citación comisión de minería y energía

NEC

Citación Comisión de Minería y Energía

José Venegas MaluendaSecretario Ejecutivo

Comisión Nacional de Energía13 de Mayo 2019

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Agenda

Análisis de proyectos de ley:

- Boletín 12.567-08 Rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución yperfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica (Mensaje delEjecutivo).

- Boletín 12.471-08 Modifica la Ley General de Servicios Eléctricos en materiade cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de laenergía (Moción parlamentaria).

Los proyectos de ley abordan tres materias principales:

- Proceso de tarificación del Valor Agregado de Distribución (VAD).

- Concepto de Área Típica de Distribución (ATD).

- Tasa de descuento.

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Proceso de Tarificación del VAD

y Concepto de ATD

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I. Regulación actual: proceso de Tarificación del VAD

El sector eléctrico chileno se compone de tres grandessegmentos: la generación, la transmisión y ladistribución.

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El segmento de generación es un mercadocompetitivo, mientras que los segmentos detransmisión y distribución constituyen monopoliosnaturales y, por tanto, son sometidos a procesos defijación de tarifas.

En distribución se tarifica el Valor Agregado deDistribución.

Existe amplio consenso en que el proceso detarificación del Valor Agregado de Distribución, cuyaregulación data de 1982, requiere cambios.

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El Valor Agregado de Distribución se determina cadacuatro años a través de un proceso reglado detarificación. El Ministerio de Energía fija las tarifas através de decreto, previo informe técnico de la ComisiónNacional de Energía.

Para determinar el Valor Agregado de Distribución sedebe establecer los costos que una Empresa Modelo(una empresa ficticia que compite en la prestación delservicio) debe enfrentar para prestar el servicio dedistribución de energía eléctrica de forma eficiente,dando cumplimiento a la normativa (exigencias decalidad de servicio).

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Costos que considera el VAD

Costos fijos por concepto de gastos de

administración, facturación y atención del usuario, independiente de su

consumo

Pérdidas medias de distribución en

potencia y energía

Costos estándares de inversión, mantención y

operación asociados a la distribución, por unidad de

potencia suministrada.

Costos anuales de inversión se calcularán

considerando Valor Nuevo de Reemplazo de

instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil y una tasa de actualización

igual al 10% real anual

Estas componentes de costos se calculan para un determinado número de Áreas Típicas de Distribución

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La Ley General de Servicios Eléctricos define a lasÁreas Típicas de Distribución como “áreas en lascuales los valores agregados por la actividad dedistribución para cada una de ellas son parecidosentre sí” (artículo 225, literal m).

La actual definición de ATD no permite reconoceradecuadamente las distintas realidades de lasempresas distribuidoras.

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El cálculo de las componentes de costos del VAD paracada ATD se realiza en base a un estudio de costosencargado por la Comisión Nacional de Energía a unconsultor. Por su parte, las empresas distribuidorastambién pueden contratar un estudio de costos aotra empresa consultora.

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Los estudios de costos de las componentes del VAD:

- Se realizan considerando bases técnicas comunes.

- Se basan en un supuesto de eficiencia en la política deinversiones y en la gestión de una empresa distribuidoraoperando en el país.

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• El mecanismo de solución de diferencias entreestudios de costos del VAD del regulador y de lasdistribuidoras no es consistente con los actualesmecanismos de solución de diferencias utilizados enel sector de energía: un solo estudio susceptible dediscrepancia ante el Panel de Expertos.

• No existe una instancia en donde puedan participarotros actores interesados.

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• La ponderación 2/3-1/3 genera incentivos divergentes entreregulador y empresas distribuidoras

AT1: Enel Dx

AT2: CGE

AT3: SAESA

AT4: EMELARI

AT5: FRONTEL

AT6: EDELAYSEN

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Tasa

de

Rentabilidad

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II. Regulación actual: tasa de rentabilidad

Con los valores obtenidos de la ponderación de losestudios de costos y los precios de energía quecorrespondan, la Comisión Nacional de Energíaestructura un conjunto de tarifas básicas preliminares.

Las tarifas básicas preliminares deben permitir alconjunto agregado de las instalaciones de distribución delas empresas distribuidoras obtener una rentabilidadeconómica antes de impuestos a las utilidades que debesituarse en una banda entre el 6% y el 14% (“[…] que nodifiera en más de cuatro puntos de la tasa deactualización definida en el artículo 182° […]”).

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II. Regulación actual: tasa de rentabilidad

La tasa de costo de capital de 10% (artículo 182 N° 3 de laLey General de Servicios Eléctricos) no es consistente conla actual realidad del país y los riesgos de la distribución.

En otros mercados regulados del sector energía latendencia ha sido revisar a la baja las tasas y que éstas seapliquen después de impuestos:

- Transmisión: piso de 7% y techo de 10%.

- Gas: piso de 6%, sin límite superior.

La revisión de la tasa se debe abordar desde un punto devista cuantitativo (valor que se define como piso) yprocedimental (cómo se determina la tasa).

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Proyectos

de ley

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I. Proyectos de ley (mensaje del Ejecutivo y moción)

Tanto el proyecto de ley iniciado a través de mensajedel Ejecutivo como la moción parlamentaria apuntana objetivos similares: perfeccionar mecanismo dedeterminación de tasa de rentabilidad de ladistribución.

Moción parlamentaria establece en su artículotransitorio que mientras no se aplique elprocedimiento para determinación de la tasa, lastarifas deben ser recalculadas con una tasa fija de6,5% de costo de capital.

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II. Proyecto de ley del Ejecutivo

El proyecto de ley del Ejecutivo plantea una nuevaregulación que se hace cargo de las dificultades quela tarificación de la distribución actualmente tiene,abordando:

- Proceso tarifario del VAD.

- Concepto de ATD.

- Proceso de determinación de la tasa dedescuento y valor piso.

Próximamente se iniciará el proceso tarifario del VADpara el cuatrienio noviembre 2020-2024.

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II. Proyecto de ley del Ejecutivo: Proceso tarifario VAD

Dificultades diagnosticadas• Solución de diferencias entre regulador y empresas distribuidoras a

través de ponderación 2/3-1/3 de los resultados de los estudios decostos, lo que genera incentivos divergentes.

Solución propuesta en proyecto de ley del Ejecutivo

• Existe un solo estudio de costos que es licitado y supervisado por unComité integrado por representantes de las distribuidoras, Ministeriode Energía y Comisión Nacional de Energía.

• Tanto las bases técnicas para la realización del estudio de costos comoel informe técnico preliminar CNE se someten a instancia deobservaciones y, eventualmente, discrepancia ante Panel de Expertos.Éste no puede optar por valores intermedios por lo que existenincentivos para entregar la mejor información disponible (tiende areducir asimetrías de información).

• Consistente con otros mercados regulados.

• Este cambio también altera la estructura de riesgos para la empresadistribuidora.

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II. Proyecto de ley del Ejecutivo: Proceso tarifario VAD

Dificultades diagnosticadas• No participan actores distintos de la Comisión Nacional de Energía

y las empresas distribuidoras.


• Se crea un Registro de Participación Ciudadana, en donde puedeinscribirse toda persona natural o jurídica con interés en participaren el proceso tarifario (se denominan “Participantes”).

• Los Participantes tienen acceso a los antecedentes y resultadosdel estudio de costos.

• Los Participantes –así como las distribuidoras– pueden observarlas bases técnicas del estudio de costos, así como el informetécnico preliminar CNE y, asimismo, presentar discrepancias anteel Panel de Expertos contra las bases y el informe técnico.

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II. Proyecto de ley del Ejecutivo: Concepto de ATD

Dificultades diagnosticadas

• Actual definición de ATD no permite reconocer adecuadamente lasdistintas realidades de las empresas distribuidoras. Esto esparticularmente complejo en el caso de las cooperativas.

• Estudios de costos se hacen por cada ATD, no por cada distribuidora.


• Se reemplaza definición de ATD por “áreas en las cuales los costos deprestar el servicio de distribución son similares entre sí, pudiendoincluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribucióneléctrica”.

• El perfeccionamiento de la definición de ATD permite fijar tarifassimilares a empresas que efectivamente enfrenten realidadessimilares. El estudio de costo seguirá siendo por ATD (asimetrías deinformación y costo asociado a tarificación por empresa), pero éstasserán más representativas de la realidad de las empresas.

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II. Proyecto de ley del Ejecutivo: Tasa de descuento

Dificultades diagnosticadas• La tasa de 10% fija no es consistente con la realidad del país ni con los

riesgos que enfrenta la distribución de energía eléctrica.

Solución propuesta en proyecto de ley del Ejecutivo• Se reduce la tasa: piso de 6%, sin techo, que se aplicará después de

impuestos.

• Se establece un procedimiento para la determinación de la tasa: CNEcalcula la tasa cada 4 años. Para ello, se licita un estudio que debedefinir la metodología de cálculo de la tasa de actualización y losvalores de sus componentes. Finalizado el estudio, CNE emite uninforme técnico con la tasa de actualización, cuyo valor se incorporaen las bases técnicas del VAD, por lo que puede ser observado y,eventualmente, sometido a discrepancia ante el Panel de Expertos.

• En este sentido, la aplicación de tasa fija de 6,5% en el artículotransitorio, sin estudiar las condiciones de mercado, no sería lo másadecuado.

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Tasa libre de riesgo:Correspondiente a los activos

de menor riesgo, relacionados con

instrumentos de deuda pública. Refleja riesgo país.

Riesgo sistemático:Medida de cómo varía el

retorno de la industria (distribución) en relación a las

retorno del mercado en su totalidad.

Refleja riesgo de la industria.

Premio por riesgo:Diferencia entre el retorno

del mercado en su totalidad y la tasa libre de riesgo

Refleja riesgo de la actividad económica a nivel mundial.

Solución propuesta en proyecto de ley del Ejecutivo• Una tasa fija de 10% no refleja adecuadamente las condiciones de riesgo

enfrenta la industria. Particularmente, las condiciones de riesgo del paísen los años 80’ eran muy diferentes a las existentes en la actualidad.

• Una tasa que se recalcula en cada fijación tarifaria, de acuerdo a lascondiciones de mercado, nacional e internacional, permite incorporar demejor manera los riesgos del negocio.

• Modelo clásico de retornos esperados: Modelo CAPM (Capital AssetPricing Model)

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Rentabilidad de las distribuidorasNo es equivalente realizar el cálculo de tasas para empresas reales (como en Europa) versusrealizarlo para empresa modelo (como en Chile). El cálculo sobre empresa real presentamenos riesgo y, por tanto, se puede fijar una tasa menor.

Estimación efecto tasa de descuentoEl siguiente ejercicio es sólo una estimación, porque el cálculo final depende de los activos específicos de cada distribuidora y su vida útil. Por ello, el efecto real sólo podrá precisarse al efectuarse el cálculo del VAD.

Ejercicio de reducción ingresos y cuenta final a causa de reducción de tasa

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Rentabilidad de las distribuidoras

• La componente de distribución es crítica de cara a los clientes y en cuanto a lanecesidad de disponer de redes de primer nivel, con permanente avance y mejora deinversiones en calidad y seguridad de servicio.

• Impactos totales en los ingresos de la distribuidora que parten en torno al 15% paraeste rango de tasas y pueden llegar al 30%, pueden ser muy significativos para esaindustria, vital en el eslabón del suministro eléctrico, y pueden repercutir en elincentivo a invertir, el desarrollo futuro de la industria y el resultado final de la calidad yseguridad del suministro a los clientes.

• La tasa debiera estudiarse de cara a cada proceso tarifario, atendidas las condiciones demercado, y a nivel legal solo debiera establecerse el piso de la misma.

• Una componente importante de la tasa viene dada por las tasas libres de riesgo de losmercados de financiamiento internacionales, las que pueden subir o bajarsignificativamente en relativamente cortos períodos de tiempo.

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Regulación por empresa eficiente vs Regulación por empresa real (Tasa de Retorno)

• La regulación por Empresa Real reconoce los costos de operación e inversiónefectivamente incurridos por la empresa real, de manera que la tarifa permita quela empresa real obtenga una determinada rentabilidad predefinida sobre dichasinversiones.– Empresa enfrenta un menor riesgo regulatorio, pues asegura una rentabilidad

a la empresa real.– Incentivos a la sobreinversión (Efecto Averch-Johnson)– Requiere mayor carga de fiscalización

• La regulación por Empresa Eficiente modela los costos de operación e inversión deuna empresa ficticia, que opera de manera eficiente.– No depende de los costos de la empresa real– Incentiva a la empresa real a reducir sus costos de operación e inversión para

ser tan eficiente como la Empresa Eficiente.– Empresa enfrenta un mayor riesgo regulatorio

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Tasa de descuento de empresa eficiente vs empresa real

• La tasa de descuento utilizada en elaboración de tarifas (regulación por EmpresaEficiente) se interpreta como la tasa de retorno que logra una empresa eficiente, lacual:– Realiza sus inversiones de manera eficiente, de acuerdo a los costo y

tecnologías vigentes disponibles en el mercado disponible.– Posee una estructura organizacional eficiente, remunerada de acuerdo a

valores de mercado.– Posee costos operacionales y de mantenimiento eficientes.

• La empresa real, en la media que logre alcanzar niveles de eficiencia similares a laempresa eficiente, podrá alcanzar un retorno de largo plazo similar a la tasa dedescuento.

• Por el contrario, si la empresa real cuenta con costos más altos que los reconocidostarifariamente, ello no tiene incidencia en la tarifa a los clientes y el retorno de laempresa real resultará menor que la tasa de descuento.

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Tasa antes de impuestos y tasa después de impuestos

• La tasa de descuento antes de impuestos refleja la rentabilidad de los activos antesdel pago de impuestos.

• La tasa de descuento después de impuestos refleja la rentabilidad de los activosconsiderando los desembolsos por el pago de impuestos (de una empresaeficiente, no de la empresa real).

• La tasa de descuento después de impuestos es menor que la tasa antes deimpuestos.

• La tasa de descuento después de impuestos permite establecer una meta deretorno a los activos, con independencia de los efectos de la política tributaria. Latarifa se ajusta de manera de cubrir los impuestos a la renta correspondientes.

• La regulación tarifaria en Chile de los sectores de transmisión eléctrica,distribución de gas, telecomunicaciones y sanitario, consideran una tasa dedescuento después de impuestos.

CNE

MUCHAS GRACIAS

Comisión Nacional de EnergíaAlameda 1449,, Torre 4, Piso 13

Tel. (2) 2797 2600Fax. (2) 2797 2627

www.cne.cl

Santiago - Chile

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