101753 Background Paper  INTERNATIONAL EXPERIENCE WITH PRIVATE SECTOR PARTICIPATION IN POWER GRIDS PERU CASE STUDY ESMAP Mission    The Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) is a global knowledge and  technical assistance program administered by the World Bank. It provides analytical and  advisory services to low‐ and middle‐income countries to increase their know‐how and  institutional capacity to achieve environmentally sustainable energy solutions for  poverty reduction and economic growth. The SIDS DOCK Support Program is funded by  Denmark and Japan.      Copyright © January 2012  The International Bank for Reconstruction  And Development / THE WORLD BANK GROUP  1818 H Street, NW | Washington DC 20433 | USA      Cover image: ©iStock  Written by Enrique Crousillat    For Victor Loksha, Energy Sector Management Assistance Program (P146042)  See synthesis report (No. 99009):  World Bank. 2015. Private Sector Participation in Electricity Transmission and  Distribution: Experiences from Brazil, Peru, the Philippines, and Turkey. Energy Sector  Management Assistance Program (ESMAP) Knowledge Series No. 023/15. Washington,  DC: World Bank Group.   https://hubs.worldbank.org/docs/imagebank/pages/docprofile.aspx?nodeid=24933178   Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) reports are published to  communicate the results of ESMAP’s work to the development community. Some  sources cited in this report may be informal documents not readily available.    The findings, interpretations, and conclusions expressed in this report are entirely those  of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its  affiliated organizations, or to members of its board of executive directors for the  countries they represent, or to ESMAP. The World Bank and ESMAP do not guarantee  the accuracy of the data included in this publication and accept no responsibility  whatsoever for any consequence of their use. The boundaries, colors, denominations,  and other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the  World Bank Group any judgment on the legal status of any territory or the endorsement  of acceptance of such boundaries.    The text of this publication may be reproduced in whole or in part and in any form for  educational or nonprofit uses, without special permission provided acknowledgement  of the source is made. Requests for permission to reproduce portions for resale or  commercial purposes should be sent to the ESMAP Manager at the address below.  ESMAP encourages dissemination of its work and normally gives permission promptly.  The ESMAP Manager would appreciate receiving a copy of the publication that uses this  publication for its source sent in care of the address above.      All images remain the sole property of their source and may not be used for any  purpose without written permission from the source.    Contents  EXECUTIVE SUMMARY .................................................................................................................................. ii  Peru Case Study ............................................................................................................................................ 1  1.  BACKGROUND ................................................................................................................................... 1  2.  STUDY OBJECTIVES AND ACTIVITIES .................................................................................................  1  2.1  .................................................................................................................................. 1  Objectives  2.2  Activities .................................................................................................................................... 1  3.  THE REFORM OF THE POWER SECTOR IN PERU................................................................................  2  3.1  Crisis and the Urge for Reform .................................................................................................  2  3.2  What was Done: The Reform of 1992‐1993 .............................................................................  3  3.3  Price Regime .............................................................................................................................  6  3.4  .......................................................................................................  6  Second Generation Reform  4.  RATIONALE FOR PRIVATE SECTOR PARTICIPATION ..........................................................................  6  5.  CHALLENGES AND BARRIERS AND HOW WERE THEY ADDRESSED ................................................... 7  5.1  Setting a New Power Sector Framework ..................................................................................  8  5.2  Unbundling the Sector Structure ............................................................................................  13  5.3  Privatization of Assets .............................................................................................................  13  5.4  Assets Ownership ....................................................................................................................  17  5.5  .................................................................................................................  20  Transmission Issues  5.6   Recent Developments: Second Generation Reform of 2006 .................................................. 22  6.  OUTSTANDING ISSUES ....................................................................................................................  25  7.  EVIDENCE OF THE IMPACT OF PSP ON TRANSMISSION AND DISTRIBUTION ................................. 27  7.1  Operational Performance of Privatized T&D Assets ............................................................... 28  8.  DRIVERS OF SUCCESS/LESSONS ......................................................................................................  32  ANNEX 1 | Peru Case Study List of Interviews ............................................................................................  35        EXECUTIVE SUMMARY This case study is part of an analytical effort aimed at advising World Bank staff and country clients on options  for  private  sector  participation  (PSP)  in  transmission  and  distribution.  The  report  is  based  on  data  collected  on the Peruvian case, the review of literature, as well as on a set of interviews held with power sector agencies,  including the regulator and system operator, power sector companies and experts in the field.   Rationale for Private Sector Participation in Peru  By  the  late  eighties,  Peru  had  fallen  into  a  dismal  performance  with  an  economy  ravaged  by  hyperinflation,  falling output and real wages, external debt in arrears and exhausted foreign reserves. The power sector also  went through a deep crisis characterized by a very low quality of services, inefficient public utilities and serious  financial  difficulties.    Power  restrictions  in  1989  reached  13‐20  percent  of  demand  and  the  returns  of  the  sector utilities had been negative since 1986.    The  problems  of  the  power  sector  were  linked  to  its  structure,  a  legal  framework  that  guaranteed  a  public  monopoly  and  the  use  on  subsidies  as  a  political  tool  to  redistribute  income  and  control  inflation.  The  crisis  justified  measures  in  line  with  a  thorough  neoliberal  economic  reform  that  was  underway.  This  reform  included the reduction of an oversized public sector and the unbundling and privatization of the power sector.   The privatization of transmission was justified on the grounds of attracting fresh capital and achieving greater  efficiency.  PSP  in  distribution  was  justified  on  the  same  grounds,  plus  another  important  factor,  it  was  seen  also  as  a  way  to  prevent  or  minimize  government  interference  on  the  day‐to‐day  operations  of  utilities  and,  most important, to avoid the politicization of electricity tariffs.    Challenges and Barriers and how were they addressed  Having decided to undertake a power sector reform, a first challenge was how to overcome the resistance of  an  old  culture  of  state  control  that  had  been  justified  by  the  view  that  the  power  sector  was  a  natural  monopoly  and  that  power  supply  was  a  strategic  matter  that  had  to  remain  under  state  control.  The  magnitude of the crisis was such that these inertial factors were counterbalanced by the recognition that the  public monopoly model had failed and by the urge to improve the sector’s performance.    Besides its political acceptability, a main challenge of PSP was how to attract private investment, both at the  initial  divestiture  stage  and  the  subsequent  expansion  period.   Given  the  magnitude  of  the  crisis,  the  only  solution was a comprehensive reform of the economy, i.e. the departure from unsustainable policies and the  adoption of a sound management of the economy. In power, this meant the need to create an environment  where  the  electricity  business  was  acknowledged  as  a  commercial  operation  under  rules  of  competition,  profitability and accountability. Within this approach, PSP was not seen as a single course of action, but a very  important  policy  measure  that,  together  with  other  measures,  was  expected  to  contribute  towards  the  recovery of the sector.  The  Peruvian  reform  focused  on  the  following  main  actions  that  were  implemented,  to  a  great  extent,  in  a  sequential manner:  i. Establishing an appropriate set of rules through the enactment of new legislation, strengthening  regulation and a separate system operator;   ii. Unbundling of generation from transmission and distribution;  ii | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   iii. Privatization of assets to the extent that it was politically possible.  The  reform;  A  new  legal  framework  was  established  by  the  Law  of  Power  Concessions  in  1993  (Ley  de  Concesiones Eléctricas ‐ LCE). Subsequently, the ownership of most generation, transmission and distribution  assets  was  transferred  from  public  to  private  hands,  together  with  concessions  for  their  management  and  operation. The LCE created a sector regulator, OSINERGMIN (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía  y  Minería)  and  stipulated  procedures  for  rate  setting,  granting  of  concessions,  customer  service  guidelines  and  accountability  of  operators.  The  role  of  the  State  was  limited  therefore  to  sector  policy,  regulation,  granting concessions and a rather weak planning.   The LCE recognizes two categories of electricity public service users: the large unregulated users, that is, those  with a demand greater than 1 MW, and the small (captive) users. Large users contract their electricity supply  directly  with  generators  within  an  energy  wholesale  market,  in  competition  with  many  other  buyers.  Distribution  companies  supply  electricity  to  small  users  in  their  concession  areas  at  a  regulated  price.  The  operation of the power system is executed by the COES1, a quasi‐independent entity where most power sector  players are represented.  The LCE  established also the open access to transmission and distribution facilities.  The  Peruvian  electricity  tariff  scheme  is  designed  on  the  basis  of  the  full  recovery  of  efficient  costs.  While  a  large share of the energy  consumed is  sold within the energy wholesale market  (accounting 44% of national  consumption), transmission and distribution tariffs are regulated for all types of users.  The reform did not encounter many obstacles during its initial years, in spite of the fact that it meant the  elimination of most subsidies and a large increase in tariffs. The poor quality of the power service and  poor reputation of public utilities were factors that allowed a smooth privatization. However, during the  late 1990s the privatization process slowed down considerably due to domestic and foreign factors, such  as the impact of the Asian financial crisis and a marked decline of public approval.  The reform, complemented by a favorable external environment, fueled a remarkable economic  recovery and high economic growth. This successful performance implied also a quick growth of the  power sector, as energy production grew at an average rate of 5.2% between 1993 and 1997, and 6.7%  during the last decade.  Unbundling and Privatization of Assets; It was recognized that a competitive market required an  effective unbundling plus separate ownership. This implied the privatization of generation, transmission  and distribution assets, as well as the separation of generation from transmission. The privatization of  generation and distribution assets started in 1994 and progressed smoothly until 1997 through a system  of public bids. As the process lost political support, the privatization of generation and distribution could  not be completed –the public sector kept by the early 2000s half of the generating capacity and its  distribution utilities served about half of the residential clients. The national transmission system was  fully privatized a few years later, in 2002.   The sale of existing assets and granting of concessions was done in the following manner:   Creation of an entity (CEPRI) in charge of the privatization process;    Selection of concessionaires through an open and transparent international public bidding  process on the basis of the best price offered;                                                                1  Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado  P e r u   C a s e   S t u d y   |  iii   It was a requirement for any eligible bidder to include a leading company with extensive  experience in the pertinent field.    With the exception of transmission, all concessions are open ended.     Transmission was privatized in a different sequence, going first through a PPA period and, once  the transmission was integrated into a single national system, utilities were privatized.    Since  the  reform,  the  expansion  of  the  sector  was  dominated  by  the  private  investors.  By  2010,  the  private  sector  owned  74%  of  the  generating  capacity  and  practically  all  the  high  voltage  transmission  system.  In  distribution the role of the private sector is more limited; at present, only 2.1 million consumers (of 4.9 million)  are served by privately‐owned distribution companies.     Second  Generation  Reform;  During  the  last  decade,  Peru  introduced  a  set  of  second  generation  reform  measures  to  address concerns that the  pricing system and market rules  did not  provide sufficient incentives  for investors to expand generation and transmission capacity. After a drop in private investment and a severe  drought, new legislation enacted in 20062 introduced a set of measures to ensure future supply, including the  strengthening  of  planning,  a  more  inclusive  organization  of  COES,  improvements  in  the  pricing  policy  – particularly for transmission– and the establishment of BOOT low‐risk contracts for transmission concessions.  There  are,  however,  a  few  outstanding  issues  that  have  yet  to  be  resolved  such  as  the  poor  performance  of  public  distribution  utilities  and  the  increasing  difficulties  faced  by  developers  in  obtaining  social  and  environmental licenses for new transmission projects.   Impact of PSP and Drivers for Success  Upon the reform of the 1990s, the Peruvian power sector achieved an impressive improvement, maintaining  stable  and  competitive  cost‐based  prices,  attracting  investment  and  achieving  a  clear  recovery  in  the  technical,  commercial  and  financial  performance  of  the  sector  as  a  whole.  The  figure  below  presents  one  of  the  many  accomplishments  of  the  reform:  the  reduction  in  distribution  losses3.  Since  the  reform  relied  on  a  set  of  measures  that  acted  together,  it  is  not  possible  to  isolate  the  impact  of  each  of  them.  There  are,  however,  areas  where  PSP  had  an  obvious  and  clearly  noticeable  impact,  in  particular,  when  comparing  the  performance of public and private distribution utilities.   Private  investment  played  a  leading  role  in  the  expansion  of  the  sector.    During  the  period  1994‐2010  it  accounted  for  87%  of  total  investment  in  transmission,  56%  in  distribution  and  73%  in  generation.  This  dominant presence of private companies was instrumental in improving the performance of the sector.                                                                2  Law No 28832 to “Ensure the Efficient Development of Electricity Generation.”  3  Other achievements include improvements in the quality of the service, labor productivity and the sound financial performance of private  utilities.   iv | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Figure. Distribution Losses, 1993‐2007  35 30 25 Energy losses (%) 20 15 10 5 0 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 —   Public Utilities         —  Private Utilities  Source: author, based on MINEM data  The following lessons can be drawn from this case study:   The Peruvian case illustrates the benefit of putting in place a set of rules prior to the  privatization process. These rules included a new legislation that opened doors to PSP, a cost‐ based pricing system, and a separate operator of the power system;    The good functioning of the transmission system shows that the strategic concerns associated  with the transmission business are not an impediment for its privatization. In fact, regardless of  its ownership, its success relied on the assurances given by a separate system operator and a  sound regulatory framework;    Privatization of power sector assets is a challenging task that can face serious constraints  associated with each country’s political environment and legitimate economic and social  pressures;   Extensive experience of bidders was a key factor of success of the privatization effort.  Conversely, the absence of such experience explained some failures;    The risks of vertical and horizontal concentration of assets call for a clear and effective legal and  regulatory framework to establish the criteria and procedures for authorizing, or prohibiting,  operations that could challenge the market;      Initial difficulties in attracting investment in transmission illustrate the importance of: (i) an  objective transmission planning to establish expansion needs; and (ii) a predictable tariff system  based on competitively driven costs.    The Peruvian experience highlights the limitations of marginal‐type transmission pricing  approaches. Two specific cases were: the ‘new replacement value’ approach and the locational  marginal prices; and   P e r u   C a s e   S t u d y   |  v   The increased difficulty in achieving the social license and related authorizations for  transmission projects casts doubts on whether the private sector has the capacity to deal with it  successfully without the support of public agencies.     vi | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   PERU CASE STUDY 1. BACKGROUND Reliable and affordable supply of electricity is a key driver of economic growth. Accordingly, electric power  systems operating reliably, efficiently and competitively are high on the agenda of developing economies.  In  recent  decades,  many  countries  have  embarked  on  efforts  to  introduce  more  competition  through  structural  reforms,  including  sector  unbundling  and  increased  private  sector  participation  across  the  entire  power  sector.  World  Bank  country  clients  have  identified  the  modalities  of  Private  Sector  Participation (PSP) in transmission and distribution (T&D) systems as an area of interest to policy makers  in  developing  countries.  In  response,  the  Energy  Sector  Management  Assistance  Program  (ESMAP),  a  global  energy  sector  technical  assistance  facility  administered  by  the  World  Bank,  has  embarked  in  an  analytical study covering this subject.   Typically,  participation  of  private  agents  has  been  first  introduced  in  generation  and  distribution,  while  the  high‐voltage  transmission  segment  has  remained  predominantly  publicly  owned  because  of  its  perceived  strategic  role  from  the  national  perspective  and  the  strong  natural  monopoly  character  of  transmission  grids.  However,  transmission  systems  have  gradually  opened  up  for  PSP  in  both  developed  and  developing  countries.  Also,  examples  of  successful  private  sector  participation  in  distribution  are  numerous worldwide. In many cases, however, the risks for private investors are quite high, including that  of excessive and politicized price controls by the state/regulatory agencies driven by end‐user affordability  concerns.    An  important  issue  for  a  developing  country  to  explore  is  how  PSP  and  regulatory/policy  reforms (e.g., adoption of cost‐reflective tariffs) should be sequenced.    2. STUDY OBJECTIVES AND ACTIVITIES 2.1 Objectives The key objective of this analytical effort is to advise World Bank staff and country clients on options for  PSP in T&D,  drawing on  best practice examples and lessons learned from international experience while  taking into account specific country circumstances. In the process of concept development, a brief scoping  exercise was undertaken to select the case studies of most relevant countries and regions. This selection  considered  the  following  factors:  (a)  demonstrated  level  of  success  in  implementing  PSP  in  T&D;  (b)  potential  for  replication  of  successful  models  among  World  Bank  client  countries;  and  (c)  availability  of  exceptionally valuable lessons learned, both positive and negative.   The list of countries selected for the case studies is as follows: Brazil, Peru, Turkey, Philippines and India.   This report pertains to the case study of Peru.      2.2 Activities This report is based on the information obtained through the following activities:  P e r u   C a s e   S t u d y   |   1   Data collection:  The  main data sources were;   i) Statistical Annual Report of the Ministry of Mines and Energy (MINEM), 2009‐2010.    ii) Energy Sector Annual Statistical Reports for the period 1992‐2010 prepared by the  regulator OSINERGMIN (and its predecessor CTE: Comisión de Tarifas Eléctricas);  iii) Evolution of the Power Market Indicators, 1995‐2010, Ministry of Energy and Mines;  iv) Power legislation enacted between 1993 to 2008; and   v) Complementary data obtained at interviews with different power sector entities,  private and public.    The report benefited also from the data and analytical work of previous studies on the Peruvian  power sector4.    Interviews:  A set of eleven interviews was held with government agencies, power sector  companies (private and public) and experts in the field, including the Ministry of Energy and  Mines (MINEM), the regulator OSINERGMIN, the system operator COES, Edelnor (distribution  utility), Distriluz (largest public distribution utility), ISA (Red de Energía del Perú, largest  transmission company), Kallpa (private generator), Electroperu (public generator) and experts  who had a long engagement in the sector during the last decades. The report benefits also from  interviews held prior to the study with several additional private companies and public  institutions associated with the power sector.  A complete list of the people and institutions met  is included in Annex 1.    3. THE REFORM OF THE POWER SECTOR IN PERU 3.1 Crisis and the Urge for Reform The  eighties  was  a  lost  decade  for  Peru.   The  country  had  fallen  into  a  dismal  performance  caused  by  inconsistent  macroeconomic policies  within a strategy  that was  heavily interventionist and distrustful of  international  linkages.  Consequently,  the  government  that  took  power  in  1990  inherited  an  economy  ravaged  by  hyperinflation,  falling  output  and  real  wages,  with  seventy  percent  external  debt  in  arrears  and exhausted foreign reserves.      Like the rest of the country, the power sector also went through a deep crisis that was reflected in a very  low  quality  of  services,  inefficient  public  utilities  and  extremely  serious  financial  difficulties.    Power  restrictions in 1989 reached up to 13‐20 percent of demand.  The returns of the sector utilities had been  negative since 1986 (losses exceeded one billion US$ during the period 1989‐90) as the average revenue  fell  to  a  small  fraction  of  actual  costs.   The  ratio  between  administrative  and  technical  staff  was  close  to  3:1.  Energy losses for the whole system reached 20% and in some regions exceeded 25%.    The problems of the power sector were linked to its organization and legal framework, which guaranteed  a public monopoly in all aspects of the electricity business and didn’t allow private ownership of any sort,                                                               4  In particular, three sector studies undertaken by the World Bank in Peru; (i) Peru: Recent Economic Developments in Infrastructure, 2010; (ii)  Assessing the Impact of the Financial and Economic Crisis on Energy Sector Investment Requirements in Latin America and the Caribbean  Region. Case Study: Peru, 2010; and (iii) Revisiting Standard Policy recommendations in the Power Sector: The Optimal Degree of Unbundling –  Peru Case Study, 2009; plus the report “Sistema Tarifario del Servicio Público de Electricidad: una evaluación desde el punto de vista de los  usuarios”, 2003; prepared by Giovanna Aguilar for the Defensoría del Pueblo (Public’s Ombudsman).  2 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   and  to  interventionist  policies  that  relied  strongly  on  subsidies  as  a  political  tool  to  redistribute  income  and control inflation.  Also, over‐regulation and lack of autonomy of the public utilities inhibited corporate  dynamics and weakened the accountability of public utilities.      The magnitude of the crisis justified a drastic change of policies.  This change included the reduction of an  oversized public sector through divestiture and a radical reform that entailed a restructuring of the sector  through an advanced degree of unbundling.  There was also a much‐needed shift in the sector’s culture,  including;    A redefinition of the role of the State in the power sector, clearly separating its policy/regulatory  role from its role as owner of public utilities;   Recognition  that  the  power  business  should  be  profitable,  that  private  sector  investment  and  operation should be encouraged within a competitive environment, and that government utilities  should be transformed into commercially oriented enterprises;   Recognition that electricity prices should reflect economic costs.   The power sector in Peru was reformed in line with a nationwide economic reform. The intention was to  improve  the  overall  performance  of  the  sector  and  mobilize  great  part  of  the  required  financing  from  private sources.  Therefore, the private sector was expected to be the principal player.   3.2 What was Done: The Reform of 1992-1993 The  power  sector  was  reformed  and  restructured  between  1992  and  1993,  followed  by  a  privatization  and  concessions  process.  To  this  end,  a  new  legal  framework  was  set  up  through  the  Law  for  Power  Concessions (Ley de Concesiones Eléctricas – LCE) and other complementary laws.  The LCE established a  system  of  private  concessions  for  generation,  transmission  and  distribution,  its  pricing  system  and  an  unregulated wholesale energy market.   The ownership of great part of the generation, transmission and distribution assets was transferred from  public  to  private  hands,  together  with  a  concession  arrangement  for  their  management  and  operation.  The new legal framework created a sector regulator, OSINERGMIN (Organismo Supervisor de la Inversión  en Energía y Minería) and stipulated the methodology for rate setting, granting of concessions, customer  service  guidelines  and  accountability  of  operators.   The  role  of  the  State  was  limited  therefore  to  sector  policy and general regulations, the granting of concessions and a rather weak sector planning.       P e r u   C a s e   S t u d y   |   3    Figure 1: Structure of the Peruvian Power Market      Energy Wholesale Contract Market    (“Unregulated” Market)      Energy Auctions        Regulated “Market”    (regulated clients)                                    Tariffs US$        Distributors    Distribution  Client  “Retailing”  System – Open  Services    Regulated  Access        High Voltage  COES (generators, transmission,  Contracts to  distributors, large users)    System –  Generators  Open Access  System Operation  Market Admin.    settlement, transfers  US$  Spot Price US$        Generators      ➞ Energy flows/MWh ➞ US$ flows/contracts, regulated/spot prices  --▶ information  Source: Author.    4 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The LCE recognized two categories of electricity public service users.  The “large users,” that is, those with  a  demand  greater  than  1  MW,  and  the  “small”  regulated  users.    Large  users  (also  known  as  “free”  or  unregulated  users)  contract  their  electricity  supply  directly  with  generators  through  bilateral,  freely  negotiated  contracts,  in  a  competitive  energy  wholesale  market.  Distribution  companies  have  the  obligation  to  supply  electricity  to  small  users  within  their  concession  areas  at  a  regulated  price.    The  operation  of  the  power  system  is  executed  by  the  COES  (Comité  de  Operación  Económica  del  Sistema  Interconectado).  The  new  legislation  established  also  the  obligation  of  transmission  and  distribution  concessionaires  to  allow  unregulated  third  parties  utilize  their  systems  for  the  transport  of  electricity.   Figure  1  displays  the  structure  of  the  Peruvian  electricity  market  as  established  by  the  reform  of  1993,  including the amendments of a second generation reform held in 2006.  In retrospect, many interviewees believe that, while in balance the reform has been clearly beneficial –as  evidenced  by  a  noticeable  improvement  in  the  technical,  commercial  and  financial  performance  of  the  power sector– the reform was performed with excessive optimism and without a full understanding of its  implications.    A  Chilean  model,  that  had  yet  to  be  tested,  was  adopted  with  minor  modifications  and  without  any  significant  political  resistance.   The  reform  momentum  did  not  encounter  many  obstacles  during its initial years, in spite of the fact that it meant the elimination of great part of the subsidies and  a  subsequent  increase  in  tariffs  by  more  than  five  hundred  percent.   The  extremely  poor  quality  of  the  power service, which had  become a serious constraint to  many productive activities and residential  use,  and  the  poor  reputation  of  public  utilities  and  their  unions  –that  had  been  associated  with  the  previous  government– were factors that allowed at that moment a smooth privatization process.      Figure 2: Energy Production 1991‐2010  40000 35000 30000 Energy (GWh) 25000 20000 15000 10000 5000 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010   Source: MINEM statistics    As  mentioned  above,  the  crisis  justified  a  comprehensive  reform  of  the  economy,  the  need  to  abandon  unsustainable and politically driven policies, and the adoption of a credible macroeconomic management.   P e r u   C a s e   S t u d y   |   5  In  fact,  such  reform,  complemented  by  periods  of  favorable  external  environment,  allowed  Peru  to  experience a  remarkable economic recovery, to the extent of  becoming the fastest growing economy of  the  Western  Hemisphere.   GDP  grew  at  an  average  rate  of  7%  during  the  period  1993‐1997  and,  after  a  three‐year slowdown, it achieved even higher growth during the  past decade.  This successful economic  performance  implied  also  a  quick  growth  of  the  power  sector,  as  energy  production  grew  at  an  average  rate of 5.2% between 1993 and 1997, and 6.7% during the last decade. In fact, electricity production has  grown more than 160% since the reform started (see Figure 2).   3.3 Price Regime The Peruvian electricity tariff scheme is designed on the basis of the full recovery of efficient costs in each  of the three segments: generation, transmission, and distribution systems. Transmission and distribution  tariffs are regulated for all  types of users.  Generation, on the other hand,  has  different price regimes; a  generation  tariff  for  small  users5,  established  by  the  regulator,  and  two  options  for  large  users:  (a)  negotiating  electricity  quantities  and  prices  directly  with  suppliers  within  the  wholesale  energy  contract  market;  or  (b)  participating  in  the  supply  auctions,  as  part  of  an  aggregated  demand  with  distributors.   Further explanation of the price regime is included in section 5.1.2.  3.4 Second Generation Reform During the last decade, Peru introduced a set of second generation reform measures to address  concerns that the energy prices and market rules did not provide sufficient incentives to private  investors to expand generation and transmission capacity.  After a drop in private investment in  generation and a severe drought in 2003‐20046, new legislation enacted in 20067 introduced a set of  measures to ensure future energy supply, focusing mostly in generation and transmission (section 5.6  develops further these issues).      4. RATIONALE FOR PRIVATE SECTOR PARTICIPATION Fresh capital and greater efficiency; The key rationale for PSP in the transmission business is the need to  attract large amounts of fresh capital to remove possible transmission shortages and bottlenecks without  placing an excessive burden on public finances. For private investors, investments in transmission can be  an  attractive  long  term  venture  if  risks  can  be  maintained  at  a  low  level.    From  a  national  economic  perspective, it can be argued that the corporate dynamics inherent to a private operation is likely to bring  a  more  efficient  and  reliable  operation  of  the  transmission  facilities,  including  the  reduction  of  system  losses.8    In  the  Peruvian  case,  the  privatization  of  transmission  was  rationalized  on  the  basis  of  the  concepts mentioned above: (a) attracting fresh capital; and (b) achieving greater efficiency.  Also, PSP in  transmission, as well as in distribution, was consistent with the ideological shift toward liberalism that the                                                               5  In fact, a purchase power cost transferred to retail consumers.   6  Hydropower has been the major source of electricity in Peru, traditionally supplying 70 to 80 percent of electricity requirements nationwide,  and more recently down to 60% upon the large‐scale development of gas‐fueled plants.   7  Law No 28832 to “Ensure the Efficient Development of Electricity Generation.”  8  The corporate dynamics inherent to a private operation contrasts with the less dynamic public operation which is usually characterized by a  strict government control on its day‐to‐day operations, slow procedures on procurement and budget approval, an unattractive salary policy,  etc.   6 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   country  went  through  during  the  early  1990s  after  the  disastrous  outcome  of  a  highly  interventionist  populist regime.   De‐politicizing  the  sector;  PSP  in  distribution  was  justified  on  the  same  grounds  as  in  transmission;  that  is, efficiency and the mobilization of financial resources.  There was, however, another important factor.   Private  ownership  in  distribution  assets  was  seen  also  as  a  way  to  prevent  or  minimize  arbitrary  government  interventions  on  the  day‐to‐day  operations  of  utilities  and,  most  important,  on  the  risk  of  having electricity tariffs used as a political instrument.    While the risks threatening the distribution business are associated mostly to governance issues (stability  of regulation, legal framework and pricing policies), transmission investments usually face, in addition, a  set  of  project  risks  linked  to  unforeseen  construction  events  and,  nowadays  more  important,  the  difficulties and possible delays associated with the social licensing of transmission projects.     5. CHALLENGES AND BARRIERS AND HOW WERE THEY ADDRESSED Aftermath  of  public  monopoly  period;  Having  decided  the  need  to  undertake  a  power  sector  reform  in  line with a thorough neoliberal economic reform, a first challenge was how to overcome the resistance of  an old culture of state control and publicly‐owned utilities. In the power sector, this was reflected by the  presence of a state‐owned vertically integrated monopoly –in those times, a common feature worldwide–  that  had  been  justified  by  the  belief  that  the  power  sector  had  strong  elements  of  a  natural  monopoly  and, hence,  there was not much room for competition.  Also, power supply was perceived by many as a  strategic matter of national interest and, hence, it was argued that it had to remain under the control of  the  State,  i.e.  private  ownership  was  considered  risky  and,  in  fact,  former  legislation  prohibited  it.  An  important  practical  consideration  linked  to  this  concept  was  that  departing  from  the  publicly‐owned  monopoly  meant  also  renouncing  to  use  prices  as  a  tool  to  redistribute  income  and  control  inflation9  as  well as a significant loss of political power.  By 1990, the magnitude of the crisis was such that these inertial  factors were counterbalanced by the urge to undertake a drastic reform.  Nevertheless, resistance forces  remained within the country’s political environment and, in a later moment, became an insurmountable  constraint to the continuation of the privatization process.    Attracting  private  investors;  Besides  its  political  acceptability,  a  main  challenge  of  PSP  in  transmission  and  distribution  was  how  to  attract  private  investment  to  these  areas,  both  at  the  initial  stage  of  divestiture and the subsequent expansion period.  Given the magnitude of the crisis, which surpassed the  boundaries of the power sector, it was understood that the only solution was a comprehensive reform of  the  economy,  the  departure  from  unsustainable  policies  and  the  adoption  of  a  credible  management  characterized by prudent fiscal balances, respecting the autonomy of the central bank, minimizing the use  of  price  distortions  and  maintaining  low  levels  of  inflation  and  a  flexible  exchange  rate.    In  the  power  sector, this meant the need to create an environment where the power business was acknowledged and  respected as a commercial operation working under rules of competition, profitability and accountability.  Within  this  approach,  PSP  was  not  seen  as  a  single  course  of  action,  but  as  one  very  important  policy                                                               9  The fully public power sector had been easy to manipulate. On the other hand, the presence of private ownership in different activities of the  sector became an important constraint to political interference in setting prices; in fact, it was rightly perceived as a way of de‐politicizing  prices.   P e r u   C a s e   S t u d y   |   7  measure that, in addition to other complementary measures, was aimed at contributing towards a better  functioning of the sector.     In order to address these challenges, the power sector reform focused on the following main actions (pre‐ requisites), which were implemented in an orderly fashion:  i. Implementing an appropriate set of rules through the enactment of new legislation, a sound  cost‐based pricing policy, the strengthening of the regulatory capability and establishing a  separate system operator;    ii. Unbundling the assets ownership of generation from those of transmission and distribution; and  iii. Privatization of generation, transmission and distribution assets to the extent that it was  politically possible.  5.1 Setting a New Power Sector Framework 5.1.1  Legislative Measures   A new legal and regulatory framework was established during the 1990s through the following laws:   The Law for Power Concessions (LCE for its Spanish name, Ley de Concesiones Eléctricas) and its  regulations enacted through the Legislative Decree N°25844, and Supreme Decree (DS) N°009‐ 93‐EM, respectively; that establishes rules and guidelines for the development of the power  business and private sector participation;   Antimonopoly and Anti‐oligopoly Law for the Power Sector (Law No26876), which regulates,  inter alia, the vertical and horizontal concentration of ownership with the supervision of  INDECOPI, the regulatory entity responsible for the good functioning of markets; and    Law for the Agencies Regulating Private Investment in Public Services (Law No 27332); which  establishes new functions for OSINERGMIN and its merger with the former Tariffs Commission.     This legal framework was amended last decade (2006) as part of a set of second generation measures  aimed at addressing a set of outstanding sector performance issues (addressed in section 5.6).    The Law of Power Concessions (LCE), passed in December 1992, was the cornerstone of the reform. It  created a system of concessions for generation, transmission and distribution, which established the  rights and obligations of concessionaires to use public goods as well as rights‐of‐way for the purpose of  providing power sector services. In fact, the LCE is the legal measure that re‐established PSP in the  country after a long period of public monopolies and a strict control of the State on the sector. The  MINEM and the regulator OSINERGMIN are responsible for the enforcement of the law and existing  technical rules10.  LCE established, inter alia, the conditions of the concessions, including the system of  prices for the three main activities (section 5.1.2), the existence of unregulated and regulated markets,  and the obligation of transmission and distribution concessionaires to provide open access to their  facilities by third parties. The LCE established also the composition and operating rules of a new entity: a  quasi‐independent operator of the system (COES; Comité de Operación Económica del Sistema).                                                                   10  These include:  The National Electricity Code, approved in 1955 and amended in several occasions (the latest in 2001 and 2006), establishes preventive rules  and safeguards for a safe supply and use of electricity. The code is complemented by a process for the certification of materials and equipment  as well as for the qualification of staff. It does not include specifications for the standardization of transmission and substation facilities that,  according to some interviewees, would help reducing expansion costs.   Technical Norms for the Quality of Electrical Services (D.S. No020‐97‐EM), that established minimum levels of quality for the services.  8 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Below, some selected parts of the LCE;   Concessions can be terminated under specific conditions established by the law, such as failure  of compliance with the concessionaire’s obligations; otherwise, the concessions have no  termination date (Art 22).     The distribution of the Public Service of Electricity in a specified zone, can be undertaken only by  a single concession holder in an exclusive manner (art. 30).    Transmission concessionaires have the obligation to allow third parties to use their facilities.  Third parties should bear the cost of expansion, when this is necessary, and pay for the use of  such facilities (Art. 33).   Distribution concessionaries have the obligation to allow third parties to use their grid for the  transport of electricity, except when this is done with the purpose of supplying regulated  consumers  (Art. 34, (d)).   Sets the criteria for the transmission tariffs (Art. 59) – to cover the annuity of investments and  standard O&M costs for an “economically adapted system”, i.e. the costs of an efficient  replacement of existing assets.   Sets the criteria for distribution tariffs (Art. 63‐66), based on the standard costs of an “efficient  model company”.    Establishes a set of guarantees in protecting private investment in distribution, transmission and  generation (Art. 104‐107).   The activities of generation and/or transmission belonging to the Principal System and/or the  distribution of electricity cannot be undertaken by the same concession holder or by a party that  exerts a direct or indirect control of such activities (Art 122).   Hence, LCE establishes open‐ended concessions. Also, it does not allow more than one distribution  concession per a specific area, establishes clearly the open access by third parties to transmission and  distribution facilities, provided that, for the latter, this is done for the service of unregulated consumers  (i.e. regulated/captive clients can buy only from their distribution concessionaire). In this respect, LCE’s  regulations establish that in case of discrepancies between consumers and transmission or distribution  concessionaires –for the purposes of Articles 33 and 34– such discrepancies should be resolved by  OSINERGMIN following a procedure established by the same law.   The law also prohibited for a concessionaire to be engaged in generation and/or transmission and/or  distribution activities at the same. However, this prohibition was reviewed and modified by subsequent  legislation upon a growth in ownership concentration caused by a set of mergers (section 5.4). This new  legislation provided some room for flexibility establishing that vertical or horizontal concentration could  be allowed if this does not restrict competition and the free concurrence of the market.   Also, the LCE establishes a set of guarantees and specific measures to promote private investment.  These  include the following conditions relevant to PSP in transmission and distribution:   It is established that all concession contracts registered in the Public Registry have a character of  law.    Establishes the obligation for compensation in case that concessions are terminated for reasons  not contemplated by the law.  In such case, compensation should be made effective in a single  P e r u   C a s e   S t u d y   |   9  payment and based on the net present value of future revenues that would be generated by the  said concession.    Establishes the following rights of concessionaries:  o payment of import taxes during a period of up to 36 months;  o all the guarantees of the legal and tributary stability regimes;  o free access to foreign exchange.    5.1.2  Price Regime  Direct Sales to Large Consumers; While transmission and distribution tariffs are regulated for all types  of users, generation has different price regimes; a generation tariff for small captive users, established  by the regulator as explained below, and two options for large users: (a) negotiating electricity  quantities and prices directly with suppliers (generators or distributors); or (b) participating in the supply  auctions, as part of an aggregated demand with distributors.  However, capacity charges are regulated  in all cases.   The market of large users (the “free” market) in Peru represents 44 percent of the overall demand11.  In  2010, the average energy price in the free market was US$56.1/MWh, incorporating capacity charges.   Figure 3 shows the monthly variations of prices in the free market during that year and the busbar (high  voltage) regulated generation tariff for comparison.  The figure shows that free market and regulated  prices did not differ much during that period. This is no coincidence since the LCE, in an attempt to  introduce a market driven constraint, establishes that the regulated tariffs set by OSINERGMIN should  not differ by more than 10% from the market prices12.  Due to the opportunities offered by the reform –including principally an open wholesale contract market  and  open  access  to  transmission  and  distribution–  many  self‐producers  that  were  formerly  isolated,  decided to connect to the system and join the market.  This is made evident buy the sharp decline of self‐ producers that went down from 32% of total energy production in 1994 to 15% in the year 2000 and has  remained at that level since then13.    Electricity Tariffs in the Regulated Market; The electricity tariff scheme is designed on the basis of the full  recovery  of  efficient  costs  in  each  of  the  three  segments:  generation,  transmission,  and  distribution  systems.  The generation regulated “busbar” 14 energy tariff, and its adjustment formulas, are established  by  OSINERGMIN  every  year,  according  to:  (i)  the  expected  evolution  of  demand  and  generation  supply  capacity,  and  its  viable  expansion,  for  the  next  48  months;  (ii)  a  least  cost  operation  of  the  system;  and  (iii)  expected  marginal  costs  for  the  said  expansion  on  a  time  of  day  approach.    Adjustment  formulas  include  the  main  uncertain  variables:  price  indexes,  tax  rates,  exchange  rates,  fuel  prices.   Since  2006,                                                               11  After reaching a peak of 46% in 2009, prior to the impact of the world economic crisis.   12  While the specific practice of setting a constraint to the regulated tariff was not intended to have an impact on the market, it is the view of  various observers that the sole existence of a regulated price had an impact on the market prices, i.e. in periods when market forces would  have justified higher or lower prices (e.g. upon higher or lower prices of fuel), negotiated prices tended to follow the regulated price. This  rather counterintuitive behavior would be explained by the tendency of using the regulated price as a ‘safe’ reference in justifying price  agreements.   13  Great part of the remaining isolated self‐producers are located in remote areas where connecting to the power system would be  uneconomical. Typical cases are mines located in remote rugged areas and the oil and gas developments in the midst of the Amazon jungle (the  largest being Plus Petrol, the operator of the Camisea natural gas field) as well as off‐shore oil operations.   14  The term “busbar” is used to refer to the network nodes of the transmission grid, i.e. the main substations of the system. Differences  between “busbar” prices are a function of the transmission losses specific to each node and the operational constraints of the transmission  system. The way of addressing the operational constraints has changed with time.   10 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   upon a reform that established a system of energy auctions for short and long term supply contracts, the  regulated energy tariff incorporates also the resulting prices of these auctions15.     Figure 3: Prices in the Wholesale Market (monthly values for 2010)  80 70 60 US$ per MWh 50 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12   ■ free market price ◆ regulated price  Source: MINEM statistics    Real‐time  dispatch  of  generation  supply  is  carried  out  by  COES,  a  quasi‐independent  system  operator,  following  a  cost‐based,  merit‐order  procedure,  independently  of  any  bilateral  contracts  or  the  contracts  resulting  from  energy  auctions.    The  gap  between  bilateral  contracts  and  the  merit‐order  dispatch  is  addressed through hourly transactions between generators, distribution companies, and large users that  are done at the “marginal/spot” price (of the last unit in the dispatch merit order)16.   The tariffs of transmission and sub‐transmission are regulated under an economic cost‐based procedure  (for  existing  assets)  and  the  results  of  competitive  bidding  for  transmission  facilities  that  are  required  according to a transmission planning exercise (for new lines since 2006).  Further elaboration is presented  in section 5.5, on transmission issues.  The  Distribution  Tariff  (VAD,  Valor  Agregado  de  Distribución)  is  regulated  under  a  cost‐based  efficient  model company, for each of five “typical distribution sectors” (urban high density, urban medium density,  urban low density, urban‐rural, and rural).  Tariffs are computed for each distribution utility and for each  typical  sector  taking  into  account  a  set  of  variables  including,  inter  alia,  annual  consumption  per  client,                                                               15  The rules for the regulated component of the power market, which accounts for 56 percent of the total demand, were modified in 2006  through the incorporation of compulsory auctions for energy. This implied a gradual move from an administrated, though efficient cost‐based,  tariff to a market mechanism. Such auctions did not start until the period 2008‐2009, once the procedures mandated by law were completed.   16  In setting tariffs, the day is divided into two blocks, a 5‐hour “peak period,” when demand is highest, and the “off‐peak period”. The energy  tariff is calculated on the basis of marginal costs and prices are offered by generators for these two blocks. Due to the cost‐based, merit‐order  operational dispatch, peak energy price is higher than the off‐peak price.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  11  installed  capacity  in  medium  voltage  substations,  length  of  medium  and  low  voltage  lines.   Values  are  adjusted  on  a  monthly  basis  using  adjustment  formulas  established  by  law.    These  formulas  include  various  price  indexes,  exchange  rates  and  import  taxes.    The  values  and  formulas  are  recalculated  by  OSINERGMIN every four years.  The tariff for a typical regulated final user consists of the generation tariff  + the transmission tariff + the sub‐transmission tariffs + the distribution tariff (VAD).  5.1.3  Sector Regulation   OSINERGMIN  was  established  in  1996,  according  to  the  rules  and  functions  set  by  the  Law  for  Power  Concessions (LCE).  In 2000, it merged with the Commission of Electricity Tariffs, an entity that pre‐existed  OSINERGMIN and became an important technical branch.  OSINERGMIN is a public institution responsible  for the supervision of the enterprises of the power, hydrocarbon and mining sectors and the enforcement  of  the  law  in  such  activities.  It  is  operationally  and,  perhaps  most  important,  financially  autonomous.  Its  functions  are  that  of  a  typical  regulator,  including  technical  and  commercial  supervision,  regulation,  monitoring  and  sanctioning,  claims  resolution  and  the  solution  of  controversies.  The  strengthening  of  OSINERGMIN,  as  well  as  of  other  regulators,  has  been  a  priority  of  successive  governments  in  Peru  and  the energy sector regulator is at present a technically strong and independent institution that has gained  the reputation of being a trustworthy and objective regulator. This reputation greatly contributes towards  a business environment with clear and reliable rules that are appreciated by both investors and electricity  consumers.       5.1.4  System Operator   COES  was  established  by  the  law  of  1993  (LCE)  as  a  club  of  enterprises  working  on  the  supply  side,  i.e.  generators  and  transmission  companies,  with  the  main  objectives  of:  (a)  taking  care  of  the  operation  of  the system following a merit order (least cost) criteria; and (b) acting as an administrator of the so called  short  term  (spot)  market,  keeping  account  of  the  transactions  made  and  the  differences  to  be  paid  at  marginal  costs,  i.e.  solving  the  gap  between  the  commercial  commitments  of  existing  contracts  and  the  actual merit order dispatch.  COES is organized as a non‐profit private entity with a board of five individuals  elected  by  its  members  for  five‐year  periods.    Since  its  creation,  it  has  been  able  to  build  a  strong  management  and  technical  team  that  acts  quite  independently  and  has  gained  the  trust  of  all  power  sector players.  However, COES’ management is not fully independent since its budget is not established  automatically  by  the  contribution  of  all  of  its  members,  but  approved  on  an  annual  basis.   Hence,  board  members can exert discretionary powers on the scope, magnitude and orientation of COES’ activities17.    Upon  the  set  of  amendments  of  2006,  COES  has  assumed  the  responsibility  of  undertaking  the  planning  of  transmission  nationwide,  issuing  a  binding  plan  every  other  year.    Further  explanation  of  these  amendments is included in section 5.6.   5.1.5  Rules for Entry   Clear rules in the licensing process for new generators and large consumers, i.e. the right of entry to the  market as a large buyer or seller, constitute a key condition for the correct functioning and growth of the  wholesale  energy  market  and,  thus,  in  offering  the  guarantees  required  by  investors.    The  licensing  process (including connection approval) contemplates the following steps:                                                               17  Actually, cases of ‘interference’ have been limited to the approval of specific analytical work, e.g. studies on automatic frequency control that  implied possible installation costs that were not recognized by the regulator.   12 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   1. A pre‐operative (definitive) study for generators and consumers with a demand greater than  10MW.  The study checks power flows, system balance and the need for reactive compensation,  filters, etc. that, if required, should be paid by the interested party. The opinion of COES is  requested.  Also, COES planning exercise determines which transmission lines are paid by the  system and which not;  2. Environmental licensing – seen by the pertinent agencies of the public sector, i.e. MINEM and  the Ministry for the Environment;  3. Operative study – analogous to the pre‐operative study but using the information of actual  equipment, which is reviewed by COES; and   4. Tests – upon satisfactory tests COES provides a certificate for commercial operation.  5.2 Unbundling the Sector Structure It  is  worth  noting  that  prior  to  the  reform  of  the  early  1990s,  there  had  been  already  some  sort  of  unbundling in the early 1980s, as the distribution function of Electroperu, a major state‐owned vertically  integrated utility that worked in all the country except Lima, was unbundled and a set of public distribution  companies  was  created.   Electroperu  remained  as  a  generation  and  transmission  company.   The  other  state‐owned  company,  Electrolima,  remained  unchanged  keeping  its  generation,  transmission  and  distribution  role  in  the  area  of  Lima,  the  capital  city  and  largest  power  market.    This  measure  did  not  render any significant benefits since the 1980s was a decade of heavy political intervention that inhibited  corporate  dynamics  and  was  aggravated  by  the  country’s  economic  crisis.   Furthermore,  this  effort  was  mostly aimed at separating the accounts of different public entities with the objective of ‘commercializing’  them, but not to establish an energy market.    There  was,  therefore,  the  recognition  that  in  order  to  achieve  a  competitive  market  an  effective  unbundling  had  to  separate  ownership.    This  implied  the  privatization  of  generation  and  distribution  assets, as well as the separation of generation from transmission. To this effect, two public transmission  companies  were  established  (Etecen  and  Etesur)18  with  view  to  merge  them  once  the  national  power  system would be fully interconnected and privatize them thereafter.    Also,  considering  that  the  market  was  large  enough,  and  aiming  at  the  benefits  of  a  comparative  performance, the distribution utility of Lima was divided into two companies of approximately equal size.   5.3 Privatization of Assets The privatization of generation and distribution assets actually started in 1994 and progressed successfully  until 1997 through a system of public bids.  Most generation assets were privatized except for the largest:  the Mantaro hydropower plant that remained in hands of Electroperu and two smaller hydropower plants  located  in  the  southern  provinces.  Distribution  assets  were  privatized  in  Lima  and  five  provinces.   The  national  transmission  system  was  privatized  a  few  years  later,  in  2002.    During  the  late  1990s  the  privatization process slowed down considerably due to domestic and foreign factors, such as the impact  of  the  Asian  financial  crisis  and  a  marked  decline  of  public  approval.    Figure  4,  shows  the  results  of                                                               18  Etecen and Etesur were public transmission companies’ owners and operators of the North‐Central interconnected system and the Southern  system, respectively.   P e r u   C a s e   S t u d y   |  13  government surveys indicating that, by 1999, only 22% of the public approved the privatization policy (a  drop from 59% in late 1992).19    The  loss  of  political  approval  to  the  government’s  privatization  policy  was  not  exclusive  to  the  power  sector.    In  fact,  public  resistance  was  larger  in  other  sectors,  such  as  water  supply,  where  little  was  achieved  in  privatizing  existing  utilities.   The  marked  decline  in  public  approval  can  be  attributed  to  the  following  factors:  (a)  an  overall  perception  of  increased  inequalities  associated  with  the  recovery  of  the  economy,  which  included  a  drastic  reduction  of  subsidies  in  all  sectors;  (b)  an  appeal  to  nationalistic  feelings  as  great  part  of  the  assets  were  bought  by  foreign  companies;  this  was  aggravated  by  the  (still  surviving)  concept  that  energy  was  a  strategic  sector  of  national  interest  and,  hence,  had  to  remain  in  local hands; and (c) a common political feature: the weakening of a government that remained in power  too long20.  The fall of political approval was not linked to a question of performance.  With few exceptions,  and more clearly in the power sector, privatized utilities succeeded in improving its performance from the  beginning of the reform (further elaboration on this in Section 7).  It could be argued, however, that the  government  was  too  adamant  in  implementing  its  privatization  program,  presumably  without  acknowledging the magnitude and causes of the declining public approval, while failing to get through the  message that the improved performance of the power sector, and of the privatized utilities in particular,  was benefiting a large  majority.  In fact, there were a few  communication blunders that ignited protests  against the privatization program and caused social unrest21.      Figure 4: Public Approval of Privatization Policy  Source: COPRI – Comisión de Promoción de la Inversión Privada.                                                                   19  It should be noted that the privatization policy involved all economic sectors including, in addition to power, oil and gas, water supply,  transport, mining and industry.   20  Fujimori’s regime lasted eleven years (1990‐2001). This political continuity offered the opportunity to consolidate policies that required a  sustained (longer) support, but also came with an increased questioning of the government’s legitimacy and declining approval.   21  Some government television ads aimed at justifying the privatization process were perceived as depicting the opposition in a disrespectful  manner or, at least, of very bad taste.   14 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   By  the  early  2000s,  the  privatization  process  had  lost  political  support.    In  2002,  a  last  attempt  to  re‐ engage  in  privatization  had  an  important  setback,  when  under  strong  regional  opposition  and  public  outcry,  the  government  had  to  cancel  the  privatization  of  two  publicly  owned  generating  companies  (Egasa  and  Egesur)  serving  southern  provinces.    The  privatization  of  distribution  suffered  also  an  important setback as four regional utilities were taken back by the State in 2001 upon the failure of a local  concessionaire to comply with its payment obligations.22   While  the  privatization  of  generation  and  distribution  assets  was  not  completed  –the  public  sector  kept  by  that  time  about  half  of  the  generating  capacity  and  its  distribution  utilities  continued  serving  around  half of the residential clients– all transmission assets belonging to the national grid were privatized.   The sale of existing assets and granting of initial concessions was done in the following manner:   Creation of CEPRI (Comité Especial de Promoción de la Inversión Privada de las Empresas  Regionales de Electricidad), an entity in charge of transferring the existing power sector assets  to the private sector;    The selection of concessionaires was done through an open and transparent international public  bidding process on the basis of the best price offered;   Other aspects considered in the bidding process were the commitment to invest (though this  was usually limited to specific expansion requirements), and the financial soundness and  operational expertise of the consortium;       Main features of the sale of assets were: (a) 60% of the shares were offered during the initial  international bidding; (b) 10% were offered to the company’s workers; and (c) the rest was kept  by the State with view to sell them through public auctions;    It was a requirement for any eligible bidder to include as the leading entity of their consortium  (with a 51% share or more) a company with extensive experience in the pertinent field.23   With the exception of transmission, all concessions are open ended.     Privatization of transmission assets was done in a different sequence involving the following  steps:  i. Establishment of two main public transmission companies, Etecen and Etesur, that  corresponded to two physically separated transmission systems;  ii. Etecen and Etesur promoted a PPA (Private Public Association) approach for the  expansion of the system through specific transmission projects. Etecen and Etesur  retained 15% of the ownership;  iii. Such expansion was done through a BOOT model for 30 years, selected through  international bidding;  iv. Once the main transmission systems interconnected into one single national system (i.e.  when Etecen and Etesur physically merged) the remaining public assets were privatized  (in 2002).                                                                   22  Upon the failure of the local group Rodriguez Banda to comply with its payment obligations the regional utilities Electro Norte, Electro  Centro, Electro Noroeste and Hidrandina, accounting for about 800,000 clients, were taken by the state‐owned holding company Distriluz. The  said group –a large dairy products industry that saw the privatization process as an opportunity to expand to other lines of business– had no  previous experience in the power sector and, presumably, lost interest in this endeavor after two years of operation.   23  However, it appears that this condition was not complied with in all times. The retreat of the Rodriguez Banda group from the distribution  business (and return of four regional utilities to public hands) was apparently caused by the group’s lack of experience in the field.   P e r u   C a s e   S t u d y   |  15  Nine  companies (five  generators and four distributors) were  transferred to  the  private sector during the  period 1994‐1996 and five more during  1997‐1998.   Also, the concessions for four transmission projects  were awarded during the period 1998‐2002, prior to the privatization of Etecen and Etesur.   Subsequent expansion; Also, almost all the expansion in generation undertaken since the reform started  has been based on private investment through a system of concessions established by the 1993 law and,  in recent years, following an auction system for long term contracts (Figure 5 shows the evolution of public  and private investment in the power sector).  As mentioned, expansion in transmission was based initially  on a PPA approach.  As  this approach proved to  be insufficient  upon the adverse impact of an  uncertain  tariff system (section 5.5), the government established in the mid 2000s a new bidding process for BOOT  concessions that has been working effectively since then (in section 5.6).     Figure 5: Power Sector Investment ‐ Public and Private (1991‐2010)  1200 1000 800 milion US$ 600 400 200 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ■Public Investment ■ Private Investment  Source: MINEM statistics    Table 1 below shows the most important private electricity companies operating in Peru, and their parent  international  corporations,  in  each  one  of  the  three  business  segments  of  generation,  transmission  and  distribution.  The table shows a majority presence of foreign companies among parent corporations. The  Peruvian  success  in  attracting  foreign  investment  from  the  beginning  of  the  power  reform  can  be  attributed  to  the  following  factors:  (a)  the  credibility  gained  by  the  government’s  political  will  to  undertake  a  sound  macroeconomic  policy;  (b)  putting  in  place  a  sound  legal  and  regulatory  framework  that guaranteed an attractive business environment, i.e. predictability of prices and associated regulations  and the legal protection to investment; (c) the country’s fast economic recovery and subsequent demand  for power expansion; and (d) the perception of an open and transparent bidding process for the transfer  of assets.   16 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Table  2  below  presents  the  participation  of  the  private  and  the  public  electricity  companies  in  each  business  segment.  This  shows  a  relatively  large  number  of  suppliers  competing  in  the  market  as  well  as  an  important  disaggregation  in  the  distribution  business.   The  relative  size  of  each  business  is  shown  in  Figure 6, that displays the investments in each segment since the reform started.  Total power investment  reached  US$  8.4  billion  during  the  period  1994‐2010,  excluding  rural  electrification.  Power  generation  accounted  for  53.4%  of  total  investments,  while  transmission  and  distribution  accounted  for  15.4%  and  31.1% respectively.  Private investment accounted for 70% of total investment within the same period.     Table 1: Main Private Local Companies and Parent Corporations in Electricity  Generation  Transmission  Distribution  Local Company  Parent Corp.  Local Company  Parent Corp.  Local Company  Parent Corp.  Compañia  Barrick Cayman  SN Power   Statkraft /  Transmisora  Edelnor  Endesa (Spain)  (Cayman)  (former Cahua and  Norfund  Andina  Electroandes)  (Norway)  Cia de Minas  Cohenhua  Electro Sur Medio  Iate (Argentina)  Buenaventura  Consorcio  Sempra Energy /  Duke Energy  Duke Energy    Edecañete  Transmantaro  Ashmore Energy  Egenor  Corporation (US)  Interconexion    Isa Peru S.A.  Luz del Sur  (US)  Electrica S.A.  Red de Energía del  E.S.P. (Colombia)  Edegel  Peru    Empresa Eléctrica  Red Eléctrica  Endesa (Spain)  Red Eléctrica del  de Piura (EEPSA)   Internacional  Sur  S.A.U. (Spain)  Chinango  Ashmore Energy  Aguaytia Energy  Fenix Power  Eteselva  (US)  LLC (US)  Cementos Lima  El Platanal S.A.  S.A.    GDF Suez  EnerSur  (France)  Inkia Holdings  Kallpa Generación  (Israel)    Shougang Corp.  Shougesa  (China)  Aguaytia Energy  Termoselva  LLC (US)  Sinersa  Chaimon Corp.  Source: author, based on MINEM information and others    5.4 Assets Ownership As of December 2010, there were about 7,309 MW of installed firm generating capacity in the market, of  which the private sector owns 74% (some 5,435 MW). Edegel (of the Endesa Spain group) with 1,583 MW,  is the largest privately‐owned generation company, and ENERSUR (of the Suez Energy group) the second  P e r u   C a s e   S t u d y   |  17  largest,  with  1,086  MW.  In  the  public  sector,  Electroperú  with  1,096  MW  is  the  largest  generating  company and Empresa de Generación de Arequipa (Egasa), the second largest with 331 MW.  The private sector practically owns all the high voltage transmission system (with the public sector owning  only  some  sub‐transmission  lines  to  supply  remote  areas).  Red  de  Energía  del  Perú,  Consorcio  Transmantaro  and  ISA  Perú  (all  of  them  part  of  Interconexión  Eléctrica,  ISA,  of  Colombia)  own  around  5,300  km  of  220  and  138  kV  transmission  lines,  which  represent  close  to  80%  of  all  high  voltage  transmission assets.   The distribution segment of the electricity service has at present roughly 4.9 million customers, of which  2.1 million are served by privately‐owned companies, and the remaining 2.8 million are served by various  regional public‐owned distribution companies. The two largest distribution private companies are Luz del  Sur and Edelnor, which serve the capital city Lima, with 1.9 million costumers. These two companies have  a concentrated and profitable market, with good technical and financial indicators.   Distriluz24, a holding of four regional companies (Electro Centro, Electro Noroeste, Hidrandina and Electro  Norte), is the largest public‐owned company, serving a diverse market that includes several medium‐sized  cities  with  moderate  load  concentration  (with  1.63  million  customers,  or  about  8  million  people).  Distriluz’s  market  is  not  highly  profitable  but  has  a  return  sufficient  to  sustain  the  business  and  expand  the market modestly.   Two  other  distribution  companies  that  serve  the  cities  of  Cusco  (Electro  Sur  Este,  with  306  thousand  customers) and Arequipa (Sociedad Eléctrica del Sur Oeste or SEAL, with about 292 thousand customers)  have  similar  characteristics  to  Distriluz.  The  remaining  public‐owned  distribution  companies  serve  a  few  medium‐sized  and  relatively  small  cities  and  towns  with  low  load  concentration,  and  rural  areas  with  disperse communities and low demand.    Ownership  concentration;    It  is  important  to  note  that  the  distribution  utility  Edelnor  and  the  large  generating  company  Edegel  are  both  owned  by  the  same  group  (Endesa  from  Spain).    Also,  the  new  generating company Fenix (which is about to commission its first power plant south of Lima) is owned by  Ashmore  Energy,  a  majority  shareholder  of  the  distribution  utility  Luz  del  Sur.    These  are  cases  of  an  existing  and  future  vertical  concentration  that  could  raise  concerns  about  possible  conflicts  of  interest  within the energy market.    After the initial privatization process, changes in the ownership of generation and distribution assets have  caused  some  degree  of  horizontal  and  vertical  concentration  that  motivated  a  review  of  the  country’s  anti‐trust  legislation  in  order  to  define  what  or  how  much  concentration  should  be  allowed.   Upon  the  merger of the Spanish Endesa group with the Chilean companies Enersis and Endesa, the first group was  able  to  control  three  generating  companies  (Edegel,  EEPSA  and  Chinango)  accounting  for  26%  of  the  installed  capacity  while  also  serving  –through  the  distribution  utility  Edelnor–  22%  of  the  regulated  consumers.  Also, Endesa’s sales share in the free market was close to 30%, although this has declined in  recent years upon the entry of new generators.                                                                     24  Distriluz was privatized in 1998, only to be returned to public hands in August 2001, after the private operator failed to comply with its  contractual obligations with the State.  18 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Table 2: Participation of the Most Important Companies (Private and Public)  Generation1  Transmission2 Distribution  Ownership  Company  MW Company  km  Company  # clients  EDEGEL  1,583  REPSA  4,306  EDELNOR3  1,060,409  Private  ENERSUR  1,086  TRANSMANTARO  750  LUZ DEL SUR3  829,128    DUKE EGENOR  695  REDESUR  428  ELECTRO  166,052    KALLPA  602  ISA PERU  392  SURMEDIO  29,085    SN POWER  264  ETESELVA  392  EDECAÑETE  11,515    EL PLATANAL  220  ETENORTE  342  TOCACHE  27,828    TERMOSELVA  203  CONENHUA  148  Others  (8)      CHINANGO  185  ABENGOA N.  46      EEPSA  159      SHOUGANG  68    ATOCONGO  42    SINERSA  39    SDF ENERGIA  39    Others (25)  251  Total Private    5,435    6,802    2,124,017  4  ELECTROPERU  1,096      Hidrandina 538,722  Public  EGESA  331  ELECTRO CENTRO  502,327    ELECTRO ORIENTE  156  ELECTRO  313,089    SAN GABAN  122  NOROESTE  306,066    EGEMSA  109  ELECTRO SURESTE  291,666    EGESUR  60  SEAL  278,733        ELECTRO NORTE  172,338        ELECTRO PUNO  174,660      ELECTRO ORIENTE  119,601      ELECTRO SUR  52,307      ELECTRO UCAYALI  5,130      INADE          Total Public    1,874        2,754,678  Notes: 1. Installed capacity figures refer to those integrated to the power market; in addition, 1,303 MW are installed in isolated areas  belonging mostly to private large consumers.   2. These figures refer to the main transmission grid (220kV and 138kV) providing services to the market; adding isolated systems plus lines  owned by generating companies the total reaches 10,115km; including sub‐transmission owned by distribution companies 17,065 Km.      3. Edelnor and Luz del Sur are the two distribution utilities serving the city of Lima.     4. The group Distriluz comprises the public utilities Hidrandina, Electro Noroeste, Electro Centro and Electro Norte.                     Source: author, based on MINEM and OSINERGMIN information      P e r u   C a s e   S t u d y   |  19  Figure 6:  Power Investments by Business Segment 1994‐2010 (US$ million)  2625.6 4489.1 1293.7   ■ Generation ■ Transmission  ■ Distribution  Source: MINEM statistics    The  LCE  established  in  1992  that  a  single  concession  holder  could  not  hold  concessions  in  generation,  distribution and/or transmission, thus setting limits to vertical concentration.  However, it was not specific  about  the  controls  that  could  be  exerted  by  economic  groups  through  subsidiary  companies.   The  anti‐ trust  law  of  1997  made  possible  the  option  of  vertical  integration  that  was  previously  prohibited,  but  established  a  set  of  measures  to  control  mergers  and  acquisitions  within  the  sector.    In  principle,  it  prohibits  acts  of  vertical  and  horizontal  concentration  that  have  a  negative  impact  on  competition  and  the  free  concurrence  of  the  markets.   It  established  that  vertical  concentrations  that  involve  companies  with  a  market  share  greater  than  5%  require  the  authorization  of  INDECOPI  prior  to  their  merger.    In  regard to horizontal concentration, is was establish that INDECOPI should evaluate and, if deemed viable,  authorize operations that involved a market share of 15% or greater.    After  assessing  the  possible  impact  of  Endesa’s  merger,  INDECOPI  concluded  in  1999  that,  given  the  existing  regulatory  framework,  it  was  unlikely  that  the  said  merger  could  bring  risks  of  monopolistic  practices.   Nevertheless,  INDECOPI’s  resolution  came  together  with  two  constraining  conditions:  (i)  that  the distribution utility Edelnor should be obliged to follow an open bidding process for each of its energy  purchases,  something  other  distribution  utilities  are  not  obliged  to  do;  and  (ii)  to  restrict  the  representation of the Endesa group in COES, reducing it from three to two votes.     5.5 Transmission Issues A  well  functioning  and  sufficient  transmission  system  is  essential  to  guarantee  meeting  the  electricity  requirements of a country.  Also, a  transmission system with open  access  to third parties is essential for  the adequate functioning of a competitive energy market. When the transmission system of a country is  20 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   fully developed, the cost to connect often constitutes a minor component of a power plant’s investment  cost  or  a  large  consumer.    However,  in  countries  with  a  relatively  large  and  rugged  territory  and  an  underdeveloped transmission system, such as Peru, transmission requirements could be a serious barrier  to development both at the supply and demand sides.   The legal framework of 1993 established a transmission system structure under which transmission lines,  and  associated  substations,  were  considered  to  be  part  of  a  “Principal”  or  a  “Secondary”  transmission  systems.  The  Principal  transmission  system  was  the  high  voltage  network  that  connects  generation  and  main  demand  centers.  The  Secondary  system  referred  to  transmission  at  intermediate  voltage  levels  (mainly  33/69  kV)  to  connect  the  Principal  transmission  system  to  demand  substations  or  to  individual  generating plants.   Figure 7: Investments in Transmission 1991‐2010  350 300 250 million US$ 200 150 100 50 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ■ Public Investment ■ Private Investment  Source: MINEM statistics    Investment in transmission was expected to rely on the private initiative.  However, by 2005, investment  in  the  Principal  system  was  quite  limited  and  started  to  be  a  cause  of  alarm  (Figure  7).   This  low  level  of  investment  was  attributed  mainly  to  the  transmission  tariff  scheme,  which  did  not  provide  enough  guarantees  for  the  recovery  of  the  investment.  Although  consumers  were  paying  for  the  Principal  transmission system through a “postal stamp” charge, the calculation of this charge was not based on the  real  costs  of  the  system  but  on  figures  estimated  by  OSINERGMIN  on  the  basis  of  what  many  investors  perceived  to  be  an  arbitrary  evaluation  scheme.   Tariffs  for  the  use  of  the  Secondary  system ‐by  third  parties‐ were also established by OSINERGMIN, through cumbersome procedures, constantly disputed by  the owners of these lines.    The  tariff  for  transmission  set  by  the  LCE  1993  law  was  based  on  the  concept  of  “economically‐adapted  transmission  system.”   Under  this  concept,  transmission  costs  considered  by  OSINERGMIN  were  based  P e r u   C a s e   S t u d y   |  21  on:  (i)  a  new  replacement  value  of  the  existing  system;  (ii)  a  least  cost  expansion;  and  (iii)  efficient  operation and maintenance costs for a system that was “optimally” loaded (usually at 80% of its capacity)  in meeting demand during the next 15 years.  This computation did not acknowledge the concept of sunk  costs for existing assets and, therefore, yielded different tariffs for each computation.  It was argued that  this  scheme  tended  to  underestimate  transmission  requirements  and  was  unrealistic  regarding  transmission loading patterns.  Also, it ignored needed transmission reserve capacity but, most important,  resulted  in  volatile  transmission  tariffs  thus  introducing  a  major  source  of  uncertainty  that  proved  to  be  unacceptable to investors.   The  reform  of  2006  (discussed  further  in  section  5.6  below)  reduced  considerably  the  uncertainty  associated with the transmission tariff and incorporated market forces in setting tariffs.  This was achieved  through  the  acknowledgment  of  sunk  costs  for  existing  assets  (i.e.  setting  a  fixed  economically  efficient  cost  for  these  assets,  instead  of  the  former  new  replacement  value  that  yielded  volatile  results)  and  the  incorporation of bidding costs for all new transmission lines.     Another  problem  associated  with  the  initial  transmission  regulation  was  that  there  were  no  clear  guidelines  on  which  transmission  investments  should  be  included  as  part  of  the  Principal  system  and  which  should  be  excluded.   Therefore,  large  users  and/or  generators  requiring  dedicated  transmission  facilities to connect to the nearest substation, saw the opportunity to lobby OSINERGMIN and MINEM for  the inclusion of their particular transmission investments as part of the Principal transmission system, and  hence  transferring  payment  of  these  facilities  to  all  consumers  through  the  transmission  tariff.  The  new  regulatory  framework  addresses  this  problem  through  the  mandatory  transmission  plan  prepared  by  COES,  which  determines  which  investments  should  be  included  as  part  of  the  Guaranteed  system  and  which should be excluded and, hence, paid by specific interested parties.   Due  to  the  lag  in  transmission  investments  of  the  mid  2000s  –coupled  by  the  fast  development  of  gas‐ fueled generation plants near the city of Lima– the Peruvian system experienced problems of congestion  during the period 2006‐2008.  This congestion caused considerable losses to some generation companies  since they  had to purchase energy in remote  nodes at a much higher price in  order to comply with their  commercial  commitments.    Generators  complained  arguing  that  the  locational  marginal  price  system  caused inefficiencies and a ‘cross‐subsidy among generators’.  Since then, the marginal approach to nodal  energy prices has been replaced by a single energy cost (adjusted at the nodal level by transmission losses  only)25.   This  amendment  implies:  (i)  a  departure  from  an  economic  approach  based  on  the  ‘right’  price  signals  and,  hence,  weakening  the  incentives  system;  and  (ii)  a  move  towards  a  more  regulated  system  that is based on a binding transmission planning prepared by COES upon the Government’s mandate.       A  last  and  growing  problem  faced  by  the  expansion  of  the  transmission  system  is  that  of  social  licensing  (discussed also in section 6).      5.6 Recent Developments: Second Generation Reform of 2006 After about ten years of reform it was clear that some amendments were needed.  As mentioned above,  the  period  2001‐2004  was  characterized  by  a  sharp  decline  in  private  investments  for  generation                                                               25  In this new approach, the higher costs of more expensive generation caused by congestion in remote areas is ‘socialized’ through its inclusion  in the transmission tariff, i.e. it is charged to the transmission side and paid by all parties according to their use of such system.   22 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   expansion resulting in a low reserve margin.  Also, investments in transmission had never fully responded  to  the  country’s  requirements  (Figure  7)  and,  due  to  the  fast  development  of  gas  generating  plants  the  transmission  system  was  growing  in  a  radial  fashion  that  increased  the  risks  of  congestion.    Another  problem was  a large number of disputes associated with the inclusion of new  transmission facilities into  the Principal system. A severe drought in 2003‐2004 and supply crises in neighbor countries (Brazil, Chile)  were also factors that highlighted the urgent need to take corrective measures.    Consequently,  new  legislation  was  passed  in  2006  (Law  No  28832  to  “Ensure  the  Efficient  Development  of  Electricity  Generation”)  introducing  a  set  of  measures  to  ensure  future  energy  supply,  the  strengthening of planning, a more inclusive organization of COES and a set of improvements in the pricing  policy for generation and transmission.  These measures included:   1. Formalization of a centralized and binding transmission planning (undertaken by COES every  other year upon the request of MINEM) aimed at identifying the system’s expansion needs and,  through this exercise, resolving disputes caused by the conflict between the common (system)  interest vs. specific projects interests when dealing with transmission investments (i.e. what  should be included within the Principal system –and paid by all consumers‐ and what should  not).   2. Establishing 30 year concession under BOOT (Build, Own, Operate and Transfer) contracts under  competitive bidding procedures to develop the transmission projects included in the plan.  The  new contract system is aimed at guaranteeing the revenue requirements of the investment and,  thus, reducing considerably project risks. However, environmental and social licenses are  responsibility of the bidder. More details on this process are presented in the box below;   3. Reduction of the uncertainty in the transmission pricing system through the abandonment of a  tariff system based on a theoretical ‘New Replacement Value’ that yielded different results  every year and was not linked to actual costs.  This approach was replaced by a tariff system for  transmission that recognized the sunk costs of existing assets and captured actual expansion  costs resulting from a competitive bidding process;   4. Changing the composition and governance of COES with the incorporation of distribution  companies and large users as new members. Currently, its membership includes 16 generators,  7 transmission companies, 10 distribution utilities and 36 large unregulated consumers.  It is  understood that the presence of the three main groups of interest –generation, transmission  and consumers– helps in arriving to balanced decisions, particularly with respect to the  expansion of the transmission system, as the interests of different groups tend to  counterbalance each other;   5. Establishment of a system of energy auctions to ensure short to long term supply of energy.   That is, the obligation of distribution companies to meet the demand of the regulated market  with long term energy supply contracts awarded under competitive bidding procedures, with  the provision that energy prices under these contracts can be passed through to electricity  tariffs.  Large consumers can participate in these auctions as part of an aggregate demand  together with the distribution companies; and   6. Incorporation of the generation prices resulting from the auction process into the methodology  for setting regulated tariffs. This meant an important shift from a purely administrated regulated  tariff to a more market oriented tariffs system.  P e r u   C a s e   S t u d y   |  23  The reform of 2006 had a  rather slow start since  great part of the procedures  mandated by the said law  were not completed until 2008‐2009.  No further laws have been enacted since then, with the exception  of a few incentives for the development of renewable energy.    Box 1: The Transmission BOOT Model  Upon  the  declining  level  of  investments  in  transmission  and  the  growing  number  of  disputes  on  which  investments  should  be  included  as  part  of  the  Principal  system,  the  second generation reform of 2006 established a new BOOT model for transmission.  This  model involves the following steps:   The system operator COES prepares every other year a Transmission Expansion Plan  based on a least‐cost/multi‐attribute criteria that is approved by MINEM prior review  of the regulator OSINERGMIN.  This plan identifies what is called the high voltage  Guaranteed System and is binding to all parties;    Transmission projects included in Guaranteed System go through an international  bidding process;    The criterion for selection of the winning bidder is that of the lowest Guaranteed  Annual Return (i.e. the annual return required by bidders to cover its investment and  operation and maintenance costs);    A BOOT contract is signed guaranteeing the revenue requirements of the winning bid  for a period of 30 years;   The transmission project revenues are paid by all clients (generators, large consumers  and distribution utilities) in proportion of their energy consumption and maximum  demand, thus introducing an incentive among consumers to move away from peak  hours;   The main obligations of the project are: project design, construction and operation  and maintenance, including the required environmental and social licensing;   Project risks are borne by the transmission project, while market risks are borne by  the system as a whole.       While  some  of  these  measures  were  aimed  at  improving  the  transmission  business  environment  and,  consequently, succeeded in attracting  new investment in  this area, other sector wide measures (such as  improving  the  governance  of  COES  or  ensuring  a  more  reliable  energy  supply)  contributed  to  a  better  functioning  of  the  sector  and,  indirectly,  benefitted  the  transmission  and  distribution  businesses.  The  marked  increase  in  transmission  private  investments  (Figure  7)  are  a  clear  evidence  of  the  positive  outcome of these second generation measures.     24 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   6. OUTSTANDING ISSUES The following outstanding issues, to different degrees, tend to have an impact on satisfactory  performance of the transmission and distribution sub‐sectors.     Poor performance of public distribution utilities; public utilities are subject to a set of  government controls that impose serious constraints to their satisfactory performance. These  limitations include an excessively strict control on all its expenses by the Ministry of Finance26,  serious constraints imposed by a statewide unattractive salary policy, a slow procurement  procedure and, in practice, insurmountable difficulties in getting the authorization to incur in  any debt.  These constraints result in a poor performance of all public distribution utilities that  reflects in almost all commercial, financial and technical indicators, and contrasts strongly with  the performance of private utilities. Besides, the concessions of most public utilities are  characterized by the presence of a large number of lower income consumers and sparse  populations, thus increasing unit costs and reducing revenues per consumer.  Many  interviewees argued that a critical area, and potential Achilles heel of the power sector, is sub‐ transmission.  That is, substations 220/60 or 138/60 and the 60kV transmission which, some  interviewees argue, are close to collapse. So far, no solution to this problem is envisaged, since  subsequent administrations have remained hesitant about supporting or strengthening public  utilities, as if they still kept the hope –perhaps not convinced of the likelihood of public  enterprises to perform well– of privatizing them.  Furthermore, many of the public distribution  utilities are used still as a tool to satisfy the governments’ political objectives through an  ambitious expansion of rural services that add to their financial burden.  While this is not strictly  a PSP problem, the important role played by public utilities in this sub‐sector (a large, and  growing, 56% of the market; Figure 8 displays its renewed role in the expansion of distribution  systems) poses a threat to the overall performance of the sector and draws attention to the  convenience of completing the privatization process that was interrupted ten years ago.     Social Licensing of Transmission Projects; the number of social/political conflicts associated  with the development of infrastructure projects is skyrocketing in the country, and transmission  projects are no exception.  Currently, an important transmission project is on hold and other  two projects are being delayed by the completion of a new consultation law.  These delays are  expected to cause transmission congestion next year (2013) and the subsequent increase in  energy costs in the respective regions.  According to current practices, developers are  responsible for each project’s environmental and social licenses.  A case can be made on the  convenience of returning to older practices (prior to the reform of 2006 that established the  current BOOT system) whereby transmission projects were bid after these licenses had been  obtained through the direct intervention of the public sector.  It is argued that public agencies  are in a better position to deal with these issues due to their permanent presence in the regions  and because –several interviewees claim– they tend to generate a milder adverse reaction from  local communities.                                                                    26  Through the SNIP (Sistema Nacional de Inversión Pública), an administrative system that controls tightly the project cycle of all public  investment projects.   P e r u   C a s e   S t u d y   |  25  Figure 8:  Investment in Distribution 1991‐2010  180 160 140 120 milion US$ 100 80 60 40 20 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ■ Public Investment ■ Private Investment  Source: MINEM statistics     Weak power sector planning; as seen above, transmission planning is undertaken by COES, the  operator of the system. This is a recent development resulting from the generation reform  measures of 2006 which are certainly helping to overcome past uncertainties associated with  the expansion needs of the power sector.  However, besides this activity very little is done  regarding sector planning.  Since the beginning of the reform in 1993‐1994, the State has taken  a relatively passive role limited to setting conditions for private investment without revealing a  long term strategic view. In fact, the government has no effective central body to plan for the  sector.  This has led to a few problems that tend to impact negatively on the efficient  functioning of the sector.  Thes include:  i. Lack of integration of the planning for hydropower and natural gas development;  ii. Lack of significant investment in hydropower, resulting in an increasing share of thermal  generation and carbon emissions, the development of a radial transmission system and  associated risks of congestion;  iii. Lack of attention to energy efficiency;  iv. Lack of attention to regional energy integration;  v. One of the lowest rates of access to electricity in rural areas in Latin America.   vi. There is also a weak coordination between the country’s energy plans and its social and  environmental objectives.  This has become particularly important since, in recent years, a  set of political conflicts associated with social and environmental issues have become a  serious constraint to the development of transmission projects.     Obstacles to open access in distribution; several interviewees stated that the current legislation  is not fully effective in this respect.  It is reported that some distribution companies tend to  place obstacles to the connection of new unregulated customers (i.e. new large consumers  26 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   interested in buying directly from the wholesale energy market) in an attempt to force them to  buy energy through the utility.  Cases of coercion have been reported.  While it is the role of the  regulator to intervene in these disputes, it was argued that the process is often times too long  and new consumers tend to yield to the utility’s pressure. This is an unresolved problem that  distracts management, causes additional costs (dispute resolution costs to clients and the utility)  and tends to constrain the wholesale energy market (discouraging private investment).   However, it is not clear which is its magnitude of this problem27. Causes of this problem are: (a)  the possible lack of neutrality of the tariff system, i.e. that the distribution utility would find a  financial benefit in engaging in energy sales as opposed as limiting its service to the transport of  energy and the commercial services associated with the distribution activity; (b) the aftermath  of a culture of monopoly and exclusive rights (a distribution company argued “it is our  concession”, when addressing the issue; in fact, they did not consider this to be a problem); and  (c) a dispute resolution process that does not accommodate to the timing requirements of new  consumers/investors.     7. EVIDENCE OF THE IMPACT OF PSP ON TRANSMISSION AND DISTRIBUTION In the Peruvian case, PSP in transmission and distribution was justified on the basis of two main objectives:  (a) attracting fresh capital; and (b) achieving greater efficiency.    Upon the reform of the 1990s, the Peruvian power sector experienced an impressive improvement in its  performance  which  was  evidenced  in  its  capacity  to  maintain  stable  and  competitive  cost‐based  prices  (Figure 3), attract the required investment (Figures 5 through 8), and achieve a clear improvement in the  technical,  commercial  and  financial  performance  of  the  sector  as  a  whole.  As  mentioned  in  previous  sections, the reform relied on a set of measures that acted together in achieving these gains.  Therefore,  it is not possible to isolate the impact of many of these measures. For example, the success in attracting  investment in distribution cannot be attributed to a single measure –such as the decision to privatize– but  to the favorable business environment made possible through a set of conditions including, inter alia, the  presence of a trustworthy regulatory framework and the government’s political will to respect the power  sector  as  a  commercial  operation.  There  are,  however,  areas  where  PSP  had  an  obvious  and  clearly  noticeable  impact,  in  particular,  when  comparing  the  performance  of  public  and  private  distribution  utilities.  In spite of the fluctuations shown in Figures 5 through 8, private investment has played a leading role in  the development of the power sector since the beginning of the reform.  During the period 1994‐2010 it  accounted  for  87%  of  total  investment  in  transmission  expansion,  56%  in  distribution  and  73%  in  generation.    The  dominant  presence  of  private  companies  brought  also  a  noticeable  progress  in  the  performance of the power sector.                                                                   27  It is worth noting that in the Peruvian power sector a large part of the unregulated consumers –mostly mining and large industry that account  for 38% of national electricity consumption– are not located within the boundaries of distribution utilities, while those located within the  concessions account for 6% only.   P e r u   C a s e   S t u d y   |  27  Figure 9: Total Power Sector Losses 1993‐20101  30 25 20 Energy losses (%) 15 10 5 0   1/ Transmission and distribution losses plus own consumption of power plants.  Source: Author, based on MINEM data    7.1 Operational Performance of Privatized T&D Assets Figure 9 shows one aspect of the remarkable improvement seen in the Peruvian power sector: a reduction  in energy losses (including own consumption in power plants) from around 25% in 1993 to a level below  12%  at  the  end  of  the  past  decade.    This  improvement  responded  to  several  factors,  including  the  implementation  of  a  system  based  on  incentives  of  profitability  and  accountability,  and  the  presence  of  private corporate dynamics.  Comparing the two main private distribution utilities –both serving the city  of Lima28– with the four of  the largest  public distribution utilities29 we see a  great  difference.   Figure 10,  which  compares  the  average  losses  for  these  two  groups,  reveals  two  important  features:  (i)  overall,  private  utilities  always  maintained  lower  losses  than  public  utilities;  and  (ii)  private  utilities  were  able  to  react  faster,  thus  reducing  their  losses  earlier,  upon  the  establishment  of  market  oriented  rules  in  the  early 1990s.                                                                       28  Edelnor and Luz del Sur, accounting for 1.9 million clients.  29  Hidrandina, Electro Centro, Electro Noroeste and Seal; 1.65 million clients.   28 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Figure 10: Distribution Losses 1993‐2007  35 30 25 Energy losses (%) 20 15 10 5 0 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 —   Public Utilities         —  Private Utilities  Source: author, based on MINEM data    Differences in labor productivity are presented in Figures 11 and 12, which show indicators of energy sales  and the number of connections per employee, respectively.  It is worth noting here that, while there are  marked disparities between the  performance of private and public utilities–in favor of the former–there  are  factors  other  than  ownership  that  explain  part  of  that  difference,  particularly  for  the  sales  per  employee indicator.  That is, the concessions of the private utilities in the city of Lima are characterized,  on average, by higher income residential clients that consume more electricity per connection and a more  dense grid, while the concessions of the four public utilities, though mostly urban, include clients of lower  income levels.  The rather erratic behavior of the clients per employee indicator for public utilities  (Figure 12) is explained  by changes in staff categorization practices during the period 1999‐2002, when an important component  of the staff was for some reason accounted as outsourced.  On the other hand, the increasing trend of the  same  indicator  in  recent  years  responds  to  the  aggressive  rural  electrification  program  that  has  incorporated  close  to  half  a  million  new  residential  clients,  most  of  them  served  by  publicly  owned  distribution  companies.    This  trend  explains  also  the  decline  or  stagnation  of  the  sales  per  employee  indicator of public distribution (Figure 11) since the large majority of these new rural clients have very low  levels of energy consumption.     Finally, the quality of service, as measured by the duration and frequency of power cuts in Lima (private)  and  the  rest  of  the  country  (almost  all  public)  reveal  also  a  much  better  performance  of  private  distribution  utilities  (Figures  13  and  14).    Here  again,  the  nature  of  the  power  grids  –more  dense  and  somewhat easier to service in Lima– is another explanatory factor, though minor, of the evident contrast  in utilities’ performance.      P e r u   C a s e   S t u d y   |  29  Figure 11: Annual Sales per Employee 1994‐2007  9 8 7 GWh/year/employee 6 5 4 3 2 1 0 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008   —   Public Utilities         —  Private Utilities  Source: author, based on MINEM data    Figure 12: Clients per Employee 1994‐2007   1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 —   Public Utilities         —  Private Utilities  Source: author, based on MINEM data    30 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Figure 13: Duration of Power Interruptions in Lima and rest of the country, 1998‐2007    25 20 Hours per semester 15 10 5 0 S1-2002 S2-2002 S1-2003 S2-2003 S1-2004 S2-2004 S1-2005 S2-2005 S1-2006 S2-2006 Lima Rest of the country   Source: World Bank; Peru: Recent Economic Developments in Infrastructure, 2010.    Figure 14: Frequency of Power Interruptions in Lima and rest of the country, 1998‐2007    7 6 Power cuts / semester 5 4 3 2 1 0 S1-2002 S2-2002 S1-2003 S2-2003 S1-2004 S2-2004 S1-2005 S2-2005 S1-2006 S2-2006 Lima Rest of the country   Source: World Bank; Peru: Recent Economic Developments in Infrastructure, 2010.    In sum, the better performance of private utilities can be attributed in great part to the corporate dynamic  inherent  to  a  private  enterprise  as  compared  to  public  utilities  that  are  constrained  by  multiple  public  sector  administrative  and  budgetary  constraints  and  respond  to  a  public  corporate  culture  where  commercial objectives are often mixed with social and political objectives.      P e r u   C a s e   S t u d y   |  31  8. DRIVERS OF SUCCESS/LESSONS The following lessons can be drawn from this case study:   The Peruvian case illustrates the convenience of putting in place a set of appropriate rules prior  to the privatization process.  This set of rules was established through the enactment of new  legislation that opened doors to PSP, a sound regulatory framework, including a cost‐based  pricing system, and a separate operator of the power system;    The good functioning of the Peruvian transmission system, and the confidence it conveyed to all  parties, shows that the strategic and/or monopoly concerns associated with the transmission  business are not an impediment for its privatization.  In fact, regardless of the type of ownership  of the transmission assets, its successful operation and expansion relied on the presence of a  separate system operator and a sound regulatory framework that established the right  incentives, i.e. a system dominated by cost‐based and predictable tariffs that was able to attract  the required investment;    Privatization of power sector assets is a challenging task that can face serious constraints  associated with the nature of each country’s political environment and the perception of often  legitimate economic and social concerns (e.g. growth of inequalities associated with  privatization). The Peruvian experience illustrates the need for carrying on an effective and open  communications strategy (e.g. in getting through a message on the policy’s achievements) as  well as the cost of failing to do so;   Extensive experience of bidders in the pertinent field (distribution and transmission) proved to  be a key factor of success of the privatization process.  Conversely, the absence of such  experience explained the failure of some cases;    The failure to complete a privatization process, or to privatize partially, can bring the following  costs/problems: (a) an uneven performance of utilities –in Peru the poor performance of some  public distribution utilities could threaten the good functioning of the power system; and (b) the  loss of a level playing field in the market, since public and private companies usually operate  under different regimes (e.g. strict government control of public utilities, political interference in  corporate decisions, different financing conditions);    The risk of vertical and horizontal concentration of assets call for a clear and effective legal and  regulatory framework that should establish the criteria and procedures for authorizing, or  prohibiting, operations that could attempt against the good functioning of the market;      The difficulties faced during the initial years in attracting investment in transmission illustrate to  importance of: (a) clarifying expansion needs on the basis of an objective transmission planning  exercise; and (b) a predictable –non volatile– tariff system based on competitively driven costs.    The Peruvian experience highlights also the limitations of a marginal‐type pricing approaches in  setting adequate tariffs.  These limitations were evident in two specific cases associated with  transmission tariffs –the ‘new replacement value’ approach and the locational marginal prices  that caused price volatility and losses to generators, respectively– that required corrective  actions with the support of a centralized transmission planning effort; and    The increased difficulty in achieving the social license and related authorizations for  transmission projects casts doubts on whether the private sector has the capacity to deal with it  successfully without the support of public agencies.    32 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Table 3 aims to capture the main findings of the study, so far.  It summarizes the key factors for the  success of the Peruvian power sector reform with a special emphasis on the achievement of PSP  benefits in transmission and distribution, that is, attracting private investment in these areas and  sustaining an efficient operation.      P e r u   C a s e   S t u d y   |  33  Table 3: Factors contributing to the success of the PSP in Transmission and Distribution  Relevance  Comments/association with Private Sector  Factor/driver for success  Very  Important  Not that  Participation  important  important        Governance condition necessary for a favorable  Government’s political will to  √    business environment.  carry on a sound  macroeconomic policy and  respect the reform of the  power sector.        Governance condition necessary for a favorable  Establishing a clear legal  √  business environment.  framework consistent with  the reform’s objectives.        An essential component in providing confidence  Solid and trustworthy  √  to investors in transmission and distribution   regulatory framework.        The capacity to respond to the shortcomings of  Government’s ability to  √  the initial model was essential in attracting  monitor effectively the  more investment in transmission.   reform process and to take  corrective actions.        Proved to be very important in attracting  Predictability of pricing  √  investment in transmission –after a set of  policy in both transmission  amendments– and distribution.   and distribution.        A challenge, but also an opportunity that  The country’s fast and    √  attracted the attention of investors worldwide.  sustained economic growth        The availability of natural gas for power  The potential for cheap and      √  generation, plus a large hydropower potential  abundant energy resources  helped the rapid growth of the power sector as  a whole at relatively low prices.        An indispensable condition in attracting  Perception of transparency  √  investors to the divestiture process of  and fairness of the bidding  transmission and distribution assets.   processes.        Effective system to compare performances and  Separation of Lima’s    √  achieve an some degree of competition.  distribution grid into two  concessions of similar sizes.        An essential component in achieving the  Quasi‐independent System  √  (unbiased) technical‐economic operation of the  operator.  transmission system and, as such, guaranteeing  the growth of the energy market.         OA to transmission makes possible a  Open Access to transmission  √    competitive energy market and, as a whole, a  facilities  more competitive power sector. Essential for  the acceptance of private transmission.        √  While the Electricity Code establishes a set of  Electricity code  preventive rules and safeguards that is essential  for the good performance of the distribution  and transmission grids, utilities did not consider  it to be a main factor for success (taking it for  granted).    34 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   ANNEX 1 | PERU CASE STUDY LIST OF INTERVIEWS Name  Position/Institution  Advisor to the Director General of Electricity (DGE), MINEM. Former DGE and  Manuel Kiyan  author of power legislation,  General Manager/Osinergmin  Edwin Quintanilla  President/COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado  César Butrón  Nacional).        COES – Analytical team for the power system.  Presentation on the Transmission  Eduardo Antunes de Mayolo,  Planning task.  Edgar Rosell  CEO/Electroperú  David Grández  General Manager/Distriluz  Felipe Repetto Sánchez      Projects Corporate Manager/Distriluz  Alberto Pérez Morón  Manager for Regulation/Edelnor  Juan Miguel Cayo      Distribution Manager/Edelnor  Alfonso Valle  General Manager/Kallpa  Javier García Burgos  Business Manager/ISA Red de Energía del Perú S.A.  Luis Lazo Velarde  Manager/ Eletrobras Sucursal Andina  Flavio de Albuquerque Castelo Branco  Manager/ JBP Ingenieros ‐ desarrollo de proyectos de generación  Julio Bustamante  People Met Prior to 2012  Tariffs Team/Osinergmin  Victor Ormeño  Jaime Mendoza  General Manager/Electroperú  César Tengan  General Manager/Duke Energy International  Hector Gutierrez  CEO/Luz del Sur  Mile Cacic  Operations Manager/FONAFE (Holding of State‐owned Enterprises)  Mario Gonzales del Carpio    P e r u   C a s e   S t u d y   |  35