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El 8 de marzo, CeCo publicó una nota donde se analizaba la intención de venta de ENEL, y la posible compra de ésta por la empresa estatal china China Southern Power Grid Co. (“CSGI”), con lo que se podría originar un monopolio —chino— en el mercado de la distribución eléctrica (al respecto, ver nota CeCo “Distribución eléctrica en Lima Metropolitana: ¿Monopolio chino?”).
En este artículo se actualiza la información de este caso, luego de que el 3 de agosto del 2023 el Indecopi extendiese la investigación.
Como lo advertimos previamente, el 21 de abril de 2023, China Southern Power Grid International notificó a la Comisión de Defensa de la Libre Competencia del Indecopi (CLC) su intención de adquisición del control de “Enel Distribución Perú” (Enel Distribución) y de “Enel X” (empresa que se dedica a la provisión de soluciones energéticas). Esta notificación se realizó en el marco de la Ley 31112, que establece el control previo de operaciones de concentración empresarial en el sector eléctrico.
Las operaciones del GRUPO ENEL en el Perú se dan a través de empresas que operan en los sectores de generación y distribución de energía eléctrica, siendo las principales:
Así, si CSGI adquiere la distribuidora ENEL, tendría 30% de participación porcentual en el sector de distribución (a usuarios regulados), tal como se observa en el Cuadro 1.
Cuadro 1: Participación en venta de usuarios regulados (% del total de MW vendidos) 2020
| Empresa | Demanda (MW) | Participación (%) |
|---|---|---|
| LdS | 1150 | 31 |
| ENEL Distribución | 1113 | 30 |
| Grupo Distriluz | 816 | 22 |
| SEAL | 185 | 5 |
| Otros | 445 | 12 |
| Total | 3709 | 100 |
Fuente: COES. Elaboración propia.
Si calculamos el índice Herfindahl-Hirschman (IHH) en este mercado relevante (demanda de usuarios regulados), y considerando a “Otros” como un bloque conjunto único adicional se obtiene un valor de 2.513. Esta cifra representa un mercado con una alta concentración, según los lineamientos del INDECOPI (ver nota CeCo “Control de fusiones en Perú: Balance en su primer año de implementación y nuevos lineamientos”).
Por otra parte, en lo relacionado con los proyectos de generación, la compra de Enel Distribución, por parte de CSGI provocará que ésta manejará 2,223.8 MW de potencia efectiva que equivale al 18% de la potencia efectiva de la generación en el Perú, tal como se observa en el Cuadro 2.
Cuadro 2: Potencia Efectiva Actual – CSGI (MW)
| Centrales del Grupo Enel | Potencia Efectiva Actual (MW) | Participación (%) |
|---|---|---|
| ENEL Generación | 1,400.7 | 63 |
| ENEL Piura | 344.7 | 16 |
| ENEL Green Perú | 277.5 | 12 |
| Chinango | 200.9 | 9 |
| Total | 2,223.8 | 100 |
Fuente: OSINERGMIN. Elaboración propia.
Por otro lado, CSGI ha comprado previamente activos en Brasil y Chile.
En Brasil, el 2010 adquirió diversas compañías, mayormente españolas, y resultó adjudicatario de miles de kilómetros en líneas de transmisión, alcanzando los 15.761 km hacia fines de 2019.
El 60% de la inversión de CSGI fuera de China se realizó en Brasil, alcanzando un monto de US$ 12.400 millones. Esas inversiones le aseguraron a CSGI el control del 10% de las redes de alta tensión y del 14% del segmento de distribución en el mercado brasileño.
En Chile, en 2019, CSGI adquirió la empresa de distribución eléctrica de Valparaíso en el litoral central, (Chilquinta), por cerca de US$ 2.400 millones (ver nota CeCo “Luces de la FNE sobre el mercado eléctrico en la adquisición de Chilquinta”). Asimismo, en 2021, CSGI tomó el control de la Compañía General de Electricidad (CGE) —la empresa eléctrica más grande de Chile en los mercados de transmisión y distribución— luego de comprar en marzo de ese año el 96,04% de participación de la sociedad a la española Naturgy por un poco más de US$ 3.000 millones.
Por su lado, la empresa estatal china “China Three Georges” (CTG) adquirió en 2020 la distribuidora más grande del Perú (Luz del Sur), y tiene activos y proyectos de generación por 2,211 MW que entrarán en operación, en su totalidad, entre 2024 y 2030 (tal como se aprecia en el Cuadro 3).
Cuadro 3: Potencia Efectiva Actual y futura de CTG (MW)
| Centrales | Potencia Efectiva Actual (MW) | Potencia Efectiva Futura (MW) |
|---|---|---|
| LdS | ||
| C.H. Santa Teresa | 90 | 90 |
| C.H. LLuta y C.H. LLuclla | 451 | |
| Expansión C.H. Santa Teresa | 40 | |
| C.H. Santa Teresa II | 291 | |
| C.T. Pacífico Sur | 460 | |
| C.H. Garibaldi | 196 | |
| Sub-total | 90 | 1528 |
| CTG | ||
| C.H. Chaglla | 477 | 477 |
| C.H. San Gabán 3 | 206 | |
| Sub-Total | 477 | 683 |
| Total | 567 | 2.211 |
Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2021-2030. Elaboración propia.
Asimismo, si se analizan las ventas de energía eléctrica en Perú, se observa que ENEL+CTG tienen el 56% del mercado regulado y el 24% del mercado de clientes libres.
Cuadro 4: Venta de Energía Eléctrica ENEL+CTG (miles de MW)
| Unidad | Venta de energía (Miles de MWh) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Total | % | Clientes Libres | % | Clientes regulados | % | |
| Enel Generación Perú | 4.512 | 9 | 4.512 | 15 | 0 | 0 |
| Enel Generación Piura | 59 | 0 | 59 | 0 | 0 | 0 |
| Enel Green Power | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Enel Distribución Perú | 6.718 | 14 | 1.806 | 6 | 4.912 | 27 |
| Total Enel | 11.289 | 24 | 6.377 | 22 | 4.912 | 27 |
| Inland (LdS) | 427 | 1 | 427 | 1 | 0 | 0 |
| Luz del Sur | 5.61 | 12 | 154 | 1 | 5.456 | 30 |
| Total CTG | 6.037 | 13 | 581 | 2 | 5.456 | 30 |
| Total Enel+CTG | 17.326 | 36 | 6.958 | 24 | 10.368 | 56 |
| Total Generación+Distribución | 47.950 | 100 | 29.523 | 100 | 18.427 | 100 |
Fuente: Osinergmin (2022). Elaboración propia.
Finalmente, en relación a la producción total de energía de generación, Enel ostenta el 16% de participación de mercado con 4 empresas que acumulan más de 8.591 TWh de producción anual.
Cuadro 5: Producción de energía eléctrica-Generación (MWh) 2021
| Unidad | Total | % |
|---|---|---|
| Enel Generación Perú | 6.833 | 13 |
| Enel Generación Piura | 725 | 1 |
| Enel Green Power | 1.063 | 2 |
| Chinango | 1.033 | 2 |
| Total Enel | 8.591 | 16 |
| Inland | 648 | 1 |
| Chaglla | 2.103 | 4 |
| Total CTG | 2.751 | 5 |
| Total Enel+CTG | 11.342 | 21 |
| Total Generación | 54.157 | 100 |
Fuente: Osinergmin (2022). Elaboración propia.
El procedimiento que la CLC-INDECOPI realiza consta de 5 pasos. El primera consiste en un filtro analítico que, a su vez, se compone de cuatro etapas: (i) identificar los productos vendidos por las firmas que participan en la operación de compra; (ii) identificar los consumidores afectados por la operación de compra; (iii) identificar a los ofertantes en el mercado, y (iv) analizar los efectos de la operación de adquisición en la concentración.
El segundo paso consiste en determinar si la concentración puede generar potenciales problemas de competencia, siguiendo los lineamientos de control de fusiones establecidos por el Department of Justice (DOJ) y la Federal Trade Commission (FTC) de Estados Unidos.
El tercer paso busca determinar si el ingreso de nuevas empresas al mercado podría disminuir o eliminar los potenciales problemas de competencia identificados en el paso anterior.
En el cuarto paso, se verifica si la operación genera eficiencias que produzcan efectos positivos para la competencia y para los consumidores, y que éstas no sean posibles de generarse sin la operación.
Finalmente, en el quinto paso, y una vez concluido el análisis, la CLC podrá optar por: (i) aceptar la operación sin condicionamiento; (ii) aceptar la operación sujeta a condicionamiento, o (iii) prohibir la operación y ordenar la desconcentración del mercado, según sea el caso.
Mediante Resolución 072-2023/CLC-INDECOPI del 25 de julio del 2023, la Comisión consideró que CSGI forma parte del mismo grupo económico de Luz del Sur (la otra empresa de distribución eléctrica de Lima, controlada por CTG), Tecsur, Empresa de Generación Huallaga, Inland Energy, Hydro Global Perú y Grupo de Contratistas Internacionales[1]. En adelante, nos referiremos a este grupo económico como “Grupo Adquirente”.
Según la CLC, la operación podría ocasionar efectos restrictivos en la competencia en el mercado de usuarios regulados que decidieron cambiar de condición (pasando a ser usuarios libres), en el área de concesión de Enel Distribución y de Luz del Sur. En este mercado, la operación permitiría al Grupo Adquiriente alinear las políticas comerciales de sus empresas con las de Enel Distribución; siendo Luz del Sur una de las empresas que forma parte del referido grupo.
Además, la CLC identificó potenciales efectos restrictivos a la competencia —de carácter vertical— en los siguientes mercados:
(i) Mercado de contratos entre las empresas de generación y distribución para el suministro de electricidad a los usuarios regulados.
La operación podría dar incentivos al Grupo Adquirente para que Enel Distribución y Luz del Sur privilegien la contratación de suministro eléctrico con Generación Huallaga, Inland Energy e Hydro Global, excluyendo a empresas de generación competidoras.
En efecto, CSGI puede colocar la totalidad de su demanda del mercado regulado directamente a través de contratos bilaterales con sus generadoras vinculadas a precios más altos que los de mercado (siempre que este precio no supere la tarifa “en barra”[2]. Estos precios altos podrían trasladarse a los clientes regulados, considerando que ellos no tienen alternativas de suministro. Además, si bien no se podrían traspasar precios mayores que la tarifa en barra, una tarifa en barra obtenida sin contrato de licitación priva a los clientes regulados de acceder a precios más competitivos.
Aun con licitación, si por efecto del proceso de licitación o por acceso a información privilegiada, ocurriera que sólo las generadoras vinculadas participen de la licitación, entonces no habrá una competencia efectiva. Como efecto de lo anterior, se obtendrán precios más altos que lo que ocurriría si hubiera una mayor competencia. Si esto último ocurre, la tarifa en barra también podría tener un incremento, ya que el valor de referencia (promedio de licitaciones) se incrementará.
(ii) Mercado de transmisión para el suministro de electricidad a los usuarios libres dentro del área de concesión de Enel Distribución y Luz del Sur; y a los usuarios regulados que decidieron cambiar de condición a usuario libre dentro de dichas áreas de concesión.
La operación podría generar incentivos para restringir o dificultar el acceso a los servicios de transmisión del Grupo Adquirente en perjuicio de las empresas que compiten con los miembros de dicho grupo (Generación Huallaga, Inland Energy, Hydro Global, Luz del Sur y Enel Distribución) en el mercado de usuarios libres en el área de concesión de Enel Distribución y de Luz del Sur; y, en el mercado de usuarios regulados que decidieron cambiar de condición a usuarios libres en el área de concesión de Enel Distribución y de Luz del Sur.
(iii) Mercado de distribución para el suministro de electricidad a los usuarios libres dentro del área de concesión de Enel Distribución y Luz del Sur; y, a los usuarios regulados que decidieron cambiar de condición a usuario libre dentro de dichas áreas de concesión.
La operación podría generar incentivos para restringir o dificultar el acceso a los servicios de distribución del Grupo Adquirente en perjuicio de las empresas que compiten con los miembros de este grupo en el mercado de usuarios libres en el área de concesión de Enel Distribución y de Luz del Sur; y, en el mercado de usuarios regulados que decidieron cambiar de condición a usuarios libres en el área de concesión de Enel Distribución y de Luz del Sur.
En el caso de los usuarios libres, aun en el escenario de que el distribuidor realice licitaciones, la ventaja de información que puede tener un distribuidor-generador vinculado (es decir, integrado), en contra de un generador no vinculado, puede ir en desmedro de este último. Así, es posible que se otorgue un trato preferencial a los clientes de sus empresas vinculadas. Además, podría manejar las fechas de las licitaciones considerando la mejor situación de sus generadoras vinculadas. En otras palabras, el distribuidor puede considerar la mejor oportunidad para lanzar las licitaciones de acuerdo con la mejor posición de sus generadoras y la entrada de eventuales nuevos proyectos de generación de sus vinculadas.
(iv) Mercado de mantenimiento de infraestructura energética de empresas de distribución. La operación podría dar incentivos al Grupo Adquirente para que privilegie a las empresas Tecsur y Grupo de Contratistas como proveedores de los servicios de mantenimiento de redes eléctricas que son demandados por Luz del Sur y Enel Distribución, excluyendo a otras empresas competidoras.
(v) Mercado de construcción de infraestructura energética de empresas de distribución. La operación podría dar incentivos al Grupo Adquirente para que privilegie a las empresas Tecsur y Grupo de Contratistas como proveedores de los servicios de construcción de infraestructura energética que son demandados por Luz del Sur y Enel Distribución, excluyendo a otras empresas competidoras.
De acuerdo a lo anterior, la CLC consideró necesario profundizar el análisis sobre los posibles efectos de la operación de concentración objeto de evaluación en los mercados indicados. Esta segunda fase de evaluación de la operación de concentración debe durar 90 días, pudiendo prorrogarse hasta por 30 días adicionales.
Según lo analizado en esta nota, es posible que como mínimo se establezcan las siguientes condiciones conductuales:
Aún estamos en el plazo previsto por la Ley, que culminará en octubre del 2023
[1] Estas empresas eran controladas por Luz del Sur y pasaron a ser parte de CTG. Tecsur y Grupo de Contratistas Generales se dedican al mantenimiento y construcción de infraestructura de energía. Empresa de Generación Huallaga, Inland Energy e Hydro Global Perú, son empresas de generación.
[2] El precio en barra es el precio de potencia más el precio básico de la energía. El precio por potencia se determina como el costo anual unitario (por KW/año) de un turbo gas nuevo de 200 MW aproximadamente (equivalente al 4% de la máxima demanda y el precio por energía se determina como la suma de los costos marginales de corto plazo multiplicada por la demanda proyectada para un periodo de tres años, 12 meses del pasado y 24 del futuro (antes 48 meses), dividida entre la demanda proyectada para el periodo correspondiente. Este precio básico de la energía representa parte de la tarifa en barra, siempre y cuando este último no difiera del precio promedio de las licitaciones de largo plazo efectuadas por las distribuidoras. Así, el precio básico no puede diferir en más del 10% respecto del precio promedio de las licitaciones de largo plazo, por lo cual dicho valor ha sido corregido en estos últimos años a un valor igual al promedio de las licitaciones menos 10%. El precio en barra, además, incluye costos por pérdidas de transmisión de los generadores hacia los distribuidores. El precio que pagará el consumidor final incluirá el Valor Agregado de Distribución (VAD).
