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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
Departamento de Ingeniería Eléctrica
REGULACIÓN EN EL SECTOR
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
JUAN SEBASTIÁN BERNSTEIN LLONA
Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK V.
RICARDO RAINERI
GUILLERMO PEREZ DEL RÍO
Para completar las exigencias del grado
de Ingeniero Civil Industrial con mención en Electricidad
Santiago de Chile, 1999
ii
(A mis Padres, quienes me dieron esta
oportunidad en la vida)
iii
AGRADECIMIENTOS
Agradezco especialmente la disposición de Don Hugh Rudnick como
profesor supervisor, a Synex Ingenieros Consultores por sus aportes en el tema y a
todos quienes me ayudaron a conseguir información para dar contenido a este
trabajo.
iv
INDICE GENERAL
Pág.
DEDICATORIA...........................................................................................................ii
AGRADECIMIENTOS...............................................................................................iii
INDICE DE TABLAS...............................................................................................viii
INDICE DE FIGURAS ............................................................................................... ix
RESUMEN................................................................................................................... x
1. introducción .......................................................................................................... 1
2. descripción del sistema de distribución ................................................................ 3
2.1 Aspectos generales y técnicos ...................................................................... 3
2.1.1 La red de distribución......................................................................... 3
2.1.2 Topología de las redes y seguridad de servicio ................................. 6
2.1.3 Densidad de servicio .......................................................................... 7
2.1.4 Indicadores de eficiencia .................................................................... 8
2.1.5 Control de pérdidas .......................................................................... 11
2.2 Los costos de distribución ......................................................................... 12
2.2.1. - El costo de capital .......................................................................... 12
2.2.2 Concepto de capital inmovilizado.................................................... 15
2.2.3 Regulación y capital inmovilizado................................................... 17
2.2.4 Densidad de servicio y VNR............................................................ 20
2.2.5 Efecto de las economías de ámbito en el costo de capital................ 21
2.2.6 Costos De Operación y Mantención................................................. 23
2.2.7 El origen de los precios de compra .................................................. 27
2.2.8 Costo de las pérdidas........................................................................ 37
2.3 Aspectos económicos del negocio de la distribución ................................. 39
2.3.1 Existencia de economías de escala................................................... 39
2.3.2 Subaditividad de costos en distribución........................................... 48
2.3.3 Productividad en distribución .......................................................... 49
v
2.3.4. Conclusiones..................................................................................... 53
3. Diseño de precios sobre la base de costos........................................................... 55
3.1 Teoría de costo marginal ............................................................................ 56
3.1.1 Principio básico......................................................................................... 56
3.1.2 Costos marginales de corto y largo plazo ......................................... 57
3.1.3 Equilibrio bajo restricciones de capacidad....................................... 58
3.2 Precios y costos marginales ........................................................................ 60
3.2.1 Componentes de la demanda............................................................ 60
3.2.2 Efecto de indivisibilidad de las inversiones ..................................... 60
3.3 Diseño de precios ....................................................................................... 61
3.3.1 Fundamento...................................................................................... 61
3.3.1 Precio fuera de punta............................................................................... 62
3.3.2 Balance comercial ........................................................................... 64
3.3.3 Precios por tipo de usuario............................................................. 65
3.4 Opciones tarifarias..................................................................................... 68
3.4.1 Precios horarios................................................................................ 68
3.4.2 Precios de demanda máxima............................................................ 70
3.4.3 Precios monómicos .......................................................................... 71
3.4.5 Cargos fijos ...................................................................................... 72
4. Modelos regulatorios.......................................................................................... 73
4.1 Regulación por incentivos .......................................................................... 74
4.2. Regulación por costo de servicio (COS/ROR)........................................... 76
4.2.1 Generalidades................................................................................... 76
4.2.2 Proceso de determinación del costo de servicio............................... 77
4.2.3 Incentivos del COS/ROR ................................................................ 79
4.3. Esquemas PBR (Performance Based Ratemaking) .................................... 81
4.3.1 Escala deslizante (Sliding Scale) ..................................................... 82
4.3.2 Ingresos Máximos (Revenue Cap) ................................................... 82
4.3.3 Precios Máximos (Price Cap) .......................................................... 86
4.3.4 Menú de contratos ............................................................................ 86
4.3.5 Empresa Modelo o yardstick Competition..................................... 87
4.4 Aspectos de diseño de esquemas PBR ....................................................... 88
vi
4.4.1 Períodos de control de precios.......................................................... 88
4.4.2 Compromiso ..................................................................................... 89
4.4.3 Métodos de indexación ................................................................... 89
4.4.4 Mecanismos de distribución de ingresos entre accionistas y usuarios95
4.4.5 Criterios de exclusión ....................................................................... 97
4.4.6 Flexibilidad de precios ..................................................................... 98
4.5 PBR y riesgo............................................................................................... 98
4.6 Ventajas y desventajas del PBR ............................................................... 100
5. PBR y eficiencia energética .............................................................................. 102
5.1 Incentivos de la firma regulada según un mecanismo PBR..................... 102
5.2 Regulación del ingreso por cliente (Revenue Per Customer Cap, RPC).. 105
5.2.1 Supuestos básicos.............................................................................105
5.2.2 Poder de incentivo........................................................................... 106
5.2.3 Comparación del poder de incentivo entre RPC, Price Cap y Revenue
Cap 108
5.3 El efecto Crew-Kleindorfer .........................................................................109
5.3.1 Razones de la crítica........................................................................109
5.3.2 Revenue Cap combinado con Price Cap .......................................... 110
5.3.3 Mecanismo Híbrido de Precio/Ingreso máximo............................... 110
5.4 Incentivos adicionales para el consumo eficiente........................................114
6. ANÁLISIS DE ALGUNOS CASOS ...................................................................115
6.1 La regulación de la distribución en Chile ....................................................115
6.1.1 Incentivos del control de precios ...................................................... 115
6.1.2 Determinación del costo de distribución.......................................... 117
6.1.3 Reparto de beneficios a los usuarios................................................ 118
6.1.4 Definición del costo de capital ......................................................... 119
6.1.5 Costos de explotación ...................................................................... 120
6.1.6 Cuadros tarifarios ............................................................................. 121
6.2 La regulación en Inglaterra .........................................................................122
6.2.1 Concepto de ingreso permitido ....................................................... 123
6.2.2 Componentes del ingreso necesario ................................................. 125
vii
6.2.3 Determinación del ingreso necesario en la fijación revisada de 1995
127
6.2.4 Análisis de los incentivos ................................................................ 129
6.3 La regulación en Colombia.........................................................................131
6.3.1 Componentes del costo unitario ....................................................... 132
6.3.2 Estructura de los precios ................................................................. 136
6.3.3 Análisis de incentivos...................................................................... 138
7. Conclusiones ................................................................................................... 140
8. Referencias...................................................................................................... 146
A N E X O S............................................................................................................. 150
Anexo 1 : inversiones en distribuidoras de inglaterra y gales .................................. 151
Anexo 2: ajuste de costos operacionales para las distribuidoras de inglaterra y gales
(1992-1993)..................................................................................................... 152
Anexo 3: DEFINICIÓN DEL COSTO MARGINAL DEL SERVICIO DE
DISTRIBUCIÓN............................................................................................. 153
Anexo 4: COMPARACIÓN ENTRE ESQUEMAS REGULATORIOS................. 154
Anexo 5: COMPARACIÓN ENTRE ESQUEMAS REGULATORIOS................. 156
viii
INDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Valores típicos de voltajes en redes eléctricas (en Kilovolts) ..................... 5
Tabla 2.2: Factores de expansión de pérdidas............................................................ 39
Tabla 2.3 a: Costos de distribución para una empresa promedio en Noruega............ 45
Tabla 2.3b: Comparación del sector distribución entre 1983 y 1989 ......................... 51
Tabla 2.3c: Indices de Malmquist en distribuidoras Noruegas................................... 52
Tabla 4.5: Betas Promedio de Empresas de servicio público..................................... 99
Tabla 4.6: Comparación entre mecanismos PBR ..................................................... 101
Tabla 5.2: estructura de los ingresos y los costos de la distribuidora....................... 106
Tabla 5.2b: poder de Incentivo de los esquemas PBR ............................................. 108
Tabla 6.1: Divergencia entre los VAD calculados por las empresas y los VAD
realmente aplicados (Veces)..................................................................................... 118
Tabla 6.2 : Propuesta revisada de 1995, considerando X =3 % para 1997-2000 ..... 128
Tabla 6.2b: ingreso Permitido para cada REC (en Millones de Libras de 1995/1996)
129
Tabla 6.3 : Costos Unitarios según nivel de suministro ........................................... 131
Tabla 6.3b: Asignación de costos operacionales y pérdidas al costo unitario de
distribución............................................................................................................... 133
Tabla 6.3c: Pérdidas reconocidas previstas para el período 1997-2001................... 135
Tabla 6.3e: Valores de a .......................................................................................... 138
ix
INDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 2.1: Distribuidoras según densidad de servicio................................................. 8
Figura 2.1.b: Pérdidas porcentuales de Chilectra (Figura N) ..................................... 10
Figura 2.1.c: Clientes por trabajador de Chilectra (Figura N) ................................... 10
Figura 2.2.a: Economías de ámbito en costos de operación....................................... 25
Figura 2.2.b: Costos compartidos con negocio no regulado....................................... 26
Figura 2.2c: Transacciones en el mercado eléctrico................................................... 29
Figura 2.2d: Esquema del modelo de precios de nudo utilizado en Chile.................. 31
Figura 2.2d: Evolución de los precios en Inglaterra & Gales..................................... 34
Figura Nº 2.3 a: Costo Total mensual en área semi urbana....................................... 43
Figura Nº 2.3b: Costo Total mensual en área Rural ................................................... 43
Figura 2.3c: Distribución según tamaño..................................................................... 47
Figura 3.1b.................................................................................................................. 59
Figura 3.2: Costos marginales de corto y largo plazo ................................................ 60
Figura 3.3.................................................................................................................... 63
Figura 4.1.................................................................................................................... 74
Figura 4.4b.................................................................................................................. 96
Figura 5.3a............................................................................................................... 109
Figura 5.3b ............................................................................................................... 111
Figura 5.3c................................................................................................................ 112
x
RESUMEN
Este trabajo caracteriza el negocio de redes de distribución, indicando
en qué medida la regulación puede entregar incentivos de eficiencia que reflejen
un comportamiento competitivo para un negocio monopólico. Al respecto, las
redes son un monopolio exclusivamente en sus áreas de concesión del hecho de
constituir barreras naturales de entrada a otras firmas, y no debido a un efecto de
economías de escala, lo cual justifica que coexistan varias firmas en el mercado
mientras no traslapen sus instalaciones. En consecuencia, la regulación del sector
debe por un lado controlar que los precios a clientes cautivos reflejen eficiencia
de mercado y que incentiven a la firma a ser más eficiente en la operación e
inversión. Ambos objetivos se cumplen en el contexto de los mecanismos de
regulación por incentivos o PBR (Performance Based Regulation),
identificándose Price Cap, Revenue Cap, Escala Deslizante, Menu de contratos,
que a diferencia de la regulación por Costo de Servicio, traspasan solo una parte
del riesgo del negocio a los clientes. Cada uno de estos mecanismos tiene
variantes en términos de la frecuencia de fijaciones tarifarias, mecanismos de
reparto de beneficios entre usuarios e inversionistas y algunos factores
determinantes en el comportamiento de la eficiencia de las firmas bajo la
regulación. Destaca el hecho que mientras mas largos sean los períodos de
vigencia de tarifas, mayores incentivos tiene la firma para minimizar sus costos.
Asimismo existe un amplio debate sobre cuantos beneficios la firma está
dispuesta a traspasar a los usuarios sin perder sus incentivos de eficiencia. En
particular, una firma eficiente en términos de desarrollo de proyectos y
aprovechamiento de economías de escala podrá traspasar mayores beneficios a los
usuarios. Asimismo, la tasa de costos de capital asignada para determinar la
anualidad del capital remunerable debe reflejar las condiciones de riesgo del
negocio en el contexto regulatorio.
El análisis de un método Price Cap bien particular consistente en
determinar los costos de una empresa modelo que compite en forma virtual con
pares reales de similares características determinó que existen grandes ventajas en
términos de limitar las asimetrías de información que surgen al auditar costos
contables y paralelamente reflejar la frontera tecnológica eficiente. El análisis del
xi
Valor Nuevo de Reemplazo, como alternativa al costo histórico de los activos
indica que el valor neto del negocio de apoyo a terceros debe descontarse del
VNR en la medida que el servicio de apoyo sea un monopolio, lo cual no es tan
evidente en un contexto de crecimiento de la oferta de servicios de
telecomunicaciones subterráneas. Finalmente se determina que la regulación
puede entregar incentivos al consumo eficiente ya sea a través de Revenue Cap o
Revenue Per Customer Cap, y no a través de Price Cap, dónde el incentivo
natural está en maximizar volumenes de venta. Aún así, bajo un esquema
Revenue Caps puede existir incentivos para que la firma limite la oferta y
aumente los precios por sobre niveles de monopolio, por lo que el planteamiento
de un esquema híbrido Price-Revenue Cap puede resultar conveniente, aunque su
diseño sea relativamente complejo.
1
1. INTRODUCCIÓN
Este trabajo aborda el tema de la distribución eléctrica como el negocio
de �redes�, es decir, de transporte de energía entre el generador, en su calidad de
proveedor, y el comercializador. Si bien esta distinción es clara hoy en día, en
muchos países, entre ellos Chile, el negocio de redes y la comercialización están
integrados. Sin embargo la tendencia actual es desintegrar los negocios en los cuales
se reconozca la existencia de competencia, eliminando barreras de entrada y
ahuyentando la presencia regulatoria. En contraste, sólo aquellos negocios
intrínsecamente monopólicos quedan en manos de los organismos reguladores,
quienes de algún modo intentan reproducir las condiciones de competencia que
existe en los negocios competitivos.
Si el objetivo de un organismo regulador es simplemente limitar el poder
monopólico de una firma dueña de redes eléctricas, evitando así pérdidas sociales y
comportamientos poco eficientes tanto en la inversión como en la operación de la
firma, se escoge un mecanismo de tipo Costo de Servicio. Si el objetivo del regulador
es entregar incentivos adecuados a la firma de manera que se comporte como una
firma competitiva, se escoge un mecanismo de tipo PBR, o Performance Based
Regulation. En miras a una mejor decisión regulatoria, este trabajo propone resumir
en qué condiciones actuales se está regulando el negocio de redes, identificando los
incentivos y cómo éstos se coordinan.
Para lograr estos objetivos se ha recopilado información de numerosos
trabajos realizados en Noruega, Chile, Estados Unidos y el Reino Unido, junto con
analizar estudios tarifarios y papers de investigación. El contenido está orientado
para introducir a alguien que desconozca el tema a través de una rápida descripción
del negocio de redes en términos técnicos y económicos, luego identificar los costos
del sector y asociarlos al concepto de costo marginal, de manera de obtener precios
eficientes. A continuación se describe los requisitos que debe cumplir los precios
regulados para que se reproduzcan los mismos incentivos que habría en competencia,
y en qué medida un mecanismo de regulación es capaz de promover un manejo
eficiente de la demanda o DSM(Demand Side Management). Finalmente se realiza
2
un breve paralelo entre la teoría y algunos mecanismos regulatorios que actualmente
se aplican en Colombia, Chile y el Reino Unido.
3
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
¿Qué son los sistemas de distribución?. Este capítulo provee una
descripción técnica y económica del negocio de redes como punto de partida a todo
el análisis que se hará en los capítulos siguientes.
2.1 Aspectos generales y técnicos
2.1.1 La red de distribución
La red de reparto o distribución es el medio a través del cual se transmite
energía y potencia al usuario final. Una red se compone de líneas de transmisión
aéreas o subterráneas, cuyas dimensiones están determinadas por las magnitudes de
los voltajes y las potencias a transportar, además de transformadores, conectores y
desconectores, empalmes y equipos de medición y control.
Las redes se pueden caracterizar según su nivel de tensión, ya sea en redes de
alta, media y baja tensión. La diversidad en los niveles de tensión en las redes se
justifican por la diversidad en los tamaños de los consumos y por la necesidad de
optimizar las pérdidas ohmicas en líneas, siendo éstas menores a mayores tensiones.
a) Redes de baja tensión
Las redes de baja tensión se emplean para abastecer consumos
domiciliarios y la mayor parte de los industriales, utilizándose tensiones menores a
1 kV entre fases (comúnmente niveles de 110 y 220 Volts monofásico para consumo
residencial y 500 a 600 Volts entre fases para consumos industriales de tamaño
medio).
b) Redes de media tensión
Las redes de media tensión emplean voltajes comprendidos entre 1 kV y
100 kV entre fases y permiten transmisiones del orden de los Megawatts. Se utilizan
principalmente en instalaciones industriales importantes, en redes de distribución
4
urbanas y rurales y en redes de subtransmisión. En Chile se ha establecido una
tensión máxima de 23 kV para el sector Distribución.1
c) Redes de alta tensión
Finalmente, las redes de alta tensión emplean voltajes mayores a 100 kV
y se utilizan en sistemas de subtransmisión, transporte e interconectados. Debido a su
importancia, se requiere de equipos adecuados de aislación, control y protección para
dar seguridad y calidad de servicio. Este tipo de redes no será analizada en este
estudio.
Cabe señalar que todos los equipos eléctricos, tanto de consumo, como
de generación y de transporte de energía están normalizados. Esta normalización
viene dada, por un lado, por los equipos eléctricos disponibles en el mercado y por
otro, la legislación vigente en cada país. Es común abastecer clientes residenciales a
220 V. y 50 Hz. aunque en otros países se utilice 110 V. y 60 Hz. De todas formas el
mercado no provee artefactos eléctricos que requieran voltajes o frecuencia distintos
a los mundialmente establecidos. La estandarización de los equipos presenta grandes
ventajas, como por ejemplo, la interconección de varias redes de distribución para
apoyarse mutuamente o abarcar mayores áreas de servicio sin necesidad de adaptar
sus equipos.
El cuadro a continuación indica valores típicos de voltajes normalizados
utilizados en distintos países.
1Artículo 13 Transitorio.
5
Tabla 2.1: Valores típicos de voltajes en redes eléctricas (en Kilovolts)
Categorías Chile USA URSS Alemania Francia G.Bretaña
500 500 500
460 400 400 400
345 330
220 225 225 225 225 275
154 154
132 132
Alta
Tensión
110 110 110 110
66 66 60 90 66
44 44 63
25 35 30 30 33
24 24 20 20 20 33
13,2 13 15 15
12 10 11
Media
Tensión
6 4 6 5,5
0,38 0,23 0,38 0,38 0,38 0,41Baja Tensión
0,23
6
2.1.2 Topología de las redes y seguridad de servicio
Uno de los objetivos claves de un servicio de distribución es diseñar una
red que permita minimizar los cortes de energía a los usuarios. Para ello, existen
distintas topologías de redes que condicionan la forma normal de explotar los
sistemas eléctricos y las posibilidades de salvar el servicio en caso de fallas o
perturbaciones. En efecto, no basta con que los sistemas eléctricos permitan el paso
de una determinada potencia mientras la situación sea normal, sino que deben tener
una adecuada seguridad de servicio, que permita hacer frente a posibles averías de los
equipos, así como a los agentes destructores externos, tales como la lluvia, polución,
choque de vehículos, etc.
Básicamente se pueden encontrar tres tipos diferentes de topologías: los
sistemas radiales, sistemas de anillo y sistemas enmallados.
a) Sistemas radiales
Los sistemas radiales son aquellos en que desde una subestación salen
uno o más alimentadores (feeders). Cada uno de ellos puede o no ramificarse, pero
jamás vuelven a encontrar un punto común. Estos sistemas, sencillos y fáciles de
controlar y proteger, son evidentemente los más baratos, pero son los que menos
ofrecen seguridad de servicio. En alta tensión se suele instalar circuitos redundantes
para mejorar la seguridad de servicio.
b) Sistemas en anillo
Por otro lado, los sistemas en anillo permiten mejores condiciones de
seguridad de servicio al ser alimentados en paralelo desde varias fuentes a la vez,
mediante líneas continuas, sin interrupciones. El número de anillos así formado es
siempre reducido y cada uno puede contener derivaciones más o menos importantes y
ramificadas. Ahora bien, en caso de problemas con una fuente (transformador), es
posible mantener la alimentación de los consumos desde las fuentes restantes. Si falla
uno de los anillos, puede aislarse el trozo fallado y alimentar desde ambos lados en
forma radial. Mientras mayor sea el número de trozos en que pueda dividirse el
7
anillo, mayor será la seguridad, pero también el costo. Por último, la protección y el
control de un anillo son más complicados y caros que los de un alimentador radial.
Los sistemas de repartición son casi siempre en anillo. En países
industrializados esta topología es incluso utilizada en la red primaria de distribución.
c) Sistemas Enmallados
Finalmente, los sistemas enmallados son aquellos en que todas las líneas
forman anillos, obteniéndose una estructura similar a una malla. Esta disposición
exige que todos los tramos de línea acepten sobrecargas permanentes, y estén
premunidos de equipos de desconexión en ambos extremos. Se obtiene así la máxima
seguridad, aunque también el mayor costo. Este tipo de redes se emplea en sistemas
de transmisión importantes, así como en la distribución de algunas grandes ciudades
en el mundo.
2.1.3 Densidad de servicio
Las compañías distribuidoras miden el alcance de su servicio a través de
ciertos cuocientes llamados parámetros de densidad. Estos parámetros indican qué
tipo de áreas son abastecidas. Por ejemplo, en zonas rurales las redes son más
extensas y sirven menos clientes por kilómetro que en zonas urbanas.
Los parámetros de densidad mas corrientes son el cuociente de la demanda
máxima del sistema y los kilómetros de red de propiedad de la distribuidora así
como también el cuociente entre el número de clientes asociados a la red y los
kilómetros de red de propiedad de la compañía.
Otros cuocientes son también utilizados como el número de viviendas
urbanas con relación a la superficie total servida por una distribuidora, expresado en
viviendas urbanas por kilómetro cuadrado, y la relación entre la energía vendida a
clientes regulados y el número de habitantes totales en el área de concesión,
expresada en kWh por habitante. Como caso particular, las tres últimas razones se
utilizan para definir la densidad de las áreas que sirven las distribuidoras en Chile
[CNE96].
8
Ahora bien, aquellas distribuidoras que cubren áreas de similar densidad,
tienen un comportamiento similar en cuanto a costos. Utilizando este principio, los
estudios de costos del negocio de la distribución buscan catalogar las distintas
empresas de acuerdo a estos parámetros y agruparlas en áreas típicas. Dichas áreas
pueden tener un mayor o menor grado de ruralidad o densidad, conforme haya menos
o más clientes por kilómetro atendidos por una distribuidora.
A modo ilustrativo, se muestra en la figura 2.1a las compañías distribuidoras
de Inglaterra y Gales según clientes por kilómetro de red y GWh por kilómetro de
red.
Figura 2.1a
Distribuidoras según densidad
Figura 2.1: Distribuidoras según densidad de servicio
Fuente: The Distribution Price Control: Proposals (OFFER, 1995)
2.1.4 Indicadores de eficiencia
Las empresas distribuidoras no solo se caracterizan por la densidad del área
que ellas sirven. Un par de indicadores claros de eficiencia en la gestión y tecnología
de la distribuidora son el número de clientes por operario y las pérdidas
0
10
20
30
40
50
60
70
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
GWh/km red
Clientes/km red
9
porcentuales de energía, los cuales debieran óptimos en términos de inversión y
operación.
a) Número de clientes por operario
El número de clientes por operario puede variar por las siguienrtes
razones:
- Grado de tecnología de las instalaciones, capaces de desplazar parte
de la mano de obra.
- Densidad del área de concesión, teniéndose que invertir mayores
recursos humanos en sectores más rurales en razón de mayores
distancias y menos clientes por kilómetro.
- Subcontratación de mano de obra a terceros, en la busqueda de mayor
eficiencia junto con variabilizar parte de los costos fijos.
- Consecuentemente, la existencia de un mercado de contratistas que
pueda realizar las tareas a subcontratar también define que el sector
Distribución en un determinado país pueda aspirar a reducir éstos
índices a través de esta modalidad.
b) Pérdidas porcentuales
Las pérdidas en un sistema de distribución pueden ser clasificadas en
pérdidas técnicas y no-técnicas. Las primeras son aquellas propias de la conducción
de los flujos de potencia y energía a través de conductores y equipos propios de la red
eléctrica y que en pocas palabras, son producto de la tecnología utilizada en los
sistemas. Las pérdidas no-técnicas son todas aquellas producidas por agentes
externos a la red los cuales se explicarán más adelante.
c) Parámetros de eficiencia de una distribuidora chilena
A modo ilustrativo, se puede apreciar en las figuras 2.1b y 2.1c la mejora
de los índices de eficiencia de Chilectra S.A.. Esta distribuidora chilena privatizada
10
en su totalidad en 1987, opera en la Región Metropolitana abasteciendo el área de
Santiago de Chile.
Figura 2.1.b: Pérdidas porcentuales de Chilectra
Figura 2.1.c: Clientes por trabajador de Chilectra
Fuente: Memoria Anual Chilectra S.A. 1996
9 8 ,69 ,3
10,6
1 99 3 1 99 4 1 99 5 1 99 6
610
689
587549
1 9 9 3 1 9 9 4 1 9 9 5 1 9 9 6
11
2.1.5 Control de pérdidas
a) Control de las Pérdidas técnicas
Para controlar las pérdidas técnicas, las distribuidoras deben invertir por
un lado en capacidad para evitar las sobrecargas en las líneas y transformadores, y
por otro lado en componentes tecnológicamente adecuados. Estos componentes
pueden ofrecen mejor aislación, mayor vida útil y diseños que minimicen pérdidas
por calentamiento.
b) Control de las pérdidas no térnicas.
En cuanto a las pérdidas no-técnicas, éstas tienen tres orígenes
reconocidos que son los consumos propios no facturados por la empresa, los
consumos no medidos y facturados según estimaciones resultando en errores en
contra de la distribuidora y finalmente los hurtos de energía eléctrica. En particular,
las pérdidas por concepto de hurtos pueden ser muy elevadas si no existe, por un
lado, un buen control por parte de la distribuidora y por otro, mecanismos legales y
de incentivos que den fin al robo. Por ejemplo, en República Dominicana las
pérdidas en distribución ascienden a un 40 por ciento de la energía comprada a
generadores, lo que demuestra que las prácticas de robo se extienden también a nivel
industrial. Dicha costumbre debe ser erradicada si se quiere un sistema de
distribución más eficiente.
Otro factor que afecta también este porcentaje de pérdidas es una
recesión económica. En Chile durante los años 1981 y 1982 se registraron mayores
pérdidas en distribución principalmente por hurto de energía, situación explicable por
una economía en recesión y los índices de desempleo eran muy elevados. Dadas las
difíciles condiciones económicas de aquél entonces, la población tuvo mayores
incentivos para engañar a la distribuidora local.
Por parte de las distribuidoras, el control de este tipo de pérdidas se
puede mejorar en la medida que se rediseñe las redes, como por ejemplo reduciendo
la extensión de las redes de baja tensión desde las cuales es más fácil robar. Otras
alternativas son el uso de cables coaxiales, desde los cuales es más difícil de realizar
12
un empalme clandestino, y la extensión de las redes subterráneas. Todo esto debe ser
apoyado por un mejor control y supervisión de las redes, lo cual requiere de un mejor
equipo de medida, mayores recursos humanos e inversión. Evidentemente, debe
existir además un apoyo legal por parte del gobierno, el cual debe promover políticas
de conservación de la energía.
2.2 Los costos de distribución
Los costos de distribución se componen de cuatro elementos principales,
a saber, el costo de capital de las instalaciones mas las nuevas inversiones, el costo
de operación y mantención de la red, las compras y las pérdidas de energía y
potencia. Este capítulo describe con cierto detalle éstas distintas componentes,
destacando qué implicancias sobre el cálculo de los costos tiene el riesgo de la
actividad, la vida útil de las instalaciones, el tipo de área que se abastece y las
actividades a cargo de la distribuidora que no están reguladas. Adicionalmente se
explica el origen de los precios de compra de energía y potencia y cómo se traspasan
éstos a los clientes.
2.2.1. - El costo de capital
El costo de capital de una empresa distribuidora equivale a la
depreciación de sus instalaciones más los intereses que genera el capital invertido
durante un año o un mes. Ahora bien, estos intereses son por lo general mas elevados
que los intereses bancarios de tal forma de incluir el efecto riesgo del negocio a
quienes han invertido en él.
De acuerdo al modelo CAPM (Capital Asset Pricing Model), la tasa de
costo de capital que demandan los inversionistas es igual a una tasa libre de riesgo,
que puede ser por ejemplo el interés de un bono de tesorería del gobierno, mas una
prima por riesgo. Esta prima por riesgo es proporcional a la rentabilidad esperada de
un portfolio de mercado diversificado menos la tasa de libre riesgo, siendo el factor
13
de proporcionalidad un coeficiente Beta, característico a cada empresa. Este índice
Beta mide la sensibilidad de la empresa respecto de los cambios en el mercado2.
Las estadísticas de Betas de empresas eléctricas así como de la
rentabilidad de un portfolio diversificado de mercado no están suficientemente
desarrolladas, razón por la cuál la ley eléctrica de algunos países Latinoamericanos
especifica que se puede utilizar estadísticas internacionales. La empresa Merril Lynch
es una de las más conocidas en cuanto a estudios de estimaciones de Betas3. Para ello
registran los cambios en el precio de las acciones durante 5 años en forma mensual,
es decir utilizan 60 observaciones, y los cambios en el nivel de mercado, a través del
índice Standard & Poor. Finalmente, los Betas se estiman a través de una regresión
lineal de estas dos componentes.
El valor de los Betas de las 20 principales empresas eléctricas en Estados
Unidos alcanzó un promedio de 0,39 en 1982 y 0,41 en 19904. Sin embargo
extrapolar este resultado a las empresas distribuidoras de energía eléctrica no resulta
muy apropiado si se considera que:
· La gran mayoría de las compañías eléctricas de EEUU están verticalmente
integradas, vale decir, participan tanto del negocio de la transmisión como de la
generación.
· Las compañías eléctricas de EEUU, en su mayoría, tienen asegurada su
rentabilidad al ser reguladas de acuerdo a un esquema de costo de servicio. En
2 La incidencia de un esquema regulatorio en el factor Beta es significativa. Esto se
analizará en más detalle en el capítulo 3.3.
3 Merril Lynch edita periódicamente el libro �Evaluación del riesgo de títulos�, Merril
Lynch, Pierce y Smith Inc. En el cuál aparecen las Betas de las 500 empresas del índice Standard &
Poor.
4 Fuente: Merril Lynch, Pierce, Fenner y Smith, Inc (1990)
14
consecuencia, las distribuidoras de EEUU enfrentan menores riesgos financieros
y por ende, su costo de capital es menor.5
En muchos países Latinoamericanos se utiliza la tasa de 10 por ciento
para el costo de capital. En el caso chileno, si se considera una tasa libre de riesgo de
6 por ciento y un premio por riesgo equivalente al de Estados Unidos (10 por
ciento)6, el beta resultante es de 0,4, indicando que el negocio es poco sensible a las
variaciones del mercado. Sin embargo este valor de beta, similar al de EEUU, podría
no ser un buen reflejo de la realidad regulatoria Chilena.7
5 La relación entre costo de capital y esquema de regulación se explicará en el capítulo
3.
6 Respecto del premio por riesgo, en Estados Unidos existe una extensa estadística sobre
los retornos mensuales de una cartera diversificada. Ibbotson & Sinquefield registraron por mas de 60
años el retorno de un portfolio diversificado, utilizando el �Standard & Poor Composite Index�. Este
índice accionario está compuesto por una gran variedad de acciones muy transadas y representativas
de diversos sectores de la economía. La ponderación de cada acción en el índice corresponde al precio
de bolsa multiplicado por el número de acciones en circulación. En estudios posteriores se corrigieron
los resultados estadísticos de manera a incorporar los dividendos, y así obtener los retornos reales de
las acciones. Finalmente el premio por riesgo, calculado sobre la base de este índice, alcanza un valor
de 8,4 por ciento para el período 1926-1988.
Otro investigador en este tema fue Robert Merton, quién desarrolló diversos modelos en
base a la misma información histórica. En ellos, Merton incluye el efecto de heterocedasticidad6 de las
series e incorpora una restricción de no-negatividad, vale decir, corrige bayesianamente aquellos
premios por riesgo ex post negativos de tal forma de asignarles un valor menor pero siempre positivo.
De esta manera, los valores de premio por riesgo calculados a través de estos modelos fueron
sensiblemente mayores a los calculados por Ibbotson & Sinquefield, alcanzando una norma de 10 por
ciento.
7 El valor de Beta se analizará en el capítulo 6 de esta memoria.
15
Evidentemente, la tasa demandada por los inversionistas tiene relación a
los activos de la empresa, sin embargo y en la mayoría de los casos, estas empresas
tienen financiados sus activos con deuda, la cual debe ser retribuida con prioridad a
las entidades prestamistas. De esta manera, una empresa que tenga una mayor deuda
con relación a sus activos, tendrá un mayor riesgo financiero para sus inversionistas.
Cuantitativamente hablando, la rentabilidad sobre el patrimonio, llamado también
ROE (Return Over Equity), aumenta en la medida que el valor del patrimonio
disminuya.
En el caso de las compañías distribuidoras, el riesgo que enfrentan los
inversionistas depende también de otros factores. Por ejemplo, las compañías pueden
perder grandes clientes que prefieran autogenerar o simplemente negociar con un
generador y conectarse directamente a redes de alta tensión, prescindiendo de las
redes de distribución. Por otro lado, las distribuidoras están sujetas a un esquema de
regulación de precios que traspasa en un mayor o menor grado el riesgo de la
distribuidora a sus clientes. Ello depende de qué manera el precio cobrado a los
clientes se disocia de los costos de la distribuidora.
2.2.2 Concepto de capital inmovilizado
En cuanto al capital invertido, llamado también capital inmovilizado,
existe diversas prácticas para determinarlo. Particularmente en el caso de empresas
que utilizan capital intensamente, esta es la etapa más importante y controvertida a la
hora de fijar las tarifas.
En la práctica existen cuatro alternativas para evaluar los bienes e
instalaciones en servicio [BITU93]:
· Costo histórico
· Costo de sustitución o Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)
· Costo de reposición
· �Justo valor�
16
a) Costo histórico o valor amortizado.
Es el valor efectivamente pagado por la distribuidora por sus
instalaciones y equipos, sustrayendo la depreciación acumulada. Este método es el
más ampliamente utilizado para la definición de capital inmovilizado, simplemente
porque es de fácil aplicación y define un valor preciso. En este caso, siempre existirá
una diferenciación entre empresas que ofrecen idéntico servicio, simplemente por
causa de las diferentes edades de sus instalaciones.
La regulación basada en el costo histórico requiere un análisis a cada
empresa y sólo se preocupa de limitar los precios monopólicos y asegurar una
determinada rentabilidad a las empresas, sin determinar una meta eficiente que
refleje una cierta forma de competencia. Adicionalmente se requiere un análisis de
las inversiones futuras de manera de incorporarlas explícitamente en las tarifas,
asegurando en cierto modo que los inversionistas sean remunerados año a año de
acuerdo a los costos contables.
b) Costo de sustitución o valor Nuevo de Reemplazo (VNR)
Es el costo actual de adquisición de nuevas instalaciones y equipos, que
permitan ofrecer un servicio idéntico al proporcionado por las instalaciones
existentes utilizando última tecnología y a mínimo costo. El concepto que subyace
tras el VNR es que se puede medir el costo eficiente y competitivo de una actividad
monopólica a través de todos los insumos que se requieren para que dicha actividad
se desarrolle, insumos que de por sí se transan libremente en el mercado. De esta
manera, el VNR de una empresa representa una empresa recientemente instalada con
similares características en cuanto a tamaño y topología, optimizada, de última
tecnología y que compite en la misma área ofreciendo un costo de capital
competitivo.
c) Costo de reposición
A diferencia del VNR, el costo de reposición representa lo que costaría
construir las mismas instalaciones y equipos hoy, sin importar si los equipos están
17
obsoletos o no. En teoría, este costo corresponde al costo histórico corregido por la
inflación, deduciendo en algunos casos algún porcentaje a título de obsolescencia.
Una empresa regulada y valorizada según este mecanismo, y al igual que
para el caso del costo histórico, no entrega mayores incentivos económicos a una
empresa para que sea más eficiente en la inversión puesto que ésta se paga en forma
asegurada con los precios regulados.
d) Justo valor
Es el nombre dado al capital inmovilizado evaluado de un modo
subjetivo por el organismo regulador. Frecuentemente, se calcula como la media
ponderada entre los costos históricos y de reposición. En términos de incentivos, no
existen mayores ventajas que en el caso del valor de reposición.
2.2.3 Regulación y capital inmovilizado
En general, y como se analizará con mayores detalles más adelante,
conforme los costos de capital reconocidos por el regulador se asemejen a los costos
contables, aumenta el esfuerzo regulatorio de análisis de información de la empresa y
aumentan las asimetrías de información, las cuales pueden afectar notoriamente los
incentivos de eficiencia. Consecuentemente aparece una pérdida social potencial al
no aprovecharse las mejoras de eficiencia. Dicha pérdida se refleja en mayores
precios o costos para la sociedad, que no reflejan eficiencia en la inversión y
operación necesarios para proveer un determinado servicio.
El valor económico de las instalaciones debe ser entendido como un
conjunto de activos físicos competitivos capaces de ofrecer un precio eficiente y
desplazar a las distribuidoras que no operan a un nivel de costos eficiente.
A continuación se describirá brevemente las componentes del VNR de
acuerdo al caso Chileno, el cuál también se ha aplicado en otros países como Perú, El
Salvador y Guatemala.
18
El VNR de la distribuidora se compone de tres partes principales:
· Instalaciones eléctricas
· Instalaciones muebles e inmuebles
· Intangibles, intereses intercalarios, capital de trabajo e ingeniería y diseño.
a) VNR Instalaciones Eléctricas
Este ítem se compone de las redes primarias y secundarias, incluída la
instalación y compra de postes, y los transformadores, junto con sus sistemas de
protección y refrigeración. En este caso, el cálculo del VNR es muy preciso y sólo
requiere de un adecuado y óptimo diseño de la red, en acuerdo con las normas
establecidas en cada país, estableciéndose las cantidades necesarias y dimensiones de
cada componente de la red. Posteriormente se cotiza a precio de mercado dichos
componentes, los cuales son escogidos según la última tecnología, y los costos de
instalación. Finalmente se determinan costos unitarios por kilómetro, en el caso de
las redes, o por KVA en el caso de los transformadores, incluyendo los costos de
instalación, postación y los derechos municipales necesarios.
b) Instalaciones muebles e inmuebles
Esta componente del VNR se separa a su vez en:
· Terrenos, incluídas las servidumbres pagadas, las oficinas e instalaciones de
bodega y maestranza, que en algunos casos se transfieren a las partidas de costos
de operación y mantención como costos de alquiler.
· Equipos de computación, oficina, comunicaciones, bodega y maestranza.
· Vehículos.
Cabe señalar que los medidores domiciliarios normalmente no se
contabilizan por ser éstos comprados por los clientes a un mercado no regulado8. Por
8 De todos modos es muy común que la propia distribuidora ofrezca un servicio de
arriendo de medidor.
19
otro lado se debe minimizar la cantidad de bienes muebles e inmuebles considerando
que algunas actividades pueden ser subcontratadas a otras empresas9.
c) Capital de trabajo
El capital de trabajo corresponde a los recursos necesarios para financiar
el período que transcurre entre la fecha de pago de los costos de operación de la
empresa, tales como la compra de energía, remuneraciones, suministros de terceros,
etc., y la fecha de cobro de la facturación por las ventas efectuadas; Técnicamente, el
capital de trabajo corresponde a la diferencia entre el activo circulante y el pasivo
circulante, estimándose en un doceavo de las entradas de explotación. Sin embargo
algunos consultores lo estiman igual al 8 por ciento del VNR de las instalaciones
físicas10 [SYNE91].
d) Bienes intangibles
Los bienes intangibles corresponden a gastos de organización interna
orientados a mejorar la gestión de la empresa, y también para entregar un buen
servicio a los clientes. Aquí se incluyen los costos de capacitación de personal, gastos
de desarrollo, procedimientos de explotación, reglamentos internos, mejoramiento de
la imagen corporativa de la empresa, publicidad y relaciones públicas, entre otros. La
ley chilena es bien específica estimándolo en un 2% del VNR.11
9 El VNR de la distribuidora no debe interpretarse como un modelo de gestión impuesto
por el regulador a la distribuidora, sino como una empresa competidora que escoge la estrategia
óptima de gestión y diseño en las instalaciones.
10 Synex Ingenieros Consultores, �Implementación de las tarifas eléctricas al nivel de
generación, transmisión y distribución en El Salvador�, Marzo 1996
11 Artículo 116 de la Ley Eléctrica.
20
e) Intereses intercalarios
Estos intereses se calculan como el costo del capital inmovilizado
durante el periodo de ejecución de las obras hasta que estas comienzan a generar
retornos. Considerando una tasa de costo de capital dada para el proyecto, un período
de ejecución de una obra y su costo asociado, es posible calcular su interés
intercalario.
2.2.4 Densidad de servicio y VNR
El método del VNR, utilizado en Chile para determinar el costo de
capital, distingue distintos costos unitarios de reposición dependiendo de la densidad
de las cargas de una distribuidora, catalogadas según áreas típicas. Las áreas típicas
se determinan según los cocientes explicados en el capítulo 2.1.3 y básicamente son
tres: área rural, semi urbana y urbana.
En zonas rurales las distancias entre postes son mayores, y por
consiguiente hay un menor costo en estructuras por kilómetro. Las redes son más
extensas razón por la cual se prefieren voltajes más elevados de manera de optimizar
las pérdidas ohmicas. Finalmente, en zonas menos densas existe una mayor razón de
transformadores por cliente, una menor razón de kVA por transformador y por
consecuente un mayor costo por kVA12. En contraste, en las ciudades hay un mayor
número de clientes por transformador, una mayor razón de kVA por tranformador y
por consecuente un menor costo por kVA al existir economías de escala en el tamaño
de éstos artefactos.
De esta manera se espera que el VNR por cliente, por kWh o por kW sea
mayor en áreas rurales y menor en áreas urbanas.
Según se analizará en el capítulo 6, existe un amplio debate sobre la
definición y el cálculo del valor nuevo de reemplazo de las distribuidoras. Sin
12 Los equipos eléctricos tienen economías de escala en su tamaño.
21
embargo este no es el único problema que ha surgido: Las economías de ámbito13
existentes en el negocio de la distribución, no sólo al nivel de las instalaciones, sino
también en los costos de operación y mantención pueden producir algunas
distorsiones en la asignación eficiente de los recursos.
2.2.5 Efecto de las economías de ámbito en el costo de capital
En las instalaciones de las distribuidoras, el servicio de apoyo a terceros
es una economía de ámbito, puesto que los postes tienen cierta capacidad disponible
para sostener accesorios adicionales a los mínimos requeridos para distribuir
electricidad. Sin embargo, la totalidad de la infraestructura se financia a través de los
precios regulados que se cobra a los clientes cautivos. En consecuencia los clientes
cautivos también financian los activos que la distribuidora utiliza para proveer
servicios no regulados14, lo que se puede también definir como un subsidio desde los
clientes cautivos a los negocios competitivos.
Si se llevara el negocio de �postes� a licitación en competencia, es claro
que se ofrecería un valor mucho más bajo que la anualidad del VNR de dichos
postes, a un valor equivalente a la anualidad del VNR de los postes menos el margen
anual del negocio de servicio de apoyo15 de manera que la renta esperada sea cero
para el ganador16. Sin embargo este argumento tiene dos desventajas: en primer
lugar aumenta seriamente el riesgo financiero de la firma si ésta pierde sus clientes,
13 Las economías de ámbito se definen como el menor costo de una determinada firma
que produce distintos bienes y servicios respecto de varias firmas produciendo cada una un bien o
servicio por separado.
14 Entre ellos se encuentran los clientes de más de 2 MW, apoyo a terceros como TV
Cable, Teléfono, publicidad,etc.
15 Se supone un margen del negocio incremental, es decir, el costo de postes es hundido
y sólo se considera costos incrementales en costos directos y gastos generales.
16 Es decir, el Valor Actualizado Neto del negocio de �postes� es igual a cero.
22
especialmente en un contexto de oferta de redes de telecomunicaciones subterráneas.
Esto no es cierto, evidentemente, si la distribuidora tuviera el monopolio de servicio
de apoyo. En segundo lugar discrimina los precios para distribuidoras con similares
densidades dependiendo de si ésta provee o no servicio de apoyo. En tercer lugar no
es lícito descontar el margen incremental del negocio de soporte de terceros, si bien
en la realidad de la distribuidora el negocio está realizado, puesto que al asumir el
concepto de VNR, se supone que el negocio de soporte de terceros es un fin de la
infraestructura y por lo tanto no es un costo hundido. Las siguientes ecuaciones
explican este concepto:
Sea AVNR� la anualidad del Valor de Reemplazo de los postes que se
recupera a través de las tarifas eléctricas. Se entiende que en valor presente de estas
anualidades se obtiene el VNR relacionado a la actividad de distribución eléctrica a
través de los postes. Sea VN el valor del negocio de apoyo a terceros, es decir, el
margen actualizado a un determinado horizonte. El inversionista en competencia o
licitación está solo interesado en recuperar sus activos- los postes- a una determinada
rentabilidad. Este valor, en valor presente, es el VNR de la infraestructura. Entonces:
VNR� + VN = VNR (1)
o bien,
AVNR� / F + M / F = AVNR / F (2)
Dónde F es el factor de recuperación del capital y M es el margen anual
del negocio de apoyo a terceros. Asumiendo que la tasa de riesgo del negocio
eléctrico y de servicio de apoyo son iguales, se puede simplificar por F obteniendo:
AVNR� = AVNR � M (3)
En otras palabras, se deduce del ingreso remunerable el margen del
negocio de apoyo a terceros para obtener el ingreso remunerable a través de tarifas
reguladas. Suponiendo ahora que el regulador se refiere a un margen incremental,
muy posiblemente el margen se asemeje al ingreso por concepto de apoyo. Sin
embargo, al retomar el concepto de licitación en competencia, el hecho de fijar tarifas
eléctricas asumiendo que la distribuidora deberá contratar apoyo a terceros implica
23
que parte del costo de infraestructura se deberá asignar al negocio de apoyos, y por lo
tanto el margen M no es equivalente al ingreso, sino a una porción de éste. En
consecuencia la ecuación anterior se modifica a:
AVNR� = AVNR - b M (4)
Dónde el factor b es un valor entre 0 y 1, que indica cómo se afecta el
margen del negocio de apoyo en la medida que los costos de postes no están
hundidos y se asignan en una determinada proporción al negocio de apoyo. En
resumen, las tarifas eléctricas no deben expropiar la totalidad de las rentas por este
tipo de servicios, sino una parte de ésta. Por otro lado, se debe asumir un riesgo
distinto, y mayor en opinión del autor, para el negocio de apoyos, lo que redundaría
en distintos factores de recuperación del capital para la ecuación (2).
2.2.6 Costos De Operación y Mantención
a) Componentes de costos operacionales
Los costos operacionales comprenden las partidas de remuneraciones del
personal técnico y administrativo, los arriendos de terrenos, los cuales incluyen en
forma implícita las propiedades inmuebles de la distribuidora, y los costos de
mantenimiento de las líneas y los transformadores. Además se incluyen los consumos
propios y los servicios externos que normalmente las distribuidoras subcontratan a
terceros tales como lectura de medidores, notificaciones, colecturías, mantenimiento
de empalmes, poda, aseo, jardines y vigilancia17.
Los costos de operación y mantención dependen del área típica que una
distribuidora está abasteciendo. En áreas urbanas, por ejemplo, se requiere de una
estructura organizacional robusta para soportar la totalidad de la carga administrativa
17 Según parámetros chilenos, el valor hora de un contratista es un 50 por ciento del
valor hora de un hombre en la propia empresa.
24
y de trabajo operacional que se necesita para atender un gran número de clientes. En
zonas rurales, considerando que no hay tantos clientes en un área dada como en
zonas urbanas, se necesita una estructura más simplificada y menos costosa.
Los costos determinados por la estructura organizacional se evalúan en
función del número de ejecutivos, supervisores, administrativos, secretarias y
electromecánicos que se necesita en cada departamento. La suma total de
trabajadores dividido por el número de clientes que sirve la distribuidora debe estar
en un rango adecuado, por ejemplo mayor a trescientos clientes por trabajador.
Finalmente el costo administrativo y técnico resulta de multiplicar el número de
trabajadores por sus respectivos sueldos de mercado y posteriormente sumar el total.
b) Efecto de las economías de ámbito
Las partidas de costos de operación y mantención en una empresa
distribuidora revisten mayor subjetividad en comparación con el cálculo del VNR.
Esto se debe a que por un lado, muchas distribuidoras están integradas verticalmente
con empresas transmisoras y generadoras y no realizan una contaduría separada de
los gastos en que se incurre en cada área. Por otro lado, las compañías distribuidoras
desarrollan negocios no sujetos a regulación en los cuales pueden aprovechar las
economías de ámbito, tales como servicios de ingeniería, instalación de empalmes,
arriendo y mantención de medidores, entre otros. Con este mismo fin, las
distribuidoras también han invertido en otras empresas de servicio público sujetas a
regulación como sanitarias, redes de distribución de gas, agua potable, etc., pudiendo
destinar personal administrativo y operativo a varios negocios en forma simultánea.
Para regular una empresa distribuidora, es preciso determinar el costo
mínimamente necesario para realizar la actividad regulada. Como se explicó
anteriormente, si dichos costos pudieran compartirse con actividades competitivas,
los clientes no solo financiarían los costos del negocio regulado, pero también
subsidiarían el negocio no regulado.
Para entender mejor qué sucede con las economías de ámbito en los
costos de operación y mantención, la siguiente figura ilustra los efectos de una
distribuidora que ofrece servicios no regulados además de su actividad base:
25
Figura 2.2.a: Economías de ámbito en costos de operación
En el ejemplo anterior se puede definir dos casos:
· La distribuidora es la única capaz de alcanzar los niveles de precio más bajo.
· La competencia puede a su vez alcanzar niveles de costo tanto o más bajos que la
distribuidora.
En el primer caso se asume que el precio competitivo de $3 es un precio
de equilibrio de largo plazo (beneficio igual cero) determinado por la competencia de
la distribuidora (mercado oferente). Por su parte, la distribuidora aprovecha las
economías de ámbito, pudiendo ofrecer un precio de $2 menor al de la competencia,
al incurrir en un costo adicional de $2 por sobre el costo regulado. Suponiendo que la
distribuidora vende de todas formas su servicio al precio competitivo de $3 sin
ejercer un poder monopólico sobre la competencia, ésta obtiene un beneficio de 1$
en el largo plazo, que corresponde al valor económico que la sociedad asigna a las
economías de ámbito. Supongamos ahora la siguiente estructura de costos para el
negocio de distribución:
Actividad
Competitiva
Precio de
mercado* = $ 3Distribuidora
Negocio
regulado
Dispuesta a
ofrecer $2
26
Figura 2.2.b: Costos compartidos con negocio no regulado
Como se puede apreciar, el negocio regulado requiere de un costo
mínimo de 10$ para proveer su servicio, aunque puede destinar $1 a actividades
compartidas a negocios competitivos. De paso, el precio de la electricidad cobrado a
los clientes subsidia el negocio no regulado.
Bajo el supuesto que la distribuidora ejerce un poder monopólico en la
competencia, el regulador debiera reconocer un costo regulado de $9, vale decir,
descuenta todo costo compartido con otra actividad18
. De esta manera, la
distribuidora no puede ejercer un poder monopólico en el negocio no regulado y está
dispuesta a vender dicho servicio a $3 como mínimo. Por otro lado, los clientes
cautivos no subsidian ninguna actividad que no sea regulada, captando directamente
los beneficios de las economías de ámbito.
Suponemos ahora que la competencia se compone de empresas que
pueden alcanzar los niveles de costo de la distribuidora en una determinada actividad
competitiva. Este podría ser el caso de varias empresas distribuidoras compitiendo
entre sí en una licitación de un proyecto de ingeniería. Si inicialmente el precio del
servicio competitivo es igual a $3, todas las distribuidoras con un costo regulado de
18 Este argumento sostiene que las economías de ámbito no están destinadas a realizar
un �dumping� en el sector competitivo, sino a reducir el precio regulado de un bien demandado por
clientes cautivos.
Costosmínimos dedistribución =
10$
Costos servicio no
regulado = 2 $Costos de la
competencia = 3$
Costos mínimos dedistribución siaprovecha laseconomías deámbito = 9$
Costos compartidos =$1
27
$10 tenderían a participar en el negocio competitivo si pueden aprovechar sus
economías de ámbito. Sin embargo, en el largo plazo, las distribuidoras estarían
dispuestas a ofrecer $2, cumpliéndose que el beneficio de largo plazo en un mercado
competitivo es igual a cero. En definitiva, el precio de la competencia del servicio no
regulado quedaría determinado solamente por el costo incremental de operación y
mantención y asimismo, los consumidores se estarían beneficiando de las economías
de ámbito en el largo plazo, al comprar un servicio competitivo a un precio menor de
$2 y no $3.
La conclusión es clara: Si los servicios no regulados que ofrece la
distribuidora compiten sin grandes ventajas con otras empresas, no es lícito descontar
los costos compartidos con otras actividades. En particular, los servicios de
ingeniería, instalación de empalmes, arriendo y mantención de medidores pueden ser
realizados por distribuidoras actuando fuera de sus áreas de concesión u otras
empresas de un rubro relacionado, sin que existan barreras sustanciales para la
competencia.
c) Otras consideraciones
No sólo las distribuidoras desarrollan áreas de negocio competitivas.
Asimismo, negocios competitivos han incursionado en negocios de distribución. Tal
es el caso en Chile de aquellas industrias ubicadas en áreas rurales que en sus inicios
autogeneraban sus requerimientos y distribuían sus excedentes a la población local.
Con los beneficios de la interconexión, años más tarde, dichas industrias optaron por
comprar energía a grandes generadores y continuar su servicio de distribución, como
negocio anexo a la actividad principal. De este modo se aprovecharon recursos
humanos y materiales en forma compartida entre la actividad competitiva y la
regulada.
2.2.7 El origen de los precios de compra
Este capítulo pretende describir someramente cuál es el origen de los
precios de la potencia y la energía. Estos precios corresponden a los costos unitarios
de compra de las distribuidoras a los participantes �aguas arriba� del sistema
eléctrico. En primer lugar se encuentran los generadores quienes venden su
28
producción a un precio �P� a los distribuidores y a sus grandes clientes como por
ejemplo otros generadores, industrias de gran tamaño y centros comerciales. Sin
embargo, los clientes deben pagar por el transporte de sus requerimientos de energía
desde los generadores hasta los centros de consumo y las pérdidas que se hayan
producido a lo largo de toda la línea de transmisión y subtransmisión. De esta
manera, el precio original �P� se incrementa a otro precio �Ped�, que corresponde al
precio al cuál una distribuidora compra la energía y potencia que necesita para
abastecer sus consumos. Este precio se denomina precio de entrada a distribución.
Conviene destacar que las compras de potencia por parte de una
distribuidora se valorizan al precio unitario de la potencia por la demanda máxima en
horas punta de invierno. Esto se explicará con más detalles en el capítulo 3.
Ahora bien, las distribuidoras, así también como las empresas de
transmisión y subtransmisión, cobran exclusivamente por el uso de la infraestructura,
las pérdidas en las líneas, subestaciones y las conexiones sin embargo traspasan el
precio de compra de la energía y de la potencia comprada �aguas arriba� en forma
íntegra a los consumidores. Se dice entonces que los precios de la energía y potencia
en distribución son un �Pass through�.
a) Orígenes de los precios de generación
En la década de los 80 y a principios de los 90, varios países de diversos
continentes reformaron su sector eléctrico, introduciendo competencia en el área de
la generación y regulando aquellas actividades reconocidas como monopolios
naturales, a saber, la transmisión y la distribución eléctrica. Muchas compañías
estatales fueron privatizadas y desintegradas verticalmente, facilitando la entrada de
nuevos inversionistas en el mercado eléctrico y dando como resultado señales más
eficientes de precio a los consumidores.
Si bien todos los países adoptaron distintos esquemas regulatorios, fue
de común acuerdo que las transacciones de energía y potencia se debían realizar a
través de un Pool de generadores, según se indica en la figura 2.2b.
29
Figura 2.2c: Transacciones en el mercado eléctrico
Este Pool provee un mercado de compra y venta de energía y potencia en
forma instantánea a sus participantes, en su mayoría generadores y grandes clientes, y
obliga a todos sus integrantes a coordinar la operación del sistema, de manera a
abastecer la demanda al mínimo costo.
En general, los generadores y los grandes clientes tienen contratos a largo
plazo, como por ejemplo de 3 a 5 años, en el cuál se especifica una cantidad de
energía y potencia a entregar a un precio dado. Sin embargo, aquellos generadores
que operan en el Pool están obligados a coordinar su operación con los demás
generadores. Como resultado, su producción diaria no es necesariamente la
especificada por sus contratos y se ven obligados a vender sus excedentes o comprar
su déficit al mercado spot con el fin de cumplir sus obligaciones. El mercado spot,
conformado por todos los integrantes del Pool, provee las necesidades al más corto
plazo a un precio único aunque muy inestable en el tiempo y fuertemente
dependiente de las contingencias del sistema.
En este capítulo se mostrará brevemente qué tipo de contratos existe, su
motivación y cómo se determina el precio del mercado Spot, indicando las razones
de su volatilidad.
G1 G2 G3
Pool
C DC D
Transmisión
30
i) Precio Spot
El cálculo del precio spot tiene dos enfoques muy definidos. El primer
enfoque estipula que el precio spot está determinado por el precio ofrecido por la
unidad más cara que debe operar en el sistema, considerando un despacho óptimo.
El segundo enfoque analiza los costos de las unidades que componen el parque
generador, y calcula el precio spot como el costo variable de la unidad más cara que
debe operar en el sistema, considerando al igual que el primer enfoque un despacho
óptimo. No es objetivo de este estudio analizar qué ventajas tiene uno u otra
alternativa, sin embargo ambos enfoques son utilizados actualmente en distintos
países del mundo.
- El caso chileno
En Chile, el precio spot se determina sobre la base de los costos de los
generadores. El mercado spot está dirigido por un club de generadores llamado
CDEC- Centro Económico de Despacho de Carga- quién determina el precio spot a
través de modelos matemáticos de muy corto plazo que simulan la operación óptima
del sistema. Sin embargo, el precio de venta a las distribuidoras es un precio
calculado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) el cuál se fija por un período
de seis meses (Abril y Octubre) y corresponde al promedio ponderado de los costos
marginales esperados del sistema para los próximos 48 meses a partir de la fecha del
cálculo. El modelo utilizado para calcular estos precios, llamados �precios de nudo�,
simula un parque generador compuesto por un gran embalse de regulación interanual
(Lago Laja), algunas centrales hidráulicas de pasada y centrales térmicas de variados
tipos de combustibles y minimiza los costos de producción de todo el sistema
considerando el efecto de las lluvias, las crecidas de los ríos en invierno (condiciones
hidrológicas) y la indisponibilidad de las centrales térmicas ya sea por mantención o
salida forzada, según se aprecia en la Figura 2.2d.
31
Figura 2.2d: Esquema del modelo de precios de nudo utilizado en Chile
Adicionalmente se debe especificar un pronóstico de la demanda y un
plan de expansión del parque generador. Este plan puede o no ser óptimo, sin
embargo la CNE establece un plan indicativo de expansión de manera que exista en
lo posible una buena adaptación de la demanda y de la oferta de energía eléctrica.
Cabe señalar que el precio de nudo es un precio semi regulado por cuanto
se debe ajustar a una banda de más o menos diez por ciento de los precios libres. Por
otro lado es necesario indexarlo durante su período de validez, incorporando la
inflación, el índice de crecimiento de los salarios, tipo de cambio, etc.
Los precios de nudo de energía resultantes dependerán en gran medida de
las hidrologías, así también como de la indisponibilidad de las centrales térmicas y el
plan de expansión. Por ejemplo, en años húmedos se generará con centrales
hidráulicas cuidando de no malgastar la energía en caso de preceder un año seco,
obteniéndose entonces costos marginales bajos. En cambio, en años secos se utilizará
preferentemente generación térmica, por lo que los costos marginales serán más altos
y dependerán de los costos de combustible. Incluso pueden existir riesgos de no
Hidrología
DespachoMínimo
costo
Lago LajaOtrashidroeléctricas
CentralesTérmicas
Indisponibilidad
Demanda Plan deexpansión
Hidrología
32
abastecer la demanda, en cuyo caso el sistema tiene un costo marginal igual al costo
de falla. Este costo representa el daño producido a los clientes por no abastecerlos.
En caso de indisponibilidad de una central, ésta es reemplazada por una
central igual o más cara con el fin de abastecer la demanda. En este caso, el costo
marginal también aumenta. Ahora bien, si el sistema posee una capacidad instalada
holgada para abastecer el sistema, los costos marginales serán menores respecto del
caso en que el margen de reserva sea más estrecho. En consecuencia, cada vez que
una nueva central se incorpora al sistema, los costos marginales disminuyen.
- El precio de la potencia en Chile
Resta ahora saber qué sucede con el precio de la potencia. En el caso
chileno, éste precio considera el desarrollo de unidades que puedan abastecer la
demanda de punta. El precio de la potencia (US$ /kW / mes) es igual al costo de
desarrollar, operar y mantener una turbina a gas, cuyas características de costo de
capital y operación la hacen la alternativa óptima para proveer potencia en la punta
de la demanda. En consecuencia, este precio es mucho más estable en el tiempo19 y
sólo requiere una indexación periódica.
- El caso Inglés
En Inglaterra y Gales, el precio spot de energía se calcula sobre la base de
precios ofertados y no de los costos de producción de los generadores. El mercado
spot está dirigido por la NGC (National Grid Company) y participan tanto
generadores como empresas distribuidoras, llamadas REC (Regional Electricity
Company).
Todos los días, los generadores ofrecen sus precios, cantidades de
energía, disponibilidad y restricciones técnicas incluyendo precios de servicios
auxiliares. Por otro lado, las distribuidoras deben indicar sus predicciones de
demanda para cada media hora del día siguiente. Las ofertas cierran a las 10 de la
19 En realidad, el precio de la potencia está regulado por la CNE.
33
mañana y la NGC determina cuales centrales operarán al día siguiente ordenándolas
de menor a mayor precio ofertado. El programa de generación queda entonces
determinado el día previo a las 15 horas y el precio spot se calcula para cada media
hora como el precio ofertado por la central más cara en operación durante esa media
hora [ARRI90].
A este precio de energía se le suma una componente de capacidad,
equivalente al precio de la potencia para el caso chileno. Este componente de
capacidad se calcula para cada período de media hora como el valor esperado del
costo de no abastecer la demanda en dicho período. Dicho costo resulta de
multiplicar la probabilidad de falla, más conocida como LOLP- Loss Of Load
Probability, por la diferencia entre el costo de falla, llamado VOLL- Value Of Lost
Load, y el precio marginal del sistema en esa media hora. Cabe destacar que en horas
fuera de punta de la demanda, el valor del LOLP es casi nulo y por ende, el
componente de capacidad es nulo o muy pequeño, lo que no es el caso en aquellas
medias horas dónde hay mayor demanda.
Componente de capacidad = LOLP x (VOLL � Precio marginal)
El precio al cual los generadores venden su producción al Pool es igual al
precio marginal del sistema sumado al componente de capacidad. El Pool vende la
producción al mismo precio a sus clientes, sumando un �Uplift� o recargo el cuál
sirve para pagar los servicios auxiliares (ancillaries) y compensar aquellos
generadores que dejaron de generar o bien se vieron obligados a generar frente a
restricciones de transmisión o ante los ajustes entre la demanda estimada y la real. A
modo de ejemplo, la figura 2.2d muestra la evolución de los precios promedios de
venta de los generadores al Pool (PPP), de compra de los clientes al Pool (PSP) y el
precio marginal del sistema (SMP), expresados en £ /MWh.
34
Figura 2.2d: Evolución de los precios en Inglaterra & Gales
ii) Precios libres
Los contratos han sido tradicionalmente el mecanismo de compra y venta
de energía y potencia. Como se explicó anteriormente, en Chile, las distribuidoras
compran y venden la energía y la potencia a precios estabilizados y calculados por el
organismo regulador local. En Inglaterra, los comercializadores contratan sus
requerimientos a través de algunos instrumentos financieros que les permiten
alcanzar esa estabilidad. Dichos instrumentos financieros buscan fijar un precio
máximo, a través de un contrato por diferencia �One Way�, o bien un precio fijo, a
través de un contrato �Two Ways�.
En un contrato �One Way�, el generador devuelve a su cliente la
diferencia entre el precio de venta al Pool (PPP) y el precio máximo fijado en el
contrato en todas las medias horas en que el precio máximo del contrato es
sobrepasado.
0
5
10
15
20
25
30
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
Libras/MWh
SMP
PPP
PSP
35
Para un contrato �Two Ways�, las reglas de un contrato �One Way�
también se aplican, pero el cliente debe devolver la diferencia entre el precio
prefijado en el contrato y el precio del Pool en todas las medias horas en que el
precio del Pool es menor que el precio del contrato [ARRI90].
- Contratos flexibles
La tendencia actual es limitar la duración de los contratos de manera que
los grandes clientes puedan elegir con cierta flexibilidad a sus proveedores. Además,
como es el caso en muchos países, los costos de cambio de los clientes a otros
proveedores son muy elevados, lo cuál limita la fluidez de un mercado competitivo.
En otros casos, existen contratos �amarrados� que establecen, por
ejemplo, que las distribuidoras compren una determinada cantidad de la energía a un
determinado proveedor o tipo de proveedor, no según un criterio económico, sino
más bien con el fin de financiar los llamados stranded assets. Evidentemente, dichos
contratos distorsionan el mercado y afectan directamente a los consumidores a través
de precios más elevados y menos eficientes. Como ejemplo, en Inglaterra el precio a
consumidores tienen una componente adicional llamado �Fossil Fuel Levy� destinado
a financiar energías renovables y nuclear. El recaudo por este concepto fue de 844
millones de libras en 1996/1997 y se ha reducido paulatinamente desde un 10% en
octubre de 1996 a 0,9 % en abril de 1998, destinándose solamente a energías
renovables.
b) Recargos por transmisión
El precio de contrato de compra de una distribuidora a un generador tiene
un recargo por transporte. Este recargo busca compensar el costo de capital, los
costos de operación y mantención de la infraestructura utilizada para transportar la
energía y la potencia y las pérdidas producidas a ese nivel. Este es aún un tema de
mucha discusión, debido a que el transporte en alta tensión es en sí una actividad que
36
presenta grandes economías de escala. En consecuencia, no se puede establecer un
precio eficiente20 y a la vez solventar la línea.
A continuación se describe brevemente las alternativas de tarificación en
transmisión:
i) Tarificación en transmisión con diferenciación nodal
Este método, utilizado en Chile y Perú, estipula que el precio cobrado por
las empresas de transmisión tiene una componente que refleja los costos marginales,
llamada Ingreso Tarifario, y una componente adicional o Peaje. La suma de ambas
componentes debe cubrir los costos medios de la línea, los cuales se determinan
sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo de la línea.
Las líneas de alta tensión tienen pérdidas que son función del cuadrado
de la potencia transmitida. Se puede demostrar entonces que las pérdidas
marginales21 son el doble de las pérdidas medias que se producen entre dos extremos
de la línea. El precio de la energía y de la potencia se incrementa en las pérdidas
marginales entre un nodo y otro, a una mayor razón que las pérdidas efectivas de
potencia y energía, lo que hace que quién inyecta en un nodo para posteriormente
retirarlo en otro, paga una diferencia que contribuye al pago de la línea. Dicha
diferencia corresponde al ingreso tarifario el cual refleja los costos marginales de
corto plazo de la línea, entendiéndose que al inyectar un kWh o kW adicional, se
incurre en un costo adicional.
Puesto que el ingreso tarifario no cubre los costos medios de la línea, los
generadores deben pagar un peaje en los puntos de retiro, que correponde a la
diferencia entre el costo medio de la línea22 y el ingreso tarifario. El pago que cada
20 Precio eficiente sobre la base de costos marginales.
21 Las pérdidas marginales representan las pérdidas de energía y potencia de punta,
asociadas a un incremento de la carga satisfecho por las centrales marginales del sistema.
22 Entendido como la anualidad del VNR más los Costos de operación y mantención.
37
generador realiza a la línea se determina en función de un prorrateo de las unidades
transitadas en las áreas de influencia del generador. Sin embargo, esta memoria no
entrará en mayores detalles al respecto.
ii) Tarificación en transmisión sin diferenciación nodal
En este caso los precios de la energía y potencia ofertados por el
generador se expanden en las pérdidas medias y el costo unitario de transmisión (en
$/kW) se suma al precio de la potencia. Cabe señalar que los costos medios de
transmisión se cobran a los consumidores en horas punta entendiéndose que son
responsables por la expansión, operación y pérdidas del sistema de transmisión al
largo plazo. En el corto plazo, sólo se cobran las pérdidas.
Otra alternativa muy utilizada consiste en cobrar un cargo fijo por
kilowatt y cargos variables por kilowatt y kilowatt-hora que corresponden a las
pérdidas medias de transmisión. El cargo fijo se denomina también peaje de
conexión y se calcula como la anualidad del costo de capital del valor nuevo de
reemplazo de la línea de transmisión más los costos anuales de operación y
mantención de la línea dividido por la potencia total conectada a la línea.
c) Recargos por subtransmisión
Aguas abajo del sistema de transmisión se encuentran las subestaciones
de transformación y la entrada al sistema de subtransmisión. El cobro de estos
servicios incluye entre otros los precios de transformación en las subestaciones,
expresados en US$ por kW por mes, las pérdidas de transformación de energía y
potencia, expresadas en porcentaje, el precio de subtransmisión, expresado en US$
por kW por kilómetro por mes, sumando finalmente las pérdidas de energía y
potencia en subtransmisión.
2.2.8 Costo de las pérdidas
Dado que el nivel de pérdidas técnicas aumenta conforme el voltaje
disminuye, la mayor proporción de pérdidas en la cadena generador/cliente ocurre en
la red de distribución. Algo similar sucede también con las pérdidas negras.
38
El costo de las pérdidas, equivalente a la energía y potencia comprada por
la distribuidora menos la energía y potencia vendida a los clientes, se imputa sólo en
parte a los clientes, de manera de incentivar a la distribuidora a reducir el nivel de
pérdidas. Para ello se establece comúnmente un nivel de pérdidas reconocido o
permitido, correspondiente a una distribuidora eficiente en su inversión y control de
pérdidas.
Cabe señalar que en un esquema distribución - comercializador, éste
último es quién cobra las pérdidas al cliente, entendiéndose que la distribuidora sólo
provee las redes para transitar la energía. En consecuencia, no sólo es necesario
cobrar las pérdidas permitidas a los clientes, sino también incentivar al propietario de
las redes para que sus pérdidas reales tiendan a las pérdidas reconocidas. Este
incentivo puede ser incluso entregado por los propios clientes, a su propio riesgo, a la
distribuidora. Tal es el caso en Inglaterra, en circunstancias que la tarifa sube si la
distribuidora incurre en pérdidas menores a las reconocidas y baja si la distribuidora
tiene pérdidas mayores a las permitidas. En teoría el �alza� de la tarifa contribuiría a
un fondo para invertir en equipos más eficientes.
Los factores de expansión de pérdidas, actualmente utilizados en Chile,
El Salvador y Guatemala, multiplican el precio base de la energía y potencia cobrado
a los clientes de tal forma de compensar las pérdidas reconocidas en las redes.
Los factores de expansión de pérdidas suelen ser mayores en baja tensión
que en media tensión debido a que la mayor parte de las pérdidas no-técnicas se
concentran en redes secundarias dónde por un lado es más fácil realizar empalmes
clandestinos y por otro, las secciones de conductor son más pequeños, lo que origina
mayores pérdidas ohmicas. La motivación que existe para diferenciar dichas pérdidas
es responsabilizar separadamente a los clientes dependiendo si sus consumos están
en media o baja tensión, entendiéndose que los primeros son más �eficientes� que los
segundos.
A modo ilustrativo, el cuadro 2.2 muestra valores típicos de factores de
expansión. Dichos factores fueron calculados para las empresas distribuidoras de El
Salvador y se clasificaron tanto en áreas típicas como en media y baja tensión.
39
Areas típicas23 Energía MT Potencia MT Energía BTPOTENCIABT
Area urbana 1,021 1,031 1,062 1,084
Area semi-urbana 1,036 1,050 1,075 1,100
Area rural 1,057 1,087 1,121 1,173
Tabla 2.2: Factores de expansión de pérdidas
Fuente: Implementación de las tarifas eléctricas al nivel de distribución en El Salvador, SYNEX
ingenieros consultores, 1996
2.3 Aspectos económicos del negocio de la distribución
Este capítulo presenta las características de la distribución a un nivel
económico identificando las razones de porqué se considera la distribución como un
monopolio y si existen ventajas comparativas entre distintas empresas distribuidoras
en términos de productividad.
2.3.1 Existencia de economías de escala.
Númerosos estudios se han realizado respecto de si existen o no
economías escala en la distribución eléctrica. En este capítulo se hará mención a dos
estudios afines a este tema previamente definiendo qué es conceptualmente el
concepto de economía de escala.
23 Los valores fueron calculados para empresas modelo representativas de cada área.
Este concepto se analizará más en detalle en el capítulo 3.1.
40
a) Definición de economía de escala
En términos sencillos, existen economías de escala si el costo medio de
producir un bien o un servicio disminuye a medida que aumenta el nivel de
producción. Mientras se dé esta condición, el costo de producir una unidad adicional
del bien, denominado costo marginal, será necesariamente menor que el costo
medio.
Para caracterizar un negocio en cuanto si existen o no economías de
escala, se denomina factor de escala a la razón entre costo medio y costo marginal.
Si dicho factor es estrictamente mayor que uno (1), la industria o negocio posee
economías de escala. En el caso que sea igual a uno, la industria posee retornos
constantes a escala y finalmente, para un factor menor a uno, existe deseconomías
de escala.
Cabe destacar que el factor de escala en una industria determinada debe
medirse a través de los costos medios y marginales de largo plazo. La razón de
considerar el largo plazo es que los costos medios y variables de corto plazo
dependen del instante de tiempo24 y a las restricciones de capacidad25. Sin entrar en
demasiados detalles por ahora, es preciso señalar que los costos marginales de corto
24 El costo medio de la construcción de un edificio, expresado en dólares por piso
construido, puede ser igual al costo marginal de construir un piso adicional al momento de diseñar y
planificar. Una vez terminada la construcción, el costo de agregar un piso adicional será
necesariamente mayor al costo medio inicialmente calculado, lo que caracterizaría a esta actividad
como una deseconomía de escala. Esto se debe al hecho de que se debe reforzar las estructuras
inicialmente planificadas, traer maquinarias e incurrir una vez más en los costos fijos iniciales de la
construcción básica.
25 En el capítulo 4 se analiza los costos marginales de corto y largo plazo de la
distribuidora.
41
plazo de una distribuidora aumentan conforma disminuya su margen de reserva de
capacidad.
b) Determinación de factores de escala
Para determinar el factor de escala una industria, se mide los costos
medios totales en empresas de la misma industria que tengan distintos volúmenes de
producción y se comparan entre sí. Alternativamente, se puede medir los costos de
una sola empresa dados sus distintos niveles de producción y tecnología. Cabe
señalar que éste último método es menos preciso ya que los distintos niveles de
producción de una misma empresa no son sólo producto de su tamaño, sino también
de la tecnología que se ha implementado en el tiempo para mejorar la producción.
Dicha distorsión se elimina al comparar varias empresas que poseen hipotéticamente
las mismas tecnologías pero con distintos niveles de producción.
Los costos medios se definen como la mensualidad o anualidad del
capital más los costos de operación y mantención mensuales o anuales de la red. Si
existen menores costos medios para mayores volúmenes de producción, la industria
presenta economías de escala y en consecuencia, desde un punto de vista social, el
óptimo para un instante de tiempo es la existencia de una firma única y que tenga una
capacidad infinita26.
26 Este es un hecho hipotético puesto que ante un aumento esperado en la capacidad
demandada puede ser óptimo postergar inversiones, al existir un �trade-off� entre los menores costos
de la expansión en infraestructura y el costo financiero de invertir en capacidad que sólo será utilizada
para satisfacer una mayor demanda esperada en el futuro. En consecuencia la firma puede perder las
economías de escala, si existiesen, una vez que ha dimensionado e instalado equipos destinados a
expandir su infraestructura, ya que por un lado no pueden impedir que otras empresas
inviertan en capacidad adicional en el futuro y por otro, los costos de inversión son costos hundidos. (
Ricardo Raineri B. �Relevancia de las barreras de entrada a la industria de generación eléctrica�
1994)
42
Existe también la posibilidad que la industria tenga retornos constantes e
incluso crecientes a escala. En este sentido, el óptimo social sería abastecer la
demanda ya sea con firmas de distintos tamaños o en extremo, con pequeñas
empresas de limitada capacidad.
A continuación se estudiará si existen economías de escala en el sector
distribución y se analizará los resultados de dos estudios para comprobarlo.
c) El caso de las distribuidoras chilenas
Los cuadros que se presentan a continuación fueron realizados con
posterioridad a la fijación tarifaria del sector distribución en Chile en 1988 y
corresponde a los costos medios mensuales de capital y operación de diversas
distribuidoras en función de su potencia máxima distribuida.27
Las distribuidoras fueron separadas de acuerdo a sus áreas típicas de
servicio: El área 1 corresponde a una zona urbana, mientras que las áreas 2 y 3 son de
menor densidad. Cabe destacar que los costos de distribución dependen del tipo de
área en que las distribuidoras sirven, siendo mayores para áreas menos densas. Esto
se confirma con los valores promedios de los costos que son iguales a 10,2
US$/kW/mes para el área 2 y 13,8 US$/kW/Mes para el área 3.
27Los costos de capital corresponden a la mensualidad del VNR aprobado por la SEC.
Los CO&M son los costos reales declarados por las distribuidoras a la SEC.
43
Figura Nº 2.3 a: Costo Total mensual en área semi urbana
Figura Nº 2.3b: Costo Total mensual en área Rural
Según se puede apreciar en las figuras 2.3a y 2.3b, las distribuidoras con
mayor potencia instalada no presentan ventajas en cuanto a costos totales mientras
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 50 100 150 200
Potencia Máxima (MW)
Costo Total (MUS$/Mes)
0
100
200
300
400
500
600
700
0 10 20 30 40 50
Potencia Máxima (MW)
CostosTotal(M
US$/M
es)
44
sirvan en una misma área típica28. En términos económicos, la industria no presenta
economías de escala significativas sin embargo es preciso reconocer las economías
de densidad29
asociadas al negocio de distribución.
b) El caso de las distribuidoras noruegas
El siguiente estudio fue realizado por dos investigadores noruegos 30 el
cuál consistió en investigar los costos de distribución a través de regresiones lineales.
Para ello, ambos investigadores utilizaron un modelo de red primaria con voltajes
entre 132 y 45 kV y un modelo de red secundaria con voltajes menores a 45 kV
separando para cada uno sus costos de capital (Ckap), pérdidas (Cperd) y Operación y
mantención (Coper) como funciones lineales del área de abastecimiento (A), el
número de clientes (N) y la producción (L) en kWh/año o kW máximos.
Ckap = Cko + Cka A + Ckn N + Ckl L (1)
Cperd = Clo + Cla A + Cln N + Cll L (2)
Coper = Coo + Coa A + Con N + Col L (3)
Los costos calculados son costos anuales, y se utiliza una tasa de 7 por
ciento de interés y 30 años de vida útil para calcular el costo de capital sobre la base
del valor presente de compra de los equipos. Las pérdidas están avaluadas a un precio
28 Los valores de costo medios se basan en los valores nuevos de reemplazo de las
firmas existentes. En consecuencia, se asume la misma tecnología para cada una y se cumple la
condición básica para comparar empresas de distintos tamaños y antigüedades.
29 En las economías de densidad los costos por cliente o kW crecen a medida que la
densidad disminuye.
30 Ivar Wangensteen, The Norwegian Research Institute of Electricity y Eyolf Dahl, The
Norwegian Water Resources and Electricity Board, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.5,
Nº1, January 1990.
45
estándar de energía (31 Øre /kWh)31 y la información sobre los costos operacionales
se obtuvo a partir de informes de contabilidad de aproximadamente 300 empresas
durante 12 años (1974- 1985).
Una vez determinados los coeficientes Cij en las ecuaciones 1,2 y 3, se
determinó los costos de distribución para una empresa promedio. Los resultados de
dicho cálculo aparecen en el cuadro 2.3a:
Costo medio
(Øre /kWh)
Costomarginal
(Øre /kWh)
Elasticidad
Ckap 1,47 0,7 0,48
Cperd 0,9 0,8 0,89
Coper 0,37 0,17 0,49
Red
Primaria
Total 2,74 1,67 0,61
Ckap 6,6 2 0,3
Cperd 3,25 3 0,92
Coper 5,35 1,5 0,28
Red
Secundaria
Total 15,2 6,5 0,43
Total 18 8,2 0,46
Tabla 2.3 a: Costos de distribución para una empresa promedio en
Noruega
31 31 Øre = 47 mils
46
Para el factor de escala, también llamado factor de costo marginal o
elasticidad de costo definido por:
dC/dL * L /C = dC/dL / (C/L) = Costo marginal / Costo medio
se puede desprender tres puntos importantes:
· Es siempre menor a uno.
· Es menor para la red secundaria.
· La elasticidad del costo por pérdidas es similar a uno y es mayor para la red
secundaria.
En consecuencia, el costo marginal es menor que el costo medio en las
distribuidoras noruegas si se considera abastecer una unidad adicional de potencia y
energía. Dicho de otro modo, los resultados reflejan los costos marginales de corto
plazo y en consecuencia, dependen del grado de adaptación de las instalaciones a la
demanda.
En cambio, para determinar si existen o no economías de escala se debe
comparar los niveles de costos entre distribuidoras grandes y pequeñas, en términos
del número de clientes. Para ello, Dagersteen y Dahl clasificaron las distribuidoras en
5 tipos de acuerdo al número de clientes atendidos:
· 0 � 1000 Clientes:13 distribuidoras
· 1000-2000 Clientes:40 distribuidoras
· 2000-5000 Clientes:72 distribuidoras
· 5000-10000 Clientes:22 distribuidoras
· Más de 10000 Clientes: 19 distribuidoras32
Posteriormente se calculó el costo por cliente de cada tipo. Los
resultados se muestran en la figura 2.3c, indicando las cinco categorías descritas
anteriormente y sus costos unitarios respectivos. Cabe señalar que se hizo algunos
32 Cabe señalar que el sistema de distribución eléctrico en Noruega es de propiedad de
municipios y condados, sin existir participación privada en esta área a la fecha del estudio. Además, la
mayoría de las distribuidoras está integrada verticalmente con empresas de generación.
47
ajustes de manera que el número de clientes por unidad de superficie fuera constante
en todas las categorías.
Según se aprecia, pocas grandes empresas distribuidoras que atienden
más de 10 mil clientes y un número grande de pequeñas distribuidoras, cuyos costos
unitarios son mayores comparado al de las grandes firmas. En especial, destaca el
hecho que aquellas distribuidoras con más de 2000 clientes no tienen costos unitarios
muy distintos
Figura 2.3c: Distribución según tamaño
Bajo el supuesto que las empresas tienen similares densidades, se
confirma entonces, de la misma manera que para el caso chileno, no existen
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 5000 10000 15000 20000
Número de clientes de cada empresa
Costo
porcliente
48
economías de escala significativas33. Por otro lado existe un gran número de
pequeñas distribuidoras cuyo costo por cliente es inversamente proporcional a su
tamaño. Una posible razón a este hecho es que dichas distribuidoras no diluyen sus
costos fijos de la misma manera que lo hacen las más grandes. Al respecto,
Dagersteen y Dahl estiman que al integrar horizontalmente las empresas más
pequeñas (< 5000 clientes), el sistema eléctrico noruego podría ahorrar
aproximadamente 140 millones de coronas34, vale decir un 1 por ciento de los costos
totales en distribución.
2.3.2 Subaditividad de costos en distribución
a) Definición de subaditividad de costos
Según Baumol, Panzar y Willig (1982), una firma tiene una función de
costos subaditiva si le cuesta menos producir los distintos niveles de producto en
forma conjunta que hacerlo en forma separada. En el caso de una distribuidora,
bastaría con comprobar si una empresa que distribuye �q� unidades a un costo C(q) es
más conveniente que dos o más empresas distribuyan un total de �q� unidades a un
costo igual a la suma de los costos de producción de cada empresa.
i) El caso de las distribuidoras
Para ejemplificar el concepto de subaditividad de costos en un área
definida, se debe suponer que al menos dos distribuidoras la abastecen.35. Pueden
existir dos escenarios: las redes se complementan o bien las redes se superponen.
33 El comportamiento de los costos por cliente o por kW distribuído debiera ser similar
puesto que la demanda de potencia máxima correlaciona con el número de clientes.
34 Aproximadamente 20 millones de dólares anuales.
35 Cabe señalar que en las zonas de concesión existe un monopolio natural pero no
legal. Según la legislación chilena, no existen impedimentos para que dos o más distribuidoras operen
en la misma área.
49
En el caso de redes que se complementan, un sencillo ejemplo numérico
puede ilustrar el efecto de subaditividad. Por ejemplo, tomando los datos del gráfico
2.3c que corresponden a los costos por cliente de las distribuidoras noruegas, se
podría abastecer una ciudad de 6000 habitantes a un costo de 2450 NOK por cliente
con una única empresa o bien con 3 empresas abasteciendo cada una a 2000 clientes
a un costo de 3250 NOK por cliente36. La razón, según se expone en el párrafo
anterior, es que no se aprovechan las economías de escala de costos de operación,
mantención y atención al cliente. En consecuencia, los costos totales de distribución
aumentan en relación con una única empresa operando en el área37.
En el caso de redes que se superponen, pueden existir sobrecostos
producto de restricciones ambientales y sociales ante la posibilidad de que las
ciudades se cubran de cables y postes eléctricos38. De manera de subsanar esto, se
hace necesario invertir en redes subterráneas, a un mayor costo. Así también aumenta
el costo por cliente en razón de una menor penetración de mercado.
2.3.3 Productividad en distribución
La productividad se mide como la relación entre la cantidad producida y
la cantidad de algún insumo necesario para producir dicha cantidad. Este tema tiene
mucha relevancia en el área de la regulación en distribución desde el momento en
que una buena política tarifaria crea incentivos a la eficiencia, sólo posibles de
medirse a través de cambios en la productividad. Alternativamente, algunos
esquemas regulatorios buscan incorporar índices propios de eficiencia y
36 Nuevamente se debe hacer hincapié que los resultados de este estudio supone
densidades constantes, y por lo tanto no es erróneo suponer que se abastece un mismo tipo de área.
37 Esto no ocurre necesariamente si existe la posibilidad, como en el caso de las
pequeñas distribuidoras chilenas, que se destine el mismo personal a otros negocios o bien se
subcontrate la mayor parte de las actividades.
38 En Chile se dio una situación de éste tipo en la ciudad de Lota. Por decreto municipal,
la construcción de una segunda red de distribución fue vetada.
50
productividad en los precios de un servicio regulado, con el fin de traspasar las
mejoras de eficiencia a los consumidores39.
A continuación, se mostrará un estudio sobre la productividad de las
distribuidoras en Noruega40, indicando las principales conclusiones. El estudio
realizado supone que al existir marcadas diferencias de eficiencia entre distintas
distribuidoras es conveniente definir una frontera tecnológica eficiente común a la
industria, observar sus cambios en el tiempo y luego medir los cambios de
productividad de cada empresa en relación a dicha frontera.
La frontera se define como una función lineal que involucra tres variables
de salida (Densidad de clientes, número de clientes y energía total entregada) y cuatro
variables de entrada (Horas de trabajo, pérdidas de energía, materiales y capital). La
productividad se mide a través de índices de Malmquist41, definidos de la manera
siguiente:
Mi (1,2) = Ei, 1989 / Ei, 1983
Dónde Ei, 1989 (o 1983) son índices (en p.u.) que miden la razón entre:
· Los insumos necesarios para producir una cantidad observada en 1989 (o 1983)
considerando una tecnología de referencia para el año �i� y
· Los insumos efectivamente utilizados en 1989 (o 1983).
Denominando 1989 como período 2 y 1983 como período1, y
considerando una frontera tecnológica de referencia del período 1, la ecuación
anterior se puede escribir:
39 Para el esquema RPI-X, también llamado Price Cap, este concepto es de mucha
importancia.
40 Productivity Development of Norwegian Electricity Distribution Utilities, Finn R.
Førsund Sverre A.C. Kittelsen, Working Paper N° 10 Oct. 1994.
41 Malmquist (1953), Nishimizu & page (1982), Färe et al. (1989).
51
M1 (1,2) = E1, 2 / E1, 1 = (E2,2 / E1,1) . (E1,2/ E2,2) = MC (1,2) x MF1 (1,2)
Dónde MC (1,2) corresponde al cambio en la productividad sin
considerar el efecto del cambio tecnológico y MF (1,2) corresponde al efecto de
cambio de la frontera tecnológica de producción entre los períodos 1 y 2.
De acuerdo a los resultados que aparecen en el Cuadro 2.3b, basados en
información recopilada para 181 distribuidoras entre 1983 y 1989, se aprecia que el
mayor aumento relativo correspondió a la energía entregada, con un 42 por ciento, si
bien el número de clientes y el índice de distancia crecieron del orden del 20 por
ciento, lo cual indica un mayor consumo por cliente y los beneficios de las
economías de densidad.
AñoIndice de
distancia
Número
de
clientes
Energía
entregada
(GWh)
Horas de
trabajo
Pérdidas
de energía
Materiales
(MNOK)
Capital
(MNOK)42
1983 74294 5380 126 54370 12639 8107 157078
1989 88744 6530 179 64743 12245 11074 198014
Cambio
(%)19 21 42 19 -3 37 26
Tabla 2.3b: Comparación del sector distribución entre 1983 y 1989
En cuanto a las variables de entrada, se aprecia que el costo de
materiales ha crecido a un nivel similar al consumo. Este no es el caso para los ítems
de capital y trabajo, cuyos crecimientos porcentuales se asemejan al del número de
clientes y a la distancia. En especial, cabe señalar que las pérdidas porcentuales de
42 MNOK = 120 US$ approx.
52
energía se redujeron en 3 por ciento, hecho atribuido a inversiones en nuevos
transformadores y líneas.
En términos generales, se puede concluir que la productividad de las
distribuidoras ha aumentado en promedio durante esos seis años. A continuación se
analizará a través de los índices de Malmquist de qué manera ha aumentado dicha
productividad.
El cuadro 2.3c indica en la primera columna los valores máximos,
mínimos y promedio de los índices de Malmquist calculados para las distribuidoras
tomando como referencia la frontera de tecnologías del período 1 (año 1983). Las dos
columnas siguientes indican la eficiencia relativa a la frontera eficiente de
tecnologías (MC(1,2)) y el cambio de dicha frontera durante el período 1983 � 1989
(MF1(1,2)).
ProductividadTotal M1 (1,2)
Eficiencia RelativaMC (1,2)
D Frontera MF1(1,2)
Mínimo 0.71 0.57 0.60
Máximo 3.45 1.84 2.57
Promedio 1.13 0.96 1.17
Desviación 0.37 0.19 0.25
Unidad promedio 1.12 0.94 1.19
Tabla 2.3c: Indices de Malmquist en distribuidoras Noruegas
Aquellos índices que tienen un valor menor a uno indican que la
productividad ha disminuido y viceversa. La media aritmética, no ponderada, que
aparece en la tercera fila de la tabla, indica que la productividad ha mejorado (13 por
ciento en 6 años), principalmente gracias al cambio de la frontera tecnológica (17 por
53
ciento en 6 años) y no a la eficiencia relativa (menor que 1), lo que demuestra que las
distribuidoras en general han tendido a ser relativamente menos eficientes.
Finalmente el estudio concluye los siguientes puntos:
· La productividad en el sector es del orden del 2 por ciento anual atribuida
principalmente al cambio de la frontera tecnológica.
· Existe una variada y amplia gama de eficiencias, sin que existan preferencias por
uno u otro tipo de distribuidora o tamaño43.
· Dargersteen y Dahl afirman entonces que los incentivos del regulador deben ser
acordes con la realidad de cada distribuidora.
Es posible que las empresas hayan tendido a ser menos eficientes
respecto de la tecnología debido a la ausencia de incentivos bajo la regulación por
costo de servicio, vigente durante el período del estudio.
En opinióndel autor de esta memoria valdría la pena realizar un estudio
de este tipo algunos años después de haber implementado un esquema regulatorio
con el fin de medir la efectividad y el alcance de los incentivos.
2.3.4. Conclusiones
El negocio de redes de distribución eléctrica es un monopolio natural
desde el momento en que una sola empresa satisface el mercado a un costo unitario
menor que con una configuración industrial de dos o más empresas en una misma
área de concesión. Sin embargo no existen economías de escala para áreas servidas
con similares características, lo que posibilita la existencia en el mercado de más de
una empresa, y de distintos tamaños, siempre y cuando no traslapen sus instalaciones.
Por otro lado existen economías de densidad, traducidas en mayores costos para
distribuidoras operando en áreas menos densas. Dichas economías se pueden
aprovechar desde el momento en que grandes empresas absorben la gestión y los
costos operativos de empresas que distribuyen en áreas rurales.
43 Según se puede apreciar en el Cuadro 2.3c, hubo una distribuidora que mejoró su
productividad en 245 por ciento su eficiencia mientras que otra cayó en un 30 por ciento.
54
Adicionalmente, se comprueba que un aumento de productividad de una
distribuidora es independiente de su tamaño y área en que opera. Sin embargo dicha
productividad puede depender del esquema regulatorio al que está sometida.
En razón de éstas consideraciones, es importante que el regulador limite
el poder monopólico de las distribuidoras limitando sus precios e introduciendo
incentivos de eficiencias. Todo esto se debe realizar a través de un buen sistema de
precios que cumpla ciertos principios básicos y que a la vez, permita cierta
flexibilidad a las empresas para realizar sus mejoras de eficiencia.
El próximo capítulo describe los principios de un buen sistema de
tarificación y cómo se establece la relación entre los costos y los precios.
55
3. DISEÑO DE PRECIOS SOBRE LA BASE DE COSTOS
En líneas gruesas, los precios de la energía eléctrica a consumidores
buscan retribuir los costos de todo el sistema eléctrico, incluyendo la generación,
transmisión, subtransmisión, distribución y comercialización, suponiendo éstas dos
últimas actividades en forma separada. Este capítulo establece los principios que
deben cumplir los precios del servicio de distribución y de qué manera éstos precios
se relacionan con los costos de distribución en un sistema de tarificación binomio
($/kW y $/kWh). En el análisis a continuación el costo de servicio es una variable
dada y no se discutirá sino hasta el Capítulo 4 cuál es la práctica correcta para
definirlo.
La manera de determinar precios correctos en todas las etapas del sistema
se basa en los siguientes principios, a saber:
· Principio de eficiencia: los precios deben estimular el mejor empleo posible de
los recursos económicos de la sociedad, al mínimo costo.
· Principio de equidad: los precios deben ser iguales para los consumidores que
utilizan el sistema eléctrico de forma semejante.
· Principio de equilibrio financiero: Los precios deben ser capaces de cubrir los
costos, permitir una rentabilidad razonable para el capital y garantizar la
expansión del sistema
· Principio de simplicidad: Los precios deben ser lo más simples posibles, de
manera que sean comprendidos por los consumidores.
· Principio de estabilidad: Los precios deben conservar su estructura de precios
durante un tiempo razonable evitándose grandes fluctuaciones en períodos cortos.
Centrando la atención en el primer principio, se debe considerar que los
precios basados en los costos marginales, de acuerdo a la teoría marginalista, son
precios eficientes de un punto de vista social. Por esta razón se explicará la teoría de
costos marginales, ampliamente utilizada en el cálculo de precios de la electricidad, y
las metodologías de cálculo que se utilizan en la actualidad
56
3.1 Teoría de costo marginal
3.1.1 Principio básico
La teoría de la tarificación a costo marginal fue desarrollada por Dupuit,
Hotelling y Boiteux a partir de 194044 y en la actualidad, su aplicación está bastante
difundida en el sector eléctrico de muchos países, especialmente en Chile, Argentina,
Perú y en algunos países de Europa. Trabajos recientes han buscado desarrollar
modelos más sofisticados con el fin de calcular costos marginales con mejor
precisión, incluyendo efectos de la indisponibilidad del parque generador y
perfeccionando la teoría de la tarificación en demanda de punta (´Peak Load
pricing�)45 .
La teoría de costos marginales sugiere que un consumidor está dispuesto
a pagar por un bien el costo marginal de producirlo, vale decir, el costo de
oportunidad de los materiales y servicios incrementales que se utilizaron para
producir dicho bien. Si esta condición se da, entonces existe una situación de
equilibrio en el mercado y se maximiza los beneficios tanto del consumidor como del
productor.
Observando la figura 3.1a, dónde la demanda de un bien está dada por la
curva Do y su oferta por la curva de costos marginales (O), se observa que al fijar el
precio en P�, mayor al costo marginal del bien, el ahorro de costos del productor por
el hecho de producir menos unidades pero vendiéndolas a un precio mayor (Area
AQ*Q� D) no compensa la pérdida de los consumidores (Area AQ*Q�E) quienes
44 Ver P.Dupuit, �De l�Utilité et de sa Mesure�, H.Hotelling, �The general Welfare in
Relation to problems of Railway and Utility Rates� y M. Boiteux, �La Tarification des Demandes en
Pointe�, Revue générale de l�éléctricité, vol. 58 (1949).
45 P. Steiner, �Peak Loads and Efficient pricing�, Quarterly Journal of Economics
(November 1957), O. E. Williamson, �Peak Load Pricing and Optimal Capacity under Indivisibility
constraints�, American Economic Review, vol. 56, Nº 4, Sept. 1966
57
dejan de consumir Q* - Q� unidades, produciéndose una pérdida social equivalente
al área EAD.
P"
P*
P'
A
Q" Q* Q'
B
CD
E
O (CMg)
Do
E(kWh)
Figura 3.1a
Alternativamente, si se fija el precio del bien en P�, menor al costo
marginal, el productor incurre en costos adicionales para producir Q�- Q* unidades
que no compensan las ganancias de los consumidores quienes pueden optar a estas
unidades por la baja de precio. De esta manera se produce una pérdida social
equivalente al área ACB.
3.1.2 Costos marginales de corto y largo plazo
Los costos marginales de corto plazo son aquellos costos incrementales
de producir una unidad adicional sin modificar la capacidad de la empresa. Por
ejemplo, una distribuidora con suficiente margen operativo tiene un costo marginal
de corto plazo por kW cercano a cero46. En otro caso, el costo marginal de abastecer
un cliente adicional es igual al costo de realizar los empalmes e instalar un medidor.
46 En la práctica, el costo marginal es igual al costo de las pérdidas marginales por el
hecho de inyectar un kW adicional.
58
En generación, el costo marginal de corto plazo de energía refleja el costo
variable de la última unidad operando en un despacho a mínimo costo y se calcula
como el costo por kWh de energía adicional. En distribución y transmisión, los
costos marginales de corto plazo se reflejan en las pérdidas de energía y potencia, y
en los costos de congestión.
En el largo plazo, todo es variable y se considera que la capacidad de un
sistema puede aumentar o disminuir. En generación, el costo marginal de largo plazo
se refleja por el costo adicional para proveer un kW con la unidad más económica
capaz de abastecer la punta47, y es igual al costo anual de capital y de operación
dividido en su capacidad instalada. Otra alternativa para determinar el costo de
capacidad en generación es la utilizada en Inglaterra y Gales, según la cual se
determina un valor óptimo del LOLP (Loss of Load probability)48 suponiendo que en
horas punta se despachan las unidades de manera de minimizar la probabilidad de no
abastecer la demanda.
En el caso de las distribuidoras, el costo marginal de largo plazo refleja el
costo de abastecer un cliente o un kW adicional a través de expandir la
infraestructura
3.1.3 Equilibrio bajo restricciones de capacidad
El análisis explicado en el capítulo 3.1.1 resulta sencillo desde un punto
de vista estático, vale decir, si se considera que la demanda no cambia y existen
recursos ilimitados. Sin embargo en la realidad la demanda no sólo cambia, sino que
también se dispone de limitaciones en la capacidad, como es el caso en la producción
y distribución de electricidad.
47 Usualmente una turbina a gas.
48 Conferirse al capítulo 2.3.
59
Observando la figura 3.1b se puede apreciar que el costo marginal de
corto plazo crece conforme la capacidad del sistema disminuye, vale decir cuando Q
tiende a Qmáx. Si Q es igual a Qmáx, entonces se tiene una situación de adaptación del
sistema, es decir, la demanda es igual a la oferta. En estas circunstancias, el costo
marginal de corto plazo es igual al de largo plazo, ya que se entiende que para
abastecer una unidad adicional de potencia, se debe invertir en infraestructura en el
corto plazo.
Figura 3.1b
El cálculo de costos marginales de largo plazo se puede realizar a través
de los Costos Incrementales de Largo Plazo (CILP). Este método supone un plan
óptimo de inversión a futuro en infraestructura y los incrementos actualizados de
costos correspondientes. Sin embargo su valor depende del margen de capacidad
actual de la firma y de los supuestos que se estimen convenientes para producir los
aumentos de capacidad.
Como alternativa al CILP, y considerando la figura 3.1b, se puede
estimar el costo marginal de largo plazo de una distribuidora como su costo medio de
largo plazo en situación de adaptación. Esto es válido si no hay economías de escala
significativas en el sector, lo cuál fue corroborado en el capítulo 2.3.1.
CMELP
CMCP
QMáx
Q
$/ kWCMLP
60
3.2 Precios y costos marginales
3.2.1 Componentes de la demanda
La demanda de energía tiene cuatro componentes que se suman en el
tiempo. En primer lugar, una componente de tendencia indica cómo varía el
promedio del consumo diario, mensual o anual en el tiempo. En segundo lugar, existe
una componente estacional, que indica cómo son los consumos con relación a las
estaciones del año. En tercer lugar, una componente cíclica que corresponde a la
variación de la demanda en el día. Finalmente existe una componente aleatoria que
depende de coyunturas, como temperatura, programas televisivos, etc.
3.2.2 Efecto de indivisibilidad de las inversiones
En consecuencia, ante los cambios diarios, horarios y estacionales de la
demanda es lógico pensar que los precios varíen constantemente. Para evitar dichas
fluctuaciones de precio que serían indeseadas por los clientes, se adopta un enfoque
en los costos marginales de largo plazo y en la tarificación diferenciada en horas
punta. Este principio establece �responsabilidades� mayores o menores de los clientes
dependiendo de las horas en que se está consumiendo electricidad.
Qmax
D0
Dpk
P0
Cpk
CMGCP
CMGLP
Ppk
Figura 3.2: Costos marginales de corto y largo plazo
61
A modo ilustrativo, en la figura 3.2 se observa un sencillo ejemplo con
dos períodos representados por dos demandas. Una de ellas es la demanda de hora
punta (Dpk) que podría corresponder al consumo de una tarde de invierno. Por otro
lado, D0 corresponde a la demanda de horas fuera de punta.
Se puede verificar que para el período fuera de punta, el CMGCP es más
bajo que el CMGLP49, lo que indica que no hay necesidad de expansión. El aumento
de la demanda en ese período puede ser administrado con el uso más intensivo del
sistema existente, a un costo adicional unitario P0, indicado por la curva CMGCP.
Para el período de punta, el costo marginal de corto plazo es Cpk, también
indicado por la curva CMGCP. Este costo es mayor que el costo marginal de largo
plazo observado en la curva de escalones. Por lo tanto es más barato suministrar
cargas adicionales en el período de punta, por medio de la expansión del sistema a un
costo unitario Ppk que hacerlo mediante el uso más intensivo del sistema actual. De
esta manera, los consumidores en horas punta son responsables que la capacidad
actual del sistema sea insuficiente.
El efecto de la indivisibilidad de las inversiones es el fundamento de la
diferenciación horaria de los precios de la electricidad. Otra diferenciación que se
aplica en los precios de la energía es en función de las estaciones, por ejemplo, por la
escasez de recursos hídricos en invierno o simplemente los cambios de la demanda
en función de las estaciones.
3.3 Diseño de precios
3.3.1 Fundamento
El precio de la electricidad según la teoría de costos marginales es igual
al costo marginal de la energía más el costo marginal de potencia o capacidad.
49 Bitu y Born, �Tarifas de Energía Eléctrica, aspectos metodológicos y
conceptuales�,OLADE.
62
Precio = CMG Energía + CMG Potencia (1)
Suponiendo un sencillo caso en que una distribuidora compra sus
requerimientos en el mismo nodo de generación50 y la curva de carga del sistema
tiene una punta definida. Si la distribuidora compra la energía a un precio igual al
costo marginal de la energía �CMgE� y la potencia a un precio igual al costo marginal
de la potencia �CMgP�, entonces la distribuidora paga al generador:
CMgE x QE + Máx(Pi ) x CMgP (2)
i = Horas punta
Suponemos ahora que la distribuidora conectada al nodo de generación
traspasa en forma directa los precios de compra de energía (al costo marginal
CMgE) y potencia (al costo marginal CMgP) a los consumidores, cobrando por el
servicio de distribución el costo marginal del servicio. Este costo tiene una
componente de corto plazo (las pérdidas de potencia y energía) y una de largo plazo
�CMgLP�, que corresponde a la expansión de la infraestructura y que se cobra
solamente por las unidades de punta. Si QPerdE y QPerdP son las pérdidas de energía y
potencia, respectivamente en kWh y kW, entonces el cliente debe pagar:
CMgE. QE + CMgP. Máx(Pi) + CMgE. QPerdE + CMgP. QPerdP + CMgLP.Máx(Pi) (2)
3.3.1 Precio fuera de punta
Si sólo se cobrara por las unidades de punta y las elasticidades de las
demandas separadas (de horas punta y horas fuera de punta) fueran suficientemente
grandes podría producirse un desplazamiento de la punta de la demanda. Dicho
50 Se puede demostrar que en generación existen retornos constantes a escala, por lo que
remunerar dicha actividad con costos marginales es financieramente suficiente (e.d, se paga los costos
de capital y operación).
63
desplazamiento puede producir superávit o déficit de capacidad en instantes del día
que no se esperaba que ello ocurriese.
Con el fin de evitar este desplazamiento, se debe en la práctica cobrar por
capacidad en horas fuera de punta. Según el criterio de Steiner, el cual aparece
ilustrado en la figura 3.3, en un modelo simplificado de dos períodos (horas fuera y
dentro de punta) se debe sumar verticalmente las dos demandas respectivas a cada
período y vender al precio Pt la capacidad instalada a ambos tipos de usuario, precio
eficiente que resulta de igualar la demanda agregada y el costo marginal de largo
plazo.
Figura 3.3: criterio de Steiner.
A su vez, este precio se distribuye entre el uso en punta y fuera de punta,
de acuerdo con sus respectivas curvas de demanda, las que resultan en precios PPta y
PFPta, en que se cumple que la suma de ambos es igual a Pt.
Para cobrar potencia fuera de punta, usualmente se mide la potencia
máxima en horas fuera de punta que excede la potencia de punta. Sólo se cobra la
potencia que excede la punta ya que ésta última se cobra necesariamente a los
clientes.
CMGLP
D1 + D2
D2
D1
PPta
PFPta
Pt
64
Con:
· PPta : Precio unitario ($/kW) de la potencia de punta que corresponde a la suma
del precio a entrada de distribución, las pérdidas de potencia valoradas y el
servicio de distribución �Psd�. Adicionalmente, el precio se afecta en un factor de
diversidad �FPta� menor que uno y que corresponde a la razón entre las compras
físicas de potencia de punta(al generador) y la suma de las potencias de punta
vendida a los clientes.
· PFpta : Precio unitario ($/kW) de la potencia fuera de punta, el cuál puede o no
incluir servicios de distribución o algún criterio que involucre la teoría de Steiner.
Adicionalmente, este precio también se afecta por un factor de diversidad �FFpta�.
· FE: Factor de expansión de pérdidas de energía en distribución.
3.3.2 Balance comercial
En teoría, el precio por servicio de distribución �Psd� debiera ser igual al
costo marginal de largo plazo de la distribuidora. Si además se cobra por unidades
fuera de punta, entonces se debe reducir Psd de manera que la distribuidora no tenga
ingresos superiores a su costo medio por el hecho de cobrar potencia adicional51.
Para determinar éstos valores, se debe cumplir un equilibrio comercial para la
distribuidora según:
· Ingreso por servicio de distribución (ISd)
ISd = Psd. FPta. S PPta, i (4)
51 Como se verá en el caso Chileno, PPta debe reducirse al considerar PFpta igual al costo
medio de desarrollar la red local del cliente que demanda unidades fuera de punta.
QE PE FE + Máx(Pi). PPta. FPta + Máx [(Máx(Pj) � Máx(Pi)); 0]. PFpta. FFpta
i=Horas Punta j= Horas fuera de Punta
65
i = 1... Número de clientes
· Ingreso por potencia fuera de punta (IFpta)
IFpta = PFpta. FFpta. S Máx [Máx (PFpta, i) � Máx (PPta, i); 0] (5)
Se cumple finalmente que los costos totales del servicio de distribución
igualan los ingresos por servicio de distribución más ingresos por potencia fuera de
punta:
CMeLP. S PPta, i = ISd + IFpta (6)
Las expresiones subrayadas en rojo en las ecuaciones (4), (5) y (6)
corresponden a las ventas físicas (kW) coincidentes. CMeLP corresponde al costo
medio por kW del servicio de distribución, que de acuerdo a lo señalado
anteriormente, aproxima razonablemente el costo marginal de largo plazo de una
distribuidora adaptada a la demanda.
3.3.3 Precios por tipo de usuario
Los precios deben ser iguales para un grupo de usuarios según su
ubicación en la red, área típica, comportamiento de carga, etc. Para ello se debe
evaluar todos los casos posibles, sus costos asociados y cuidar que los precios
calculados para cada tipo de consumidor, junto con el número de consumidores de
cada tipo, no determinen ingresos superiores a los costos de servicio, incluyendo la
remuneración del capital. A continuación se indicará algunos criterios para
categorizar tipos de usuarios y su justificación.
a) Precios por área típica
En primer lugar, en áreas típicas menos densas se tiene un VNR en
equipos eléctricos superior respecto de zonas urbanas, un menor aprovechamiento de
las economías de densidad y mayores pérdidas que en zonas urbanas. En
consecuencia, independiente del tipo de consumidor, mayores costos medios de
distribución en zonas rurales serán un reflejo de mayores precios respecto de zonas
urbanas.
66
b) Ubicación en la red
Ahora bien, un cliente ubicado en la red de media tensión se tiene que
responsabilizar por los costos de la red de media tensión y no de lo que ocurra aguas
abajo de su ubicación. Sin embargo, un cliente en baja tensión, tiene responsabilidad
sobre la red aguas arriba, entendiéndose que un kW adicional demandado en baja
tensión requiere que en la red de media tensión se demande también un kW.
A modo de ejemplo de esto último, el modelo planteado por el Instituto
de Energía Eléctrica y la Universidad Nacional de San Juan, Argentina52, define las
responsabilidades de cada estadio de la red de distribución (AT, MT, BT) sobre los
costos totales de la siguiente manera:
Sea COYMEj el costo de operación y mantención de la red de tipo �j� y la
red �aguas abajo�. Entonces el costo de operación y mantención de la red de alta
tensión exclusivamente es la proporción de la demanda en alta tensión y la demanda
total.
COYMAT = DAT / DT. COYMEAT
La red de baja tensión se responsabiliza no solo por sus propios costos,
sino también de la red aguas arriba según:
COYMBT = DBT / DT. COYMEAT + DBT / DST. COYMEMT + COYMEBT
Responsabilidad �aguas arriba�
Siendo DST la demanda total aguas abajo de la red de alta tensión.
52 Ing. Jesús Viciana, Ing. Marcos Facchini, Dr. Ing. Jorge Rivera P. �Sistema Integrado
de Costos y Tarifas- SICOTA� (1993).
67
El estudio considera posteriormente todas las partidas de costos de
distribución y aplica este mismo principio a cada una de ellas53 [SICO93].
Otra alternativa consiste en definir explícitamente aquellos costos de
operación y mantención, infraestructura y pérdidas que se asignan a cada parte de la
red y a los clientes54.
c) Pérdidas
Un último punto importante en el tema de las responsabilidades de los
clientes concierne las pérdidas. En efecto, las pérdidas según se explicó en el capítulo
2 son mayores o menores dependiendo de los niveles de tensión, y por lo tanto de la
ubicación en la red de los usuarios. En rigor las pérdidas se pueden prorratear de
manera de cumplir con el principio de equidad por grupo de usuario, sin embargo
reviste mayor importancia un diseño de tarifa que incentive a la distribuidora a
reducir las pérdidas y que cobre a los usuarios lo justo y necesario por este concepto.
d) Costo de atención a clientes
En la medida que la comercialización sea también una actividad
regulada, es posible distinguir distintos costos de atención por grupos de usuarios.
Nuevamente la estrategia correcta para definir qué costos deben imputarse a un
determinado grupo de usuarios debe definirse como si la comercialización fuese una
actividad competitiva. Un criterio razonable es distinguir clientes por tipo de
53 Cabe señalar que este estudio calcula el CILP de cada partida de costos. En particular,
las responsabilidades del costo de las pérdidas de un estadio sobre aquellos situados �aguas arriba� se
determina sobre la base de los cuadrados de la demanda.
54 En el caso Chileno, la CNE permite una metodología flexible de asignación de costos
a cada parte de la red. Como consecuencia de ello, existe una alta volatilidad entre los resultados de
distintos estudios. Por otra parte, los costos asociados al cliente se evalúan sobre la base de una
regresión.
68
medidor, entendiéndose que para mediciones más complicadas se destina mayores
recursos para atender al cliente.
3.4 Opciones tarifarias
Si a cada cliente se le midiera sus demandas de potencia de punta, de
potencia fuera de punta y de energía, no se requeriría categorizarlo, y bastaría definir
una sola tarifa con un sistema de medida. En este caso no se necesitaría determinar
patrones de comportamiento de los clientes ya que los consumos quedan registrados
sin ambigüedad.
Como este no es el caso, considerando además el alto costo de los
medidores más sofisticados, conviene asumir para los pequeños clientes
comportamientos medios derivados del análisis de curvas históricas, como es el caso
de clientes residenciales y comerciales pequeños. De todas maneras debe darse la
opción a quienquiera que sea la posibilidad de utilizar un sistema de medición más
sofisticado, especialmente si su comportamiento personal se aparta del esquema
asumido para su clase. En este capítulo se explica tres opciones tarifarias básicas, su
cálculo y en qué condiciones se aplican.
3.4.1 Precios horarios
Un consumidor que escoja un sistema de precio horario requiere de un
medidor que registre la potencia cada hora de manera de determinar:
· La demanda máxima en horas punta (PP)
· La demanda máxima maximorum (PT)
Dado que la potencia de punta se debe pagar necesariamente, entonces la
factura de un cliente con medidor horario es:
F = CF + E. CE + PP. CP. Fpta + ( PT � PP). CFP. FFpta (1)
En esta ecuación se asume que existe una diversidad �Fpta� entre la punta
del sistema y la demanda de punta PP y una diversidad entre las unidades de potencia
fuera de punta �FFpta�. Cabe señalar que la diversidad corresponde a la probabilidad
69
de que las unidades facturadas a los clientes coincidan con las unidades compradas
aguas arriba por la distribuidora.
Por otra parte, CF, E, CE, Cp y CFP son los costos fijos, la energía
consumida, su precio unitario, el precio de la potencia de punta y la de fuera de punta
respectivamente55. Finalmente, agrupando los términos de la ecuación (1) se tiene:
F = CF + E* CE + PP. (CP* Fpta � Ffpta* CFP) + PT *CFP * Ffpta (2)
Otra alternativa es separar CP en el precio de la potencia a la entrada de
distribución PED y el costo medio de distribución (CMED):
CP = PED + CMED (3)
Esta alternativa considera que el precio a pagar por la potencia de punta a
la entrada de distribución depende de la coincidencia entre la demanda del
consumidor y la punta del sistema, mientras que el precio a pagar por el servicio de
distribución depende de la coincidencia entre la demanda del consumidor y la punta
del sistema de distribución.
Reemplazando Cp que aparece en la ecuación (3) en la ecuación (2) se
obtiene la ecuación (4) que corresponde al precio unitario de la potencia de punta
($/kW):
PED * PPAT * Faps + CMEDAT * Fapd � CFP* Fafp (4)
con:
55 Cp incluye también los costos de distribución.
Precio unitarioen punta
Precio unitariofuera de pta
70
· PPAT: Factor de expansión de pérdidas en alta tensión
· Faps: Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta
del sistema.
· Fapd: Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta
del sistema de distribución.
· Fafp: Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas consumidas fuera de
las horas de punta.
Para la demanda máxima Pt del cliente, que puede ser medida o bien
contratada, el precio unitario es (kW/mes) al igual que en la ecuación (2):
CFP* Fafp (5)
Finalmente sumando (4) y (5) y reagrupando términos el cliente debe
pagar:
Pp * (PED * PPAT * Faps + CMEDAT * Fapd) + (Pt - Pp)*CFP* Fafp (6)
Ahora bien, si la potencia máxima del cliente coincide con su demanda
de punta, entonces Pt menos Pp es igual a cero y sólo debe pagar ($):
Pp (PED * PPAT * Faps + CMEDAT * Fapd) (7)
3.4.2 Precios de demanda máxima
Esta opción existe para clientes que posean un medidor simple de energía
y potencia máxima contratada o bien potencia máxima leída.
En el caso de un cliente que contrata su potencia, no es posible
determinar si su consumo tiene lugar durante horas punta por lo que se debe estimar
si la potencia contratada está siendo usada manifiestamente en horas punta o no y
aplicar tarifas diferentes según sea el caso. En Chile, se considera que la potencia
71
contratada está siendo usada en horas punta cuando el cuociente entre la demanda
media del cliente en horas punta56 y su potencia contratada es mayor o igual a 0,5.
Los precios que se aplican a la potencia máxima leída tienen las mismas
características que en el caso de potencia contratada. En Chile se entiende por
demanda máxima leída de un mes al más alto valor de las demandas integradas en
períodos sucesivos de 15 minutos.
En ambos casos se pondera PED y CMEDj (j = Alta, Baja tensión) por
factores que son mayores para los consumos presentes en punta respecto de los
consumos parcialmente presentes en punta.
3.4.3 Precios monómicos
En esta opción tarifaria, recomendada para residenciales y comerciales
pequeños en baja tensión, sólo se registra el consumo de energía del cliente. La
participación efectiva a la punta se estima a partir de la energía y de un factor medio
de carga constante, expresado como horas de utilización de la potencia de punta
efectiva. La factura de un cliente es por consiguiente:
F = CF + Cp* E / NHU + Ce* E
Separando ahora Cp en el precio de entrada de distribución de la potencia
PED y el costo medio de distribución en baja tensión CMEBT se tiene un cargo
unitario por energía ($/kWh):
PEAT*PEBT*PEnerg + PPBT*PPAT*PED + CMEDBT
NHUNB NHUDB
Con:
56 La demanda media en horas punta se calcula como el consumo de energía durante
dichas horas dividido por el número de horas de punta.
72
· PEAT, PEBT, PEnerg: Factores de expansión de pérdidas de energía en alta y baja
tensión, y el precio unitario de la energía en la entrada de distribución.
· PPBT, PPAT: Factores de expansión de pérdidas de potencia en alta y baja
tensión.
· NHUNB, NHUDB: Número de horas de uso para el cálculo de las potencias base
coincidente con la punta del sistema y del sistema de distribución
respectivamente.
3.4.5 Cargos fijos
Los cargos fijos mensuales por cliente corresponden a los costos de
distribución que no dependen de los consumos de energía y potencia. Dichos costos
se pueden clasificar en dos categorías:
· Costos de conexión
· Costos recurrentes57
Los costos de conexión se refieren a los ramales de conexión, medidores
y costos de mano de obra respectivos al usuario. Estos consumos suelen ser
facturados, en una o más partes, cuando el consumidor se conecta al sistema.
Los costos recurrentes se relacionan a gastos de medición, cobro,
comercialización, administración, etc. y pueden ser cobrados como un cargo fijo, el
cuál se suma a las facturas de energía y potencia.
Cabe señalar que los cargos fijos por cliente dependen por un lado del
tipo de tarifa o medidor que se utiliza y por otro, del área típica. Por ejemplo, en
tarifas horarias se requerirá de mayor tiempo de procesamiento de información,
obtención de datos y facturación, junto con un mayor valor por arriendo de equipos
de medición. En áreas rurales, los costos de conexión y medición de los consumos de
los clientes son más altos al no poder aprovechar las economías de densidad y en
razón de mayores distancias para cubrir menos clientes.
57 Bitu y Born (1993)
73
4. MODELOS REGULATORIOS
En el capítulo 2 se demostró que las distribuidoras, como monopolios
naturales, deben ser reguladas de manera que éstas no tengan rentas monopólicas en
sus áreas de concesión produciendo una pérdida social. En el capítulo 3 se determinó
qué requisito debía cumplir el sistema de precios y como se relacionaban dichos
precios con los costos de servicio. El capítulo a continuación establece las
metodologías y los modelos para definir los costos de servicio adecuados
determinando así precios regulados. Estos costos de servicio establecidos por el
regulador deben no solo limitar el poder monopólico de las distribuidoras sobre los
clientes cautivos, sino también proveer incentivos correctos a la inversión, a la
gestión eficiente y reducción de pérdidas. Adicionalmente se debe incluir
mecanismos para traspasar las eficiencias a los consumidores y a los inversionistas, y
en algunos casos, para incentivar el consumo eficiente.
En términos simples, y de acuerdo a todo el análisis anterior, el objetivo
del organismo regulador es determinar un precio justo tanto para consumidores
como productores, ya sea sobre la base de los costos contables de las empresas o
calculando costos estándares de distribución. El organismo regulador debe además
escoger un esquema regulatorio el cuál especifica las reglas del juego, tales como los
períodos de fijación tarifaria, los mecanismos de control, la metodología a utilizar en
los estudios, las fórmulas de indexación, los índices de productividad, etc.
Si bien existen múltiples alternativas de esquemas regulatorios, se puede
distinguir dos enfoques muy claros, a saber:
· Regulación por costo de servicio (Cost Of Service/ Rate Of Return)
· Regulación por PBR (Performance Based Ratemaking)
La regulación por costo de servicio (COS/ROR)ha sido tradicionalmente
utilizada para regular actividades monopólicas en Estados Unidos y para efectos de
este estudio, se puede separar en dos grupos:
· COS/ROR puro (Fijaciones tarifarias frecuentes)
· COS/ROR normal (Fijaciones tarifarias poco frecuentes)
74
Por su parte, el esquema PBR es relativamente reciente y se está
utilizando con mayor frecuencia en el mundo. En este estudio se reconocerá cinco
tipos:
· Escala Deslizante (Sliding Scale)
· Price Cap
· Revenue Cap
· Menú de Contratos
· Yardstick Competition con una empresa modelo
Este capítulo introduce los principales aspectos de cada alternativa y las
compara.
4.1 Regulación por incentivos
Los esquemas de regulación por incentivos fueron propuestos cuando las
empresas de servicio público se transformaron en compañías de gran importancia
durante el siglo XX. Entre muchos de los economistas contemporáneos que
escribieron sobre este tema, destacan Laffont y Tirole (1993) quienes propusieron el
siguiente modelo sencillo aunque poderoso sobre regulación por incentivos:
Figura 4.1: modelo de Laffont y Tirole
Regulación por
incentivos (0<b<1)
Price Cap EstrictoCompetencia pura
(b = 0)
Costo de servicio
(b = 1)
Ingresos
Costos
75
Ingresos = a + b* Costos
Dónde:
· Ingresos = Ingresos recibidos ex post
· a = Pago fijo, especificado ex ante
· b= Proporción de los costos, especificado ex ante, 0<b<1
· Costos = Costos incurridos ex post
Según ambos investigadores, un esquema de regulación dado provee
incentivos cuando es capaz de recompensar una firma que minimiza sus costos.
Laffont y Tirole demuestran además que los incentivos que tiene una firma para
minimizar sus costos aumenta si el factor �b�, fijado ex ante, disminuye. En tal caso,
se clasifica un esquema �de alto incentivo� si �b� tiende a cero y de �bajo incentivo� si
�b� tiende a uno58 [LAFF93]
Observando la figura 4.1, se observa que un caso típico de regulación de
bajo incentivo (b =1) corresponde al esquema de costo de servicio con fijación
tarifaria frecuente (COS/ROR puro). Una firma regulada según un COS/ROR normal
tiene la posibilidad de aumentar sus beneficios durante el período de fijación
tarifaria, especialmente si éste es suficientemente largo, a costa de disminuir sus
costos. Bajo un COS/ROR puro, los costos son auditados y las tarifas fijadas
constantemente lo que no incentiva a la firma a mejorar su eficiencia. En el otro
extremo en el cual �b� tiende a cero, se tiene el caso de competencia pura, en que la
firma es tomadora de precio y no puede influenciarlo. En este caso, al existir total
independencia entre el precio y el costo de la firma, existen altos incentivos para
disminuir los costos con el fin de maximizar los beneficios.
Los mecanismos de alto incentivo no siempre son preferibles a los de
bajo incentivo [LYON94]. Esto se debe al hecho que en mecanismos de alto
incentivo hay una mayor independencia del regulador respecto de la información
provista por la firma existiendo entonces la posibilidad que los precios regulados
58 El poder de un incentivo se puede medir como el cambio en el beneficio de una firma
como resultado de un pequeño cambio en los costos o ingresos.
76
sean demasiado altos, en cuyo caso no hay incentivos de eficiencia, o bien demasiado
bajos, en cuyo caso es necesario revisar las tarifas e iniciar un nuevo proceso de
fijación.
En los primeros años, la teoría de regulación por incentivos fue aplicada
en la industria de las telecomunicaciones en EEUU e Inglaterra. Posteriormente otras
empresas de servicio público inglesas como aeropuertos y empresas de distribución
de gas, agua y electricidad adoptaron este tipo de regulación [CERA 1993]
[ARMS94].
4.2. Regulación por costo de servicio (COS/ROR)
4.2.1 Generalidades
La regulación por costo de servicio ha sido la manera en que
tradicionalmente las State Public Utility Commissions han regulado actividades
monopólicas en EEUU. El método consiste en tarificar a costo medio a través de
auditar los costos que la compañía incurre para proveer su servicio. De esta manera,
todos los costos incurridos por la compañía son traspasados directamente a los
consumidores.
Tradicionalmente las regulaciones aplicadas a las compañías eléctricas
utilizan para la determinación del costo de servicio el método de los ingresos
necesarios59
. Este procedimiento tiene tres partes fundamentales que son la
supervisión y control de los costos de operación e inversiones, la determinación del
capital remunerable o Rate Base y la elección de la tasa de retorno permitida. Esta
metodología se analizará en detalle a continuación.
59 Ver �Revenue requirements� en el Volumen I de �The Economics Of Regulation:
principle and Institutions�. Khan A.E., MIT Press, 1988.
77
4.2.2 Proceso de determinación del costo de servicio
Para determinar los costos relevantes de las distribuidoras, es preciso
normalizar el proceso de contabilidad de costos [KAHN88] y es necesario que las
comisiones reguladores auditen los costos declarados. Si la comisión decide que un
cierto gasto es excesivo o no justificado, la parte correspondiente es eliminada. Por
último existen numerosas variantes en la estimación de los costos que serán
analizadas más adelante.
En términos generales, el costo de servicio se calcula como los costos de
operación y mantención (COYM) más la depreciación (D), los impuestos (T) y el
costo de capital (K)menos los ingresos no directamente relacionados con la venta de
energía eléctrica (I):
Costo de servicio = COYM + D + K + T - I
i) Costo de capital (K)
Para determinar el costo de capital de la distribuidora, se debe calcular su
inversión neta remunerable o rate base que se compone del valor de la propiedad y
las instalaciones en uso no depreciada necesarias para la compañía más los activos
circulantes [ITT97]. Nuevamente cabe preguntarse qué se debe incluir, cuando y a
qué valor. En general se utiliza el método del valor histórico aunque algunas
comisiones utilizan los valores de reposición.
Otras variantes existen para incluir las obras en curso. Cuando no se
permite esta inclusión, el inmovilizado en curso no es remunerado y la compañía está
autorizada a incluir el interés correspondiente al capital invertido en la obra en
construcción. Alternativamente, si se permite incluir el inmovilizado en curso en el
rate base, dichos intereses no se cargan.
Otro problema que existe en el seno de la regulación tipo costo de
servicio es el desfase que existe entre el instante en que la compañía es �fotografiada�
de manera de extraer la información de sus costos y el instante en que comienzan a
regir las nuevas tarifas. Durante ese intervalo de tiempo, llamado también desfase
regulatorio, los costos de servicio pueden alterarse por lo que es necesario ya sea:
78
· Utilizar valores estimados para el instante en que las tarifas empiezan a regir, por
lo general algo más elevados.
· Ajuste de la inversión neta remunerable motivado por las nuevas instalaciones
que entran en explotación.
Una vez calculada la inversión neta remunerable, se debe aplicar una tasa
de retorno (ROR, Rate Of Return) justa para la compañía. Su valor es el principal
objeto de desacuerdo en las negociaciones entre las compañías eléctricas y las
comisiones reguladoras. La normativa existente a escala general establece que la tasa
de remuneración de los recursos propios debe ser comparable a las de otras
inversiones de similares riesgos y ser suficiente para inspirar confianza en la solidez
financiera de la empresa de forma que ésta pueda atraer nuevo capital cuando sea
necesario. En la práctica las comisiones reguladoras fijan esta tasa tras escuchar la
opinión de diferentes expertos y tomando en consideración aspectos tales como el
método adoptado para valorar el capital inmovilizado, el desfase regulatorio y la
manera de valorar el inmovilizado en curso.
En cuanto a las nuevas inversiones, las firmas necesitan la aprobación de
éstas vía Certificados de Conveniencia y Necesidad Pública (CPCN) quienes tienen
sus propias reglas concernientes a la recuperación de los costos de inversión.
ii) Depreciación e impuestos
Aquí también existen múltiples variantes. Habitualmente se utiliza un
método de depreciación lineal aunque en algunos casos las SPUC pueden aprobar los
métodos de depreciación acelerada. Este método consiste en que la firma deprecia
sus activos fijos durante los primeros años resultando en menores resultados
operativos y un menor pago en impuestos. Una vez que los activos están depreciados,
la firma paga mayores impuestos equivalentes a los que había dejado de pagar en los
primeros años. La gran ventaja de este método no es el ahorro en impuestos, pero si
la posibilidad de posponerlos a una tasa de interés igual a cero, que se refleja en una
mayor rentabilidad sobre la inversión. Existen entonces dos alternativas posibles:
· Los impuestos se traspasan directamente a los consumidores, en cuyo caso son
ellos quienes se benefician de un préstamo de cero interés.
79
· La tasa de impuestos a incluir en el rate base se normaliza, por ejemplo, a una
tasa equivalente a depreciar linealmente los activos. En este caso son las firmas
quienes se benefician de este préstamo de cero interés.
La segunda alternativa planteada ha producido cierta polémica en el seno
de las SPUC por las siguientes razones: Al existir una tasa normalizada de
depreciación incluida en el rate base resultante en un pago de impuestos por parte de
los consumidores (Ti) distinta de los impuestos efectivamente pagados por la firma
(TF), aparece un impuesto diferido (Ti � TF). Dicha diferencia es positiva durante los
primeros años y simula un fondo retenido por la firma para pagar los impuestos más
elevados que los establecidos por la norma en años futuros. Sin embargo este fondo
es ingresado como un activo circulante y por ende, se incluye en el rate base
nuevamente, lo que indicaría que los consumidores estarían pagando adicionalmente
una tasa de retorno sobre dicho fondo. La mayoría de las CPUC en EEUU han
establecido una tasa de retorno igual a cero para estos impuestos diferidos si bien
otras han aceptado tasas de retornos del orden de 1,5 por ciento y en pocos casos, la
totalidad de la tasa de retorno, aduciendo mayores incentivos a la inversión.
iii) Ingresos adicionales
Siendo los ingresos totales de la distribuidora igual a su costo de servicio,
es preciso corregir el costo restando todo ingreso no relacionado con la venta de
energía como por ejemplo los ingresos derivados de ventas de elementos
patrimoniales o por servicios no relacionados con la distribución eléctrica.
4.2.3 Incentivos del COS/ROR
Desde el punto de vista de los incentivos, conviene distinguir dos tipos de
regulación COS/ROR:
· COS/ROR puro
· COS/ROR normal
El COS/ROR puro consiste en un esquema regulatorio en el cual la
revisión de los costos y la subsecuente fijación tarifaria ocurre continuamente o en
períodos de tiempo muy corto. El COS/ROR normal supone que los períodos de
revisión son significativamente más largos.
80
a) COS/ROR puro
Un esquema regulatorio de este tipo produce, en términos de incentivos,
una distorsión conocida como efecto Averch- Johnson (1962) en la cual:
· La firma tiende a utilizar un excesivo nivel de capital y un reducido nivel de
trabajo para su nivel de producción, resultando en elevados e inútiles costos
productivos.
· La firma produce menos y vende a precios más altos respecto del caso en que no
estuviera regulada.
Otra distorsión que presenta este esquema es conocida como
�Ineficiencia-X�, la cual es definida por Crew y Kleindorfer [CREW86] como el
exceso de producción y costos de transacción por sobre el manejo óptimo de la firma.
A diferencia del efecto A-J, los costos excesivos producto de la Ineficiencia-X se
originan por el uso ineficiente del capital así también como de la fuerza de trabajo.
Ello implica que la gerencia de una firma regulada no se esfuerza de la misma
manera que lo hace la de una firma competitiva.
El origen de la Ineficiencia-X se refiere a la ignorancia del regulador
sobre el nivel óptimo de esfuerzo y utilización de recursos de una firma regulada.
Esta �ignorancia� se interpreta comúnmente como una asimetría de información entre
un �principal�(regulador) quién quiere que se haga algo y un �agente� (Gerente de la
firma) quién en realidad debe hacer algo. Para resolver este problema el regulador
puede:
· Entregar incentivos al agente que apunten a los objetivos del regulador: Esta es
la motivación que tiene un mecanismo PBR.
· Influir indirectamente en el manejo de la firma (�Shadow Manager�)60 evaluando
todas y cada una de las decisiones de la firma.
60 G.A. Comnes, S. Stoft, N. Greene and L. J. Hill, �Performance-Based Ratemaking for
Electric Utilities: Review of Plans and Analysis of Economic and Resource-Planning Issues�, Volume
I, Nov. 1995.
81
Si bien estos esfuerzos limitan el efecto A-J y las Ineficiencias-X,
aumentan los requerimientos de información y los costos de regulación.
A modo de ejemplo, el COS/ROR puro se aplica a los precios de los
combustibles a través de las FACs (Fuel Adjustment Clauses), creadas a principios
de la década del �70 para hacer frente a las variaciones de precio de los combustibles
y a los altos riesgos de no ser abastecidos en aquél entonces.
b) COS/ROR normal
Ahora bien, si los períodos de revisiones son suficientemente largos, bajo
este esquema se crean incentivos de minimización de costos y maximización de los
beneficios durante todo el período en que el precio es fijo reduciéndose por lo
mismo el efecto A-J y las Ineficiencias-X. Cabe señalar que a diferencia de un
mecanismo PBR, las firmas reguladas según un COS/ROR normal no tienen la
garantía de que su mejora en eficiencia les sea retribuida, ni tampoco saben cuando
tendrá lugar la próxima revisión de sus costos.
En EEUU las revisiones de costos tienen lugar en promedio una vez cada
tres o cinco años aunque las firmas pueden apelar a la comisión para revisar
nuevamente los precios en cualquier instante.
4.3. Esquemas PBR (Performance Based Ratemaking)
Los mecanismos tipo PBR cumplen un objetivo muy claro: Debilitar los
vínculos existentes entre los precios regulados y los costos de las firmas. Este
objetivo se puede alcanzar disminuyendo la frecuencia de las fijaciones tarifarias,
empleando medidas externas de los costos con el fin de fijar los precios o bien una
combinación de ambas alternativas.
Los esquemas PBR se desarrollan reconociendo las asimetrías de
información entre reguladores y empresas reguladas. Esto no es un problema puesto
que tanto la firma como el organismo regulador comparten los mismos objetivos y
por otro lado, no se requiere de un control frecuente, exhaustivo y costoso de los
costos de la firma para conseguir los mismos fines. Estas asimetrías aumentan
conforme �b� disminuye (ver figura 3.2.1).
82
4.3.1 Escala deslizante (Sliding Scale)
Bajo un esquema de este tipo, los precios se ajustan de manera que la tasa
de retorno de la firma esté en un rango apropiado. Si las utilidades son tales que la
tasa de retorno cae por debajo de la banda, los precios se incrementan, y viceversa
[LYON94]. Este esquema, reconocido como una de las primeras políticas de
incentivo adoptadas [KAHN71] no es un COS/ROR per se ya que las utilidades no se
regulan si la tasa de retorno resultante está dentro de la banda. Desgraciadamente,
muchas de las distorsiones presentes en un COS/ROR pueden darse también en este
tipo de esquema, como por ejemplo en el caso que la banda sea demasiado estrecha y
que las tarifaria sean revisadas frecuentemente. En todo caso, el poder de incentivo
de un esquema de tipo Escala Deslizante no es nunca peor al de un COS/ROR puro y
nunca mejor que un COS/ROR normal61.
4.3.2 Ingresos Máximos (Revenue Cap)
Bajo este esquema, la firma tiene ingresos limitados por la siguiente
fórmula:
Rt = (Rt-1 + CGA* DCli) * (1 + I � X) +/- Z (1)
Dónde:
· Rt = Ingresos autorizados de la firma en el instante �t�
· CGA = Factor de ajuste por crecimiento de clientes ($/cliente).
· DCli = Cambio anual en el número de clientes
· I = Indice de inflación
· X = Factor de productividad
· Z = Ajustes por imprevistos más allá del manejo gerencial.
61 G.A. Comnes, S. Stoft, N. Greene and L. J. Hill, �Performance-Based Ratemaking for
Electric Utilities: Review of Plans and Analysis of Economic and Resource-Planning Issues�, Volume
I, Nov. 1995.
83
Se puede apreciar que la ecuación (1) se corrige de acuerdo al número de
clientes62, a la inflación y a un índice de productividad el cual es determinado por el
organismo regulador. Sin embargo puede ocurrir que al término de un período los
ingresos sean mayores o menores a lo permitido, en cuyo caso es necesario corregir
los precios para el período siguiente compensando así los excedentes o déficits de
ingresos de la firma durante el período tarifario pasado y el período futuro.
Bajo este esquema, la firma tiene incentivos para reducir costos y
aumentar su rentabilidad en la medida que el período de fijación de precios sea
suficientemente largo. En algunos casos se permite a la firma recuperar las mermas
de ingresos en los períodos siguientes a través de un factor Z63. En especial, Z puede
ser positivo para compensar la baja en ingresos de una firma que lleva a cabo un plan
de eficiencia en el consumo energético. De esta manera se la incentiva a seguir
adelante en planes de este tipo.
Una variante a los ingresos máximos son los ingresos máximos por
cliente ($/Cliente)64, el cual será analizado más adelante. En este caso los ingresos
totales dependen del número de clientes abonados a una distribuidora.
El origen de los ingresos máximos fijado en un período inicial requiere
necesariamente que éstos se basen en los costos de servicio de una firma. A modo de
ejemplo, se analizará el caso de la regulación del sector distribución en Noruega
detallando las bases de cálculo para los ingresos máximos de sus empresas [NVE97]
62 En el caso inglés, los ingresos permitidos se reajustan de acuerdo al 50% del
crecimiento del número de clientes y 50% del crecimiento de los kWh vendidos. En Noruega y
Colombia el ingreso se reajusta de acuerdo al 50% y 100% del crecimiento de los kWh vendidos
respectivamente.
63 Los factores Z tienen distintos origenes que serán analizados en el capítulo 4.4.5.
64 No se debe confundir un ingreso máximo por cliente con el precio que un cliente debe
pagar. Si ambos fueran iguales, no existiría una relación entre el consumo de un cliente y su
facturación.
84
Los ingresos máximos de las distribuidoras noruegas entraron en
vigencia en 1997 y para su cálculo se utilizó datos contables y estadísticos de los
años 1994 y 1995. El principio de los cálculos detallados a continuación consiste en
separar el costo de servicio en cuatro partes: (1) Los costos de operación y
mantención de 1994 y 1995 corregidos por la inflación a 1997 y posteriormente
promediados. (2) Depreciación del año 1995 corregida por la inflación a 1997. (3)
Costo de capital sobre el costo histórico depreciado al 31 de diciembre de 1995 y a
una tasa de retorno fija de 8,3 por ciento65. (4) Pérdidas en kWh promediadas del año
1994 y 1995 avaluadas al precio de la energía de 1997.
ITe97 = ( (1) + (2) + (3) + (4)) * (1- X) (2)
En la expresión anterior, ITe97 representa el ingreso máximo de la
distribuidora por sus servicios, corregido por un índice de eficiencia X el cuál fue
fijado en 2 por ciento para 199766. Ahora incorporando los costos de transmisión
�CTr� directamente traspasados a los consumidores se obtiene el ingreso máximo
permitido67:
ITt = ITe97 + CTr (3)
Dado que esta fórmula es anual, el ingreso máximo para el año siguiente
ITn+1 es igual a:
ITn+1 = ITn * (IPCn+1 / IPCn) * (1- Xn+1)* (1 + DEn+1/ 2) (4)
65 Este valor puede oscilar entre 8,3 + 7 por ciento y 8,3 � 7 por ciento dependiendo de
algunos casos.
66 Puede existir una relación entre el X escogido por la NVE y el estudio analizado en el
capítulo 2.
67 Los costos de transmisión así como los de compra de energía y potencia son costos
pass through que se cancelan con los ingresos.
85
Dónde IPCj es el índice de inflación para el año �j�, Xj es el índice de
productividad para ese mismo año y DE el cambio porcentual esperado del consumo
de energía. Cabe señalar que DE se divide por dos implicando que los costos crecen
menos que la energía entregada68. De acuerdo a lo estudiado en el capítulo 3, este
supuesto es correcto si la capacidad del sistema de distribución es suficientemente
holgada.
Ahora bien, luego de un período de 5 años establecido por el organismo
regulador Noruego (NVE), se redefine un ingreso máximo ITn+5k a partir del ingreso
máximo del quinto año ITn+5 calculado con la fórmula inductiva (4) según se puede
ver en la ecuación siguiente:
ITn+5k = ITn+5 * EE - [ITn+5 � (ITn+5* EE)] * P 5 1(1+ rn) (5)
EE representa el índice de corrección entre los aumentos estimados de
energía y los aumentos reales. Si EE es menor a uno, implica que los cambios reales
fueron menores a los estimados y en consecuencia la firma tiene un déficit de
ingresos que le tiene que ser retribuida a partir del año 5. Si EE es mayor a uno, la
firma tiene un excedente de ingresos y debe reducir sus ingresos máximos a partir del
año 5.
Finalmente, la NVE debe cuidar que las distribuidoras no fijen tarifas
altas que excedan su ingreso máximo permitido. Para ello, los excedentes de ingresos
se controlan cada dos años y se retribuyen en su totalidad a los clientes, incluyendo
los intereses de esos dos años. Cabe señalar que durante dicho período, los
excedentes de ingreso pueden ser reinvertidos por la firma a una tasa distinta a la
68 Este mismo supuesto es utilizado en la regulación Inglesa.
Excedente o déficit
de ingresos
Interés
86
exigida por los clientes, produciéndose en ese caso beneficios o bien pérdidas para
los inversionistas.
4.3.3 Precios Máximos (Price Cap)
A diferencia del esquema anterior, los precios son limitados sin imponer
restricciones a los ingresos de la distribuidora. Este esquema puede ser comparado
con un esquema COS/ROR que permite congelar la tarifa de la firma regulada por un
tiempo suficientemente largo.
Pt = Pt-1 * (1 + I � X) +/- Z (1)
La ecuación (1) es una expresión generalizada de la relación entre los
precios máximos de un año �Pt� y del año anterior �Pt-1�, los cuales son corregidos por
la inflación (I), y un factor de productividad (X). El factor Z corresponde a ajustes en
el precio por cambios en el entorno, errores regulatorios o simplemente corrige
factores que escapan del control administrativo de la firma..
Tanto para el esquema de regulación Price Cap como para el esquema de
Ingreso Máximo, la firma busca maximizar su beneficio. Para lograrlo, una firma
regulada bajo Price Cap maximiza sus ventas, típicamente hasta que el ingreso
marginal es igual al costo marginal. Por el contrario, una firma regulada bajo Ingreso
Máximo buscará reducir sus costos a través de producir menos en cantidad, aunque a
un precio más alto. Este comportamiento monopólico se explicará en detalle en el
capítulo 5, revelando que en un contexto de bienestar social, Price Cap tiende a ser
más efectivo.
4.3.4 Menú de contratos
Esta alternativa constituye una interesante variante a la alternativa �Price
Cap� y ha sido actualmente adoptada por las comisiones reguladoras en el área de las
comunicaciones (FCC) en EEUU. El organismo regulador asume en este caso que las
firmas tienen distintas propensiones a ser más eficientes y le da la posibilidad a cada
una de elegir un contrato de precio máximo y un pago fijo asociado a cada contrato.
Dicho pago fijo o bonus, es menor conforme el precio máximo sea mayor. Por
consecuente, aquellas firmas que son inherentemente más eficientes, escogerán los
87
precios máximos más bajos, mientras que las firmas menos eficientes, preferirán
contratos de mayor precio máximo para así cubrir sus costos. Si las firmas escogen
una buena combinación de bonus y precio máximo, pueden maximizar sus beneficios
y de paso, revelan al regulador su estatus de eficiencia.
Sin embargo existen ciertos inconvenientes para esta alternativa: El
regulador requiere de mucha información para realizar un estudio acucioso sobre las
alternativas factibles de bonus y precios máximos que beneficien a las firmas y las
haga revelar su verdadero nivel de eficiencia. Por otro lado las comisiones
reguladoras son reticentes a transferir pagos a las firmas (bonus). Para subsanar esto,
la FCC estableció un esquema alternativo en que cada firma tiene un precio máximo
por defecto el cual puede ser aumentado opcionalmente. Aquellas firmas que escogen
un menor precio máximo tendrán la posibilidad de aumentar el límite sobre el cual
los excedentes de ingreso se comparten con los consumidores69, con la consecuente
posibilidad de obtener mayores beneficios.
4.3.5 Empresa Modelo o yardstick Competition
Este esquema constituye también una variante del Price Cap, y consiste
en determinar los precios máximos a través de los costos de una empresa modelo que
simula la competencia. Esta empresa es ficticia y debe ser representativa de un grupo
de empresas reales. Por ejemplo, en el caso de las distribuidoras en Chile, existen
varias empresas modelos para cada una de las áreas típicas. Los costos medios de
cada una son entonces la base de los precios máximos de las distribuidoras reales
dependiendo de qué zona abastecen70.
Cabe señalar que este método disocia en un mayor grado los costos reales
de las empresas con el precio establecido, aumentando sustancialmente el riesgo de
las firmas. La fijación de tarifas es por lo demás, objeto de controversia en la medida
69 Los mecanismos utilizados para compartir los déficits o excedentes de ingresos entre
consumidores y productores serán objeto de análisis más adelante.
70El caso Chileno será analizado más en detalle.
88
que el regulador busca reducir las asimetrías de información. Sin embargo, las
ventajas son claves puesto que:
· La empresa modelo refleja costos marginales de largo plazo eficientes,
aproximados por el costo medio de una empresa modelo adaptada.
· El regulador puede prescindir de la información provista por las empresas.
4.4 Aspectos de diseño de esquemas PBR
El diseño de un plan PBR, por sobre el esquema escogido, es de vital
importancia para alcanzar los objetivos propuestos por el organismo regulador. Este
capítulo describe los principales aspectos que se deben tener en cuenta en el diseño
de un plan de manera de que éste sea lo más eficiente. Estos aspectos son:71
· Períodos de control de precios
· Compromiso
· Métodos de indexación
· Mecanismos de distribución de ingresos
· Criterios de exclusión o factores Z
Flexibilidad de precios
4.4.1 Períodos de control de precios
Durante el período de control de precios, las firmas tienen la oportunidad
de capturar los beneficios de una inversión destinada a aumentar la productividad. Si
dichos períodos son cortos, las firmas no toman sus mejores decisiones de inversión
cuyas mejoras productivas no puedan ser aprovechadas por mucho tiempo. Como
ejemplo72, una firma regulada bajo un plan PBR de tres años, recobra completamente
71 G.A. Comnes, S. Stoft, N. Greene and L. J. Hill, �Performance-Based Ratemaking for
Electric Utilities: Review of Plans and Analysis of Economic and Resource-Planning Issues�, Volume
I, Nov. 1995.
72 Suponiendo una tasa de descuento de 12 por ciento.
89
una inversión cuyo payback es de tres años, pero recobra sólo un 40 por ciento de una
inversión cuyo payback es de 25 años. En este sentido, si los períodos son cortos, las
firmas escogen aquellos planes de inversión cuyos paybacks sean lo más cortos
posibles.
En EEUU, la duración promedio de los períodos de control de precios de
un plan PBR es de aproximadamente 2 años, 4 años en Chile y 5 años en Inglaterra,
Noruega y Colombia.
4.4.2 Compromiso
Establecer un plazo razonable para aplicar un plan PBR no es plena
garantía para su buen funcionamiento si no hay compromiso entre las firmas y el
regulador. Cuando las firmas apelan al organismo regulador con el fin de modificar
los precios en cualquier instante, se crean situaciones de incertidumbre para los
inversionistas ya que dudan sobre los cumplimientos efectivos de los plazos del plan
PBR. De paso, las firmas también pierden la credibilidad en los reguladores. A modo
de ejemplo, el organismo regulador de empresas de distribución en Inglaterra y Gales
propuso modificar el plan inicial establecido para 5 años sólo un año después de
iniciado. A consecuencia de ello, se registró una considerable volatilidad y una baja
en los precios de las acciones (�Incredible�, 1995).
Una consecuencia directa de esta incertidumbre es el debilitamiento de
un plan PBR. Para evitar este problema, se debe establecer plazos realistas y asegurar
que todos los participantes los respeten. Adicionalmente se puede adoptar algunos
criterios especiales para traspasar a los usuarios las desviaciones aberrantes de precio
como consecuencia de sobrecostos inesperados.
4.4.3 Métodos de indexación
Los precios e ingresos máximos establecidos por un período de tiempo
suficientemente largo crean fuertes incentivos a la productividad pero pierden mucha
precisión con el paso del tiempo. Para evitar este problema, se debe adoptar una
metodología de indexación que refleje lo mejor posible los cambios del entorno y así
90
evitar que los incentivos se distorsionen. Algunos de estos métodos se describen a
continuación:
· RPI menos X
· Indice de ferrocarriles
· Indices yardstick o por comparación
a) RPI menos X
El método llamado RPI � X, dónde RPI (Retail Price Index) es el índice
de inflación y X un factor de productividad, se utiliza actualmente en la regulación en
el sector eléctrico inglés, noruego y en algunas empresas de EEUU. Sappington &
Bernstein73 determinan una expresión generalizada para el crecimiento del precio de
una firma regulada según:
`P = `PE � ([`T - `TE] + [`WE - `W]) (74)
Dónde `P y `PE son los cambios en el precio de la firma regulada y de la
economía respectivamente. (`T -`TE) es la productividad de la firma regulada por
sobre la economía y (`WE-`W) es el cambio en los precios de los insumos de la
economía por sobre los precios de los insumos de la firma regulada. Se entiende que
`PE es la inflación y que ([`T - `TE] + [`WE - `W]) corresponde al factor X de
eficiencia de la firma. Por lo tanto, X debe solamente incluir la productividad de la
firma por sobre la economía [BERN98].
Si bien no existe suficiente literatura respecto de la determinación del
factor X, se definir claramente los factores que influyen su valor, a saber:
· Cambios tecnológicos
· Esquema de incentivos
· Situación presente de la empresa
73 Jeffrey I. Bernstein & David E.M. Sappington, �Setting the X factor in Price Cap
Regulation Plans�, June 1998.
74 Bajo el supuesto que el beneficio de largo plazo es cero.
91
· Proyección del crecimiento y del tipo de crecimiento de la demanda
· Influencia de X sobre la inflación.
i) Cambios tecnológicos e incentivos
Según el caso de las distribuidoras noruegas, analizado en el capítulo 2,
los cambios en la productividad en el sector distribución, calculado como un 2 por
ciento anual, tienen dos orígenes que son los cambios de la frontera tecnológica y los
cambios de cada empresa respecto de dicha frontera. El estudio realizado en ese país
revela que la mejora de la productividad del sector se atribuye principalmente a los
cambios tecnológicos mientras que en promedio, las empresas han tendido a ser
menos eficientes con relación a los avances. Una posible razón de ello proviene de
los escasos incentivos que tenían las distribuidoras noruegas hasta la fecha del
estudio, reguladas según un esquema de costo de servicio.
En suma, para determinar el factor X se debe combinar el impacto en la
productividad que puede producir la adopción de un plan de incentivos y la
productividad histórica de la industria, lo que puede resultar en un X aún mayor a lo
históricamente esperado. En algunos casos, se puede traspasar las mejoras
productivas a los consumidores sumando a X otro factor llamado dividendo de
productividad al consumidor (Consumer Productivity Dividend o Stretch Factor).
ii) Situación presente de cada empresa, crecimiento y tipo de crecimiento de la
demanda.
El siguiente ejemplo ilustra cómo afecta el valor de X a cada empresa.
Sea una distribuidora cuyo costo total de distribución es CT, y está continuamente
adaptada a la demanda. Sea P la potencia de punta demandada en el momento de la
fijación del precio máximo y gp la tasa de crecimiento anual de la demanda de punta.
Sea gc la tasa de crecimiento anual de los costos totales debidos al aumento de la
demanda (mayores costos de comercialización, instalación y mantención de líneas
por nuevos clientes). Si se considera la inflación igual a cero, una tasa de descuento
�r�, los pagos de las cuentas se hacen a fin de año y que X se fija para siempre:
· Precio por kW año 0:CT / P(Price Cap inicial)
92
· Precio por kW al final del año 1: CT / P *(1- X) (determinado por el regulador)
· IT = Ingreso total actualizado (infinitos años): CT / (r + X � gp + gp X)
· CT = Costo total actualizado (infinitos años):CT / (r � gc)
Entonces para que IT > CT,
X < (gp � gc)/ (1 + gp) o bien,
gc £ gp (1 � X) - X
Se puede concluir que la distribuidora está dispuesta a aceptar un X de
productividad necesariamente menor a la diferencia entre las tasas de crecimiento de
la demanda y del costo total (gp menos gc) de manera de obtener beneficios
actualizados positivos. Considerando que gp depende de condiciones externas a la
distribuidora, como el crecimiento del PGB, desarrollo industrial local, cambio de
hábitos, etc, y que X es especificado por el regulador, la firma buscará minimizar gc
frente a gp de tal forma de maximizar sus beneficios en el largo plazo. El gráfico a
continuación indica cómo la firma busca minimizar gc:
Figura 4.4: Alternativas de la firma para reducir gc
gc (%)
gp (%)gp0
gc0
gc1
A
X = 0
X = 2
0 %
1 %
2 %
X = 1
93
Como se puede apreciar, la figura 4.4 ilustra todas las combinaciones
posibles (gp, gc) que puede escoger una firma. Sin embargo al estar regulada con un
factor de eficiencia X, debe necesariamente situarse bajo la recta de 45º
correspondiente al X impuesto por el regulador75. Como caso particular, si X es cero,
la firma puede operar siempre que gp sea mayor que gc. Ahora bien, la firma A
regulada según un X de 2 por ciento, asumiendo que la tasa de crecimiento de la
demanda no varía76, debe reducir su tasa de crecimiento de costos desde gc0 a gc1
(Flecha roja) si quiere permanecer en el mercado. Sin embargo, si la zona de
concesión de la distribuidora tiene un desarrollo de tipo comercial con proyectos de
bajo costo y alto consumo, es posible que la distribuidora tenga un gp esperado mayor
y no tenga que reducir gc (Flecha azul).
Desde el punto de vista del regulador, el factor X debe determinarse para
cada empresa considerando no sólo la productividad en el pasado, sino la
productividad esperada de una determinada firma, la cual también dependerá de los
tipos de proyectos a futuro.
iii) Influencia de X sobre la inflación
Evidentemente, la electricidad es un insumo en muchos procesos
productivos de la economía y es además un bien de primera necesidad, perteneciente
a la canasta de consumo básico de la población. Por consiguiente, una baja del precio
de la electricidad debido a un elevado X puede reducir la inflación y viceversa.
Sin embargo, si la inflación aumenta por alguna razón, el precio de la
electricidad también aumenta, produciendo a su vez un aumento aún más
significativo en los precios de los insumos de la economía. De manera de evitar esto,
Sappington y Bernstein (1998) diseñan un método alternativo de indexación cuyo
75 Las ecuaciones de las rectas están dadas por la expresión gc < gp (1-X) �X. En
consecuencia, para un X del orden de 1 a 5 por ciento las pendientes son aproximadamente 45º pero
divergen ligeramente conforme X aumenta.
76 Este supuesto es correcto si existe obligatoriedad de servicio.
94
objetivo en limitar la influencia del precio de un servicio regulado sobre la inflación.
El método propuesto consiste en incrementar el precio en b veces (RPI-X), siendo b
un valor entre 0 y 1 y que disminuye conforme la proporción del ingreso regulado
respecto del ingreso total de la economía aumenta.
b) Indice de ferrocarriles (Railroad Style Index)
Este método fue utilizado en algunas empresas de ferrocarriles en EEUU
[LOWR91] y consiste en incluir la inflación sobre la base de los precios de los
insumos de la industria y no de los precios a escala nacional. Además el índice X
considera la productividad esperada de la industria y no la productividad incremental
por sobre la de la economía. En estas circunstancias se espera que X tenga un mayor
valor respecto del caso analizado anteriormente.
Este sistema es actualmente utilizado en Chile en el sector distribución,
cuyos precios regulados se indexan de acuerdo al precio del cobre, la mano de obra,
índice de precio de producción, tipo de cambio e inflación.
c) Indices yardstick
Esta clase de indexación consiste en comparar la productividad de la
firma con las de otras firmas con características similares. El Price Cap o precio
máximo definido para la firma �i� en el instante �t�, Pi,t es igual a :
N
Pi,t = p* Ci,t + (1-p)*S fj Cj,t
j =1
Dónde:
· p:Proporción de información de costos de la propia empresa.
· Ci,t :Costo unitario de la firma i en el instante �t�.
· fj:Peso asignado a cada firma del grupo de comparación.
· N:Número de firmas del grupo de comparación.
En este caso la productividad de las firmas está implícitamente incluida
en los precios Pi,t. Cabe señalar que las firmas más productivas se benefician con
95
aquellas menos eficientes ya que les permiten subir sus precios. Alternativamente, las
firmas con mayores costos se ven enfrentadas a precios más bajos que provienen del
promedio de las firmas más eficientes.
Los índices Yardstick son muy valiosos cuando se comparan firmas
regionales con características de costos correlacionadas (Armtrong et al. 1994). Sin
embargo en EEUU no se han aplicado por las siguientes razones77 :
· Existen distintas metodologías para establecer los índices; Como consecuencia,
puede haber muchas imprecisiones y mucha volatilidad en los resultados.
· Desde el punto de vista del cliente, no hay seguridad de que éstos índices
permanezcan bajo la inflación.
· Los índices se basan necesariamente en un menor número de firmas respecto de
la indexación RPI menos X.
4.4.4 Mecanismos de distribución de ingresos entre accionistas y usuarios
Otro aspecto relevante en la efectividad de un plan PBR son los
mecanismos de distribución de los ingresos que sobrepasan o caen por debajo de una
meta prefijada o benchmark. En principio, estos ingresos o pérdidas son retenidos por
la empresa y las tarifas se reajustan para el período siguiente teniendo en cuenta estas
desviaciones. Sin embargo, quienes son los beneficiarios de estas desviaciones es
objeto de controversias que bien pueden ser resumidas en dos modelos.
El modelo simétrico de reparto de ganancias, estipula que todos los
beneficios por debajo o por sobre el límite deben ser entregados a los inversionistas,
ya sea disminuyendo o aumentando sus dividendos. Una variación a este modelo,
ilustrado en la figura 4.4b por la línea continua, considera limitar estos beneficios a
una banda. Por debajo o por sobre dicha banda, los beneficios se reparten
equitativamente entre accionistas y usuarios. Si las desviaciones son mucho mayores
77 Los precios de venta de gas de California a algunos estados del Oeste están indexados
de acuerdo a este método.
96
a las permitidas, el plan PBR debe ser suspendido y los accionistas no tienen
incentivos para maximizar sus beneficios ya que están a la espera de nuevas medidas.
Una alternativa al modelo simétrico es el modelo de reparto a los
usuarios ilustrado en la figura 4.4b por la línea punteada78. Este modelo supone que
toda ganancia que sobrepasa la meta propuesta debe ser compartida con los usuarios
en un mayor porcentaje que disminuye gradualmente conforme los beneficios
excedentarios aumentan [MARC94] [NAVA95]. De esta manera la firma puede
recuperar una mayor parte de sus beneficios incrementales conforme éstos sean más
importantes.
Figura 4.4b
Quienes apoyan el modelo simétrico sostienen que la mejor manera de
compartir los beneficios con los clientes es a través de un X suficientemente grande
o de un precio o ingreso máximo inicial bajo. De esta manera el incentivo marginal
de los inversionistas no se ve afectado y los clientes se benefician directamente de los
aumentos de eficiencia de la firma.
78 El ejemplo ilustrado en la figura 4.4 está basado en una propuesta regulatoria tipo
PBR para SDG&E (San Diego Gas & Electric Co.) (Navarro, 1995).
Retornos actualesBanda
permitida
Participació
n de los
accionistas
sobre el
retorno
97
Por otro lado, el modelo de reparto a los usuarios se fundamenta en que
existen muchas oportunidades de bajo costo para aumentar la productividad de la
firma. Estas oportunidades no son nunca desaprovechadas por las firmas, aún cuando
no puedan aprovechar completamente sus mejoras productivas. De esta manera, el
modelo supone que para un nivel inicial de ganancias por sobre la meta propuesta,
los clientes tienen una mayor participación de los excedentes. Para niveles mayores,
el modelo supone que la firma ha realizado inversiones a un mayor costo de manera
de aumentar su productividad y en consecuencia, los incentivos para la firma deben
ser mayores, a costa de una mayor participación de los inversionistas sobre los
excedentes [NAVA95]
4.4.5 Criterios de exclusión
Los factores Z someramente explicados en el capítulo 4.3.2 corresponden
a aquellos cobros adicionales a los clientes por eventos inesperados. Los costos
cubiertos por los factores Z tienen los siguientes orígenes de acuerdo a un estudio
realizado por la Universidad de California79 a nueve empresas eléctricas de EEUU:
· Cambios desproporcionados en impuestos.
· Cambios en la metodología contable.
· Cambios regulatorios.
· Restricciones ambientales.
· Eventos catastróficos.
Es lógico pensar que los factores Z aparecen si los costos inesperados
sobrepasan un cierto límite. Sin embargo, en la práctica estos criterios varían de una
empresa a otra o simplemente no existen80.
79 G.A. Comnes, S. Stoft, N. Greene and L. J. Hill, Nov.1995
80 Citando el estudio anterior, Pacific Gas & Electricity Co. traspasa a los clientes costos
inesperados superiores a US$ 50 millones, mientras que PacifiCorp lo hace para todo costo inesperado
mayor que cero dólar.
98
4.4.6 Flexibilidad de precios
Un sistema de precios flexible, aunque controlado, le permite a las firmas
hacer frente a la competencia. El organismo regulador, por su lado, debe proteger a
aquellos consumidores que tengan pocas o ninguna alternativa. En especial, el
esquema tipo Price Cap permite una alta flexibilidad en los precios, no así un
esquema de ingreso máximo81.
De manera de evitar las distorsiones de un Price Cap que controla precios
promedio, en el cual se cobra bajos precios a un cliente que se compensan con
precios más altos cobrados a otro, se agrupan los clientes y/o servicios de la firma en
canastas o baskets estableciendo precios máximos para cada una o Price Basket Cap.
En cada canasta, la firma tiene absoluta flexibilidad de precios, cobrando cuanto
quiera siempre y cuando el precio promedio para la canasta sea menor al precio
regulado de la canasta. Aquellos clientes que tengan pocas alternativas de elección
son puestos en una misma canasta, de manera que no subsidien los descuentos que
puedan haber en otras canastas.
4.5 PBR y riesgo
El costo de capital de las distribuidoras depende del esquema regulatorio
a la que están afectas. Por ejemplo, bajo un esquema Price Cap, las firmas enfrentan
un mayor riesgo por cuanto no pueden modificar sus precios en la eventualidad que
los costos aumenten, aunque también pueden obtener grandes beneficios si consiguen
reducir sus costos. Este no es el caso de un esquema COS/ROR, en el cual los riesgos
de la firma son traspasados directamente a los consumidores, quienes deben pagar
más o menos dependiendo de si los costos de la firma han aumentado o disminuido.
Sin embargo, la firma no tiene la posibilidad, como es el caso en un esquema Price
Cap, de obtener mayores beneficios si logra reducir sus costos [WBG96].
81 Las razones de este argumento se explican en el capítulo 5.
99
De acuerdo a un estudio realizado por el Banco Mundial82, el riesgo de
las firmas representado por sus betas de mercado es mayor cuando éstas son
reguladas por un esquema Price Cap. Los resultados del estudio se pueden apreciar
en la siguiente tabla:
Electricidad Gas Agua
Esquema Beta Esquema Beta Esquema Beta
Japón ROR 0,43
Reino Unido Price Cap 0,88* Price Cap 0,84 Price Cap 0,67
EEUU ROR 0,30 ROR 0,20 ROR 0,29
* London Business School Risk-Management Service (1995)
Tabla 4.5: Betas Promedio de Empresas de servicio público
En consecuencia, aquellos inversionistas cuyas firmas están reguladas
bajo un esquema Price Cap demandarán mayores retornos sobre su inversión respecto
de las que están reguladas bajo un esquema de costo de servicio83. Ahora bien,
también se puede concluir que:
· Aquellos países en que es necesario estimar la tasa de costo de capital para
regular las firmas deben no sólo considerar el riesgo propio de la actividad
desarrollada por ellas, sino también el esquema de regulación escogido para
controlarlas.
82 Ian Alexander & Timothy Irwin, Public Policy for the Private Sector, The world bank
group, Nº 87, Sept. 1996
83 En el capítulo 2 se explica la relación entre el factor Beta y el costo de capital de una
empresa.
100
· Aquellos países que estimen la tasa de costo de capital de las firmas utilizando
estadísticas de otros países (Caso chileno), deben utilizar información sobre
firmas reguladas bajo el mismo esquema escogido.
4.6 Ventajas y desventajas del PBR
Al implementar un plan PBR para regular un determinado sector de la
economía conviene tener presente sus ventajas y desventajas.
a) Ventajas del PBR
· Aumento de la eficiencia en término de recursos y costos.
· Reducción de costos regulatorios, especialmente si los períodos de control de
precios son largos.
· Maximización del bienestar social: Las firmas pueden alcanzar un nivel de
precios igual a su costo marginal, o al menos reflejarlo, en la medida que un plan
PBR se combine con una política de precios flexibles.
· Bajo un esquema PBR se contabiliza implícitamente los costos del servicio
monopólico por lo que cualquier tipo de costo derivado de otra actividad no
representa mayor complejidad para el regulador.
· Bajo un esquema PBR, las firmas tienden a actuar de manera competitiva. En este
sentido, se entiende que este mecanismo es una transición a un modelo
desregulado.
b) Desventajas del PBR
· El regulador trata de reducir las asimetrías de información, generándose en
algunos casos imprecisiones en el cálculo de precios máximos y en las
estimaciones de productividad, lo que puede distorsionar los incentivos.
· Ahorros de costos administrativos cuestionables: Mayores costos de control de un
plan PBR pueden compensar los ahorros del regulador por el hecho de no auditar
los costos contables de las empresas. Más aún, si se permite cierta flexibilidad en
los precios, es probable que las denuncias por cobros injustos o excesivos
aumenten.
· Calidad de servicio: Los incentivos que provee un plan PBR para reducir costos
han llevado a las empresas a deteriorar su calidad de servicio. De manera de
101
corregir esta distorsión se han creado algunos mecanismos de incentivo
suplementarios al plan PBR.
· Bajo un esquema PBR se promueven metas económicas por sobre metas sociales
y medioambientales.
COS/ROR PBR
Puro Normal Ingreso
Máximo
precio
Máximo
Escala
deslizante
Yardstick
Competition
Menú de
Contratos
Frecuencia
regulatoria
Alta media Baja Baja Baja Baja Baja
Reparto de
beneficios
incrementales
N.A. No Opcional Opcional Si, por
definición
Opcional Opcional
Poder de
incentivo
Cero Medio Medio a
Alto
Medio a Alto Bajo a
Medio
Alto Alto
Información
requerida por
el regulador
Alta Media a
Alta
Media: Costos contables, datos externos
sobre eficiencia y demanda, etc.
Media a baja Media a Alta
Tabla 4.6: Comparación entre mecanismos PBR
El cuadro 4.6 indica las potencialidades de los mecanismos analizados
anteriormente.
102
5. PBR Y EFICIENCIA ENERGÉTICA
El uso eficiente de la energía es un tema de gran importancia en la
actualidad que promueve al ahorro por parte de los consumidores y a una menor
producción de bienes y servicios. Evidentemente este tema preocupa a los
reguladores, como intermediarios entre consumidores y productores, y son ellos
quienes deben adoptar un plan que motive a los productores y consumidores a
producir y consumir eficientemente. Todos los mecanismos destinados para cumplir
estos objetivos se pueden agrupar bajo el concepto de DSM (Demand Side
Management) o Manejo Eficiente de la Demanda.
El capítulo a continuación describe las implicancias que tiene un plan
PBR en los incentivos al consumo eficiente de energía eléctrica en el negocio
regulado. En contraste, se entiende que en un negocio competitivo el incentivo de la
firma es satisfacer la demanda sin poder influir en ella. Como consecuencia no se
incluyen en este estudio aquellos incentivos a la eficiencia energética en el sector
competitivo, como la generación, y se considerará que los incentivos al consumo
eficiente son entregados por la regulación al sector regulado. En adelante se
comparará los mecanismos Price Cap y Revenue Cap por tener significativas
diferencias en los incentivos para la DSM y se propondrán algunas alternativas para
proveer incentivos para la DSM en el propio mecanismo PBR.
5.1 Incentivos de la firma regulada según un mecanismo PBR.
Para efecto del siguiente análisis se utilizará un modelo simplificado de
costos para las distribuidoras cuyas variables de entrada son el número de clientes
(N), la energía total (E) y la demanda de punta (L) dado por:
C = a + bN + cE + dL 84 (1)
84 �a� es un costo fijo mientras que �b�, �c� y �d� son costos unitarios por cliente, energía
consumida y demanda máxima. Cabe señalar además que E y L dependen de N.
103
Adicionalmente se define el ingreso de la distribuidora (R) como una
función de N, E y L dada por:
R = PNN + PEE + PLL 85 (2)
Ahora definiendo la función de beneficios como:
P = R � C (3)
Al reemplazar (1) y (2) en (3) se tiene que para un esquema Price Cap
(con PN < `PN, PE < `PE y PL < `PL)
P = -a + (PN � b) N + (PE � c) E + (PL � d) L (4)
y para un esquema de Ingreso Máximo (R <`R)
P = `R - (a + b N + c E + d L) (5)
Se puede inferir que bajo un esquema de precio máximo o ingreso
máximo la firma tiene incentivos para minimizar todos los parámetros de la función
de costo a, b, c y d. De esta manera, se maximiza el beneficio.
Analizando la ecuación (4), los incentivos para una firma regulada bajo
precio máximo son más ambiguos ya que dependen de los valores relativos de los
precios y los costos unitarios. Cabe señalar que al existir un costo fijo inevitable �a�,
al menos uno de los precios máximos debe ser mayor que su costo correspondiente86.
85PN es un cargo de acceso fijo a cada cliente, PE el precio de la energía y PL el precio
de la potencia. Cabe señalar que PL es constante para todas las clases de consumidores, lo cual no es
correcto en la realidad al existir distintas coincidencias con la punta de la demanda. Sin embargo este
hecho no influye en la demostración.
86 Estos costos fijos pueden ser muy elevados, como es el caso de aquellas empresas
eléctricas que tienen contratos amarrados o activos cuyo valor es superior al valor de mercado
(Stranded Assets).
104
Para el caso de consumidores residenciales, usualmente se considera PL igual a cero87
por lo que es necesario establecer un precio PE necesariamente mayor que �c�. En
consecuencia, existirá un incentivo a aumentar E y por otro lado, a minimizar L, por
lo que aumentar N no pareciera ser un incentivo muy evidente.
Para analizar qué sucede con el número de clientes N, se redefine las
ecuaciones (4) y (5) tomando qN = E y kN = L 88. El beneficio bajo un esquema
Price Cap y Revenue Cap está dado por la ecuación (6) y (7) respectivamente:
P = -a + [(PN � b) + (PE � c) q + (PL � d) k] N (6)
P = `R - a � (b + c q + d k) N(7)
Diferenciando las ecuaciones (3) y (4) respecto de N se obtiene:
dP/dN = [(PN � b) + (PE � c) q + (PL � d) k] ( Price Cap) (8)
dP/dN = (b + c q + d k) (Revenue Cap) (9)
Suponiendo ahora que el beneficio económico expresado por las
ecuaciones (6) y (7) es igual a cero y reemplazando en las expresiones (8) y (9) se
obtiene:
dP/dN » a / N (Price Cap) (10)
dP/dN » (a -`R) / N (Revenue Cap) (11)
La expresión (10) indica que la función del beneficio de una firma
regulada bajo Price Cap crece continuamente en N tendiendo a una asíntota (N® ¥ ;
dP/dN® 0). En consecuencia existe un incentivo a aumentar el número de clientes
N.
87 Típicamente la tarifa residencial se mide por unidad de energía, ya que ésta se puede
medir fácilmente.
88 �q� y �k� son respectivamente el consumo de energía y potencia de punta por cliente
105
Bajo un esquema de ingreso máximo, asumiendo que �a� es mucho
menor que`R en la expresión (11), dP/dN es negativo y por lo tanto el beneficio
decrece según N aumenta. Por ello es que bajo estas circunstancias conviene reducir
N. El efecto Crew Kleindorfer analizado en el capítulo 5.3 también confirma este
hecho.
5.2 Regulación del ingreso por cliente (Revenue Per Customer Cap,
RPC)
Ahora bien, reducir N bajo un esquema de ingreso máximo representa
dos inconvenientes. En primer lugar, se puede producir una pérdida social si la firma
actúa como monopolio reduciendo deliberadamente el número de clientes. En
segundo lugar, los beneficios de la firma dependen fuertemente de N lo que hace que
sus beneficios estén sujetos a cierto grado de incertidumbre. Una solución a estos dos
inconvenientes es adoptar un esquema de ingreso máximo por cliente, definido por
R/N < `RN.N y bajo el cual el beneficio de una firma está expresado por:
P = (`RN - b - c q - d k) N � a (12)
5.2.1 Supuestos básicos
Para demostrar la conveniencia de este mecanismo, se comparará este
esquema con Price Cap y Revenue Cap desglosando la función de ingreso y de costo
en cada uno de sus componentes y calculando para cada esquema el poder de
incentivo de cada componente. En primer lugar se asumirá, a modo de ejemplo, que
las distribuidoras tienen la siguiente estructura de costos e ingresos:
ComponentePorcentaje delingreso (%)
Cargos de acceso PN N 10
Cargos de energía PE E 90
Cargos de potencia PL L 0
106
Costos fijos a 10
Costos de clientes bN 20
Costos de energía cE 45
Costos de potencia dL 24
Beneficio P 1
Tabla 5.2: estructura de los ingresos y los costos de la distribuidora
Cabe señalar que estos valores fueron elegidos a modo de ejemplo y que
un beneficio de 1 por ciento no es poco si éste se considera como porcentaje de los
ingresos y no de los activos.
5.2.2 Poder de incentivo
A continuación se debe medir el poder de incentivo de cada una de las
componentes que aparecen en el cuadro 5.2a. El poder de incentivo se define como la
fracción de cada dólar o peso que la firma conserva como consecuencia de una
disminución de costos. Como ejemplo, si una distribuidora vende �X� kWh
adicionales incrementando sus costos en 1 peso pero contribuyendo con 50 centavos
a sus beneficios, entonces el poder de incentivo de la distribuidora para vender X
kWh adicionales es de un 50 por ciento.
Matemáticamente hablando, el poder de incentivo se puede expresar
como (dP/dX) / (dC/dX) siendo X el ítem afectado por el incentivo. A modo de
ejemplo, se calculará el poder de incentivo del número de clientes (N) en un esquema
Price Cap y Revenue Cap.
a) Price Cap
El objetivo es determinar (dP/dN) / (dC/dN) siendo P la función de
beneficio de una firma regulada según un mecanismo Price Cap. Derivando la
expresión (6) pero suponiendo P distinto de cero, se obtiene:
107
dP/dN = ( P + a ) / N (13)
De la misma forma, se deriva la función de costos expresada como:
C = a + [b + cq + dk] N (14)
®dC/dN = [b + cq + dk] (15)
Combinando (14) y (15) se obtiene
C = a + N. dC/dN (16)
Reordenando términos :
dC/dN = (C � a)/N (17)
Finalmente el poder de incentivo del número de clientes (N) para un
modelo Price Cap se obtiene al dividir las expresiones (13) y (17) y es igual a ( P + a
) / (C � a). Tomando los valores del cuadro 5.2a, se obtiene:
( P + a ) / (C � a) = 12,4 %
b) Revenue Cap
La función de costos es la misma que para el caso anterior, sin embargo
al diferenciar la ecuación (7) se obtiene:
dP/dN = ( P + a -`R) / N
En consecuencia, el poder de incentivos está dado por:
( P + a -`R) / (C � a) = -100 %
En otras palabras, bajo este esquema hay un cien por cien de incentivos
para reducir el número de clientes.
108
5.2.3 Comparación del poder de incentivo entre RPC, Price Cap y
Revenue Cap
El Cuadro 5.2b resume el poder de incentivo para las demás
componentes y bajo los distintos esquemas desprendiéndose que:
· Todos los esquemas tienen 100% de incentivos para reducir costos y la demanda
de punta, suponiendo que se trata de consumidores residenciales (PL igual a cero).
· Price Cap tiene incentivos para aumentar no sólo el número de clientes, sino
también el uso de energía por cliente. Este no es el caso en un esquema Revenue
Cap o de regulación de ingreso por cliente, en que sí se promueve el uso más
eficiente de la energía a través de reducir �q�.
· Revenue Cap tiene fuertes incentivos para reducir clientes, no así Price Cap y
RPC.
Price Cap Revenue Cap Ingreso por cliente
X dP/dX Poder deincentivo
dP/dX Poder deincentivo
dP/dX Poder deincentivo
N ( P + a )/N + 12 % ( P + a - R )/N - 100 % ( P + a )/N + 12 %
q (PE � c) N + 100% - cN - 100% - cN - 100%
k (PL � d) N - 100 % - dN - 100 % - dN - 100 %
a, b,c y d
- 100% - 100% - 100%
Tabla 5.2b: poder de Incentivo de los esquemas PBR
Por consiguiente, la regulación del ingreso por cliente tiene entonces la
doble ventaja, en términos de eficiencia energética, de incentivar al ahorro por
consumidor y a la vez al aumento del número de clientes.
109
5.3 El efecto Crew-Kleindorfer
Una crítica formulada por Crew, Kleindorfer y Costello (1995) al
mecanismo Revenue Cap respecta los niveles de precios que podría fijar una firma
regulada bajo un esquema de este tipo. De acuerdo a estos investigadores, un
esquema Revenue Cap sin ninguna otra restricción, induce a la firma a fijar sus
precios a un nivel más alto que si fuera un monopolio puro, lo cual sería inaceptable
desde el punto de vista público e ineficiente del punto de vista económico.
[CREW95] [COST95].
5.3.1 Razones de la crítica
Una firma monopólica no regulada escogerá un nivel de precios P* que
maximiza sus beneficios, produciendo una cantidad Q* determinada por la demanda
y tendrá ingresos monopólicos I* igual a P* por Q*. Si el regulador impone un
ingreso máximo`R mayor a I*, la firma simplemente lo ignorará puesto que R* es su
alternativa óptima.
Figura 5.3a: curva de ingreso precio de la firma regulada.
Pero si el ingreso máximo impuesto es menor a I*, la firma se verá
forzada a escoger dos alternativas posibles que se ilustran en la figura 5.3a: fijar un
Ingreso
Ingresos
Revenue Cap
Price Cap
Precio
Beneficios
I*
P*
BA
PA PB
`̀R
`̀P
110
precio extremadamente alto y producir una cantidad limitada (B) o bien reducir el
precio y producir una mayor cantidad (A).
Puesto que los beneficios de la firma dependerán de los costos y no del
ingreso, fijo por definición, la alternativa (B) resulta ser la más conveniente para la
firma. En consecuencia, la firma fijará un precio lo suficientemente alto como para
que le produzca un ingreso menor a un ingreso monopólico. Este precio es por lo
tanto mayor a un precio monopólico.
5.3.2 Revenue Cap combinado con Price Cap
Una posible solución es imponer un precio máximo como restricción
adicional al Revenue Cap. Observando la figura 5.3a, se restringe la posibilidad de
que la firma escoja PB en vez de PA al imponer un precio`P. Sin embargo, esta
solución es factible si el nivel inicial de precios se sitúa en el tramo inelástico de la
demanda, o bien en el lado izquierdo de la curva de ingresos ilustrada en la figura89.
Si ese no fuera el caso, la firma debería reducir drásticamente su precio PB inicial,
situado en el tramo elástico, al precio PA permitido. Esta drástica reducción puede
acarrear serios problemas para la firma si no logra compensar sus ingresos y costos
ante un aumento de la demanda.
5.3.3 Mecanismo Híbrido de Precio/Ingreso máximo
Este mecanismo se presenta como una alternativa al Revenue Cap de
manera de eliminar el efecto Crew-Kleindorfer y los efectos nocivos en el precio que
se producen al imponer una restricción de precio máximo90.
89 En el tramo inelástico de la demanda, un incremento en 1% del precio implica una
reducción de la cantidad demandada en menos de 1%. En consecuencia, el ingreso de la firma aumenta
conforme el precio aumenta. Si la demanda es elástica, un aumento de precio conlleva a una mayor
reducción de la cantidad demandada y por consecuente el ingreso disminuye.
90Comnes, Stoft, Greene & Hill, 1995
111
Algebraicamente, el mecanismo híbrido se puede representar como:
R £ `R � b.P (1)
P £ `P � c.R (2)
En otras palabras, un aumento del precio reduce el ingreso máximo o
alternativamente, un aumento en el ingreso reduce el precio máximo permitido por el
regulador.
Figura 5.3b : mecanismo híbrido de regulación de Precio e Ingreso
En la figura 5.3b, el mecanismo híbrido queda representado por la línea
diagonal azul, siendo`R el límite de ingreso máximo suponiendo un precio mínimo
y`P el límite de precio máximo suponiendo un ingreso mínimo.
En el tramo inelástico de la demanda, una firma situada en el punto �A�
necesariamente reducirá el precio hasta alcanzar el punto B, en el cual maximiza sus
ingresos.
En el tramo elástico de la demanda no sucede lo mismo. Observando la
figura 5.3c, una firma en el punto A puede elegir la opción B o C. Tomando en
consideración el efecto Crew-Kleindorfer, lo más probable es que la firma elija el
`R
Ingresos
`P
Ro
Híbridos
Po
A
B
Ingreso
Precio
112
punto C, el cual maximiza sus beneficios a costa de fijar un precio mayor, lo cual no
es deseable de un punto de vista social.
Figura 5.3c
Para garantizar que la firma no escoja la alternativa C es necesario
diseñar un mecanismo híbrido tal que la pendiente de la recta sea mayor a la
pendiente de la curva de ingreso/precio de manera que nunca la vuelva a intersectar,
como podría ser el caso de la recta punteada ilustrada en la figura 5.3c. En términos
teóricos, el coeficiente �b� de la ecuación (8) depende de la elasticidad de la
demanda.
Si bien no se dispone de estudios suficientes sobre la elasticidad de la
demanda de electricidad, se ha estimado en grueso que la elasticidad de la demanda
en el largo plazo es menor que 2. Un sencillo ejemplo ilustra a continuación cómo
determinar el coeficiente �b�.
Sea la función de demanda de elasticidad h dada por Q = a.P - h,
entonces:
R = P.Q = a. P1-h
`R
Ingresos
`̀P
Híbridos
A
B
C
Ingreso
Precio
113
dR/dP = a. (1-h). P-h = (1-h)Q
Luego:
b = (1-h)Q
El objetivo es que �b� sea lo más negativo posible, por lo que si se
considera h menor que 2, b puede ser igual a menos Q. Resta ahora saber los valores
de `R y `P: Si se toma una combinación inicial de un Price Cap P0, un Revenue Cap
R0 y una cantidad a producir Q0, entonces:
R0 = `R � P0Q0
®`R = 2 R0
y la ecuación de la recta queda:
R £ 2 R0 � Q0. P
y alternativamente para el precio:
P £ 2 P0 � (1/Q0). R
En suma, es posible establecer un mecanismo híbrido de precio e ingreso
por cliente máximo en la componente de energía. La componente de potencia, según
se determinó anteriormente, requiere solamente un Price Cap ya que provee
incentivos correctos al manejo eficiente de la carga. Comnes, Stoft, Greene & Hill
(1995) proponen un mecanismo híbrido del siguiente tipo:
PN < `PN, PL < `PL, y
PE < `PE - RE / (q0. N) q0:Consumo por cliente inicial.
114
Estos investigadores determinan además que existen incentivos para
reducir �q� en la medida que el ingreso por concepto de energía sea menor al doble de
los costos incurridos por la empresa en este concepto91.
5.4 Incentivos adicionales para el consumo eficiente
Aparte de los mecanismos híbridos, se puede incentivar el consumo
eficiente a través de mecanismos adicionales a un PBR clásico, tales como:
· Incorporar los costos de un programa DSM en los precios o ingresos regulados92.
· Incentivar a los inversionistas para llevar desarrollar programas DSM a través de
recompensas.
· Permitir a las firmas recuperar sus mermas de ingreso como causa de un
programa DSM.
Este último punto es muy delicado para aquellas firmas reguladas bajo
Price Cap, puesto que toda disminución en sus ventas produce una disminución en
sus ingresos. En cambio, aquellas firmas reguladas bajo Revenue Cap pueden
recuperar en años subsecuentes sus disminuciones de ingreso presentes93.
91 Comnes, Hill, Stoft & Greene, Vol.II, Appendix C. (1995)
92 De acuerdo a Comnes, Hill, Stoft & Greene (1995), dicho mecanismo produce
incentivos negativos a reducir el presupuesto para los programas DSM.
93 Este es el caso de la regulación en California (San Diego Gas & Electricity, Pacific
Gas & Electric Co. y Southern California Edison), bajo la cual se permite recuperar las desviaciones
de las ventas presentes y las permitidas según un mecanismo ERAM (Electric Revenue Adjustment
Mechanism). Lo mismo sucede en Noruega (Capítulo 4) y en Inglaterra y Gales (Capítulo 6).
115
6. ANÁLISIS DE ALGUNOS CASOS
En este capítulo se analizará algunos aspectos de la regulación en
distribución de Chile, Colombia e Inglaterra destacando los resultados obtenidos y
los principales temas de discusión en la fijación de los precios.
6.1 La regulación de la distribución en Chile
En Chile, el negocio de la distribución está regulado por el Decreto
Fuerza Ley N° 1 (DFL1) de 1982 el cual establece las zonas de concesión, los
derechos y las obligaciones de la distribuidora, el modelo de control de precios y la
metodología utilizada para determinar los precios regulados. Todo cliente con un
consumo menor a 2 MW conectado a una distribuidora está sujeto a regulación de
precios, a menos que esté conectado directamente a un sistema de generación de
menos de 1,5 MW de capacidad94. Las distribuidoras pueden siempre comprar a
precios libres siempre y cuando, aquellas que estén conectadas a un sistema de
generación de más de 1,5 MW, dichos precios sean menores o iguales al precio de
nudo, calculado por la CNE. Si este no fuera el caso, las distribuidoras tienen
derecho a comprar a precio de nudo.
6.1.1 Incentivos del control de precios
El modelo de control de precios en Chile se basa en una empresa modelo
ficticia que compite con las empresas reales y que opera en el mismo país95. De
manera de eliminar el sesgo que producen las economías de densidad y considerando
que no existen economías de escala significativas en distribución en un mismo tipo
de área, se puede definir una empresa modelo para cada tipo de área que determine
un precio competitivo para las distribuidoras reales. En este sentido, el modelo
chileno provee los mismos incentivos que un Price Cap, entendiéndose que aquellas
distribuidoras más eficientes obtienen mayores beneficios y que las menos eficientes
94 Artículo 251 del Reglamento Eléctrico (Sept.1998).
95 Artículo 107
116
deberán reducir sus costos. Sin embargo, en la práctica el modelo chileno combina un
Price Cap de vigencia de 4 años con un modelo de escala deslizante (Sliding Scale)
de alta frecuencia96 para todo el sector distribución: El reglamento eléctrico
especifica que la rentabilidad del sector distribución debe estar entre un 6 y un 14 ex
ante la entrada en vigencia de los precios, debiendo rebajarse o aumentarse los
precios para estar dentro de la banda. En los años posteriores, dicha rentabilidad debe
permanecer en una banda de 5 a 15 por ciento requiriéndose un control anual de
rentabilidad del sector distribución97.
Al combinar un Price Cap con una Escala Deslizante de alta frecuencia se
atenúan los incentivos de las distribuidoras que poseen una alta participación en los
ingresos agregados de distribución. Aún peor, si la rentabilidad del sector
distribución escapa la banda permitida, la CNE puede caducar las tarifas e iniciar un
nuevo período tarifario98, lo cual es indeseable para las empresas quienes preferirán
postergar decisiones eficientes antes que enfrentar la incertidumbre de los precios
futuros. Otra distorsión que se puede producir es el incentivo de la distribuidora a
declarar costos un poco más elevados.
Lo que la ley estima que es un cálculo de verificación puede en realidad
revertir los incentivos que busca el regulador. Para ello es más bien correcto eliminar
dichos cálculos de rentabilidad, lo cual se hace actualmente en Guatemala y El
Salvador, y utilizar un criterio de verificación de los precios actuales con relación a
los precios pasados.
96 En el capítulo 4 se determinó que los incentivos de un modelo de Escala Deslizante de
alta frecuencia tienden a ser equivalentes a un COS/ROR puro.
97 Artículo 308: La Comisión, al menos una vez al año, efectuará un chequeo de
rentabilidad de las tarifas vigentes...
98 Artículo 307 del Reglamento Eléctrico (Sept. 1998): Las formulas tarifarias tendrán
una vigencia de 4 años salvo que... la tasa de rentabilidad económica... para el conjunto de las
empresas distribuidoras... difiera en más de 5 % de la tasa de actualización de 10%.
117
6.1.2 Determinación del costo de distribución
En primer lugar se define las características de las áreas típicas y se
asigna un área tipo a cada empresa real. A continuación se diseña una empresa
modelo eficiente en sus instalaciones y en su gestión para cada área típica con la
condición que sus instalaciones estén adaptadas a la demanda. El precio regulado
para una distribuidora operando en un área tipo dada se basa entonces en el costo de
servicio de la empresa modelo operando en dicha área el cual se denomina Valor
Agregado de Distribución, en adelante VAD. Los costos de la empresa modelo se
componen de la anualidad del VNR de las instalaciones más los costos de operación
y mantención mínimos necesarios para proveer un buen servicio y las pérdidas
eficientes que resultan de aplicar buenas medidas en cuanto al control de pérdidas
explicados en el capítulo 2. En cada partida de costos se asignan cantidades a la red
MT, BT y a los clientes de manera que se responsabilice de los costos a cada parte en
forma separada.
· VADMT : Nivel de media tensión ($/ kW)
· VADBT : Nivel de baja tensión ($/ kW)
· Un costo independiente de la energía transitada imputado a los clientes
(VAD /Cliente).
Para calcular los VAD, la CNE y las empresas distribuidoras en su
conjunto encargan por separado un estudio en el cual se diseña una empresa modelo
sobre la base de una empresa real que sea representativa de un área típica. En el
estudio se debe validar la información proporcionada por la empresa real escogida y
posteriormente se debe optimizar la gestión y la infraestructura de acuerdo al criterio
de los consultores. En este sentido, existe bastante subjetividad en el cálculo del
valor agregado resultando en valores más bajos por parte de la CNE y más elevados
por parte de las empresas, dejando en manifiesto los intereses de cada parte.
El Cuadro 6.1 indica el número de veces que supera el VAD calculado
por la consultora contratada por las distribuidoras y el VAD realmente aplicado, que
resulta del promedio ponderado en un 33% a las empresas y un 66% a la CNE.
118
1984 1988 1992
Area 1 1,1 1,3 1,5
Area 2 1,1 1,2 1,6
Area 3 1,05 1,24 1,4
Tabla 6.1: Divergencia entre los VAD calculados por las empresas y los
VAD realmente aplicados (Veces)99
Recordando que los VAD promedios se utilizan para chequear la
rentabilidad del sector distribución, resulta sorprendente que los valores definitivos,
hasta un 60 por ciento más bajos que los determinados por las empresas, aseguren
que la rentabilidad del sector sea más de un 6 por ciento.
Estas divergencias también se atribuyen a los distintos criterios utilizados
por los consultores para asignar la infraestructura y los costos de operación y
mantención a las distintas partes del valor agregado. La calidad de servicio y sus
costos asociados es la variable más libre en el estudio y explica en gran parte las
divergencias. Por ello es necesario que la CNE especifique en las bases una
metodología que sea de común acuerdo entre las empresas y el organismo regulador
y no buscar dicho acuerdo a través de promediar dos o más valores que pueden
diferir ampliamente.
6.1.3 Reparto de beneficios a los usuarios
El único mecanismo de reparto de beneficios a los usuarios es a través de
los factores de escala, los cuales rebajan la tarifa año a año como reflejo del menor
crecimiento de los costos versus el crecimineto de la demanda. Estos factores son un
símil del factor X analizado para Price Cap. Según se explicó anteriormente, los
99 Synex Ingenieros Consultores, �Programa de Capacitación en Tarifas Eléctricas�,
Santiago Mayo 1997
119
ajustes en términos de rentabilidad se realizan ex-ante la entrada en vigencia de las
tarifas, por lo que los inversionistas no están sujeto a la incertidumbre de repartir
beneficios en los años del período tarifario.
6.1.4 Definición del costo de capital
En Chile existen aún algunos puntos de amplio debate sobre el concepto
de VNR. Como se explicó en el capítulo 2, el VNR refleja los costos de un negocio
monopólico a través de todos sus insumos, los cuales sí tienen una valoración a
precio de mercado, eficiente en términos sociales.
Es un hecho que las distribuidoras prefieren que se les reconozcan sus
propios costos de infraestructura en el dimensionamiento de la empresa modelo. Sin
embargo se debe considerar que la empresa modelo representa una distribuidora
competitiva que determina el precio de mercado eficiente requerido por la sociedad,
debiendo cumplir los siguientes principios:
· Cada activo físico debe tener la tecnología vigente. En este caso, los activos
deben ser escogidos de acuerdo a la Norma Endesa, la Norma Chilectra o la
Norma CGE y el criterio de elección de estos elementos se basa en la optimalidad
del costo a 30 años y descontado a un 10 por ciento. Por ejemplo, si un
determinado estudio revela que el uso de conductor de aluminio100 en las
instalaciones es óptimo, entonces una distribuidora ficticia invertiría en la
actualidad en redes de este tipo y definiría un precio más bajo que sus pares que
utilizan cobre. Este hecho suscita polémica entre aquellas distribuidoras que han
incurrido en un costo hundido distinto al propuesto por la empresa modelo, sin
embargo ésta sólo debe proveer una señal de mercado para que las distribuidoras
reales cambien su tecnología si quieren permanecer en el mercado en el largo
plazo.
100 De hecho, la CNE especifica en las bases de cálculo del valor agregado (Abril 1996)
que se evalúe la alternativa del uso de aluminio. (Capítulo 5.2, Dimensionamiento de las instalaciones
del sistema eléctrico). Sin embargo ello no obliga a que necesariamente la empresa modelo utilice
aluminio en sus instalaciones.
120
· El VNR de cada activo físico debe valorarse a partir del precio de mercado. En
este sentido los elementos e insumos deben provenir de empresas competitivas (y
no precios oligopólicos) y corresponder a precios de equilibrio de largo plazo. La
ley eléctrica ha contravenido este concepto ya que considera, para el cálculo del
VNR, el valor pagado por servidumbres y no el costo de oportunidad de éstas.
Desde un punto de vista económico, el costo de oportunidad de la servidumbre es
independiente del valor históricamente pagado y refleja el sacrificio actual de la
sociedad de un recurso o insumo para producir un bien.
Apoyos a terceros: El VNR de la empresa modelo está destinado
exclusivamente al negocio de distribución, y por lo tanto las dimensiones de los
postes y accesorios no pueden permitir en ningún caso accesorios adicionales
destinados a negocios no regulados, como soporte de cables de televisión, teléfono,
avisos publicitarios, etc. Aún así, existen costos de infraestructura compartida con
negocios no regulados en los cuales las distribuidoras aprovechan sus economías de
ámbito. Ello implica que los clientes regulados, quienes financian la totalidad de la
infraestructura, también subsidian otras actividades. Es de opinión del autor que las
tarifas eléctricas sean rebajadas en el margen anual por concepto de apoyo, en que
dicho margen incluya costos de infraestructura asignados exclusivamente al negocio
de apoyo.
6.1.5 Costos de explotación
De la misma manera en que el VNR debe reflejar exclusivamente la
infraestructura del negocio regulado, la plana administrativa y operativa de la
empresa modelo debe diseñarse de modo de proveer exclusivamente el servicio de
distribución excluyendo los costos adicionales asociados a servicios no regulados
tales como el arriendo y conservación de equipos de medida, conexión de nuevos
clientes, arriendo, mantenimiento e instalación de empalmes, estudios de inversión
en otras áreas, prestación de asesorías a terceros, etc.
Ahora bien, según se explicó en el capítulo 2, las economías de ámbito
existentes en los costos de operación y mantención no constituyen grandes barreras a
otras empresas, por lo que se espera que en el largo plazo, el precio de los servicios
no regulados refleje solamente el costo adicional incurrido para proveer el servicio.
121
En consecuencia, al evaluar los valores agregados de las empresas no es lícito
descontar los costos compartidos con otras actividades y es correcto tan sólo diseñar
una estructura necesaria para proveer el servicio regulado.
Finalmente, y como se explicó anteriormente, los costos administrativos,
de operación y mantención se deben asignar de acuerdo a un criterio más o menos
establecido y de común acuerdo entre las empresas y el consultor, existiendo las
siguientes ventajas:
· Frente a la alta sensibilidad de muchas de las variables del valor agregado, la
divergencia de los estudios disminuye.
· Tiene más sentido uniformizar los criterios de asignación más que conciliar
resultados a través de un promedio.
· Los valores agregados entre un período y otro no pueden variar
significativamente, por lo que las distribuidoras no pierden sus incentivos frente a
la incertidumbre de los precios del período tarifario siguiente.
6.1.6 Cuadros tarifarios
La distribuidora modelo cobra a sus clientes el precio de la energía a
entrada de distribución expandido en las pérdidas medias de energía, especificado
como un factor de expansión. Aquellos clientes en media tensión tendrán un factor de
expansión asociado a este estadio, y aquellos que se sitúan en baja tensión, tendrán
un factor de expansión de baja tensión más uno de media tensión.
El precio de la potencia fuera de punta �PFpta� es igual a cero a entrada de
distribución. Sin embargo se considera un precio por servicio de distribución fuera de
punta igual al costo de desarrollo de la red inmediata al usuario. Dicho costo se
asume igual al VAD del nivel de tensión en que dicha potencia es demandada. Este
precio se aplica a todo kW que exceda la potencia de punta según se explicó en el
capítulo 4, por lo que es necesario rebajar el VAD cobrado en punta de manera que la
distribuidora no obtenga ingresos mayores a su valor agregado.
Definiendo entonces el VAD como el costo unitario por kW de
desarrollar y operar la red, el VADc corregido y aplicado en horas punta responde a la
siguiente ecuación de equilibrio (MT y BT):
122
VAD. PPunta = PPunta. VADc + (PMáx � PPunta). F. VAD
®VADc = VAD. (1 � F. [PMáx � PPunta] / PPunta)
Siendo F el factor de coincidencia de las demandas consumidas fuera de
las horas punta y se considera igual a 0,5. El cuociente [PMáx � PPunta] / PPunta se debe
estimar de acuerdo a información que posea los alimentadores de la subestación y es
igual a 0,9 en el caso chileno.
Al precio de la potencia de punta a entrada de distribución �PPta�,
expandido en el factor de pérdidas de potencia de media tensión �FEMT� se suma el
valor agregado de distribución en media tensión corregido. Este nuevo precio de la
potencia, correspondiente para los clientes de media tensión, se expande en las
pérdidas de potencia de baja tensión �FEBT� y se suma el valor agregado de baja
tensión corregido.
Media tensión: PPta MT = PPta . FEMT + VADc MT ($/kW/Mes)
PFpta = VADMT. F ($/kW/Mes)
Baja tensión:PPta BT = PPta MT. FEBT + VADc BT ($/kW/Mes)
PFpta = VADBT . F ($/kW/Mes)
Cabe señalar que el VAD tanto de media tensión como de baja tensión se
cobra por todas las unidades de potencia demandadas en el nodo de consumo. Sin
embargo, el cliente demanda un número mayor de unidades aguas arriba de su
consumo, imponiendo un mayor uso de la infraestructura que se sitúa aguas arriba.
De esta manera es necesario que el VAD se aplique, por ejemplo, a un número
promedio de kW transitados por el sistema de distribución. En consecuencia se
debería expandir el VAD, por ejemplo, en un 50 por ciento de las pérdidas medias de
potencia.
6.2 La regulación en Inglaterra
En Inglaterra y Gales el negocio de distribución está en manos de 12
empresas, llamadas Regional Electricity Companies (RECs) las cuales están
123
sometidas a un control de precios tipo Price Cap. El precio base de cada una se
expresa en Libras por kWh y se determina según:
Mt = It / Dt [£ / kWh] (1)
Siendo Dt la demanda de energía en el año �t� e It el ingreso permitido de
la REC en el año �t� el cuál se conoce de antemano y para todos los años del período
regulatorio.
6.2.1 Concepto de ingreso permitido
Para determinar It, el OFFER calcula en primer lugar el valor presente
del ingreso total necesario (VPI) para cada REC durante el período tarifario que
resulta de sumar las siguientes partidas, en valor presente, de los costos de
explotación, futuras inversiones y remuneración a los accionistas.
Entonces, el ingreso permitido en el año �i� Ii debe cumplir la relación:
5
S Ii = VPI (2)
i = 1 (1 + r)i
En otras palabras, la suma de los valores presente del ingreso permitido
en el año �t� debe ser igual al valor presente del ingreso necesario de la REC durante
el período de control de precios.
En segundo lugar, el ingreso necesario debe indexarse de acuerdo a un
mecanismo RPI-X (p.u.)según:
It = It-1.(1+ RPIt � X). (3)
124
Finalmente se estipula que el ingreso permitido crece en un 50 por ciento
debido al aumento de kWh vendidos101 y en un 50 por ciento debido al aumento del
número de clientes102.
It = It-1.(1+ RPIt � X). [0,5gdt,t-1 + 0,5gcl
t,t-1] [£](4)
De acuerdo al OFFER, si el ingreso permitido crece un 50 por ciento de
la demanda, se elimina el incentivo artificial de las REC para maximizar sus ventas
considerando que sus costos crecen en una menor razón que los kWh vendidos. En
esta medida, los planes de manejo eficiente de la demanda (DSM) serán más
atractivos para las distribuidoras estimándose que una disminución de la tasa de
crecimiento de la demanda en un 1/20 por ciento, produciría un ahorro de 6000 GWh
para los próximos 15 años103.
Finalmente, combinando las ecuaciones (1), (2), (3) y (4) se obtiene los
ingresos permitidos y los precios base para cada año de la fijación tarifaria.
En el contexto del manejo eficiente de la demanda, el OFFER incorporó
al precio base un incentivo de eliminación de pérdidas permitiendo a cada REC
cobrar a sus clientes un cargo por kWh proporcional a las pérdidas porcentuales
permitidas menos las pérdidas porcentuales actuales de la REC. Si dicha diferencia
es positiva, entonces la REC cobra un cargo adicional. De otro modo, dicho cargo es
descontado del precio base, entendiéndose que los clientes son indemnizados. Según
estimaciones realizadas por el OFFER, una reducción de 7 a seis por ciento en las
pérdidas produciría un ahorro de 9000 GWh para los próximos 15 años.
Analíticamente, el precio base con incentivos Mit se expresa como:
101 El aumento de consumo de energía entre el año t y t-1 se define como gdt, t-1 = Sp0i.
Dit/ Sp0i. Dit-1, siendo p0 los pesos asociados a cada canasta de clientes. Las canastas existentes son 4 y
agrupan consumidores de bajo voltaje ( LV1, LV2, LV3) y de alto voltaje (HV).
102 gclt,t-1 = Numero de clientes en �t�/ Numero de clientes en �t-1�
103 �The Distribution Price Control Proposals� (OFFER,1994)
125
Mit= Mt + Pl,t. (Pérdidas permitidas(%) � Pérdidas reales(%))
PL es igual a 3p/kWh en 1995/1996 y se indexa según la inflación o RPI.
6.2.2 Componentes del ingreso necesario
Según se explicó anteriormente, el ingreso necesario de cada REC se
determina en función de los flujos de caja de los costos de explotación, futuros gastos
de capital y de la remuneración del capital invertido. A continuación se explicará qué
supuestos y análisis realizó el OFFER en la fijación de 1994 de manera de calcular el
ingreso necesario.
Cabe señalar que el negocio de la distribución no soporta directamente
los costos de las pérdidas, puesto que éstas se cobran a través del negocio de
suministro a los clientes regulados o no regulados.
a) Valoración de los activos
El valor de los activos se determina sobre la base del valor de flotación
de cada REC en el momento de la privatización. Dicho valor no refleja ni el valor
contable de los activos ni el valor de reemplazo, sino el valor actual de los beneficios
esperados por los inversionistas a la tasa de costo de capital del momento de la venta
de las acciones. Si dicha tasa de costo de capital disminuyera, indicando de algún
modo que la inversión es más segura, el precio de la acción aumentaría reflejando los
mismos beneficios a futuro pero a una tasa de descuento menor. Sin embargo, si el
regulador es quién fija una menor tasa de costo de capital de manera de fijar los
precios, es evidente que los beneficios a futuro esperados por los inversionistas
disminuyen. Esto fue lo que ocurrió entre la fecha de privatización de las REC y
1994, registrándose una caída en la tasa del dividendo de 7,3% a 4,8%.
De manera de compensar esta caída, el OFFER decidió aumentar el valor
de flotación de las REC en un 50 por ciento, asumiendo un valor cero para los
activos de las RECs no relacionados con la distribución y las acciones de la NGC que
ellas poseen. Sumando a dicho valor las inversiones netas posteriores a la
126
privatización y corrigiendo por inflación y depreciación, se obtuvo finalmente el
valor de los activos, que en promedio resultó ser un 90 por ciento del valor contable.
b) Costo de capital
La tasa de costo de capital se estimó en 7 por ciento de acuerdo a las
rentabilidades sobre el patrimonio obtenidas en el mercado global y las expectativas
de los inversionistas.
c) Nuevas inversiones
Las nuevas inversiones fueron divididas en dos partidas: Los gastos
relacionadas con el crecimiento de la demanda y los gastos relacionados con la
substitución y mejora de instalaciones existentes. En especial, las distribuidoras
estimaron fuertes inversiones para reponer instalaciones que caducaban su vida
útil104. Sin embargo el OFFER redujo en aproximadamente 10 por ciento la
estimación de las empresas, considerando que algunos gastos no eran necesarios.
d) Costos operacionales
Para determinar los niveles de costos operacionales de las distribuidoras
para el período tarifario 1995-2000, el OFFER realizó los siguientes análisis:
i) Análisis de los costos operacionales de las REC en 1992/1993.
A partir de los costos operacionales se dedujo la depreciación, los cargos
de conexión al sistema de transmisión (Exit Charges), los cargos NTR (Non Trading
Rechargeables) que corresponden a trabajos realizados a terceros, y otros cargos que
no están sujetos a regulación de precios105. Posteriormente se realizaron ajustes
regionales con el fin de reflejar la influencia del tipo de región en que la REC opera y
de su cercanía a la capital, Londres.
104 Ver Anexo 1, Evolución de las Inversiones en Inglaterra y Gales (1950-2000).
105 Ver Anexo 2, Ajuste de Los Costos Operacionales (1992/1993) de las REC.
127
ii) Análisis de regresión
Se consideró 3 variables de entrada posibles de medir � La demanda Peak
del sistema (kW), la energía vendida (GW) y el número de clientes. De manera de
incluir otros factores que afectan el costo106, se establecieron variables compuestas
afectadas por un peso. El OFFER realizó una comparación entre los valores
estimados y los reales, o residuos, determinando grandes diferencias entre las RECs.
Considerando además la opinión de consultores respecto de cuál es el nivel óptimo
de costos para una distribuidora, el OFFER concluyó que existían RECs
inherentemente menos eficientes que otras, dependiendo de las áreas que éstas
abastecían. Sobre la base de este a este análisis, el OFFER corrigió nuevamente los
costos de 1993/1994 de manera de reflejar aquellos costos controlables por la
empresa. Estos valores, reducidos en 1,5 por ciento para 1994 y 1995, determinaron
los costos de operación y mantención iniciales para el período de control de precios.
iii)Proyección del crecimiento del costo operacional
A continuación el OFFER determinó el flujo de caja de los costos de
explotación de las REC reduciendo los costos iniciales a una tasa constante de 2 por
ciento anual.
6.2.3 Determinación del ingreso necesario en la fijación revisada de 1995
La revisión del control de precios de 1995 llevada a cabo por el OFFER
acordó reducir los precios base en dos etapas y fijar un X de tres por ciento para el
período 1997/1998, 1998/1999 y 1999/2000 según se puede apreciar en el Cuadro 6.2
a.
106 Entre otras el largo de líneas, número de clientes según el tamaño, y las unidades de
energía vendidas según niveles de voltaje.
128
REC X0
1995/1996
X1
1996/1997
Reducción(%) 1994-2000
Xequivalente
Eastern 11 10 27 7,9
EastMidlands
11 13 29 8,7
London 14 11 30 9,3
Manweb 17 11 33 10,5
Midlands 14 11 30 9,3
Northern 17 13 34 11,1
NORWEB 14 11 30 9,3
SEEBOARD 14 13 32 9,9
Southern 11 10 27 7,9
SWALEC 17 11 33 10,5
SouthWestern
14 11 30 9,3
Yorkshire 14 13 32 9,9
Tabla 6.2 : Propuesta revisada de 1995, considerando X =3 % para 1997-
2000
*Fuente: The Distribution Price Control, Revised Proposals (OFFER July 1995)
Los ingresos permitidos para cada año (It) quedaron finalmente
determinados según indica el Cuadro 6.2b (*):
129
REC 1994/1995 1995/1996 1996/1997 1999/2000
Eastern 411 371 341 334
EastMidlands
343 307 271 256
London 339 297 266 249
Manweb 245 203 183 173
Midlands 352 304 273 255
Northern 235 201 177 168
NORWEB 338 287 258 241
SEEBOARD 268 236 207 195
Southern 380 349 319 303
SWALEC 194 162 146 139
SouthWestern
245 213 191 179
Yorkshire 322 282 247 233
Tabla 6.2b: ingreso Permitido para cada REC (en Millones de Libras de
1995/1996)
*Fuente: The Distribution Price Control, Revised Proposals (OFFER July 1995)
*La Columna correspondiente a 1997/1998 y 1998/1999 no aparece en la fuente.
6.2.4 Análisis de los incentivos
El modelo regulatorio inglés pierde la mayoría de los incentivos que
provee el modelo Chileno considerando que:
130
· El modelo inglés no supera adecuadamente las asimetrías de información
existentes entre los costos reales de las distribuidoras y los costos que determinan
el control de precios, al establecerse un precio por kWh propio a cada REC, junto
con incluir gastos futuros en reposición y ampliación de infraestructura
declarados por cada distribuidora. Como consecuencia de lo anterior, el regulador
requiere de un análisis exhaustivo de información y recurre a variadas
metodologías que sensibilizan los resultados finales.
· El modelo Inglés limita el precio por kWh siempre y cuando el ingreso de la REC
sea mayor al ingreso permitido. De otro modo, la REC puede aumentar su cargo
por kWh de manera de compensar su ingreso en el año siguiente, más los
correspondientes intereses107. En ese sentido, el modelo inglés se comporta como
un modelo híbrido de precio máximo e ingreso mínimo, reduciendo el riesgo de
las REC y traspasando dicho riesgo a los consumidores. Como consecuencia, los
incentivos para ser más eficientes en la gestión de ventas del servicio de
distribución se atenúan.
· Sin embargo, al permitir a las REC un ingreso mínimo, es posible incentivarlas a
llevar a cabo planes DSM puesto que se les permite recuperar sus ingresos
�perdidos�.
· Si bien el período de aplicación del Price Cap de 5 años es suficientemente largo,
la reciente revisión y cambio en las reglas del juego por parte del OFFER hacen
desconfiar a las RECs en el regulador y en su sistema de incentivos, debido a la
falta de compromiso de éste con los precios inicialmente calculados y al
incumplimiento del plazo regulatorio. De este modo, los incentivos se reducen si
las REC enfrentan la posibilidad de que los precios caduquen una vez más antes
de finalizar el período.
107 Estos ajustes se hacen a través de un factor de corrección que se suma o resta en el
precio base (Pg.21 de �The Distribution Price Control: Proposals�, OFFER 1994).
131
El valor de los activos determinado sobre el valor nuevo de reemplazo es
más objetivo que considerar los dividendos esperados por los accionistas108 y evita
que el organismo regulador interfiera en la política de inversiones futuras de las REC
contabilizándolas en los ingresos permitidos y posteriormente controlando que dichas
inversiones se efectúen. El valor nuevo de reemplazo incentiva por sí solo que las
RECs efectúen las inversiones necesariamente eficientes eliminando así el efecto
Averch-Johnson.
6.3 La regulación en Colombia
Colombia, al igual que Inglaterra, también utiliza un modelo tipo Price
Cap. Sin embargo el precio máximo no está definido de acuerdo a un cierto ingreso
permitido, sino por un Costo Unitario de Prestación del Servicio por kWh, el cuál
tiene las siguientes particularidades:
Nivel Rango(kV)
CU ene 98
$/kWh
IV Más de 62 64,6
III 30 a 62 76,5
II 1 a 30 81,4
I < 1 113,3*
* 87 mils/kWh
Tabla 6.3 : Costos Unitarios según nivel de suministro
· Se define un costo unitario por nivel de tensión de suministro (peaje)
· Los precios al consumidor final incorporan subsidios basándose en este costo.
108 Northern Electric duplicó el valor de sus acciones como consecuencia de la
propuesta regulatoria de 1994. Ello llevó al OFFER a revisar y renovar su propuesta regulatoria.
132
El Cuadro 6.3a indica los valores de costo unitario para los distintos
niveles vigentes a enero de 1998.
6.3.1 Componentes del costo unitario
El Costo Unitario �CU� se define como el costo de generación-
transmisión, incrementado en las pérdidas reconocidas del sistema, sumando el costo
de distribución, comercialización y adicionales de acuerdo a la siguiente expresión:
CU = Compra + Transmisión + Distribución + Adicionales +
Comercialización
(1 � Pérdidas %)
a) Compras de energía
El valor de las compras se determina mensualmente tomando tanto el
precio promedio de los últimos 12 meses de las compras efectuadas por la empresa
para el mercado regulado (Pm), como el precio promedio resultante de las
transacciones efectuadas por los agentes del mercado (Mm), considerando tanto
contratos como mercado Spot.
Precio de compra = b (a. Pm + (1-a) Mm) + (1-b). Pm-1 (2)
El factor �a� intenta establecer la mezcla ideal en que la gestión de
compras de la empresa y el promedio del mercado deben participar en la tarifa. Por
otro lado b es igual a 0,9, reflejando el hecho que el 10 % de las compras de un mes
se hacen a precios del mes anterior.
El valor resultante corresponde al precio de nudo en el caso Chileno y le
da una mayor estabilidad en la tarifa.
133
b) Costo promedio por el uso del STN
El cargo que debe cancelar el comercializador al Sistema de Transmisión
Nacional109 se ve reflejado en el costo unitario como un promedio anual. Sin
embargo, a partir de 1997, éstos cargos se actualizan de acuerdo al Indice de Precios
al Productor Total Nacional (IPP) reportado por el Banco de la República.
c) Costos de distribución
El negocio de distribución en Colombia comprende casi la totalidad de
las redes incluyendo los cuatro niveles de tensión de suministro explicadas
anteriormente. Los costos de distribución se traspasan a los clientes como un cargo
monomio por energía, en $/kWh, que remunera el uso de la infraestructura eléctrica
hasta el punto dónde el cliente toma la energía.
Los costos se componen de la remuneración del capital sobre el valor de
reposición de las instalaciones a una tasa de 9 por ciento, y se agrega en el término de
depreciación110 un porcentaje definido por la CREG para considerar gastos de
administración, operación y mantenimiento111 en cada unos de los niveles de tensión.
Dicho porcentajes aparecen en el Cuadro 6.3b:
Tabla 6.3b: Asignación de costos operacionales y pérdidas al costo
unitario de distribución
Nivel de tensión % de gastos
de O&M
Pérdidas
permitidas (%)
109 Este cargo varía en el tiempo y según la zona del país.
110 No se considera la misma vida útil para todas las instalaciones.
111 Cabe señalar que éstos costos, a diferencia del modelo Chileno, no incluyen partidas
de facturación, medición y atención al cliente.
134
I 4 15
II 4 5
III 2 3
IV 2 1,5
Cabe señalar que la Ley Colombiana establece que los costos de
distribución que servirán de base para los precios regulados deben tener en cuenta
empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables,
considerando las características de la región112.
El costo total de distribución se divide por la energía anual
correspondiente al último año histórico, considerando los ingresos y egresos reales en
los diferentes niveles de tensión y descontando las pérdidas reconocidas que están
dadas en el cuadro anterior. Los costos unitarios de distribución resultantes se
indexan de un año a otro de manera de reflejar el incremento de productividad de las
empresas y la disminución de las pérdidas permitidas según:
Dt = Dt-1.(1- DIPSE - DPR). DIPC
En este caso, DIPSE corresponde al Indice de Productividad del Sector
Eléctrico, equivalente al X de eficiencia analizado en el capítulo 4. Por otra parte,
DPR es la variación en las pérdidas reconocidas de un año a otro y se considera igual
a 1 por ciento, al igual que DIPSE. Adicionalmente se corrige el costo unitario según
la inflación a través del IPC.
d) Costo de las pérdidas
El tratamiento de las pérdidas en el sistema de distribución, el cual
incluye también el sistema de transmisión, es similar al caso chileno al cobrar a los
usuarios solamente las pérdidas reconocidas. Sin embargo dicho cobro se hace a
112 Artículo 45 de la Ley Eléctrica de 1994.
135
través de los comercializadores sin que las distribuidoras soporten directamente el
costo de las pérdidas.
Para el nivel I, II y III los niveles de pérdidas porcentuales que aparecen
en el Cuadro 6.3c fueron fijados para los 5 años del período de fijación de precios.
Sin embargo en el nivel I, el cual concentra los consumos residencial y comercial, la
CREG estipuló que las pérdidas reconocidas disminuirían linealmente desde 20 a 13
por ciento en cinco años.
Nivel 1997 1998 1999 2000 2001
I 20 % 18,3 % 16,5 % 14,8 % 13 %
II 7,1 %
III 5,1 %
IV 3,5 %
Tabla 6.3c: Pérdidas reconocidas previstas para el período 1997-2001
Cabe señalar que el incentivo de las distribuidoras para reducir las
pérdidas es explícito en el mecanismo de indexación de su costo unitario. De esta
manera se impide que los comercializadores asuman el riesgo que las distribuidoras
tengan pérdidas más elevadas que las permitidas.
e) Costos de comercialización
Este cargo reconoce los costos máximos asociados con la atención de los
usuarios regulados, mediante la siguiente fórmula:
Cm,t = C0 (1 - DIPSE). IPCm-1
CFMt-1 IPC0
136
Según se puede apreciar, el costo unitario de comercialización para un
mes �m� y un año �t� corresponde a un costo base C0 dividido en el consumo medio
facturado en kWh del año anterior, reajustado de acuerdo al IPC Colombiano y el
mismo índice de eficiencia par el sector eléctrico. La CREG definió en 1997 el valor
del costo base como resultado de un elaborado cálculo dónde se combina
información de costos netos de comercialización informado por las empresas
competentes y un análisis según parámetros de densidad de manera de reflejar una
gestión eficiente. A este costo eficiente de comercialización se agrega un 15 % para
obtener el costo base de comercialización, reconociéndose un margen que cubra los
riesgos de la actividad.
6.3.2 Estructura de los precios
El costo unitario en cada nivel de tensión de suministro se puede
descomponer en precios residenciales y no residenciales.
a) Precios residenciales
Los clientes residenciales se descomponen en seis estratos dependiendo
del nivel socioeconómico. Los tres estratos más pobres definidos como bajo-bajo
(estrato 1), bajo (estrato 2) y medio-bajo (estrato 3) tienen tarifas subsidiadas, en
otras palabras, pagan un precio menor al costo unitario. Dicho subsidio depende del
nivel de consumo de los clientes, definidos según el siguiente criterio:
Subsidio (% del costo) por estratoNivel deconsumo
Rango (kWh)
(Dic. 1997) estrato 1 estrato 2 estrato 3
0 a Nivelación* 0 � 352 85 % 85 % 85 %
Nivelación asubsistencia
353 � 400 50 % 40 % 15 %
Mayor asubsistencia
> 400 0 % 0 % 0%
(*)Subsidios extralegales
137
Tabla 6.3d: Definición de los subsidios por nivel de consumo y estrato
La CREG aprobó una reducción paulatina de los subsidios extralegales a
los clientes pertenecientes a los estratos 1, 2 y 3 reduciendo anualmente el límite del
consumo de nivelación hasta eliminarlo en el año 2000. Sin embargo los estratos 1, 2
y 3 siguen están afectos en forma exclusiva a un cargo fijo el cuál se reajusta de
acuerdo a la inflación.
Respecto de los demás estratos, el estrato 4 es el único que paga un
precio igual al costo unitario de prestación del servicio al nivel de tensión I. Los
estratos 5 y 6 deben pagar un sobrecosto de manera de cubrir el subsidio incluído en
las tarifas de los estratos 1, 2 y 3.
b) Precios no residenciales
Los precios residenciales se cobran a clientes industriales, comerciales,
oficiales y alumbrado público sobre la base de una tarifa sencilla que corresponde al
costo unitario de prestación de servicio multiplicado por un factor a mayor a uno que
refleja las compensaciones a los subsidios a los estratos más pobres.
1997 1998 1999 2000
Industriales 1,3 1,3 1,25 1,2
Comerciales 1,3 1,3 1,25 1,2
Oficiales yalumbrado público
1,3 1,3 1,05 1
138
Tabla 6.3e: Valores de a
Los clientes industriales deben poseer un medidor horario y por
consecuente pagan una tarifa en función de las horas del día, que resulta de
multiplicar la tarifa sencilla por ciertos factores que dependen del horario de
consumo.
c) Precio binomios ($/kWh y $/kW)
Los clientes pertenecientes a los estratos 4 y 6 y los de categoría
industrial pueden optar a una tarifa binómica que distinga potencia y energía,
requiriéndose un medidor electrónico y una correspondiente adecuación de las
instalaciones a cargo del solicitante.
d) Cargo por conexión
A diferencia del caso Chileno y del caso Inglés, los cargos por conexión
están regulados según un conjunto de valores elaborados por la CREG los cuales se
indexan mensualmente de acuerdo al IPC.
6.3.3 Análisis de incentivos
El modelo Colombiano provee los mismos incentivos que un Price Cap y
a diferencia del modelo inglés, la distribuidora asume plenamente todos los riesgos
de un precio fijo frente a sus propios costos, incentivándola aún más a mejorar su
gestión y eficiencia en la inversión. Sin embargo las distribuidoras colombianas
pierden los incentivos para llevar a cabo un plan DSM al exponerse directamente al
riesgo de reducir sus ingresos. Además, el modelo Colombiano asume que los costos
crecen proporcionalmente con las unidades vendidas de energía, lo cual incentiva
fuertemente a la distribuidora para maximizar sus ventas a costa de no sólo aumentar
139
su clientela, sino también el consumo por cliente, sin que se pueda incentivar
eficiencia en el consumo113.
113 La Ley Eléctrica Colombiana de Julio de 1994 especifica en el artículo 67(i) que se
debe definir mecanismos e incentivos para cumplir los programas de ahorro, conservación y uso
eficiente de energía.
140
7. CONCLUSIONES
La regulación debe cumplir dos fines muy explícitos: por un lado,
impedir que la distribuidora cobre precios monopólicos los cuales distorsionan la
asignación eficiente de recursos de la sociedad, y por otro, entregar incentivos de
eficiencia en la gestión, inversión y reducción de las pérdidas. Según se explica en el
capítulo 3, el primer objetivo de la regulación se cumple con un sistema de precios
que relacione costos marginales y precios de manera de maximizar el beneficio
social. Adicionalmente se consideran los efectos de restricciones de capacidad, las
razones de la diferenciación horaria-estacional de los precios y la asignación de los
costos según los tipos de consumidores. El segundo objetivo de la regulación se
establece en el capítulo 4 y determina cuál es la variable de costo o precio correcto
que debe fijar el organismo regulador de manera de incentivar la eficiencia y que
refleje un costo marginal eficiente. De acuerdo al análisis realizado, existen dos
tendencias para regular el sector: por un lado, una tendencia más tradicional
representada por el Costo de Servicio (Cost Plus o COS/ROR) y una más innovadora
representada por los mecanismos PBR (Performance Base Ratemaking).
Los mecanismos PBR proveen mayores incentivos de eficiencia a las
firmas reguladas que un mecanismo COS/ROR ya que simulan hasta cierto punto
condiciones de competencia en dónde ésta no existe. La regulación COS/ROR
permite traspasar a los usuarios no sólo los costos de servicio sino también el riesgo
de la actividad. En la medida que dicho riesgo sea retenido por la firma, ésta tendrá
mayores incentivos para reducir costos y considerar decisiones óptimas de inversión.
Prueba de ello se demuestra cómo la tasa de costo de capital es menor para firmas
reguladas por costo de servicio y viceversa, obteniéndose un beta de 0,3 para firmas
reguladas por COS/ROR y 0,8 para firmas reguladas por mecanismos PBR.
Ahora si la regulación no entrega incentivos de eficiencia, la firma puede
sufrir algunas distorsiones como las ineficiencias-X y el efecto Averch-Johnson. Otro
efecto de un tipo de regulación regida por costos contables es su vulnerabilidad a las
141
asimetrías de información entre la firma y el regulador114. De manera de desligar al
regulador de las decisiones de inversión de las distribuidoras el VNR es una buena
aproximación para valorar económicamente los activos. Adicionalmente se debe
considerar costos eficientes de operación y mantención de acuerdo a una estructura
organizacional mínima que soporte la carga de trabajo, subcontratando el mayor
número de actividades posibles en la medida que ello sea más económico. De
acuerdo a lo concluido en el Capítulo 2, si existen actividades anexas a la
distribución que constituyan economías de ámbito en los costos operativos, se
entiende que varias distribuidoras, aisladas unas de otras pueden aprovecharlas,
existiendo por lo tanto una cierta forma de competencia que determinaría un precio
competitivo para esas actividades anexas. En consecuencia no es lícito que el
regulador descuente aquellos costos compartidos de manera de determinar el costo
eficiente puesto que ello sólo contribuiría a aumentar el precio �competitivo� de la
actividad anexa a costa de reducir el precio del servicio de distribución, sin contar
con las complicaciones que existen al evaluar dichos costos compartidos115.
El diseño de mecanismos PBR debe ser cuidadoso de manera que los
incentivos se coordinen y no se eliminen unos con otros. En el Capítulo 4 se
especifica que los mecanismos PBR deben tener plazos regulatorios suficientemente
largos de manera que la firma retenga los beneficios de la mejora en eficiencia.
Asimismo es necesario un fuerte compromiso del organismo regulador con su plan
de incentivos y que a la vez permita cierta flexibilidad en los precios de manera que
la propia firma tenga libertad para asignar más eficientemente sus recursos. En un
esquema Price Cap dicha flexibilidad se obtiene a través de canastas de precios
114 Como caso particular, en Inglaterra, si bien el sector distribución está regulado según
un esquema tipo PBR, se permite a las firmas declarar sus inversiones futuras para ser contabilizadas
en los ingresos permitidos. Durante la fijación de 1994, la mayoría de las firmas declaró montos de
inversión hasta 25% más elevados que los necesarios. Incluso en la revisión de 1995, muchas firmas
no habían realizado las inversiones que habían prometido el año anterior, por lo que el OFFER tuvo
que �sancionarlas� a través de una reducción adicional en los precios máximos
115 Ver Anexo 3 el cual resume éstos conceptos.
142
máximo, sin embargo en un mecanismo Revenue Cap se debe incorporar
restricciones adicionales sobre los precios de manera de evitar el efecto Crew-
Kleindorfer.
Un punto crucial en los mecanismos de regulación consiste en traspasar
las mejoras de eficiencia en determinadas proporciones tanto a los clientes, a través
de reducciones sistemáticas de precios, como a los inversionistas, a través de una
tolerancia para que retengan mayores beneficios a los permitidos. En el Capítulo 4 se
explica alguno de los mecanismos de repartición utilizados como Sliding Scale, en el
cual se mide la rentabilidad ex-post y se compara con la banda permitida; todo
ingreso que supere o caiga por debajo de la banda debe compartirse en determinadas
proporciones con los usuarios. Dichas proporciones son aún objeto de estudios, sin
embargo es claro que los incentivos de la firma aumentan conforme la banda sea los
más ancha posible. Por otro lado Price Cap y Revenue Cap utilizan un factor X de
productividad que se descuenta del precio del servicio. Dicho factor pretende
beneficiar ex-ante a los usuarios en función de la evolución de los costos marginales
de largo plazo del servicio de distribución. Esta evolución no solo debe contemplar
los cambios tecnológicos que modifican la productividad de la industria, sino
también el esquema de incentivos escogido por el regulador el cual determina cómo
cambia la productividad en el tiempo. Asimismo el regulador debiera reconocer las
eficiencias inherentes a cada firma asumiendo que las distribuidoras tienen distintas
ventajas comparativas en cuanto al tipo de área que abastecen, tipo de proyectos,
dinamismo de la región, etc. En razón de los factores anteriormente mencionados, es
necesario determinar la tasa de crecimiento de la demanda y del crecimiento de los
costos. Eventualmente puede ser necesario considerar los efectos de un determinado
precio a futuro en la inflación, considerando que la electricidad es un insumo para
muchos procesos productivos en la economía.
Como regla general, se debe asignar un X mayor conforme los proyectos
sean más eficientes (comercio, industria, densificación, etc.) y un X menor si los
proyectos tienen costos asociados más elevados (luminaria rural, proyectos de
pequeña minería, residencias en áreas rurales y semi urbanas). De esta manera se
incentiva a las distribuidoras a servir en áreas rurales y de menor dinamismo y por
otro lado se recompensa a los clientes ubicados en zonas de consumo más eficiente.
143
Una de las componentes más importantes del costo de servicio es la
remuneración del capital en dónde la tasa de costo de capital, asociada al factor de
riesgo del negocio de distribución, depende del esquema regulatorio. En otras
palabras se debe estimar dicha tasa con negocios de riesgo similar que sean
regulados bajo un esquema similar.
Los esquemas PBR tienen ciertas desventajas al incentivar a las firmas a
reducir sus costos en detrimento de su calidad de servicio. En ese sentido, es
necesario instaurar normas o incentivos adicionales de manera de corregir estas
distorsiones. Por otro lado, al intentar vencer las asimetrías de información, junto con
reducir el esfuerzo regulatorio de analizar información de cada firma, pueden
aumentar las instancias de arbitraje y de desacuerdo entre el regulador y la firma116.
En lo que respecta los incentivos a la DSM, la regulación de ingreso por
cliente en distribución combina las ventajas de Price y Revenue Cap al incentivar el
ahorro por consumidor (reducción de �q� bajo Revenue Cap) y a la vez, a maximizar
su cartera de clientes (aumento de �N� bajo Price Cap). Un esquema Price Cap puro
requiere entonces algunos mecanismos adicionales de manera de incentivar el
consumo eficiente.
Finalmente un análisis crítico de los modelos de regulación utilizados
actualmente en Chile, Colombia e Inglaterra determinó que si bien todos han
adoptado un esquema Price Cap, los incentivos para mejorar la eficiencia actúan de
manera distinta. En Chile, el uso del VNR y de costos óptimos de operación y
mantención de una empresa modelo en cada área típica entrega mayores incentivos,
en razón de un mayor riesgo para los inversionistas. Adicionalmente, al evaluar la
empresa modelo a través de varias consultoras surgen divergencias en los estudios
que a su vez se atenúan utilizando un promedio. En consecuencia existe todavía
cierta imprecisión en la definición del costo de servicio que podría afectar los
116 Ver Anexo 4. No se incluyen los esquemas Sliding scale y menú de contratos por ser
el primero una variante del COS/ROR con mayores incentivos, y el segundo una variante a los
esquemas tradicionales que es aún objeto de estudios.
144
incentivos de las distribuidoras. La estrategia actual contempla �sacrificar� algunos
incentivos a través de controlar la rentabilidad del sector. Sin embargo, es de opinión
del autor que dicho control no es necesario puesto que podría afectar los incentivos, y
que la CNE debe establecer un criterio de común acuerdo para el cálculo del VAD
entre el regulador y las firmas y no buscar dicho acuerdo a través de un valor
promedio.
En Inglaterra, el precio base puede corregirse para el año siguiente en la
medida que la REC tenga ingresos distintos a los permitidos. Sin embargo el análisis
caso a caso de las REC requiere de un mayor esfuerzo regulatorio y de mayor
información para ser procesada, incluyendo un ítem de futuras inversiones que
induce a la firma a declarar inversiones mayores a las que proyecta realmente. En
este sentido se requiere un mayor esfuerzo regulatorio para controlar la información
que entregan las distribuidoras al regulador. Adicionalmente se indexa el precio base
en función del 50% del crecimiento de los kWh vendidos y 50% del crecimiento del
crecimiento del numero de clientes con el fin de atenuar los incentivos a maximizar
las ventas de energía. Dicha atenuación no existe ni en el caso Chileno ni en el caso
Colombiano.
En cuanto a las pérdidas, tanto en el caso Inglés como en el caso
Colombiano, éstas se cobran a los clientes a través del comercializador. En el caso
Inglés, la REC como responsable de las pérdidas, cobra un precio de servicio de
distribución que se reduce (aumenta) en la medida que sus pérdidas reales sean
mayores (menores) a las permitidas. El menor precio base es técnicamente una
penalización, y el mayor precio base permite recaudar un fondo a costa de los clientes
para cubrir las inversiones en equipos más eficientes. En Colombia el costo unitario
de distribución se reduce año a año en función de la disminución de las pérdidas
reconocidas. Dicho mecanismo de indexación es válido para el período 1997-2001, al
término del cual las pérdidas reales debieran ser iguales a las técnicas. En el caso
Chileno, la distribuidora en su función de comercializadora incluye en los precios
145
factores de expansión de pérdidas reconocidas, que corresponden al nivel de pérdidas
de una empresa modelo eficiente117
En una economía de libre mercado, es regla general introducir
competencia dónde sea posible y dejar en manos de un organismo regulador aquellos
sectores en que se pueda producir un comportamiento monopólico y que constituya
un mercado imperfecto, ausente de competencia. La regulación de los servicios
públicos, en término de sus resultados, ha sido hasta ahora una caja negra en
circunstancias que muchas de las firmas reguladas, a manos del sector privado, han
diversificado sus negocios hacia otras áreas, muchas de ellas no reguladas. De esta
manera es difícil identificar cómo se ha comportado la productividad y los costos del
segmento regulado. En ese sentido, los estudios a futuro debieran considerar los
resultados de la regulación en términos de precio, calidad y continuidad de servicio,
desarrollo de la demanda y evolución de la tecnología. Asimismo se puede evaluar
qué tipo de incentivos al consumo eficiente se pueden entregar a través de la
regulación, como actualmente se hace en Inglaterra y Gales y California.
117 Ver Anexo 5, el cual resume lo expuesto.
146
8. REFERENCIAS
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Distribución
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Energía Eléctrica de la Universidad de San Juan, Argentina
[RETN94] Regimen para la Electricidad en el Territorio Nacional/ Ministerio de
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[TARI80] Algunas consideraciones sobre Tarificación Eléctrica, Julio 1980/ CNE
(Comisión Nacional De Energía) Capítulo 3.3.
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[BITU93] ROBERTO BITU, PAULO BORN (1993)Tarifas de Energía Eléctrica:
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[OFFE95] The Distributiom Price Control: Revised proposals, OFFER, July
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[NERA98] Principle of Efficient Pricing For Transmission & Distribution, (April
1998) N/E/R/A
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150
A N E X O S
151
ANEXO 1 : INVERSIONES EN DISTRIBUIDORAS DE INGLATERRA Y
GALES
152
ANEXO 2: AJUSTE DE COSTOS OPERACIONALES PARA LAS
DISTRIBUIDORAS DE INGLATERRA Y GALES (1992-1993)
153
ANEXO 3: DEFINICIÓN DEL COSTO MARGINAL DEL SERVICIO DE
DISTRIBUCIÓN
Costos contablesValor Nuevo deReemplazo
Información requerida por
el regulador
ALTA, análisis por cada empresa cuidando de
contabilizar sólo el negocio regulado
MEDIA/ BAJA
Sólo se requiere cotizaciones, criterios
de diseño basados en empresa real,
topología, etc.
Asimetrías de informaciónMás probables, y por consecuente, mayor
probabilidad de distorsión de incentivos
Poco probables: Mejor señal de
mercado, menor dependencia de
información de la empresa, mejor proxy
a un costo marginal eficiente
Definición del costo
Clara Poco Clara: necesidad de regresiones,
estudios y diseño de bases que
comprometan las partes. Esta etapa
puede producir muchas divergencias.
Economías de ámbito
El regulador puede descontar costos compartidos para proveer un servicio competitvo si y
solamente si la distribuidora ejerce un poder monopólico sobre la competencia gracias. En
el caso del VNR, se debe descontar una parte del margen anual por servicio de apoyos,
dependiendo cómo se asignen costos de infraestructura al servicio de apoyo.
Riesgo de la actividad Traspasado a los usuarios Retenido por la firma
154
ANEXO 4: COMPARACIÓN ENTRE ESQUEMAS REGULATORIOS
Price Cap Revenue
Cap
Empresa
Modelo
Revenue
Per
Customer
Cap
Híbridos
Componente
de energía
-Incentivo al consumo de
energía por cliente
- Incentivo a aumentar
cartera de clientes
-Desincentivo
al mayor
consumo de
energía por
cliente
- Desincentivo
a aumentar
cartera de
clientes
- Id. Price Cap -Desincen-
tivo al
mayor
consumo de
energía por
cliente
- Incentivo a
aumentar
cartera de
clientes
-Combina incentivos
Price Cap y Revenue
Cap según su diseño
Incentivos
económicos
Componente
de potencia
-Desincentivo al consumo
de potencia por cliente
-Incentivo a reducir costos
por kW.
- Id. Price Cap -Id. Price Cap
-Reducir costos
hasta un nivel más
bajo que la
empresa modelo
-Id. Price
Cap
Id. Price Cap
Incentivos DSM
- Maximización de las
ventas; no incentiva
consumo eficiente
- Necesidad de mecanismos
adicionales para incentivar
DSM como:
*Bonos a inversionistas
*Permitir recuperar las
mermas de ingreso
*Recaudar a través del
precio fondos para financiar
DSM
- Incentivos a
reducir la
cantidad del
servicio a costa
de un precio
más alto,
- Se permite
recobrar las
mermas de
ingreso.
Id. Price Cap
-Precio por kW:
Consumidores
incentivados a
modular la carga.
Id. Revenue
Cap
Incentivos DSM
entre Price y Revenue
Cap
Desventajas
155
Calidad de servicio
sacrificada por
reducción de costos ®
Necesidad de regulación
de la calidad
Incentivos a fijar
precios mayores a
precios
monopólicos
(Efecto C-K),
limitar la calidad
de servicio y
segregar el
mercado.
id Price Cap +
problemas en la
definición en la
empresa modelo ®
Mayores
discrepancias entre
D y regulador.
id. Price Cap Mayor
complejidad en el
diseño de un
mecanismo
regulatorio óptimo.
156
ANEXO 5: COMPARACIÓN ENTRE ESQUEMAS REGULATORIOS
Chile Inglaterra Colombia
Esquema regulatorio Empresa modelo Price Cap Price Cap
Plazos regulatorios
(años)
4 5 5
Precio BasePrecio Por kW en cada área
típica
Precio por kWh determinado por un
ingreso permitido para cada REC y
en cada año.
Costo unitario del
servicio de distribución
por kWh
Mecanismo de
indexación
- Formula propuesta cada 4 años
en función de los precios de los
insumos
RPI �X siendo el RPI proyectado y
X = 3 %RPI � IPSE - D Perd.
Determinación del costo
marginal
Diseño de la empresa modelo
basada en la real, costos al 10%
y 30 años
Valor de compra de las REC
reajustados, 7% y regresiones para
los costos operativos
Regresiones y valores de
reposición al 9%
Incentivos de reducción
de pérdidas
Perdidas reconocidas cobrables
a usuarios a través de factores de
expansión: riesgo de las pérdidas
imputado a la firma
Perdidas reconocidas cobrables a
usuarios a través de la
comercializadora.
Riesgo de las pérdidas compartido
entre la firma y los usuarios al
reajustar el precio base de la REC en
función de las pérdidas.
Perdidas reconocidas
cobrables a los usuarios a
través de la
comercializadora. Dichas
pérdidas deben reducirse
gradualmente entre 1997
y 2001.
Incentivos DSM
No hay Ingresos premitidos reajustables
(ídem caso Noruego y Californiano).
Ingresos permitidos crecen 50% por
kWh y 50% por cliente
desincentivando así la maximización
de las ventas de energía.
No hay
