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Chequeo de rentabilidad en el proceso tarifario
Rafael CaballeroGerencia de Regulación
Bogotá, 5 de Diciembre de 2013
Asocodis - X Jornada de Distribución
Tarifas1
3 Proceso de fijación de tarifas de distribución
3
4
3
2 Marco Regulatorio
1 Introducción
Cálculo de la rentabilidad4
Conclusiones5
Introducción
En Perú y Chile la regulación de distribución de energía eléctrica permite verificar que se logre una rentabilidad razonable para la industria.
Dentro del ciclo tarifario, se chequea que larentabilidad del sector se encuentredentro de una banda fija desde el inicio delperiodo tarifario.
La rentabilidad se ajusta hastaalcanzar los niveles permitidos por elregulador.
Tarifas1
3 Proceso de fijación de tarifas de distribución3
4
32 Marco Regulatorio1 Introducción
Cálculo de la rentabilidad4
Conclusiones5
Regulación Chile y Perú
2009: Creación Ministerio Energía
2007: DFL. N 42005: Licitaciones2004: Sistemas de
Transmisión y Panel de Expertos
1982: Ley Eléctrica 1998: Reglamento Ley Eléctrica
El marco regulatorio ha evolucionado en todos sus componentes, pero los fundamentos de la regulación de tarifas de distribución han permanecido estables en el tiempo
80’s 90´s 2000´s 2010´s
2013: Ley ERNC (20% al 2025)
2012: Ley Medición Neta
Áreas TípicasEmpresas modelo
/ Empresa de referencia
Chequeo rentabilidad de la
industria
Rentabilidad 10% r.a.i.
Decreto tarifario cada 4 años
Rentabilidad 12% r.a.i.
1992: Ley Eléctrica
1997: Norma Técnica de calidad
1993: Reglamento Ley Eléctrica
2006: Desarrollo eficiente de la generación eléctrica2008: Modifica Ley eléctrica
2011: Reglamento del Mercado de corto plazo
Fiscaliza, investiga
Certifica equipos eléctricos
Emite ranking anual de calidad de servicio
Fija Valor Nuevo de Reemplazo VNR
Fija Costos de Explotación
Desarrolla Informe Técnico de precios de nudo (semestral)
Dirige estudios para la fijación de tarifas de transmisión, subtransmisión, distribución, servicios asociados
Elabora Normas Técnicas
Aprueba Bases de Licitaciones de Suministro
Ente autónomo dirime discrepancias
153 dictámenes desde 2004
7 Integrantes
Ministerio de Energía
Centro de Despacho Económico de Carga
Organismo independiente
Institucionalidad Chile
Fiscaliza, investiga
Certifica equipos eléctricos
Emite ranking anual de calidad de servicio
Fija Valor Nuevo de Reemplazo VNR
Fija Costos de Explotación
Desarrolla Informe Técnico de precios de barra (anual)
Dirige estudios para la fijación de tarifas de transmisión, subtransmisión, distribución
Ministerio Energía y Minas
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART
Centro de Despacho Económico de Carga
Organismo independiente
Institucionalidad Perú
$
Generación Transmisión Distribución
G1 G2…
Gn
Precio regulado final = Cargo único por uso del sistema Troncal + Precio de compra + Recargo STx + VAD
TroncalSubtransmisión
Recargos STx Valor Agregado de DistribuciónVAD
consumidores
consumidores
PrecioCompraLicitado
PrecioCompraPromedioLicitado
Cargo único poruso Troncal - CUT
Precios Regulados
Tarifas1
3 Proceso de fijación de tarifas de distribución3
4
32 Marco Regulatorio1 Introducción
Cálculo de la rentabilidad4
Conclusiones5
Modelo Regulatorio Distribución Chile y Perú
Mecanismo regulatorio que
determina los precios máximos a
través de una empresa modelo que
simula la competencia.
Pérdidas
Inversión
O&M
Costos fijos Empresa Modelo / Yardstick competition
Mercado Regulado, Concesiones exclusivas indefinidas.
Revisiones cada 4 años: Chile lleva 8 ciclos tarifarios y Perú 4.
Remuneración sobre el VNR de activos al 10% rai en Chile y 12% raien Perú y pass-through de costos.
Separación entre distribución y subtransmisión.
Valor Agregado de DistribuciónVAD
Valor Agregado de Distribución
Costos Estándar de Inversión, Mantenimiento y OperaciónPérdidas Estándar
Factores de Expansión de PérdidasCargos Fijos
Costos asociados al usuario
VAD Media Tensión
VAD Baja Tensión
Tanto en Chile como en Perú, las tarifas de distribución se construyen a partir de los estudios de Valor Agregado de Distribución - VAD
12
Áreas Típicas y Empresas Modelo
Áreas típicas dependen de ratio de densidad y grado deurbanidad/ruralidad
6 áreas típicas
Empresas de Referencia:• A1: Chilectra• A2: CGE• A3: Conafe• A4: Saesa• A5: Frontel• A6:
Edelaysén
Fijación 2012
6 áreas típicas
Empresas de Referencia:• A1: Chilectra• A2: CGE• A3:
Chilquinta• A4: Saesa• A5: Frontel• A6: Codiner
Fijación 2008
2000
1996
1992
Fijación
1984 y 1988
4
5
3
6
2004 6
Número áreas típicas
2008 6
2012 6
Chile
13
Etapas de la Fijación Tarifaria
•Ingresos Explotación (calculados con físicos reales y tarifas preliminares)
•VNRs fijados por la autoridad
•Costos Explotación fijados por la autoridad
•Banda 6% - 14%
• Rentabilidad fuera de banda se Ajusta Tarifas
6 empresas modelo
Revisión Periódica (4 años)
Definición áreas de distribución típica Estudio de Valor Agregado de
Distribución - VAD
Estudio de Costos (Regulador)
Estudio de Costos(Empresas)
1/3 2/3
Tarifas básicas preliminares
Chequeo de Rentabilidad(de la industria)
Tarifas Finales (año 1)
•Tasa de Descuento 10%
•Horizonte 30 años
•Valor VNR residual nulo
Chequeo Rentabilidad Anual( de la industria) Banda 5% - 15%
Tarifas Finales (año 2, 3, 4)
14
Áreas Típicas y Empresas Modelo
Fijación 2009
Áreas típicas dependen de ratio de densidad y grado de urbanidad/ruralidadÁrea 1, cada 4 años la empresa de referencia se alterna entre Edelnor y Luz del Sur
Edelnor tiene activos en A1, A3, A4 , A5.
Empresas de Referencia:
• A1: Luz del Sur
• A2: Seal
• A3: Electrocentro
• A4: Electro Sur Este
• A5: Electrocentro
• A6: Electrocentro
• Sistemas Eléctricos Rurales: Electronoreste
• Sector Especial: Coelvisac
7 áreas típicas 8 áreas típicas
Empresas de Referencia:
• A1: Edelnor
• A2: Electronoroeste
• A3: Seal
• A4: Electrocentro
• A5: Electro Sur Este
• Sistemas Eléctricos Rurales: Electro Puno
• Sector Especial: Coelvisac
2005
2001
Fijación
4
6
Número áreas típicas
2009 7
2013 8
Perú
15
Etapas de la Fijación Tarifaria
•Ingresos Explotación (calculados con físicos reales y tarifas preliminares)
•VNRs Optimizados fijados por la autoridad
•Costos Explotación fijados por la autoridad
•Banda 8% - 16%
• Si Rentabilidad fuera de banda: se ajustan tarifas proporcionalmente
8 empresas modelo
Revisión Periódica (4 años)
Definición áreas de distribución típica Estudio de Valor Agregado de
Distribución - VAD
Estudio de Costos
Tarifas básicas preliminares
Determinación de Grupos de Empresas
Chequeo Rentabilidad(por grupo de empresas)
•Tasa de Descuento 12%
•Horizonte 25 años
•Valor VNR residual nulo
Tarifas Finales
VAD Ponderado por empresa Se pondera por ventas de energía
Se agrupan por VADsque no difieran en más de10%
Tarifas1
3 Proceso de fijación de tarifas de distribución3
4
32 Marco Regulatorio1 Introducción
Cálculo de la rentabilidad4
Conclusiones5
Chequeo Rentabilidad
Tarifas Preliminares (calculadas con los VADs que
están siendo verificados)
•Ingresos Explotación (calculados con físicos reales y tarifas preliminares)•Costos Explotación fijados por la autoridad•VNRs fijados por la autoridad
30 años (Chile), 25 años (Perú) y VNR con valor residual nulo
En Chile, a diferencia de Perú, se realiza un chequeo de rentabilidad de la industria cada año
Ingresos Explotación i - Costos Explotación i
(1 + Tasa Rentabilidad) iΣi = 30 o 25
i = 1
VNR industria =
Chequeo Rentabilidad
TIR obtenidas son para la suma de las 35distribuidoras.
14%
6%7,52 %
10%
Fijación 2008
14%
6%6,62 %
10%
Chequeo rentabilidad para toda la industria
Fijación 2012
Chilectra 5,95%
Nota: se muestra TIR de Chilectra sólo por referencia.
Chilectra 8,1%
La banda actuó en la fijación de 1984
Tarifas preliminares se aceptaron como definitivas en las demásfijaciones
Chequeo Rentabilidad
G2: 8,8 %
16%
12%
8%
G1: 18,7 %
G3: 9,4 % G4: 11,8 %
G6: 12,8 % G5: 14,6 %
Fijación 2013
Chequeo rentabilidad por Grupos
Se forman grupos de empresas, cuyos VADs no difieren entre sí en más de 10%.
Fijación 2009
G4: 9,5 %
G1: 14,1 % G3: 14,8 % G2: 15,1 %
G2: 12,2 %
G3: 11,2 % G5: 11,4 %
G4: 13,3 % G1: 14,0 %
Fijación 2005
G6: 15,9 %
G5: 11,7 %
La banda actuó en 1 de las 4 fijaciones: en 2013 y sólo para G1,
Tarifas preliminares se aceptaron como definitivas en las demásfijaciones
Tarifas1
3 Proceso de fijación de tarifas de distribución3
4
32 Marco Regulatorio1 Introducción
Cálculo de la rentabilidad4
Conclusiones5
Conclusiones
• Los marcos regulatorios de Chile y Perú han evolucionado, pero losfundamentos de la regulación de tarifas de distribución han permanecidoestables en el tiempo.
• La tasa de descuento (12% en Perú y 10% en Chile) y el chequeo derentabilidad fueron fijados por Ley.
• La fijación tarifaria se basa en una empresa ideal que debe atender unmercado real.
• Fundamento regulatorio del chequeo de rentabilidad:
Conjugar la eficiencia teórica con la realidad
Ofrecer un seguro de rentabilidad para la industria, dentro de una banda
La rentabilidad individual ni se limita ni se garantiza
• Para mejorar la rentabilidad, las distribuidoras deben ser más eficientesque las empresas modelo.
• En el proceso de fijación de tarifas se deben conciliar los objetivos deeficiencia y rentabilidad adecuada.
ANEXOS
23
30 Jun
Empresas informan a SEC el VNR 2010
30 Sep
SEC fija el VNR. Si no hay acuerdo, se recurre a Panel de Expertos
31 Dic
Panel de Expertos determina VNR
30 MarEmpresas entregan Costos de Explotación a SEC
30 Abr
CNE envía Bases Técnicas, áreas típicas y lista consultores
Jun - Ago
Consultores realizan estudio de VADs
19 Sep
CNE comunica VADs ponderados (1/3 2/3)
31 Oct
Publicación tarifas
2011 2012 2013Jun Sep Dic Ene Mar Abr Jun - Ago Sep Oct Nov Dic Ene Abr
20 Oct
CNE Chequea rentab.
Chile - Etapas de la fijación tarifaria
Cálculo del VNR Estudios VAD
2 Abril :
Decreto Tarifario N°1T.
Retroactivo a 4 Nov 2012.
Fijación Tarifaria de Nov 2012: Para Chilectra, el efecto fue una reducción neta del VAD de 4.5%, enlínea con las estimaciones.
4 OctSEC fija Costos de Explotación
24
2012 2013Ene Jun Nov Dic Ene Abr Jul Ago Oct Nov
Perú - Etapas de la fijación tarifaria
Cálculo del VNR
Estudios VAD
Nov - Abr
Consultores realizan estudio de VADs
25 Abr
Audiencia Pública
7 Ago
Audiencia Pública
22 Jul
Prepublicación resolución
10 Oct
Publicación resolución
Fijación Tarifaria de Octubre 2013: Para Edelnor, elefecto fue un incremento del VAD de 1.2%.
Junio
GART fijó VNRs
Resol. 213 de 2013.
Vigente por 4 años hasta Nov 2017
25
“DFL N°4 - Art. 182º.- El valor agregado por concepto de costos de distribución sebasará en empresas modelo y considerará:
1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención delusuario, independientes de su consumo;
2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y
3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a ladistribución, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión secalcularán considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, VNR, de instalacionesadaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% realanual.”
Tasa de rentabilidad
“Ley N° 25.844 - Art. 79º. La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley seráde 12% real anual.
Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previoestudio que encargue la Comisión de Tarifas Eléctricas a consultores especializados,en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más elpremio por riesgo en el país.
En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía yMinas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.”
Tasa de descuento en Chile y Perú: 10% y 12%, real antes de impuestos
Fijada por Ley
“DFL N°4 - Art.185º.- Con los valores agregados resultantes del artículo precedente y los precios denudo que correspondan, la Comisión estructurará un conjunto de tarifas básicas preliminares, deacuerdo al criterio expresado en el art. 181° de la presente ley. Deberán existir tantas tarifas básicascomo empresas y sectores de distribución de cada empresa se hayan definido.
Si las tarifas básicas preliminares así determinadas, permiten al conjunto agregado de lasinstalaciones de distribución de las empresas concesionarias obtener una tasa de rentabilidadeconómica antes de impuestos a las utilidades, que no difiera en más de cuatro puntos de la tasa deactualización definida en el art. 182°, los valores agregados ponderados que les dan origen seránaceptados. En caso contrario, los valores deberán ser ajustados proporcionalmente de modo dealcanzar el límite más próximo superior o inferior.”
26
Chequeo Rentabilidad
“Ley N° 25.844 - Art. 70.- La Comisión de Tarifas Eléctricas calculará la Tasa Interna de Retornopara conjuntos de concesionarios considerando un período de análisis de 25 años y evaluando:
a) Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los Precios Básicos a la totalidad delos suministros en el ejercicio inmediato anterior;b) Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución, para elejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas; y,c) El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual igual acero.
Art. 71.- Si las tasas, antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de laTasa de Actualización señalada en el Artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados deDistribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán serajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.”
14%
6%
10%
8%
12%
16%
Año fijación tarifas