experiencia argentina con la riiótifiit lrevisión

AGENCIA ESPAÑOLA DE COOPERACIÓN

Ó É

INTERNACIONAL

III CURSO DE REGULACIÓN ENERGÉTICA DE ARIAE ”Las Redes de Energía Eléctrica y del Gas Natural”

Experiencia Argentina con la Experiencia Argentina con la R i ió T if i I t lR i ió T if i I t lRevisión Tarifaria IntegralRevisión Tarifaria Integral

Cartagena de Indias – ColombiaJulio César Molina – Nov. 2005

AGENDA

1. Retrospectiva del Sector Eléctrico Argentino.

2. Resultados de la Transformación.

3. La Crisis.

4. La Renegociación Contractual.

5. Las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI).

6. Reflexiones finales.

JCM – Nov. 2005

RetrospectivaRetrospectivaRetrospectivaRetrospectivadeldeldel del

Sector Eléctrico ArgentinoSector Eléctrico Argentinogg

“Historia, émula del tiempo, depósito de las acciones, , p , p ,testigo de lo pasado, ejemplo y aviso de lo presente,

advertencia de lo por venir...”

Cervantes Quijote I IX

JCM – Nov. 2005

Cervantes, Quijote, I. IX

Etapa Inicial (1880 Etapa Inicial (1880 –– 1943)1943)1882.- Iluminación de los Pabellones de la Exposición Continental en Plaza Once.

1886.- Se inaugura en La Plata, la primera central eléctrica del país.1887 Inst de la 1° central eléctrica y red de A° P° en el centro de la Capital Federal1887.- Inst. de la 1° central eléctrica y red de A° P° en el centro de la Capital Federal.1907.- CATE (Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad)1921.- CHADE (Compañía Hispano Argentina de Eletricidad)1936.- CADE (Compañía Argentina de Electricidad), CIADE (Compañía Italo Argentina

de Electricidad)

Interior del país: EBASCO. Grupo ANSEC (nueve compañías):1) Los Andes; 2) NorteArgentino; 3) Sur Argentino; 4) Este Argentino; 5) Central Argentina; 6) HidroeléctricaTucumán; 7) General de Electricidad de Córdoba; 8) Luz y Fuerza Córdoba; 9) ElectricidadTucumán; 7) General de Electricidad de Córdoba; 8) Luz y Fuerza Córdoba; 9) Electricidadde Alta Gracia.

T d t l i ó l tit ió d i d f 1)Todo este proceso culminó con la constitución de cinco grandes grupos que fueron: 1)CADE; 2) CIADE; 3) ANSEC; 4) SUDAM y 5) COMPAÑIA SUIZO ARGENTINA

JCM – Nov. 2005

Etapa pre Etapa pre -- transformación (1943 transformación (1943 –– 1992).1992).

Instituciones: Instituciones: Significativa carga política en el tratamiento jurídico y económico del servicio público.

Organizaciones:Organizaciones: Comportamientos propios, desarticulados, no coordinados.Incorrecta selección de objetivos, gestiones ineficientes, j , g f ,gasto inusitado de las empresas.

Consecuencias:Consecuencias:Consecuencias:Consecuencias:

Inadecuaciones TarifariasInadecuaciones Tarifarias.

Restricciones en el consumo Restricciones en el consumo (Décadas: 40´; 50´; 70´; 80´;...)

“EMERGENCIA CRÓNICA”“EMERGENCIA CRÓNICA”

JCM – Nov. 2005

Precios de Servicios de Empresas Públicas Argentinas 1945-1985

JCM – Nov. 2005

FUENTE: Navajas y Porto

Restricciones al ConsumoRestricciones al ConsumoiNormativa:

Decreto N° 5.557/43; Decreto N° 10.744/43; Decreto N° 8.209/44; Decreto N° 13.670/45; Decreto N° 10.151/49; Decreto N° 7.584/50; D t N° 13 664/50 R l ió I d C N° 409/52Decreto N° 13.664/50; Resolución Ind. y Com. N° 409/52; Resolución Ind. y Com. N° 857/53,...........................

R l ó (S C I ) N° 311 424 478 496/88Resolución (S.C.Int.) N° 311, 424, 478, 496/88; Resolución (S.E.) N° 451, 549, 672, 716/88; Decreto N° 1756/88;Decreto N 1756/88;

Década del Década del ´́90: SIN RESTRICCIONES90: SIN RESTRICCIONES

Resolución S.E. N° 415/04, , Resolución S.E. N° 552/04,

Resolución S.E. N° 754/04, Resolución S.E. N° 1063/05

JCM – Nov. 2005

Resolución S.E. N 754/04, Resolución S.E. N 1063/05

Etapa de la transformación (1992 Etapa de la transformación (1992 –– 2001)2001)

Instituciones:Instituciones: Introducción y promoción de competencia; transparencia; reasignación de funciones económicas e institucionales. g f

Organizaciones:Organizaciones: Introducción del sector privado en condiciones de riesgo; regulación para actividades monopólicas- creación del ENRE- .

Consecuencias:

Positivos resultados (Tarifa; Rentabilidades; Calidad; Cobertura Positivos resultados (Tarifa; Rentabilidades; Calidad; Cobertura

Necesidad de cambios Institucionales (reformas de 2da.generación)( f g )

Necesidad de cambios Organizacionales (mejor coordinación; cooperación, gobernancia del mercado)( j p g )

“NO PUDIERON EFECTIVIZARSE LOS CAMBIOS”“NO PUDIERON EFECTIVIZARSE LOS CAMBIOS”

JCM – Nov. 2005

Resultados Resultados

de la de la de ade a

TransformaciónTransformaciónTransformaciónTransformación

JCM – Nov. 2005

Evolución de las Tarifas de distribución antes (1980Evolución de las Tarifas de distribución antes (1980--1991) y después 1991) y después de la restructuración (1992de la restructuración (1992--2002), por kWh y en $ constantes de 2001.2002), por kWh y en $ constantes de 2001.

0,210

0,200

0,225

Gestión EDENOR, EDESUR y EDELAP

0,161

0 143

0,165

0,150

0,175

01)

Gestión SEGBA

0,123

0,113

0,106

0,131

0,114

0,092

0,143

0,120

0 091

0,100

0,125

nsta

ntes

de

200

0,077

0,064

0,067

0,091

0,050

0,075($ c

on

0,040

0,000

0,025

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20021980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

TMGkWh facturada por SEGBA TMGkWh Total de SEGBA TMGkWh de SEGBA para rentabilidad 8% (Contrato Concesión)

Transferencias Tesoro a SEGBA (pagadas por todo el país) TMGkWh Total de EEE TMGkWh de EEE para usuarios cautivos

TMGkWh de EEE de peaje a GU TMGkWh para "usuarios no cautivos"

F t UADE

JCM – Nov. 2005

Fuente: UADE

Evolución de las tarifas ( junio 2001 Evolución de las tarifas ( junio 2001 –– marzo 1991)marzo 1991) Indice de precios mayoristas 115,8 Gas Natural 149,0

C d i l 142 7 Corredores viales 142,7 Telefonía básica 124,4

Energía EléctricaResidencial:• bajo consumo 101,2• alto consumo 29,3Industrial:Industrial:• bajo consumo 75,9• alto consumo 57,6

Fuente: FLACSO Base = 100 (marzo91)

JCM – Nov. 2005

( )

RentabilidadRentabilidad

Sector 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Promedio 1994/1999/

Rentabilidad/Patrimonio neto 17,4 17,3 14,3 15,1 14 14,2 15,4

C i i i l 40 3 26 6 19 23 8 19 1 /d 25 8Concesionarios viales 40,3 26,6 19 23,8 19,1 s/d 25,8

Gas natural 13,7 11,8 10,1 10,5 10,2 10,3 11,1

Energía eléctrica -0,4 5,8 6,9 7,5 8,3 5,5 5,6Telefonía 13 3 13 5 10 3 12 4 15 1 13 3 13Telefonía 13,3 13,5 10,3 12,4 15,1 13,3 13

Agua y servicios cloacales 20,1 28,9 25,4 21,1 17,1 27,6 23,3

FUENTE: FLACSO

JCM – Nov. 2005

EVOLUCIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO – Promedio ponderado por facturación

DISTRIBUCIÓN

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

EDENORRentabilidad sobre PN -6,82% -9,39% 0,18% 5,64% 7,89% 11,20% 9,35% 9,84% 10,25% 9,85% -39,69%Rentabilidad sobre Activo -5,03% -8,24% -1,19% 1,67% 6,83% 10,32% 11,25% 12,35% 11,96% 11,68% 3,52%

EDESURRentabilidad sobre PN -3,24% -6,60% -1,70% 7,13% 7,59% 6,22% 8,59% 2,13% 9,47% 9,87% -8,98%Rentabilidad sobre Activo -2,94% -6,41% -2,63% 1,83% 4,12% 6,13% 8,69% 2,94% 9,76% 10,97% 1,93%, , , , , , , , , , ,

EDELAPRentabilidad sobre PN -1,93% 20,69% 1,85% 1,68% 0,81% 3,32% 4,17% 2,53% 4,37% 4,34%Rentabilidad sobre Activo -2,71% 10,59% 1,97% 1,79% 2,26% 1,50% 3,53% 3,41% 5,26% -0,96%

PROMEDIO SEGMENTORentabilidad sobre PN -4,96% -7,62% 0,45% 6,15% 7,41% 8,26% 8,67% 5,88% 9,44% 9,46% -22,80%Rentabilidad sobre Activo -3,95% -7,04% -1,21% 1,77% 5,25% 7,88% 9,53% 7,42% 10,44% 10,75% 2,80%

Nota:Nota: Rentabilidad sobre PN = Resultado Neto / (Patrimonio Neto – Ganancia Neta del Ejercicio)Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total

JCM – Nov. 2005

EVOLUCIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO – Promedio ponderado por facturación

TRANSPORTE1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

TRANSENERTRANSENERRentabilidad sobre PN 7,40% 8,07% 6,76% 6,42% 5,03% 6,21% 6,77% 7,15% -117,29%Rentabilidad sobre Activo 7,60% 7,52% 8,17% 8,50% 5,41% 5,06% 6,70% 6,56% 2,23%

TRANSNOA (sin revalúo)Rentabilidad sobre PN 3,40% -8,16% 3,56% 7,47% 8,29% 11,20% 6,97% 3,95% 8,24%Rentabilidad sobre Activo 5 75% 1 75% 1 51% 2 11% 3 25% 3 97% 3 07% 1 93% 1 48%Rentabilidad sobre Activo 5,75% 1,75% 1,51% 2,11% 3,25% 3,97% 3,07% 1,93% -1,48%

TRANSNEARentabilidad sobre PN 2,56% 1,87% 3,51% 15,96% 16,19% 15,96% 8,04% 5,66%Rentabilidad sobre Activo 2,29% 0,89% 8,45% 13,38% 23,75% 18,55% 15,93% 18,43%

TRANSPARentabilidad sobre PN 3,22% 5,47% 5,75% 6,35% 6,06% 7,25% 8,88% 10,14% 2,02%Rentabilidad sobre Activo 3,94% 6,69% 8,25% 8,31% 8,55% 9,59% 11,01% 12,97% 4,30%

DISTROCUYORentabilidad sobre PN 3,24% 4,88% 5,25% 4,51% 5,95% 7,12% 8,53% 1,95%Rentabilidad sobre Activo 3,35% 4,98% 5,95% 6,10% 8,21% 10,36% 12,72% 5,71%

TRANSBARentabilidad sobre PN 1,60% 3,90% 6,05% 6,24% 5,59% 2,22%Rentabilidad sobre Activo 2,13% 4,92% 7,60% 7,78% 7,61% 2,78%

PROMEDIO SEGMENTORentabilidad sobre PN 6,58% 5,33% 6,10% 6,49% 5,82% 7,11% 6,87% 6,58% -71,68%Rentabilidad sobre Activo 7,10% 6,17% 7,34% 7,34% 6,31% 6,58% 7,35% 7,52% 2,29%

Nota: Rentabilidad sobre PN = Resultado Neto / (Patrimonio Neto – Ganancia Neta del Ejercicio)Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total

JCM – Nov. 2005

Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total

Cobertura y su característica distributiva Cobertura y su característica distributiva

TOTALServicio 1 2 3 4 5

Cloaca 30,0 54,2 61,1 73,2 88,4 61,4Gas Natural 41,4 68,3 77,0 89,1 95,0 74,2

EGH 1985/86Quintiles

, , , , , ,Electricidad 72,2 87,5 92,4 91,1 98,8 88,2Teléfono 9,5 27,6 36,0 54,5 68,8 39,3Agua Corriente 44,8 67,0 72,6 83,7 92,7 72,2

TOTALServicio 1 2 3 4 5

EGH 1996/97Quintiles

Servicio 1 2 3 4 5Cloaca 27,0 45,5 58,1 72,5 87,4 58,1Gas Natural 53,7 79,5 89,3 94,9 98,9 83,3Electricidad 99,6 99,7 99,9 100,0 100,0 99,8Teléfono 31,7 55,7 74,5 84,0 91,7 67,5Agua Corriente 51,9 70,5 78,4 85,3 94,9 76,2

Decil 1985/86 1996/7 Variación Puntos Extensión sobre IPCF porcentuales población no cubierta

( ) (b) © (b)/( ) 1 (d) (b) ( ) ( ) (d)/(100 ))

Extensión de la coberturaCobertura

FUENTE: Navajas (1999) en base a datos del INDEC

(a) (b) © = (b)/(a)-1 (d)=(b)-(a) (e)=(d)/(100-a))1 66,1 99,1 49,9 33,0 97,32 80,5 100,0 24,2 19,5 100,03 87,7 99,6 13,4 11,8 96,74 90,5 99,7 10,2 9,2 96,85 92,8 99,8 7,5 7,0 97,26 95 0 100 0 5 3 5 0 100 06 95,0 100,0 5,3 5,0 100,07 96,8 100,0 3,3 3,2 100,08 96,1 100,0 4,1 3,9 100,09 97,5 100,0 2,6 2,5 100,010 99,4 100,0 0,6 0,6 100,0

Total 90,3 99,8 10,5 9,5 97,9

JCM – Nov. 2005

FUENTE: FLACSO

Evolución Calidad de Servicio Evolución Calidad de Servicio

TIEMPO TOTAL DE INTERRUPCIONES POR KVA

22,10

19,0920

24

TTIK

TTIK

,

14,7213 08

16

20

13,0811,43

9,798,15

7,378

12

6,517,37

6,204,62 4,71

4

8

01992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 AÑO

JCM – Nov. 2005

Calidad - Sistema de Transporte en Alta Tensión

ÍINDISPONIBILIDADES FORZADAS DE LÍNEAS - TASA DE FALLA

2,50

3,00

1,50

2,00

0,50

1,00

0,00

Ene-

95Ab

r-95

Jul-9

5O

ct-95

Ene-

96Ab

r-96

Jul-9

6O

ct-96

Ene-

97Ab

r-97

Jul-9

7O

ct-97

Ene-

98Ab

r-98

Jul-9

8O

ct-98

Ene-

99Ab

r-99

Jul-9

9O

ct-99

Ene-

00Ab

r-00

Jul-0

0O

ct-00

Ene-

01Ab

r-01

Jul-0

1O

ct-01

Ene-

02Ab

r-02

Jul-0

2O

ct-02

E A J O E A J O E A J O E A J O E A J O E A J O E A J O E A J O

TASA DE FALLA EJECUCIÓN DE GARANTÍA

JCM – Nov. 2005

La CrisisLa CrisisLa CrisisLa Crisis

“Las recientes dificultades argentinas son inusuales solo “Las recientes dificultades argentinas son inusuales solo id d l í i hi i did d l í i hi i dpor su severidad ya que el país tiene una historia de por su severidad ya que el país tiene una historia de

crónicos problemas económicos, monetarios y políticos”crónicos problemas económicos, monetarios y políticos”Diario La Nación (29/06/2003)Diario La Nación (29/06/2003)

JCM – Nov. 2005

Crisis actual del sector eléctricoCrisis actual del sector eléctrico

Manifestaciones mas evidentes evidentes de la crisis: Deterioro Tarifario.

Desequilibrio de las prestaciones.

Marcada InequidadMarcada Inequidad.

Incipientes problemas de abastecimiento.

Los problemas esenciales esenciales y básicos son: Deformación de los resultados de la transformación Deformación de los resultados de la transformación

Precarieadad y fragilidad Institucional y Organizacional.

P d I fl ió N tiProceso de Inflación Normativa.

Precarización de los medios adecuados de la regulación.

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis ( Deterioro Tarifario )Manifestaciones de la Crisis ( Deterioro Tarifario )Precios Medios de Suministro a Cliente Final

60,0

70,0Precios Medios de Suministro a Cliente Final

50 20 49 51 54 54 52 42 61

2125

35

50,0

60,0

Wh

35 2221 25

26

1930,0

40,0

U$

/MW

1116 19 22 18 15 13 15

1310,0

20,0

U

114

11 11 11 11 11 11 114

0,0

0,0

Arg 2001 Agr 2004 Arg Eq Chile Colombia Brasil Perú España Francia-ItaliaItalia

Gas + Transporte Valor Agregado Generación Valor Agregado Distribución

Nota 1: Precios finales suponiendo mismo precio de gas en generación.Nota 2: Tasa de descuento utilizada para el valor agregado de generación corresponde a la aplicable en cada país.

JCM – Nov. 2005

Nota 3: Valor Agregado de Generación calculado sobre la base de Ciclo Combinado.

Manifestaciones de la Crisis Manifestaciones de la Crisis

Estimación del producido del Sector Eléctrico por segmento

Según condiciones previas Ajuste Índices Argentina Ingreso / Facturación (en $MM)

PERIODO ENERO 2002 - OCTUBRE 2005A PRECIOS CONSTANTES DE DICIEMBRE DE 2004 (***)

Ocurrido (1)g p

pesificación (2)j g

(3)Energía 10.197,41 22.894,47 22.894,47 Potencia 3.156,34 8.091,77 6.091,99 Transporte 898,71 2.680,23 1.707,09 Distribución 14.576,28 43.491,99 28.102,84 TOTAL MEM 28.828,74 77.158,46 58.796,39 Relación respecto ocurrido 167,6% 104,0%Diferencia respecto ocurrido 48.329,72 29.967,65

El Total MEM expresado en dólares al tipo de cambio de referencia 2,88$/U$S resulta de

Ocurrido (1) Según condiciones previas ifi ió (2)

Ajuste Índices Argentina (3)( ) pesificación (2) (3)

Total MEM U$S MM 10.009,98 26.791,13 20.415,41 Diferencia respecto ocurrido U$S MM 16.781,15 10.405,43

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la CrisisManifestaciones de la Crisis

Porcentaje de hogares y personas por debajo de la línea de indigencia en el GBAPorcentaje de hogares y personas por debajo de la línea de indigencia en el GBA

JCM – Nov. 2005


Porcentaje de hogares y personas por debajo de la línea de pobrezaPorcentaje de hogares y personas por debajo de la línea de pobreza

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis Manifestaciones de la Crisis (Cantidad de Hogares Indigentes y Pobres)(Cantidad de Hogares Indigentes y Pobres)

Condición Número de Hogares

Porcentaje sobre la Población TotalHogares Población Total

Hogares Indigentes 493,865 16.71% Hogares Pobres 1,362,107 46.08%gHogares no Pobres 1,593,857 53.92%

Fuente: Elaboración en Base a OSPM

JCM – Nov. 2005


Usuarios Desconectados (mayo – junio/2002)

JCM – Nov. 2005


Usuarios Morosos (mayo – junio/2002)

JCM – Nov. 2005

Ó

Cuestiones Esenciales Cuestiones Esenciales (Distorsión de los resultados de la transformación)(Distorsión de los resultados de la transformación)

DISTORSIÓN

• Indexar Tarifas por inflación de USA violó la ley de convertibilidad, perjudicando a

los usuarios en millones de dólares.

REALIDAD

• Ley 24.065, art. 42°, inc. d). Las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan

reflejar cualquier cambio en los costos, que este no pueda controlar.

• Modelo de Regulación: PRICE – CAP, (Tj = To x RPI – X +/- Q + I)

• Entre 1992 y 2000 la inflación acumulada de USA y ARG. Fueron prácticamente

i liguales.

• Indexación en servicios públicos es práctica normal internacionalmente (protege al

usuario al bajar costo de capital)usuario al bajar costo de capital).

• Sin indexación las tarifas deberían haber sido mayores o el valor de venta de las

empresas hubiese sido menor

JCM – Nov. 2005

empresas hubiese sido menor.


DISTORSIÓNDISTORSIÓN

• Las empresas eléctricas tuvieron altísima rentabilidad, lo que demuestra falta de regulación y

t if l dtarifas elevadas.

REALIDADREALIDAD

• La rentabilidad no fue homogénea en todos los servicios públicos regulados. Por lo que no debe

genralizarse y tomar valores promedios entre distintos servicios públcios

El t lé t i t t bilid d d l d d d 5 % l í d 1992/97• El sector eléctrico tuvo una rentabilidad de alrededor de 5 % en el período 1992/97

• La rentabilidad posibilitada en los 2° quinquenios de concesión, luego de las revisiones tarifarias

correspondientes, a través del procedimiento de Audiencias Públicas, tanto en el ámbito nacional

y distintas jurisdicciones provinciales fueron:

Sector Transporte : TRANSENER S.A.: 10,54 %; TRANSNOA S.A. = 12,77 %; TRANSNEA S.A. = 12,77 %; TRANSPA S.A. = 12,77 %., ; ,

Sector Distribución: ESJ S.A. (San Juan) = 11,27 %, EDECAT S.A. (Catamarca) = 11,23 %,

EDERSA (Entre Ríos) = 11,27 %

JCM – Nov. 2005


DISTORSIÓNDISTORSIÓN

• Las inversiones en el servicio público de electricidad fueron al menos escasas.

REALIDADREALIDAD

• En el período 1992 – 2002 el total invertido por el sector en transporte y

distribución fue de U$S 3.501.522.305,00. Gráfico muestra total de Inversiones

en Transporte y Distribución (valores constantes a Dic. – 2001)p y ( )

$ 600.223.182600.000.000

700.000.000

$ 434.878.017

$ 303.130.970

$ 423.624.618$ 409.959.760

$ 347.510.058$ 367.737.183$ 311.300.065

300.000.000

400.000.000

500.000.000

$ 14.534.728

$ 126.940.817$ 161.682.906

0

100.000.000

200.000.000

JCM – Nov. 2005

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Cuestiones Esenciales ( Inflación Normativa )Cuestiones Esenciales ( Inflación Normativa )

Ley 25.561Decreto N° 293 (12/02/02)Decreto N 293 (12/02/02)

Decreto N° 370 (22/02/02)-Resolución ME N° 20 (18/03/02)

Resolución ME N° 38 (09/04/02)-Resolución ME N° 53 (15/04/02)

Decreto N° 1.090 (25/06/02)-Resolución ME N° 308 (16/08/02)-Resolución ME N° 317 (22/08/02)

Decreto N° 1.834 (16/09/02)-Decreto N° 1.839 (16/09/02)-Resolución ENRE N° 476 (08/10/02)

R l ió ME N° 487 (11/10/02) R l ió ENRE N° 1 (18/10/02) R l ió SE N° 148 (25/10/02)Resolución ME N° 487 (11/10/02)-Resolución ENRE N° 1 (18/10/02)-Resolución SE N° 148 (25/10/02)

Resolución ENRE N° 3 (14/11/02)-Resolución ENRE N° 4 (11/11/02)-Resolución ME N° 576 (05/11/02)

Decreto N° 2.437 (02/12/02) - Decreto N° 120 (23/01/03) - Decreto N° 146 (23/01/03)( ) ( ) ( )

Decreto N° 311 (03/07/03)-Resolución Conjunta ME y MPOSP N° 188 y N° 44 (06/08/03)

Ley 25.790 “Proyecto” Ley General de Servicios Públicos

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Cuestiones Esenciales ( Declinación Normativa )Ley 24.065

• Promover la competitividad de los mercados (Artic.2°).

Ley 25.561

Artículo 9°: Criterios para La Renegociación.C titi id d d l í(Artic.2 ).

• Alentar las inversiones privadas (Artic.2°).• Protección de los derechos de los usuarios

(Artic.2°).

• Competitividad de la economía y distribución de ingresos.

• Intereses de los usuarios y Accesibilidad de los servicios.

• Tarifas justas y razonables (Artic.40°).• Asegurar el mínimo costo razonable para el

usuario (Artic. 40° inc. d).• Asegurar la seguridad del abastecimiento

• Seguridad de los sistemas.• Calidad y Planes de Inversión.• Rentabilidad de las empresas.

segu a a segu dad de abastec e to(Artic. 40° inc. d).

• Precios máximos de eficiencia (Artic. 42°).• Tarifa asociada a forma de prestación, ubicación

geográfica otra característica que el ente

Ley 25.790• Extiende la E.P. y el plazo para la

renegociación de los contratos de S.P. geográfica u otra característica que el ente califique como relevante (Artic.40° inc. b).

• Posibilitar una rentabilidad razonable (Art.41°).

g• La renegociación no se halla limitada o

condicionada por los Marcos Regulatorios que rigen los contratos.El P E puede realizar acuerdos parciales

• La Regulación como un Proceso Dinámico, Flexible, (Artics.43°,46°, 48°).

• El P.E. puede realizar acuerdos parciales.• El P.E. debe remitir la propuesta de

renegociación al Poder Legislativo (debe expedire en 60 días).

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Cuestiones Esenciales Cuestiones Esenciales ((Precarización Organizacional)Precarización Organizacional)

APTITUDAPTITUD ORGANIZACIÓN para la REGULACIÓNORGANIZACIÓN para la REGULACIÓN

U id d d R i ióU id d d R i ió C i ió L i l tiC i ió L i l ti R l dR l dUnidad de RenegociaciónUnidad de Renegociación Comisión LegislativaComisión Legislativa ReguladorRegulador

PericiaPericia. . ? ? +

Desarrollo de regulaciones Desarrollo de regulaciones ? ? +

coherentes y contínuas. coherentes y contínuas.

Respuesta flexible a cambios :Respuesta flexible a cambios : ? ? +

económicos,sociales, tecnológ.económicos,sociales, tecnológ.económicos,sociales, tecnológ.económicos,sociales, tecnológ.

Menor grado de influenciasMenor grado de influencias ? ? +

políticas/partidarias.políticas/partidarias.

Menor Asimetría de InformaciónMenor Asimetría de Información. ? ? +

Implementación de procedimientos Implementación de procedimientos ? ? +

participativos (transparencia).participativos (transparencia).

Racionalidad y RazonabilidadRacionalidad y Razonabilidad ? ? +

JCM – Nov. 2005

Volver a las FuentesVolver a las Fuentes ( ( IRREMEDIABLE DECISIÓN )

Ley 24.065Ley 24.065• Más de 3 AÑOS.

• Se produjo un gran deterioroLey 24.065Ley 24.065

Ley 25.561Ley 25.561

Se produjo un gran deterioro

Institucional y Organizacional.

• Se generó deterioro e inequidadLey 25.561Ley 25.561

Inflación NormativaInflación Normativatarifaria, aparecen problemas

de abastecimiento.

S d j l iLey 25.790 Ley 25.790

C t d E t di i tC t d E t di i t

• Se produjeron soluciones

parciales ¿ adecuadas ?. C. de E.

• Se establece el regreso a lasCarta de EntendimientoCarta de Entendimiento

L 24 065L 24 065

Se establece el regreso a las

Instituciones y Organizaciones

pre-existentes; en la búsqueda Ley 24.065Ley 24.065 de soluciones SUSTENTABLES

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La Renegociación ContractualLa Renegociación Contractual

JCM – Nov. 2005

El Acta AcuerdoEl Acta Acuerdo

Contenidos básicos del ActaContenidos básicos del Actaoo Estipulación de los efectos de la entrada en vigencia del p g

acuerdo y las instancias y actividades previstas durante el período de transición contractual.

o Determinación de condiciones jurídicas, técnicas, económico-financieras y técnicas de prestación del servicio público durante el período de tranición.

o Definición de un Régimen Tarifario de Transición.g

o Establecimientos de pautas para aplicar en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) y las condiciones que regirán laTarifaria Integral (RTI) y las condiciones que regirán la prestación una vez finalizado el período de transición.

o Establecimiento de un Régimen de Tarifa Social

JCM – Nov. 2005

o Establecimiento de un Régimen de Tarifa Social.

El Acta AcuerdoEl Acta Acuerdo PPrincipales contenidos del Acta PPrincipales contenidos del Acta

• Aspectos TarifariosAspectos Tarifarios

o Régimen Tarifario de Transición.Régimen Tarifario de Transición.

Aumento del 23 % sobre los CPD (excepto categoría T1R)Aumento del 23 % sobre los CPD (excepto categoría T1R).

Aumento adicional del 5 % sobre el CPD (excepto T1R) será asignado a obras en áreas rurales (ampliaciones del sistema de distribución)obras en áreas rurales (ampliaciones del sistema de distribución).

El incremento en la tarifa media (abastecimiento + CPD) no podrá superar el 15 % .

Ajuste de tarifas cada 6 meses en base a un índice general de variación de costos (IVC). Si la variación es +/- 5 %el ENRE inicia el proceso y

lú i d l j t d ievalúa si corresponde el ajuste de ingresos

Si la variación es > o = al 10 %, el concesionario puede presentar un pedido de revisión extraordinario

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un pedido de revisión extraordinario.


• Aspectos de calidad.Aspectos de calidad.

o Régimen de calidad de prestación de servicio.Régimen de calidad de prestación de servicio.

Durante el período de transición las sanciones que resultenDurante el período de transición, las sanciones que resulten de cada medición semestral podrán ser destinadas a la ejecución de inversiones que se establezcan en la RTI, j q ,siempre y cuando el concesionario haya logrado mantener una calidad de servicio semestral superior a los índices de calidad media de referencia.

Si la calidad es inferior las sanciones deben pagarse y serán incrementadas según el incremento que registre la remuneración producto de los aumentos y ajustes otorgados.

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• Aspectos referidos a las ampliaciones de redes.Aspectos referidos a las ampliaciones de redes.

o Régimen de ext. y ampliación de redes (zonas no electrificadas).Régimen de ext. y ampliación de redes (zonas no electrificadas).

S d fi á l t ifi d (d b d fi id l RTI)Se define área electrificada (debe ser redefinida en la RTI).

• Electrificada: en MT solicitud de servicio o aumento de capacidad a distancia 2000 mts. de la instalación más próxima. En BT 400 mts.p

• No Electrificada: en MT solicitud de servicio o aumento de la capacidad a una distancia > a 2000 mts. de la instalación más próxima. En BT la distancia es > a 400 mts400 mts.

• Solicitud en área electrificada: la obra esta a cargo del concesionario

• Solicitud en área no electrificada: el concesionario tiene derecho a solicitarle alSolicitud en área no electrificada: el concesionario tiene derecho a solicitarle al usuario una Contribución Especial Reembolsable (CER) por los gastos y la inversión excedente a la correspondiente a los 2000 o 400 mts.. Toda la obra (planificación, proyecto y ejecución) y el mant. queda a cargo del concesionario.

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(p , p y y j ) y q g

El Acta AcuerdoEl Acta Acuerdo

PPrincipales contenidos del Acta

• Proyección Económica Proyección Económica -- Financiera.Financiera.

Es para el año 2005 y contiene cantidades físicas y pesos para facturación, recaudación, costos operativos, inversiones,

ti i i t t á d t d jamortizaciones, impuestos y tasas más un excedente de caja.

La concesionaria debe informar trimestralmente al ENRE la ejecución de la proyección económica – financiera.

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El Acta AcuerdoEl Acta Acuerdo PPlan de Inversiones PPlan de Inversiones

• Se establece el Plan de Inversiones que deberá ejecutar durante el año 2005.

• El excedente de caja de la proyección económico-finaciera puede utilizarse para retribuir el capital propio y de terceros en la medida que el concesionario haya dado cumplimiento al plan de inversiones.

• El concesionario se compromete a no efectuar pago de dividendos durante los años 2004 y 2005 sujeto aplena vigencia del acuerdo.

• Se detallan las obras a relizar durante el año 2005 que suman $ 15 MM de los cuales $ 1,8 MM son en proyectos no técnicos.

• Las ampliaciones en el sistema de distribución en el área rural se listan por separado y suman un valor de $ 3 MM.

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p p y

El Acta AcuerdoEl Acta Acuerdo Obligaciones ParticularesObligaciones Particulares Obligaciones ParticularesObligaciones Particulares

• Si el concesionario cumple con sus obligaciones (plan de inversiones, régimen de calidad, puesta de la información en tiempo y forma para el seguimiento de la proyección económica-financiera) puede:

o Pagar en 20 cuotas semestrales las multas aplicadas por el ENRE cuyao Pagar en 20 cuotas semestrales las multas aplicadas por el ENRE cuya notifiación sea anterior al 06/01/02 y que se encontrásen pendientes de pago a la fecha de vigencia del acuerdo.

o Pagar en 15 cuotas semestraleslas multas cuyo destino sean bonificaciones a terceros, cuya notificación haya tenido lugar en el período comprendido entre el 06/01/02 y la entrada en vigencia del acuerdo06/01/02 y la entrada en vigencia del acuerdo.

o Cancelación de la primera cuota a los 180 días de la entrada en vigencia de la RTI (Revisión Tarifaria Integral)( g )

o Los importes serán recalculados al momento de su efctivo pago por el incremento promedio que registre el CPD

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El Acta AcuerdoEl Acta Acuerdo Obligaciones ParticularesObligaciones Particulares Obligaciones ParticularesObligaciones Particulares

•• Limitaciones en materia de modificaciones societariasLimitaciones en materia de modificaciones societarias

o Durante el período de transición contractual los accionistas titulares del paquete mayoritario no podrán modificar su participación ni vender sus acciones.

•• Trato EquitativoTrato Equitativo

oo El concedente se compromete a disponer un trato similar y equitativo al que seEl concedente se compromete a disponer un trato similar y equitativo al que seoo El concedente se compromete a disponer un trato similar y equitativo al que se El concedente se compromete a disponer un trato similar y equitativo al que se otorgue a otras empresas de ransporte y distribución de electricidad, en tanto ello otorgue a otras empresas de ransporte y distribución de electricidad, en tanto ello sea pertinente a juicio del concedente.sea pertinente a juicio del concedente.

• Modificaciones normativasModificaciones normativas

o De haber modificaciones normativas el ENRE evaluara los efectos del cambioo De haber modificaciones normativas el ENRE evaluara los efectos del cambio en los costos y de corresponder readecuara las tarifas.

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Revisiones Tarifarias IntegralesRevisiones Tarifarias Integralesgg

( RTI )( RTI )( RTI )( RTI )

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Las Cartas de Entendimiento y la RTILas Cartas de Entendimiento y la RTI i ió if i ( )i ió if i ( ) La Revisión Tarifaria Integral (RTI)La Revisión Tarifaria Integral (RTI)

• Se establece la realización de una RTI, conforme lo estipulado en el Capítulo X “Tarifas de la ley 24.065, su reglamentación, normas complementarias y conexas, aplicándose las pautas contenidas en la propia Acta Acuerdo y que son:

o La RTI está a cargo del ENRE.

o Determinación de mecanismos y procedimientos de redeterminación de la ió d l C i i t l t d i i d i d lremuneración del Concesionario ante el supuesto de variaciones de precios de la

economía.

o Diseñar e implementar métodos adecuados para incentivar y medir en el tiempo las p p y pmejoras de eficiencia.

o Régimen de calidad del servicio y penalidades: a) diseñar un sistema de control de calidad de servicio que se asiente en la utilización de relaciones sistemáticas entre lascalidad de servicio que se asiente en la utilización de relaciones sistemáticas entre las bases de datos técnicas, comercial, de costos y de mediciones de calidad a los fines de impulsar sistemas de control y señales eficientes;

JCM – Nov. 2005

Las Cartas de Entendimiento y la RTILas Cartas de Entendimiento y la RTI i ió if i ( )i ió if i ( ) La Revisión Tarifaria Integral (RTI)La Revisión Tarifaria Integral (RTI)

• Se establece la realización de una RTI, conforme lo estipulado en el Capítulo X “Tarifas de la ley 24.065, su reglamentación, normas complementarias y conexas, aplicándose las pautas contenidas en la propia Acta Acuerdo y que son:

Ré i d lid d d l i i lid d b) l l i i do Régimen de calidad del servicio y penalidades: ...b) evaluar la conveniencia de establecer áreas de calidad diferenciadas; c) evaluar las ventajas y desventajas de los sistemas solidarios de multas en relación con los sistemas de individualización de usuariosusuarios.

o Actividades no reguladas: análisis del impacto de estas actividades, ventajas, desventajas y riesgo que la realización de dichas actividades tiene en el servicio.

o Costos del Servicio: Se elaborará un análisis sobre costos razonables y eficientes de la prestación.

di i i d l i i lo Auditoría Técnica y Económica de los Bienes Esenciales.

o Base de Capital y Costo de Capital

M t i i t d l P th h

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o Mantenimiento del Pass - through

Ley 24.065 Ley 24.065 -- Capítulo X Capítulo X -- TarifasTarifas

Bases Fundamentales de la Tarifación en la leyBases Fundamentales de la Tarifación en la ley

Artículo 40°.“...Los servicios suministrados por los transportistas y distribuidores serán ofrecidos a tarifas justas y razonablestarifas justas y razonables ”serán ofrecidos a tarifas justas y razonablestarifas justas y razonables,...

En general se relaciona lo JUSTO JUSTO con la forma de aplicación de la tarifa, i t l RAZONABLERAZONABLE h l ó i ( t )mientras que lo RAZONABLERAZONABLE hace a lo económico (quantum).

Una tarifa sería RAZONABLE RAZONABLE si prevé una adecuada retribución al concesionario, y sería JUSTAJUSTA si no implica discriminaciones arbitrarias entre usuarios.

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Ley 24.065 - Capítulo X - Tarifas

Los principios tarifarios en la ley Nac. NLos principios tarifarios en la ley Nac. N°° 24065 24065 • Sostenibilidad Económica - Financiera• Sostenibilidad Económica Financiera

Artículo 40°, inciso a).“...Proveerán a los transportistas y distribuidores que operen en forma

ó i d l id d d b i fi ieconómica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una tasas de retorno determinado conforme lo dispuesto en el

tí l 41° d t l ”artículo 41° de esta ley .

• Eficiencia AsignativaArtículo 40°, inciso b)“...Deberán tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el costo entre los distintos tipos de servicios, considerando la forma de prestación, ubicación geográfica y cualquier otra característica que el ente califique como relevante”.

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Ley 24.065 - Capítulo X - Tarifas

Los principios tarifarios en la ley Nac. NLos principios tarifarios en la ley Nac. N°° 24065 24065 • Eficiencia Productiva• Eficiencia Productiva

Artículo 40, inciso d).“...Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos

d á l í i bl l i

E id d

precedentes, asegurarán el mínimo costo razonable para los usuarios compatible con la seguridad del abastecimiento”.

• EquidadArtículo 44..

“ Ningún transportista ni distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas...Ningún transportista ni distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas, cargos, servicios o cualquier otro concepto excepto que aquellas resulten de distinta localización, tipo de servicios (o cualquier otro distingo equivalente que razonablemente apruebe el ente).razonablemente apruebe el ente).Artículo 70.

Contempla objetivos sociales a través de la creación del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica destinando un 60 % a Compensaciones Regionales de Tarifas.

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g p g

El Desafio RegulatorioEl Desafio Regulatorio

Está en la necesidad de considerar diversas combinaciones de diversas combinaciones de

instrumentosinstrumentos como una forma de cumplir simultánea y equilibradamentecumplir simultánea y equilibradamenteinstrumentos instrumentos como una forma de cumplir simultánea y equilibradamente cumplir simultánea y equilibradamente

los principios tarifarios, , minimizando minimizando la necesidad de enfrentar

mediaciones o arbitrajes arbitrajes (trade-offs) complejos.

SOSTENIBILIDAD SOSTENIBILIDAD vs. EFICIENCIA. EFICIENCIA

EFICIENCIA EFICIENCIA vs. EQUIDAD. EQUIDAD

EQUIDADEQUIDAD vs SOSTENIBILIDADSOSTENIBILIDAD EQUIDAD EQUIDAD vs. SOSTENIBILIDAD. SOSTENIBILIDAD

JCM – Nov. 2005

Principios e Instrumentos de la tarifaciónPrincipios e Instrumentos de la tarifación

PRINCIPIOS INSTRUMENTOS

Sostenibilidad Estructura TarifariaSostenibilidad Estructura Tarifaria

Eficiencia Impuestos

Equidad Subsidios/Programas

Sociales Cuando deben respetarse varios principios con un instrumentoinstrumento (vgrCuando deben respetarse varios principios con un instrumento instrumento (vgr. Estructura Tarifaria) surgen conflictos conflictos (trade-offs) que derivan en resultados de óptimos restringidos óptimos restringidos (segundo mejor)

JCM – Nov. 2005

Principios Principios -- Nivel y Estructura TarifariaNivel y Estructura Tarifaria

Sostenibilidad = Sostenibilidad = f (Nivel Tarifario (Nivel Tarifario -- RAZONABLE)RAZONABLE)

Eficiencia Productiva = Eficiencia Productiva = f (Nivel Tarifario (Nivel Tarifario -- RAZONABLE) RAZONABLE)

Eficiencia Asignativa = Eficiencia Asignativa = f (Estructura Tarifaria (Estructura Tarifaria -- JUSTA)JUSTA)

Equidad = Equidad = f (Estructura Tarifaria (Estructura Tarifaria -- JUSTA)JUSTA)

SUSTENTABILIDAD =SUSTENTABILIDAD = f REGULACIÓNSUSTENTABILIDAD = SUSTENTABILIDAD = f REGULACIÓN

JCM – Nov. 2005

Esquema Simplificado de una Revisión TarifariaEsquema Simplificado de una Revisión Tarifaria

Red de ReferenciaRed de Referencia

ESQUEMA SIMPLIFICADO

Campaña de mediciones.

Proyección de

Demanda

Empresa Modelo

Costos de

O&M

VNR; CIP

Pérdidas Demanda.

Caracterización de la demanda.

O&M

Costos Comercial

Cálculo de Costos de Suministro.

y Bal. de E y P.

Costos de

Determinación de índices de aplicación

Costos de Distribución

Costos de conexiones

deCapital

índices de aplicación.

Análisis y propuesta de Régimen Tarifario

Distribución conexiones

Régimen Tarifario

Propuesta del Cuadro Tarifario.

Costos de abasteci-miento

JCM – Nov. 2005

Cuestiones escenciales de la RTI en pleno debate

Base de Capital Regulada (BCR)Base de Capital Regulada (BCR)

Tasa de RetornoTasa de Retorno

Calidad de ServicioCalidad de Servicio

SER (Servicios Eléctricos Representativos)SER (Servicios Eléctricos Representativos)

Estructura Tarifaria (Equidad Distributiva)Estructura Tarifaria (Equidad Distributiva)

JCM – Nov. 2005


Enfoque Financiero

Considera la determinación de la base de capital a partir del Considera la determinación de la base de capital a partir del valor de la empresa como negocio, para lo que se pueden valor de la empresa como negocio, para lo que se pueden id ifi di i iid ifi di i iidentificar distintas variantesidentificar distintas variantes..

1) PRECIO DE LA OFERTA. Se basa en que la tarifa debe alcanzar valores tales que permitan un retorno razonable sobre el capital invertido

2) VALOR CONTABLE DE LOS BIENES DE USO.)Determina la Base de Capital de acuerdo al Valor Contable de los Bienes de Uso.

3) VALOR DEL NEGOCIO.3) VALOR DEL NEGOCIO.Se basa en la obtención de una renta sobre el valor actual real del negocio.

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Enfoque Físico

Determina el capital requerido en la forma de Determina el capital requerido en la forma de activos físicos,activos físicos, con su correspondiente con su correspondiente valuación para prestar el servicio de distribución.valuación para prestar el servicio de distribución.

Se Se independiza de las consideraciones sobre el valor de la empresa (pagado en el de las consideraciones sobre el valor de la empresa (pagado en el momento de la compra o determinado a partir de un flujo futuro de fondos) o los momento de la compra o determinado a partir de un flujo futuro de fondos) o los criterios contables utilizados, y se centra en establecer las instalaciones que requiere criterios contables utilizados, y se centra en establecer las instalaciones que requiere una empresa distribuidora de energía eléctrica para prestar el servicio en forma eficiente una empresa distribuidora de energía eléctrica para prestar el servicio en forma eficiente en el área de concesión asignada.en el área de concesión asignada...Si b é d l id j l l VALOR NUEVO DESi b é d l id j l l VALOR NUEVO DESin embargo este método, al considerar por ejemplo el VALOR NUEVO DE Sin embargo este método, al considerar por ejemplo el VALOR NUEVO DE REPOSICIÓN de los bienes de uso dedicados al negocio eléctrico, tiene poca relación REPOSICIÓN de los bienes de uso dedicados al negocio eléctrico, tiene poca relación con el valor del negocio ya que el mismo se trata de una empresa en marcha con o sin con el valor del negocio ya que el mismo se trata de una empresa en marcha con o sin

ti i l d d b i l l i d l d l t t iti i l d d b i l l i d l d l t t iactivos involucrados, y no se puede obviar el valor asignado al mercado, la estrategia activos involucrados, y no se puede obviar el valor asignado al mercado, la estrategia comercial, el management, la marca, y otros conceptos que no entran dentro del activo comercial, el management, la marca, y otros conceptos que no entran dentro del activo valorizado.valorizado.

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Base de Capital Regulada (BCR)Base de Capital Regulada (BCR) f í i

Variantes a considerar según los siguientes puntos de vista:Variantes a considerar según los siguientes puntos de vista: Enfoque Físico

1) Forma de valorización a nuevo de las instalacionesForma de valorización a nuevo de las instalaciones

Valor Nuevo de ReposiciónValor Nuevo de Reposición

Valor Nuevo de ReemplazoValor Nuevo de Reemplazo

2) Período a considerar para establecer las instalaciones requeridasPeríodo a considerar para establecer las instalaciones requeridas

VNR estático o clásicoVNR estático o clásico

VNR dinámicoVNR dinámico

Costo Incremental Promedio (CIPLP)Costo Incremental Promedio (CIPLP)

3) Forma de dimensionar las instalaciones requeridasForma de dimensionar las instalaciones requeridas

Inventario de instalaciones existentesInventario de instalaciones existentes

Adaptación de las instalaciones existentes a la demanda del año base Adaptación de las instalaciones existentes a la demanda del año base

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Enfoque Ventajas Desventajas• Simplicidad.• Transparencia.

• No relaciona las decisiones de inversión(monetarias y físicas).

ActivoActivoFinancieroFinanciero

• Preserva el poder de compra de la inversión original.

• Provee un valor de activos fácilmente auditables.

• Preserva el valor del capital independiente-mente del grado de obsolescencia técnica.

• Menos incentivos a la inversión eficiente(aunque este efecto depende del esquema

• Escasa incertidumbre regulatoria.• Bajos costos regulatorios.

regulatorio utilizado).

• Orientada a mantener la capacidad • Complejidad.

ActivoActivo

productiva de la firma.• Permite ajuste por obsolescencia técnica o ante decisiones de inversiones erróneas.

• Promueve la entrada de competidores

• Costosa.• Mayor incertidumbre regulatoria.• Podría introducir mayor volatilidad en las

tarifas.

FísicoFísico “eficientes” (aquellos que utilizan tecno-logías óptimas).

• Permite trasladar a los usuarios los beneficios del avance tecnológico.

• En presencia de asimetría informativa yrevisiones tarifarias restrospectivas, podría desalentar el avance tecnológico.

• Mayor exposición a oportunismo regulatoriog y p p g• Ganancias (pérdidas) si el VNR es mayor

(menor) que el valor pagado por la firma.

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Ley 24.065, Capítulo 10, Artículo 41°.

“Las Tarifas deben posibilitar posibilitar una razonable razonable tasa de rentabilidad tasa de rentabilidad a aquellas

empresas que operen con eficienciaeficiencia”p q p ff

Debiendo dicha tasa:Debiendo dicha tasa:

Guardar relación con el grado de eficiencia y eficacia eficiencia y eficacia operativa de la

empresaempresa.

Ser similar a la de otras actividades de riesgo similar comparable nacional

i t i le internacional.

JCM – Nov. 2005

Tasa de RetornoTasa de Retorno ED

CE

CDWACC CTC ecd 1

rErrC frmfe

arg

entinafreerisk arg

... mientras se desarrollan medidas más sofisticadas para capturar en la práctica el concepto de riego empresario, el CAPM seguirá siendo popular entre aquellos que deciden inversiones, puesto que: (a) brinda una mecánica muy valiosa para estimar la percepción del riesgo que otros actores informados tienen respecto de un negocio determinado y (b) algunas de sus desventajas pueden paliarse parcialmente con modificaciones apropiadas.Pereiro Luis E. y Galli M.; La determinación del Costo de Capital ...

...mientras que en si ha sido objeto de de variadas críticas en años recientes es lícito decir que virtualmente cualquier otro modelo de valuación de activos que se usa para determinar un costo apropiado de capital para servicios regulados, se construye inevitablemente sobre estimaciones de los mismos componentes comunes que integran el CAPM.Wright S., Mason R., Miles D.; A study into certain aspects of the cost of... - 2003

JCM – Nov. 2005


Tasas empleadas en jurisdicciones LatinoamericanasTasas empleadas en jurisdicciones Latinoamericanas

12%13%14%15%

8%9%

10%11%12%

3%4%5%6%7%

0%1%2%

agua

p. cana

nam

á

AR

IOO Pe

rú

mal

a

Chi

le

vado

r

oliv

ia

mbi

a

Nic

ara

Rep

Dom

ini

Pan

ESC

ENA

MED

I P

Gua

te C

El S

alv Bo

Col

om

JCM – Nov. 2005

Calidad del ServicioCalidad del Servicio

Costes asociados a la calidad

DistribuidoraDistribuidora• Inversiones• Inversiones• Costos de O&M

UsuariosUsuarios UsuariosUsuarios• Coste de la falta de calidad

(Coste de la ENS coste de interrupción )(Coste de la ENS, coste de interrupción...)

Debe alcanzarse un equilibrio entre ambosDebe alcanzarse un equilibrio entre ambos

JCM – Nov. 2005

Costo Social Neto de la CalidadCosto Social Neto de la Calidad

CSN I (CAL)C (CAL)

COSTO

CSN

∆CS

K= I CAL NOC

CSO(min)

∆I

I(NOC)

I(NCE) - K= C

CALIDAD (CAL)

∆C

NCE NOC

K= C CAL NOC

JCM – Nov. 2005

( )

Objetivos de la Regulación de la CalidadObjetivos de la Regulación de la Calidad

Adecuar la remuneración de la distribuidora al ni el de calidad ofrecidoal nivel de calidad ofrecido

• Relación precio pagado y producto comprado

Minimizar el Coste Social Neto (CSN)• Criterio socio-económico

Garantizar un nivel mínimo de calidad a todos los clienteslos clientes

• Criterio socio-político

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Adecuación de la remuneración a la calidad ofrecida

Utilización de índices de sistema (TTIK, FMIK)Utilización de índices de sistema (TTIK, FMIK)

•• Permiten asociar Nivel de Calidad con Nivel de InversionesPermiten asociar Nivel de Calidad con Nivel de InversionesDeterminación de Nivel de Calidad Base asociada a lao Determinación de Nivel de Calidad Base asociada a la Remuneración Base

•• Permiten modular la remuneración en función de la calidadPermiten modular la remuneración en función de la calidadPermiten modular la remuneración en función de la calidad Permiten modular la remuneración en función de la calidad REAL ofrecidaREAL ofrecida

o Calidad ofrecida > Calidad base Incentivoso Calidad ofrecida < Calidad base Penalizaciones

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Garantía de nivel mínimo de calidadGarantía de nivel mínimo de calidad

Utilización de índices individualesUtilización de índices individuales• Única forma de garantizar un mínimo a cada cliente• En caso de incumplimiento, compensaciones

CompensacionesCompensaciones• Deben ser suficientes para que el cliente pueda p q p

inmunizarse frente a la mala calidad hasta alcanzar el mínimo garantizado

• Pueden ser disuasorias (CENS elevado)

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Modulación de la RemuneraciónModulación de la Remuneración

Saturación de la remuneración a partir del nivel de calidad

óptimo

Ingresos de la Distribuidora ($)

Máximo Asociado a la calidad óptima

Ingresos para calidad de

Penalizaciones asociadas a índices de

sistema

referencia

Penalizaciones asociadas a índices

individuales

Incentivos asociados a índices de sistemas

Pérdidade la Concesión

CalidadMínima

Garantizada

CalidadDe

Referencia

Calidad Optima desde el punto de vista Social

Calidad

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Garantizada Referencia

Sectores Eléctricos RepresentativosSectores Eléctricos Representativos

¿Que Representan?

Los SER se conciben como una “muestra” de instalaciones típicas para abastecer un mercado eléctrico homogéneo en determinadas características.

Hipótesis:• A la homogeneidad del mercado debe corresponder

homogeneidad de las instalaciones

i l i d i• Existe, al menos aproximadamente, cierto homeomorfismo: algo que se define por la repetición “infinita” de la misma estructura (ej: panal de abejas)

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infinita de la misma estructura (ej: panal de abejas)

Sectores Eléctricos RepresentativosSectores Eléctricos Representativos

¿Para que se utilizan?

Cálculo del ingreso necesario para ofrecer los servicios (de distribución) estipulados.

• Comparación estadística paramétrica de “costos eficientes”

• Composición de costos por agregación de “bloques constructivos”R t d l it l i ili d i t l io Retorno del capital inmovilizado en instalaciones

o Depreciación que compensa por el desgaste de las instalacioneso Costos variables: O&M generales administración comercialeso Costos variables: O&M, generales, administración, comerciales.

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j

Sectores Eléctricos RepresentativosSectores Eléctricos RepresentativosVentajas

El esquema de SER goza de dos ventajas fundamentales:q g j

Minimiza la discusión regulador - regulado, y establece un punto de referencia que facilita la comparación de los costos no sólode referencia que facilita la comparación de los costos, no sólo de cada empresa contra su referencia sino de las empresas con iguales sectores típicos entre sí. g p

Minimiza la información requerida de parte de las empresas (respecto a esquemas alternativos) Esto constituye una(respecto a esquemas alternativos). Esto constituye una ventaja importante si se supone que la información no se procesa rigurosamente y que en general no es tan buena como en otras experiencias que aplican benchmarking.

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Estructura TarifariaEstructura Tarifaria

ESTRUCTURA DE PRECIOS

OBJETIVOSEficiencia Financiamiento EquidadEficiencia Financiamiento EquidadC OS

CCp = CMg + No Nop = CMg + No No

p = CMe No + Nop = CMe No + No

Ramsey Mínima + No Ramsey Mínima + No pérdidapérdida

Ramsey Ramsey –– Feldstein Mínima + +Feldstein Mínima + +pérdidapérdida

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Estructura TarifariaEstructura Tarifaria

Un esquema de subsidios directos a los usuarios más pobres podría permitirdedicar la estructuraestructura tarifariatarifaria a promover la eficienciadedicar la estructuraestructura tarifariatarifaria a promover la eficiencia.

El objetivo de equidad distributiva en la estructuraestructura tarifariatarifaria exige explicitarj q ff g plos criterios aplicables a efecto de evitar la dicrecionalidad regulatoria yposibilitar el surgimiento de subsidios cruzados. La estructuraestructura tarifariatarifariapuede presentar algunas ventajas en cuanto a rapidez y facilidad depuede presentar algunas ventajas en cuanto a rapidez y facilidad deimplementación y los cotos de administración.

Cuando son las tarifas el único instrumento disponible par aumentar laequidad, lala estructuraestructura cumple dos funciones adicionales: a) seleccionar a losbeneficiarios de la política social y b) financiar la ayuda a tales beneficiarios.p y ) y

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Estructura Tarifaria Estructura Tarifaria (conclusiones de un estudio del CEARE)(conclusiones de un estudio del CEARE)

a) Los resultados en términos distributivos son significativamente mejores (coeficientes de concentración más cercanos a -1) cuando se adopta una tarifa en bloques bloques crecientescrecientes que cuando se focaliza el beneficio exclusivamente entre los que consumen menos de 300 kwh/bim. Ello es como consecuencia que hay una relevante cantidad de pobres que consumen más de 300 kwh/bim y que pueden acceder a un descuento para su primeros 300 kwh de consumo.

b) Por otra lado reduciendo el cargo fijo se obtiene mejores resultados en términosdistributivos que solo reduciendo el cargo variable del primer bloque (T1R1), debidoq g p q ( ),a una significativa participación de los más pobres en los consumos inferiores a 300kwh/bim.

DosDos ventajasventajas adicionalesadicionalesc) En términos de implementación genera menos conflictos.d) N i t i l i bi d i l dd) No es necesario recategorizar a los usuarios que cambian de nivel de consumo,como lo es en la otra alternativa.

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Reflexiones FinalesReflexiones Finales

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La Experiencia Argentina La Experiencia Argentina Nos señala que:

No hay un recetario universal. Las innovaciones y cambios deben ajustarse a cada realidad.

Deben superarse limitaciones culturales encajadas en costumbres y tradiciones.

Los cambios no pueden concebirse por fuera de las instituciones y organizaciones de la política, pero estas deben producir su propia innovación limitando fuertemente su injerencia en cuestiones regulatorias que necesariamente exigen una visión de largoinjerencia en cuestiones regulatorias que necesariamente exigen una visión de largo plazo.

Debe articularse adecuadamente los distintos intereses de grupos de presión en pos del interés general.

Debe observarse el irrestricto respeto tanto de los derechos de propiedad, como la id d i lequidad social.

Debe promoverse la competencia, incentivando la búsqueda del beneficio como consecuencia de una mayor eficiencia ofreciendo un mejor producto a un menor precio

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consecuencia de una mayor eficiencia, ofreciendo un mejor producto a un menor precio.

La Experiencia Argentina La Experiencia Argentina

Todo ello nos lleva inexorablemente a:

Retornar a la ley (Marco Regulatorio Eléctrico) Retornar a la ley (Marco Regulatorio Eléctrico).

Regenerar las condiciones de competencia en el MEM.

Proteger el campo sujeto a regulación de los riesgos de las interferencias políticas.

Desarrollar en el campo judicial un más acabado conocimiento de los principios regulatorios.

Entender que la promoción y defensa de la competencia, no es óbice para la planificación.p p

Tener en cuenta que el desarrollo de mercados complejos demanda siempre un mejor y más fuerte Gobierno.

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siempre un mejor y más fuerte Gobierno.

Muchas GraciasMuchas Gracias

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experiencia argentina con la riiótifiit lrevisión

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