburos (DGH), Lima, Perú. pe/hidrocarburos/estad_inicio.asp