Elaborado por: Eduardo Afanador Konsultorías Ltda. ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA – “ASOCODIS” REMUNERACIÓN DE GASTOS DE

Elaborado por: Eduardo Afanador Konsultorías Ltda.

ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA –

“ASOCODIS”

REMUNERACIÓN DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO EN LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD

PRESENTACIÓN A LA CREG

Octubre 24 de 2007

OBJETIVO:

El objetivo general del estudio es establecer una propuesta metodológica de remuneración de los

gastos eficientes de las actividades de administración, operación y mantenimiento de la

distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2008-2012.

3

Agenda

7 PROPUESTA Y RECOMENDACIONES

6 EVALUACIÓN GLOBAL

5 ENFOQUE DE COSTOS DE INGENIERÍA

4 APLICACIÓN DE METODOLOGÍAS DE BENCHMARKING

3 ANÁLISIS AOM CAUSADO VS. AOM RECONOCIDOS

2 REVISIÓN DE LA INFORMACIÓN

1 EXPERIENCIA INTERNACIONAL

4

Desarrollo








5

CHILE

Comparación con Esquema Regulatorio Colombiano

COLOMBIA CHILE

DIFERENCIAS

1. AOM como porcentaje del VNR de la red real por nivel de tensión

2. ANE como un porcentaje de los activos eléctricos

3. Vida útil normativa de los activos 25 años

4. Se consideran cuatro niveles de tensión que van hasta los 115 kV

1. AOM sobre red eficiente aplicando costos de ingeniería por nivel de tensión, red aérea y subterránea

2. Inmuebles y muebles según dimensionamiento de la empresa modelo

3. Vida útil normativa de los activos 30 años

4. Media Tensión de 400 V a 23 kV y Baja Tensión menor de 400 V

SIMILITUDES

1. Los activos se remuneran a costos de reposición - 2. Los cargos se calculan por nivel de tensión sumando inversión más AOM.

6

CHILE

Enfoque de “Empresa modelo Eficiente”Áreas Típicas de Distribución – ATDEstudios contratados por CNE y otros por los OR

Definición tareas básicas en segmentos del SistemaAsignación de Recursos para cada tarea básicaDefinición de tiempos para tareas y trasladosDeterminación de la frecuencia media anual en cada tareaObtención de la cantidad de tareas con base en la demandaValoración de cada una de las tareasAdición de otros costos para los distintos segmentosInclusión de repuestos en los Gastos de Operación y MantenimientoAsignación de costos de estructura o corporativos

Metodología Definición de AOM – Costos de Ingeniería

7

CHILE

• Áreas Típicas y AOM como porcentaje del VNR

ATD

Empresa de Referencia

No. Clientes Km AT Km BT

% OM / VNR

% Mueb – Inm. /

VNRTipo de Cobertura

1 Chilectra 1.300.000 4.469 9.118 5.7 1.9Región Metropolitana mayoritariamente

2 CGE 682.000 7.180 9.096 7.6 3.4Combina áreas urbanas importantes como capitales con áreas rurales circundantes

3 EMEC 212.000 3.184 3.181 9.4 6.6

Combina áreas urbanas importantes como ciudades de La Serena y Coquimbo y otras ciudades intermedias, con áreas rurales circundantes a las áreas urbanas

4E.E.

Colina15.860 57 116 15.2 9.7

Comuna de la Región Metropolitana alimentadas desde Chilectra

5Luz

Linares16.894 1.256 1.056 6.3 2.3

Rural de muy baja densidad, lo urbano es marginal.

6 Copelec 30.100 4.608 1.887 4.1 1.7

Comunas rurales baja densidad, con redes muy largas principalmente de MT utilizando un gran número de transformadores para distribuir a BT.

8

CHILE

Comparación con Colombia para Caso Urbano

ALTA TENSIÓN - CHILE

VNR ($ Mill) 109,049

AOM ($ millones) 8,464

% AOM / VNR 7.8%

BAJA TENSIÓN - CHILE

VNR ($ Mill) 184,743

AOM ($ millones) 8,341.0

% AOM / VNR 4.5%

TOTAL % AOM / VNR 5.7%

RESOLUCIÓN 082/2002 NIVEL 1

Red Aérea Rural

Red Aérea Urbana

Red Subterránea

Cargo por Inversión $/kWh 38.88 15.66 24.95

Cargo por AOM $/kWh 5.38 0.31 0.04

VNR $/kWh según cargo por inversión 236.21 95.13 151.63

% AOM/VNR 2.28% 0.33% 0.03%

Colombia Nivel 2

4% sobre VNR

9

NIVEL Concepto Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5Sector

EspecialVNR Activos 5.99 4.70 4.90 5.74 5.92 3.78 OyM 0.26 0.42 0.39 0.29 0.27 0.53 % OyM / VNR 4.3% 8.8% 8.0% 5.0% 4.5% 14.0%

VNR Activos 5.45 4.88 4.92 4.48 5.71 3.34 OyM 0.32 0.39 0.39 0.44 0.29 0.59 % OyM / VNR 6.0% 8.1% 7.9% 9.9% 5.1% 17.5%

ESTIMACIÓN DE LOS GASTOS DE OM COMO PORCENTAJE DEL VNR (valores índices equivalentes)

VADMT

VADBT

PERÚ

Excluyendo Alumbrado Público en VNR y AOM y algunos costos de comercialización, el % AOM sobre VNR para toda le empresa del Sector 1 Urbano de Alta Densidad es del 4.5%.

Valor significativamente alto comparado con el 0.33% de red aérea urbana del nivel 1. y valor comparable con el 4% reconocido en nivel 2 en la Resolución 082.

10

BRASIL

Se utiliza un enfoque de ingeniería de costos en el cual se define una empresa de referencia para dimensionar los costos corporativos y se estiman unos costos de AOM para la red existente

La empresa de referencia responde a tres principios básicos:Eficiencia en la gestiónConsistencia entre el tratamiento regulatorio dado a los costos de Operación y Mantenimiento, y a la valoración y remuneración de los activos.Condiciones específicas de cada área de concesión.

El proceso comprende:Definición de actividades y tareasAsignación de costos eficientes de mercadoProyección de la estructura de personal y recursos necesarios

Lista detallada de todas las áreas de la organización

Necesidades estructuras regionales

11

REINO UNIDO

• Price Cap – Remuneración rentabilidad sobre activo neto depreciado + Capex, + depreciación, + Opex

• Segmentos del Sistema de Distribución:Bajo Voltaje, menos de 1 KVAlto Voltaje, más de 1 KVExtra-Alto Voltaje, mayor a 22 KV

12

Procedimiento para valorar los AOM

revisión de costos, eficiencias logradas y eficiencias esperadas

normalización

factores regionales

diseño del benchmark

Consideración información adicional estudios especializados

tratamiento de las fusiones

ingreso adicional por vegetación, eventos excepcionales (eje. casos de mal tiempo) y mejoras de calidad

comparación con el análisis del año 2003/2004

comparación con las proyecciones

tasas y contribuciones

REINO UNIDO

13

Diseño del Benchmark para Informar el Proceso

REINO UNIDO

14

NSW AUSTRALIA

Total service area (sq km)1 22,275 24,500 582,000 155,000Total system length (km)1 56,645 33,081 177,693 9,349Per cent of total system length underground (%) 24 27 2 0.4Maximum demand (MW)1 4,985 2,994 1,909 90Energy sold (GWh)2 25,402 13,864 9,965 402Annual load factor (%)1 61 64 63 55Total customers2

Residential 1,314,973 705,950 628,422 15,511 Non-residential 149,305 70,371 87,808 3,396 Total 1,464,278 776,321 716,230 18,907

Distribuidores de NSW - AustraliaEstadísticas Operativias - 2002

Energy Australia

Integral Energy

Country Energy

Australian Island

El esquema regulatorio de NSW es similar al de Reino UnidoLa remuneración del negocio de distribución es: rentabilidad del activo neto + la inversión (“capex”), + la depreciación, y + los costos de operación y mantenimiento. En el proceso de revisión los OR entregan sus proyecciones de demanda de energía y potencia, inversión y costos de OM.Los distribuidores son responsables del cálculo de las tarifas ajustándose a los principios establecidos y haciendo pública la información (similar al caso del Reino Unido).

15

Metodología para la definición del AOM (Meritec)

Principios Generales:

Los costos de AOM deben reconocer las economías de escalaLos activos de más edad requieren más mantenimiento que los nuevosA lo largo del tiempo se producen cambios en la estructura de costos Costos de OM:

Operación de la redReemplazo de postesMantenimiento correctivoControl de vegetaciónOtro mantenimiento preventivoOtros costos operativos (“overheads”)

Los AOM representan alrededor del 2% del VNR de la redAunque no se trata de estudios de ingeniería a nivel de detalle, se toma en cuenta la situación de cada empresa en cuando a su evolución histórica de costos y sus proyecciones en función del crecimiento esperado

NSW AUSTRALIA

16

Conclusiones sobre la Experiencia Internacional

Sobre las metodologías utilizadas:

En Latinoamérica (Chile, Perú y Brasil), con excepción de Colombia, predomina enfoques de costos de ingeniería

En el Reino Unido se utiliza la regresión simple por mínimos cuadrados ordinarios como metodología de benchmarking entre las empresas. Estos resultados son evaluados para cada empresa a la luz de los estudios especializados que son contratados por Ofgem con el fin analizar el desempeño durante el período vigente.

En New South Wales (Australia) no se utiliza en particular una metodología de benchmarking. El enfoque consiste en evaluar la evolución histórica y proyectada de las empresas en sus componentes de inversión y gastos a través de estudios especializados que incorporan elementos comunes al enfoque de costos de ingeniería.

En ninguno de los cinco países revisados se utiliza el DEA ni el análisis de frontera estocástica.

En ninguno de los países revisados se calcula la remuneración de AOM como un porcentaje del valor de reposición de los activos eléctricos.

17


Sobre el nivel de la remuneración:

Por tratarse de países donde los activos se remuneran sobre el valor de reposición a nuevo y sus costos de AOM resultan de estudios detallados, Chile y Perú constituyen una referencia importante para apreciar el nivel de remuneración de AOM reconocido en Colombia para los niveles de tensión 2 y 1, equiparables a la media (o alta) y baja tensión de dichos países.

En el caso del nivel de tensión 2, en el cual en Colombia se remunera el 4% sobre el VNR, en Chile el AOM equivale al 7.8% y en Perú al 4.5% (en promedio ambos niveles) para una empresa de alta densidad urbana.

En el caso del nivel de tensión 1 para una empresa totalmente urbana, en Chile se reconoce el 4.5% y en Perú el 4.5 (en promedio ambos niveles), mientras que en Colombia se reconoce para redes aéreas el 0.33% y para subterráneas el 0.03% sobre el VNR implícito en el cargo de inversión por kWh.

Estas grandes diferencias ponen en clara evidencia que en Colombia existe un problema importante de sub remuneración del AOM requerido para realizar una adecuada operación de la actividad de distribución.

18

Sobre el traslado a las tarifas

En Chile, Perú y Brasil los costos se diferencian por nivel de tensión y en esa medida se asignan a las tarifas de los respectivos niveles.

En el Reino Unido y en NSW Australia los AOM se estiman por un monto global para cada empresa. Los OR asignan los costos a los usuarios de acuerdo con principios generales.


19

Desarrollo








20

Estado Información Estructura Física Urbano - Rural

TOTAL % N.Ten. TOTAL % N.Ten. TOTAL POR NIVEL TOTAL POR NIVEL TOTAL % N.Ten.

1 CEDELCA

2 CEDENAR

3 CENS 2006 2006 2006 2006 2006

4 CETSA

5 CHEC

6 CODENSA

7 EADE

8 EBSA 2005

9 EDEQ 2005 2005 2005

10 EEC

11 ELECTRICARIBE 2005 2005 2005 2005 2005 2005

12 ELECTROCOSTA 2005 2005 2005 2005 2005 2005

13 EMCALI

14 EMSA

15 ENERTOLIMA

16 EEPPM

17 EPSA

18 ESSA

19 HUILA

20 PEREIRA

21 POPAYAN

NO DESAGREGÓ

COMPLETO

PARCIALMENTE

NO INFORMÓ

DESAGREGACIÓN INFRAESTRUCTURA FISICA EN URBANO - RURAL AÑOS 2004 Y 2005

Valor Activos Eléctricos Longitud de Red Transformadores Capacidad Transformación Valor Inventarios

OPERADOR_DE_RED#

21

Estado Información Consolidada Estructura Física

TOTAL % N.Ten. TOTAL % N.Ten. TOTAL POR NIVEL TOTAL POR NIVEL TOTAL % N.Ten.

1 CEDELCA

2 CEDENAR

3 CENS

4 CETSA

5 CHEC

6 CODENSA

7 EADE

8 EBSA

9 EDEQ

10 EEC

11 ELECTRICARIBE

12 ELECTROCOSTA

13 EMCALI

14 EMSA

15 ENERTOLIMA

16 EEPPM

17 EPSA

18 ESSA

19 HUILA

20 PERERIRA

21 POPAYAN

COMPLETO

NO INFORMÓ

CONSOLIDADO INFRAESTRUCTURA FISICA AÑOS 2004 Y 2005

# OPERADOR_DE_REDValor Activos Eléctricos Longitud de Red Transformadores Capacidad Transformación Valor Inventarios

22


Una vez revisada, complementada y depurada la información, se considera que esta se encuentra, a nivel general, en un estado de certidumbre aceptable.

No obstante lo anterior, existen varias consideraciones que sugieren que, dependiendo de la sensibilidad de cada metodología de benchmarking a la información utilizada, la inexactitud de un dato puede tener un mayor impacto en un caso que en otro (tal como sucede en las metodologías de punto extremo como DEA). Algunas consideraciones son:

23


No existe en algunas empresas una separación contable de gastos que pueden tener cierto impacto (ej. alumbrado público).

La tercerización de los servicios puede tener un impacto diferente en el gasto registrado para diferentes OR.

Se observan prácticas contables que conducen a la activación de gastos que se consideran amortizables por algunas empresas en más de un período.

Alguna porción del gasto puede corresponder a inversión por reposición de acuerdo con el esquema regulatorio colombiano. Es de esperar que no sea significativa en el conjunto de los OR, tomando en cuenta que los proyectos de reposición van a la inversión y que el incremento del gasto va contra el objetivo de obtener utilidades y repartir dividendos.

Información sobre infraestructura física entre urbano y rural es insuficiente.

Las limitaciones anotadas son producto de la carencia de un verdadero sistema de información regulado orientado a facilitar la regulación por incentivos.

24

Desarrollo








25

4. AOM causados Vs. AOM reconocidosNivel de Suficiencia

AOM RECONOCIDO

/ AOM SIN PENSIONES

AOM RECONOCIDO/

AOM SIN PENSIONES Y OTRAS CTAS

AOM RECONOCIDO

/ AOM SIN PENSIONES

AOM RECONOCIDO

/ AOM SIN PENSIONES Y OTRAS CTAS

PEREIRA 45% 45% 43% 43%EBSA 55% 59% 45% 47%ESSA 49% 51% 46% 47%

EMCALI 46% 47% 48% 49%CENS 61% 66% 53% 57%EEC 75% 75% 59% 60%

ENERTOLIMA 66% 66%EDEQ 73% 78% 67% 70%

EEPPM 68% 68% 70% 70%HUILA 86% 86% 72% 72%

CEDENAR 104% 104% 73% 74%CHEC 77% 78% 74% 75%EMSA 81% 95% 71% 78%

CEDELCA 67% 67% 79% 79%ELECTRICARIBE 39% 73% 40% 82%

CODENSA 73% 91% 75% 87%EPSA 92% 103% 80% 89%

ELECTROCOSTA 47% 86% 45% 89%CETSA 95% 100% 107% 108%EADE 133% 139% 125% 134%

POPAYAN 370% 370% 372% 373%TOTAL MUESTRA 66% 81% 61% 74%

2005

OR

2004

26

4. OM causados Vs. AOM reconocidosNivel de Suficiencia

A nivel global, en 2005, los AOM reconocidos son el 61% de los causados, excluyendo los pasivos pensionales y el 74% al excluir las demás cuentas como impuestos, contribuciones y amortizaciones..

Teniendo en cuenta que necesariamente los AOM reconocidos debe incluir algunas de las cuentas excluidas, podría estarse ante una situación de déficit entre un 30 y 35% del AOM causado (entre 230.000 y 270.000 millones de pesos). .

La suficiencia de AOM reconocidos es variada a través de los OR.

Lo anterior estaría confirmando lo observado en la comparación internacional en el sentido de que el criterio de asignación de AOM como porcentaje por nivel de tensión no es un criterio apropiado. A lo anterior se agrega el muy reducido nivel de remuneración en el nivel de tensión 1.

Resalta el caso de EADE sobre el cual es importante advertir que, de acuerdo con lo observado en la visita realizada, dicha empresa realizaba sus actividades de mantenimiento en forma muy limitada, lo cual puede explicar que el gasto causado sea similar al reconocido.

El caso de POPAYAN no es comparable con ningún OR.

27

Desarrollo








28

AOM por Km. $Mill.

Indicadores

29

Usuarios por Km.

Indicadores

30

Usuarios por Transformador

Indicadores

31

Correlación entre las Variables

Total AOM Capacidad trafos SUI

Usuarios kms Trafos MVA

disponibles demanda_

maxima

Total AOM 1 .812 .872 .595 .855 .932 .898

Capac. trafos SUI .812 1 .961 .517 .811 .873 .903

Usuarios .872 .961 1 .516 .845 .938 .917

kms .595 .517 .516 1 .773 .517 .456

Trafos .855 .811 .845 .773 1 .886 .844

MVA disponibles .932 .873 .938 .517 .886 1 .980

Demanda_maxima .898 .903 .917 .456 .844 .980 1

Existe alta correlación entre las variables que caracterizan los OR lo cual obedece a la lógica, pues empresas grandes tendrán un mayor número de usuarios, transformadores, longitud de red, demanda, capacidad de transformación, etc.

32

AOM Vs. Usuarios

Relaciones entre la Variables

33

AOM Vs. Longotud de Red (Km.)


34

AOM Vs. Total Transformadores


35

Total Transformadores Vs. Usuarios


36

Total Transformadores Vs. Capacidad de Transformación


37

AOM Vs. Demanda Máxima


38

Total Transformadores Vs. Longitud de Red


39

Caracterización Poblacional de los OR

Participación Población Grupos de Calidad 1+2 y 3+4 Vs. % Trafos

Rural

0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

EMCALI

CODENSA

EEPPM

PEREIRA

CETSA

CENS

EDEQ

ELECTRICARIB

E

ESSA

EMSA

CHEC

EPSAEEC

ENERTOLIMA

ELECTROCOSTA

HUILA

CEDENAR

EBSA

CEDELCA

EADE

GRUPO 1 + 2 GRUPO 3 + 4 % Trafos Rural

40

1 – AOM Vs. USUARIOS

Análisis de Regresión – 8 Modelos

Modelo R R cuadrado R cuadrado corregida

Error típ. de la estimación

1 .958(a) .918 .915 $9,044.6201

Modelo Coeficientes no estandarizados

Coeficientes estandarizados t Sig.

B Error típ. Beta B Error típ.

1 (Constante) 9225.091 2173.603 4.244 .000 Usuarios .063 .003 .958 18.890 .000

41

1 – AOM Vs. USUARIOS URBANO Y RURAL

Análisis de Regresión

Modelo R R cuadrado R cuadrado corregida

Error típ. de la estimación

1 .947(a) .898 .894 $10,086.2914 2 .958(b) .919 .913 $9,132.5078

42

R cuadrado obtenidos al explicar el AOM contra las variables significativas:

1) Usuarios 0.918

2) Usuarios urbano, Usuarios Rural 0.919

3) Kms red 0.390

4) transformadores 0.761

5) Capacidad de transformación 0.935

6) Demanda máxima 0.863

7) Capacidad de transf., Kms, Transf 0.968

8) Cobb douglas (kms, Cap. de transf.) 0.957

Se concluye que existen variables que explican los gastos de AOM en forma individual, con un alto grado de variación explicada.

Aparentemente el modelo 7) que incluye la variable año es el de mayor porcentaje de variación explicada y por ser un análisis por pasos, sus variables son significativas. Estas variables son las que posteriormente se utilizan en los modelos de fronteras eficientes.


43

Análisis de RegresiónModelo 7

Diagrama de Valor Ajustado VS. Causado

44


Modelo 7: Valores Ajustados Vs. Valores Reales

ORTotal AOM sin pen. y

otros

AOM valor ajustado

AOM Reconocido

Faltante% Faltante /

AOM Reconocido

CEDELCA 20,266 21,875 16,092 -5,783 35.9%

CEDENAR 17,465 18,635 12,867 -5,768 44.8%

CENS 28,352 21,185 16,081 -5,104 31.7%

CETSA 2,072 6,697 2,237 -4,460 199.4%

CHEC 36,068 30,418 27,082 -3,336 12.3%

CODENSA 129,892 131,965 112,573 -19,392 17.2%

EADE 35,725 39,450 47,737 8,287 17.4%

EBSA 53,141 37,447 24,851 -12,596 50.7%

EDEQ 12,806 13,115 8,940 -4,175 46.7%

EEC 20,268 18,192 12,072 -6,120 50.7%

EPM 81,285 73,530 57,247 -16,283 28.4%

CARIBE 65,608 62,740 53,587 -9,153 17.1%

COSTA 56,482 59,537 50,340 -9,197 18.3%

EMCALI 40,970 23,134 19,910 -3,224 16.2%

EMSA 12,072 16,986 9,434 -7,552 80.1%

EPSA 41,782 42,667 37,127 -5,540 14.9%

PEREIRA 10,879 11,360 4,662 -6,698 143.7%

TOTALES 665,133 628,933 512,840 -116,093 22.6%

45

Análisis DEA

Se configuraron tres modelos con base en las variables que resultaron significativas y se corrió el DEA para los años 2004 y 2005 (“input oriented” y VRS) para 17 OR.

Sensibilidad 1: Absorción de EADE por EPM (se suman las variables respectivas y se asume como EPM2);

Sensibilidad 2: Exclusión de CETSA;

Sensibilidad 3: Exclusión de CODENSA:

Sensibilidad 4: Exclusión de EADE por evidente limitaciones en las prácticas de mantenimiento desarrolladas en el pasado y registro como “big” en los resultados de DEA.

Variables INPUT OUTPUTS Modelo Base AOM CapTrans – Km. – trafos

Modelo 1 AOM Usuarios – Km. - trafos Modelo 2 AOM – Km. – Cap. Transf. Usuarios – DemMáx

46

Análisis DEA

Modelo Base – Años 2004 y 2005

Modelo Base 2004 Modelo Base 2005

DMU Score Benchmarks Score Benchmarks

1 Cedelca 66.3% 4 (0.57) 7 (0.43) 84.2% 4 (0.55) 7 (0.45)

2 Cedenar 100.3% 2 75.9% 4 (0.79) 6 (0.04) 7 (0.17)

3 Cens 59.4% 2 (0.70) 4 (0.20) 6 (0.02) 7 (0.08) 55.8% 4 (0.73) 6 (0.05) 7 (0.22)

4 Cetsa 444.5% 9 525.0% 13

5 Chec 59.9% 6 (0.03) 7 (0.29) 15 (0.68) 61.4% 4 (0.53) 6 (0.04) 7 (0.43)

6 Codensa big 9 big 9

7 Eade big 12 big 13

8 Ebsa 66.1% 4 (0.20) 7 (0.80) 49.6% 4 (0.28) 7 (0.72)

9 Edeq 83.5% 4 (0.87) 6 (0.03) 7 (0.10) 74.8% 4 (0.86) 7 (0.08) 11 (0.06)

10 Eec 63.3% 4 (0.45) 7 (0.16) 15 (0.39) 62.5% 4 (0.73) 6 (0.02) 7 (0.26)

11 Epm 94.2% 4 (0.19) 6 (0.56) 7 (0.25) 101.7% 3

12 Caribe 76.7% 2 (0.08) 4 (0.37) 6 (0.40) 7 (0.15) 89.8% 4 (0.44) 6 (0.40) 7 (0.16)

13 Costa 87.5% 6 (0.25) 7 (0.53) 15 (0.23) 94.0% 4 (0.18) 6 (0.25) 7 (0.57)

14 Emcali 55.5% 4 (0.70) 6 (0.13) 7 (0.17) 60.0% 4 (0.66) 7 (0.10) 11 (0.24)

15 Emsa 106.7% 4 93.6% 4 (0.79) 6 (0.02) 7 (0.18)

16 Epsa 92.4% 6 (0.20) 7 (0.01) 15 (0.79) 85.4% 4 (0.61) 6 (0.22) 7 (0.18)

17 Pereira 67.8% 4 (0.92) 6 (0.03) 7 (0.05) 65.4% 4 (0.92) 6 (0.01) 7 (0.04) 11 (0.03)

47

Análisis DEA

Modelo Base

En general, se observa una tendencia similar de resultados entre los dos años en un rango del orden del 10% al 15% de eficiencia.

El cambio drástico se produce en CEDENAR que pasa del 100% en 2004 al 75.85% en 2005, lo cual puede estar explicado por un incremento importante de gastos observado en el 2005;

EADE es utilizado como referente por 13 de los 17 OR, CETSA y CODENSA por 9;

En general, los OR “ineficientes” tienen como frontera una combinación de CETSA, EADE y CODENSA.

CODENSA y EADE aparecen “big” y CETSA con eficiencias muy altas (mayores al 400%) lo cual sugiere la conveniencia de las sensibilidades definidas.

48

Análisis DEA

Sensibilidades Modelo Base – Año 2005

OR MBase 2005

MBase 2005 absorcion

EADE

Mbase 2005 sin CETSA

MBase 2005 sin

CODENSA

MBase 2005 sin EADE

Max. Min Modelo 7 Regresión

2005

1 cedelca 84.2% 149.4% 95.0% 84.2% 149.4% 149.4% 84.2% 108.0%

2 cedenar 75.9% 80.1% 80.7% 77.1% 81.0% 81.0% 75.9% 107.0%

3 cens 55.8% 60.2% 58.5% 56.7% 64.7% 64.7% 55.8% 75.0%

4 cetsa 525.0% 525.0% 525.0% 525.0% 525.0% 525.0% 323.0%

5 chec 61.4% 74.4% 62.8% 62.0% 74.4% 74.4% 61.4% 84.0%

6 codensa big big big Big big big 102.0%

7 eade big big big big big 110.0%

8 ebsa 49.6% 92.1% 51.7% 49.6% 92.1% 92.1% 49.6% 70.0%

9 edeq 74.8% 78.7% 92.5% 74.8% 87.6% 92.5% 74.8% 102.0%

10 eec 62.5% 82.0% 69.2% 62.9% 85.8% 85.8% 62.5% 90.0%

11 eeppm 101.7% big 102.2% big 105.6% big 101.7% 90.0%

12 caribe 89.8% 91.0% 90.6% 93.0% 91.8% 93.0% 89.8% 96.0%

13 costa 94.0% 103.9% 94.3% big 152.4% big 94.0% 105.0%

14 emcali 60.0% 60.7% 63.3% 60.0% 65.4% 65.4% 60.0% 56.0%

15 emsa 93.6% 111.0% 121.3% 94.7% 113.1% 121.3% 93.6% 141.0%

16 epsa 85.4% 87.3% 86.8% 88.1% 87.3% 88.1% 85.4% 102.0%

17 Pereira 65.4% 66.3% 111.0% 66.0% 71.9% 111.0% 65.4% 104.0%

49

Análisis DEAEstimación AOM Requerido 2005 (Sin Pensiones y Otras Cuentas)

DEA Modelo Base $/2005

OR Socre Max.

Score Min

Modelo 7 Regresión

2005

AOM Max

AOM Min

AOM Max Menos AOM

Recon.

AOM Min Menos AOM

Recon.

AOM Regres.

AOM Rec

1 cedelca 149.4% 84.2% 108.0% 20,266 17,072 4,174 980 21,875 16,092

2 cedenar 81.0% 75.9% 107.0% 14,154 13,247 1,287 380 18,635 12,867

3 cens 64.7% 55.8% 75.0% 18,355 15,829 2,274 -252 21,185 16,081

4 cetsa 525.0% 525.0% 323.0% 2,072 2,072 -165 -165 6,697 2,237

5 chec 74.4% 61.4% 84.0% 26,831 22,128 -251 -4,954 30,418 27,082

6 codensa big big 102.0% 129,892 129,892 17,319 17,319 131,965 112,573

7 eade big big 110.0% 35,725 35,725 -12,012 -12,012 39,450 47,737

8 ebsa 92.1% 49.6% 70.0% 48,953 26,353 24,102 1,502 37,447 24,851

9 edeq 92.5% 74.8% 102.0% 11,849 9,584 2,909 644 13,115 8,940

10 Eec 85.8% 62.5% 90.0% 17,398 12,672 5,326 600 18,192 12,072

11 Eeppm big 101.7% 90.0% 81,285 81,285 24,038 24,038 73,530 57,247

12 Caribe 93.0% 89.8% 96.0% 61,035 58,923 7,448 5,336 62,740 53,587

13 Costa big 94.0% 105.0% 56,482 53,065 6,142 2,725 59,537 50,340

14 emcali 65.4% 60.0% 56.0% 26,786 24,590 6,876 4,680 23,134 19,910

15 Emsa 121.3% 93.6% 141.0% 12,072 11,301 2,638 1,867 16,986 9,434

16 Epsa 88.1% 85.4% 102.0% 36,810 35,669 -317 -1,458 42,667 37,127

17 Pereira 111.0% 65.4% 104.0% 10,879 7,116 6,217 2,454 11,360 4,662

50

Análisis DEA - Conclusiones

Los resultados muestran que cada modelo parece tener un comportamiento estable, con cambios importantes para pocos OR en el nivel de eficiencia cuando se excluye un OR supereficiente, mostrando así la alta dependencia de estos OR de un solo referente.

De otro lado, se observó que existe una alta sensibilidad de los resultados a la especificación de los modelos.

Todo lo anterior indica que los resultados del DEA deben utilizarse con un enfoque amplio, como todo modelo, para informar el proceso regulatorio, y en combinación con los resultados de otros instrumentos como la regresión y estudios de costos que suministren al regulador elementos de información para definir un nivel de gasto razonable.

De otro lado, la estimación del AOM requerido en los diferentes casos simulados muestra en general déficit de remuneración.

51

Análisis de Fronteras Estocásticas

Conclusiones sobre su aplicabilidad actual

• La aplicación requiere una muestra de tamaño importante. Por ejemplo, en el caso de Holanda, la SFA se rechazó debido “a que el tamaño de la muestra (existen 20 empresas de redes) no era suficiente para realizar regresiones donde se descompone el efecto del ruido estadístico de la ineficiencia.

• Tomando en cuenta el número de OR en Colombia (y la previsible exclusión de OR de tamaños no típicos como puede ser el caso de POPAYÁN), no se recomienda la utilización del análisis de fronteras estocásticas (SFA) debido a que no se cumple con un volumen de datos suficientemente grande, requerido para que la ejecución del modelo permita identificar en forma apropiada el nivel de ineficiencia de cada OR, separándolo del efecto del ruido estadístico.

52

Desarrollo








53

5. Enfoque de Costos de Ingeniería

Estructura General del Modelo

Módulo de Estructura Organizacional

Módulo de Costos Directos de O&M

Cálculo Total de Costos de Ingeniería del OR

54

Modelo de Costos de Ingeniería

Módulo de Costos Directos de O y M

Manos de Obra y Equipo Cuadrillas Actividades de O y M

Producto: Costo Unitario de O y M por Componentes de la Red Simulación de Costo Directo

Criterios para la definición de mantenimiento correctivo

El consultor comparte el criterio que los elementos técnicos nuevos que se incorporen al activo en reemplazo de otro que ya cumplió su vida útil o que se reemplazó por una falla no deben llevarse a la cuenta de AOM.

Por otro lado, la mano de obra asociada a un cambio puntual de un elemento técnico se considera que sí se debe llevar al gasto de AOM

Bajo este enfoque, el modelo de ingeniería desarrollado incluye todos los costos relacionados con el mantenimiento correctivo, pero no el costo de los elementos técnicos que se reemplazan en los activos.

55

Conclusiones sobre el enfoque de costos de ingeniería

La materialización de un enfoque de costos de ingeniería requiere de un alcance profundo en el estudio de los costos, procesos, tecnologías, estructura y ambiente operativo de cada empresa, así sea de empresas tipo, para que sus resultados puedan ser tomados como un referente sólido de eficiencia.

En Colombia, lo que tenemos hasta ahora es apenas un acercamiento al tema.

Para poder avanzar en el, es necesario tener una perspectiva más amplia por parte del regulador sobre su verdadera viabilidad de ser utilizado en el futuro, así sea para aplicación particular a determinados OR.

Lo anterior, por cuanto los estudios relacionados con el tema, para el alcance requerido, representan un costo significativo que es difícil acometer ante la incertidumbre de su utilidad.

En el caso del nuevo estudio de AOM de transporte de gas natural, en el abordamiento de la problemática de Costa y Caribe por la Comisión Ad hoc, de la definición del cargo por AOM del nivel de tensión 1 y el encargo de estudios especializados en el tema de corrosión, constituyen un avance en esta dirección.

56

Desarrollo








57

6. Evaluación Global

La revisión internacional de los casos chileno y peruano muestran niveles de AOM significativamente superiores a los reconocidos en Colombia.

La comparación de los AOM causados contra los AOM reconocidos muestran una clara tendencia hacia una sub remuneración de estos gastos.

El grado de subremuneración para cada OR es diferente

Lo anterior, y la consulta de la experiencia internacional, ratifican que las metodologías para remunerar el AOM en Colombia no son adecuadas.

La utilización de los modelos de benchmarking debe hacerse en forma integral y complementaria entre sí.

Los resultados muestran la necesidad de un ajuste en la remuneración del AOM de los OR y de un cambio en la metodología para definirlo.

58

Desarrollo








59

7.1 Propuesta Período Regulatorio 2008 - 2012

Principios

La propuesta busca cumplir con los siguientes principios:

Que resuelva el desequilibrio observado en el AOM reconocido en el actual período regulatorio frente al AOM requerido;

Que considere la información de eficiencia relativa que arrojen todos los modelos que demuestren ser robustos. Los resultados de los modelos matemáticos deben ser una guía para informar el proceso de revisión tarifaria.

60

7.1 Propuesta Próximo Período Regulatorio (1/3)

Se propone que la adopción de los AOM (incluido el ANE) siga un procedimiento como el siguiente:

Calcular el AOM requerido aplicando cada uno de los modelos de benchmarking que demuestren ser robustos.

Tomar como “AOM requerido preliminar”, el mayor valor de los AOM obtenidos en los modelos. Lo anterior, por cuanto los modelos son aproximaciones de la realidad y el resultado de un modelo, individualmente, no le garantiza al OR el ingreso requerido para operar eficientemente.

Se proponen los siguientes criterios de decisión para definir el AOM a ser reconocido en el nuevo período regulatorio:

Si el “AOM requerido preliminar” es menor que el AOM causado, se reconoce como AOM el valor requerido.

Si el “AOM requerido preliminar” es mayor que el AOM causado, se reconoce como AOM el valor promedio entre los dos.

61


Se propone que la adopción de los AOM (incluido el ANE) siga un procedimiento como el siguiente:

• En todo caso, cuando el “AOM reconocido preliminar” es menor que AOM causado, el OR debe tener el derecho de solicitar a la CREG un mayor reconocimiento, mediante petición debidamente sustentada de acuerdo con el procedimiento que regule la CREG previamente.

• El AOM obtenido de esta manera debe ser complementado con una partida que reconozca los conceptos de gasto como impuestos, tasas y contribuciones, amortización de diferidos de costos relacionados con el AOM como software no incluido en unidades constructivas y otros conceptos que se determinen , que se excluyan para efectos de los análisis comparativos.

• Finalmente, el AOM que se apruebe deberá tomar en cuenta las consideraciones particulares de los OR que no hayan sido contempladas en el procedimiento adoptado relacionadas con variable ambientales y del entorno (ej. ambientes corrosivos, alta dispersión).

62


Asignación por Niveles de Tensión:

En principio, el gasto de AOM aplicado a cada nivel de tensión debe reflejar los costos directos e indirectos asociados a la prestación del servicio en dichos niveles. Sin embargo, no se cuenta actualmente con la contabilidad regulatoria que permita esta asignación. Por lo anterior, para el próximo periodo regulatorio es necesario pensar en criterios alternativos. Una propuesta podría ser que todo kWh transportado en la red del OR contribuye por igual a cubrir el gasto global de AOM requerido.

63

7.2 Recomendaciones para períodos subsiguientes

Es imperioso que el sector de distribución avance hacia un sistema de contabilidad e información regulatoria.

Sin ello, no se contará con la mejor información para lograr la estructuración de una metodología más apropiada de remuneración del negocio de distribución.

El proceso actual debería servir de base para construir desde ya uno nuevo orientado hacia una mejor definición de la remuneración eficiente de AOM, que sea consistente en forma integral con todo el esquema regulatorio del negocio.

Para ello, es necesario que la CREG, una vez concluida la actual revisión tarifaria, inicie en forma inmediata el proceso de definición de las bases del sistema de información contable y demás variables necesarias para los objetivos de la regulación por incentivos, y del esquema de remuneración de AOM para los períodos tarifarios subsiguientes..

Documents

Elaborado por: Eduardo Afanador Konsultorías Ltda. ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA – “ASOCODIS” REMUNERACIÓN DE GASTOS DE