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MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
METODOLOGÍA DE RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN
ESPAÑA
ROBERTO ASÍN MARTÍN
MADRID, 25 de septiembre de 2003
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
i
ÍNDICE
1. ANÁLISIS DE LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
EN ESPAÑA EN LOS ÚLTIMOS AÑOS............................................................................................................2
1.1. LA RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN Y EL TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD EN EL MARCO LEGAL ESTABLE........................................................................................................................................................ 2
1.1.1. Introducción........................................................................................................................................2 1.1.1.1. El Marco Estable............................................................................................................................... 3 1.1.1.2. La Tarifa Eléctrica ............................................................................................................................ 3 1.1.1.3. El Sistema de Compensaciones......................................................................................................... 5 1.1.1.4. Compensaciones de Mercado............................................................................................................ 6
1.1.2. Costes de distribución .......................................................................................................................9 1.1.3. El coste estándar..............................................................................................................................11
1.1.3.1. Costes Fijos de Distribución ........................................................................................................... 12 1.1.3.2. Coste de explotación ....................................................................................................................... 18 1.1.3.3. Coste de Gestión Comercial............................................................................................................ 19 1.1.3.4. Costes de Estructura de Distribución.............................................................................................. 21 1.1.3.5. Coste compensable de distribución................................................................................................. 22
1.2. LA RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN EN EL P ERÍODO 1998 – 2002............................................... 23 1.2.1. El protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del Sistema Eléctrico Nacional .............................................................................................................................................................23 1.2.2. Los modelos de planificación base – cero Bulnes......................................................................27 1.2.3. La aplicación de la metodología. Hitos regulatorios del período 1998 – 2003...................34
1.3. IMPACTO DE LAS MEDIDAS REGULATORIAS: ANÁLISIS DE RATIOS................................................... 38 1.3.1. Evolución de la retribución por empresas...................................................................................38 1.3.2. Incremento de la demanda y potencia de punta en este período.............................................41 1.3.3. Evolución de cuotas retributivas de los diferentes agentes......................................................43 1.3.4. Evolución retribución unitaria......................................................................................................44 1.3.5. Costes unitarios por energía distribuida en Baja y Media Tensión........................................46
1.4. CONCLUSIONES......................................................................................................................................... 48 2. ANALISIS DE LA DISTRIBUCIÓN EN CASCADA...........................................................................51
2.1. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA DIST RIBUCIÓN EN CASCADA........................................................... 51 2.2. RESOLUCIONES DE LOS CONFLICTOS DE ACCESO A REDES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE...... 53 2.3. PROPUESTA REGULATORIA DE ORDENACIÓN DEL DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN .......................................................................................................................................................... 57
3. ASPECTOS A CONSIDERAR PARA ELABORAR UN ESQUEMA RETRIBUTIVO DE LA
DISTRIBUCIÓN. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES......................................................................59
3.1. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO.................................................................................................. 59 3.2. MÉTODOS BÁSICOS DE REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN............................................................... 70 3.3. DEFINICIÓN DE LA BASE REGULADORA DE ACTIVOS........................................................................... 84 3.4. COSTE DE CAPITAL ................................................................................................................................... 91 3.5. CÁLCULO EFICIENCIA Y ESCENARIO DE INGRESOS ............................................................................101 3.6. CÁLCULO DE CAPEX FUTURO................................................................................................................109 3.7. EL EQUILIBRIO ENTRE EL CAPEX Y OPEX.............................................................................................111 3.8. CALIDAD DE SERVICIO: INCENTIVOS Y PENALIZACIONES.................................................................111 3.9. INCENTIVO DE PÉRDIDAS.......................................................................................................................116 3.10. CONCLUSIONES QUE SE EXTRAEN DE LA EXPERIENCIA.....................................................................116
4. PROPUESTA DE RETRIBUCIÓN PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA .......................................................................................................... 118
4.1. ASPECTOS PREVIOS A CONSIDERAR.....................................................................................................118 4.2. CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN INICIAL...............................................................................................120
ii
4.3. ACTUALIZACIÓN DE LA RETRIBUCIÓN EN EL PERÍODO REGULATORIO............................................124 4.4. REVISIÓN AL COMIENZO DEL SIGUIENTE PERÍODO REGULATORIO..................................................133
4.4.1. Definición de Contabilidad Regulatoria................................................................................... 133 4.4.2. Aplicaciones de la Contabilidad Regulatoria .......................................................................... 135 4.4.3. Mecanismo de asignación de costes.......................................................................................... 138 4.4.4. Requisitos para implantar la Contabilidad Regulatoria........................................................ 141
5. BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................................... 143
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RESUMEN
La retribución reconocida a la actividad de distribución de energía eléctrica debe ser
regulada correctamente, ya que los ingresos obtenidos en el caso de existir un
monopolio no regulado pueden resultar excesivos y adicionalmente la distribución
puede influir significativamente en la gestión de las actividades de generación y
comercialización que se encuentran plenamente liberalizadas.
La metodología de retribución de la distribución actual presenta diferentes errores que
deberían corregirse, pues no se basan en ningún fundamento sólido, no soportan la
comparación con la experiencia internacional y no hacen otra cosa que fomentar el
juego regulatorio entre las empresas y las instituciones reguladoras.
El monto global de la retribución está soportado por una metodología que no recoge la
realidad del negocio de distribución, y las cuotas de reparto entre las empresas
distribuidoras se han basado en el uso de una herramienta que ha favorecido claramente
a un grupo de empresas específicamente.
Antes de fijar un nuevo esquema retributivo es necesario establecer unos criterios que
permitan ordenar el desarrollo de la actividad de distribución, eliminando los
innumerables problemas que está ocasionando la práctica de la distribución en cascada
en la actualidad.
La mayoría de las experiencias internacionales han adoptado esquemas por incentivos
para retribuir la actividad de distribución, coincidiendo con los procesos de
liberalización y reestructuración de los sectores eléctricos.
La modalidad de limitación de ingresos (Revenue Cap) puede resultar el esquema más
adecuado para implantarlo en España, con la dificultad adicional que supone definir una
retribución inicial que corrija los importantes errores cometidos en el pasado. Para ello
se debería tener muy presente la realidad de los activos de cada empresa distribuidora.
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1. ANÁLISIS DE LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA EN LOS ÚLTIMOS
AÑOS.
1.1. La retribución de la distribución y el transporte de electricidad en el Marco Legal
Estable
1.1.1. Introducción
La entrada en vigor de la LOSEN en el mes de enero de 1995, configuró un nuevo
panorama de actuación para el conjunto de agentes integrantes del Sistema Eléctrico
Nacional, tanto para aquéllos que ya configuraban el mismo (Subsistemas, ENDESA,
REE, Autoproductores, etc.), como para los nuevos integrantes, ejemplo de los cuales
era la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional (CSEN).
Estas nuevas reglas del juego, esbozadas en la exposición de motivos de la Ley,
consolidaban básicamente los principales aspectos que el Marco Legal Estable definía
como pilares para la correcta instrumentación reglamentaria de la actividad de servicio
eléctrico que presentaban las empresas eléctricas.
En este sentido, se mantenían como principales objetivos de la ley:
§ La prestación del servicio público en las condiciones económicas más adecuadas.
§ Permitir la recuperación de las inversiones a lo largo de la vida útil de las mismas.
§ Conseguir estabilidad del sistema y de la tarifa.
§ Mantener la estandarización del coste del servicio.
Adicionalmente, la ley daba un paso más en la estructuración de un sector que se
hallaba sometido a profundos cambios de enfoque en la naturaleza misma de su
concepción, introduciendo elementos y aspectos que permitirían la apertura de la
entonces rigidez regulatoria y la aparición de mayores cotas de competitividad, lo cual
redundaría en beneficio de los destinatarios del servicio, en forma de mejoras de calidad
y ajuste de los precios de la energía.
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1.1.1.1. El Marco Estable
El Marco Estable [FEC, 1996] estaba formado por un conjunto de normas que
regulaban el entorno económico en el que las empresas eléctricas debían desarrollar su
actividad. En él se definía la metodología de retribución de los costes que soportaban las
empresas eléctricas que integraban el sistema peninsular, para realizar el servicio
público que tenían encomendado. Dichos costes quedaban incorporados en la Tarifa
Eléctrica.
El Marco Estable abarcaba los aspectos que se detallan a continuación:
§ La Tarifa Eléctrica, como elemento básico de retribución de los costes.
§ El sistema de compensaciones que redistribuía costes e ingresos en función de quien
los soportaba y quién los recibía.
§ La periodificación de costes como elemento contable que aseguraba la estabilidad
del sector.
§ Las relaciones con Endesa, recogiendo la singularidad de esta empresa, de
característica eminentemente productora.
El 11 de diciembre de 1987 se publicó el Real Decreto 1538 por el que se determinaba
la Tarifa Eléctrica de las empresas gestoras del servicio. Este Real Decreto planteaba la
necesidad de un marco de referencia estable que regulase el sistema de ingresos de las
empresas que suministraban energía eléctrica, en el que se tuviesen en cuenta, por un
lado las características propias del sector y por otro, la importancia que este servicio
público tenía en la economía nacional.
A continuación se realiza una breve descripción de cada uno de los aspectos formales
tratados por el Marco Estable.
1.1.1.2. La Tarifa Eléctrica
La tarifa eléctrica se definía como la relación entre los costes previstos para el sector
eléctrico y la demanda prevista del mercado. Los costes previstos para cada ejercicio se
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determinaban de forma estándar. Las empresas debían ajustar sus costes reales a estos
valores estándar si querían ser remuneradas adecuadamente por la tarifa. Este principio
básico pretendía conseguir la prestación del servicio a mínimo coste.
Las empresas conocían los mecanismos de estandarización y por lo tanto podían hacer
previsiones de los incrementos de tarifas anuales, con lo que se eliminaba la
incertidumbre del pasado.
La tarifa garantizaba a las empresas, la recuperación de los valores estándar, mecanismo
que perseguía la eficiencia de las empresas. La evolución de la tarifa se realizaba en un
entorno económico que garantizaba la estabilidad del sistema. La normativa de cálculo
de la tarifa establecía que anualmente, el día primero de enero, se fijaría el valor de la
misma que regiría durante el año.
Así mismo, se establecía un sistema de corrección de desviaciones que por su carácter
relevante, podía incidir en los ingresos de las empresas como consecuencia del carácter
provisional de los parámetros y valores macroeconómicos que habían servido para el
cálculo de la tarifa.
La tarifa eléctrica presentaba los siguientes objetivos:
§ Prestación de servicio a mínimo coste.
§ Reducción de incertidumbre.
§ Recuperación de las inversiones.
§ Estabilidad del Sistema.
§ Fomento de la eficiencia.
Y la siguiente normativa:
§ Se establece a 1 de enero de cada año.
§ Se basa en costes estándar.
§ Incluye la corrección de desviaciones.
§ Regula la previsión de costes.
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1.1.1.3. El Sistema de Compensaciones
El Sistema de Compensaciones estaba formado por un conjunto de mecanismos que
permitían, una vez identificada la participación de cada Subsistema en los costes
reconocidos en tarifas y en los ingresos por venta de energía a los clientes, su
redistribución entre estos subsistemas con el propósito de conseguir que cada uno de
ellos percibiera los costes que tenia acreditados en la Tarifa Eléctrica.
La necesidad del sistema de Compensaciones derivaba de la existencia de una tarifa
única para toda España que no cubría directamente la distinta estructura de costes de
cada empresa. De no existir este sistema de compensaciones, cada empresa debería
tener su propia tarifa. Las empresas recaudaban sus ingresos de la facturación a los
clientes. Esta recaudación era función de la estructura de mercado de cada una de las
empresas.
La compensación de ingresos tenía como objeto la corrección de las diferentes
estructuras de mercados, de fo rma que las empresas con mayor porcentaje de consumo
en tarifas de baja tensión deberían aportar parte de sus ingresos a aquellas empresas con
mayor distribución a los clientes de alta tensión.
La compensación de ingresos situaba a todas las empresas en un nivel de ingresos
unitarios equivalente al ingreso medio nacional. Todas las empresas, después de la
compensación de ingresos, se situaban en el entorno de la Tarifa Eléctrica establecida en
el Marco Estable.
Una vez conseguido este objetivo de ajustar los ingresos de las empresas, la
compensación de costes era el mecanismo que ajustaba los costes en función de quien
los soportaba.
La compensación de costes cubría aquella parte de los costes, que habiendo sido
aportados por una empresa para la formación de la Tarifa, no eran recibidos de la
facturación del mercado propio. La compensación de costes restituía a cada empresa
aquella parte de sus costes estándar que no habían recibido de la facturación a su
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mercado. Los costes compensables eran en todos los casos, valores estándar que se
calculaban para cada subsistema según la metodología aprobada por el MLE.
El sistema de compensaciones, a los efectos de su aplicación, se subdividía en dos:
Compensaciones de Generación: contemplaban el conjunto de costes derivados de la
Generación e Intercambios de energía.
Compensaciones de Mercado: englobaban el conjunto de costes e ingresos derivados del
Transporte, Transformación, Distribución y Venta de energía vertida a la red para el
consumo del mercado.
1.1.1.4. Compensaciones de Mercado
Las compensaciones de mercado atendían la redistribución entre los subsistemas de los
ingresos obtenidos por la venta de energía a los clientes y de los costes derivados de la
distribución de esta energía.
A su vez, las compensaciones de mercado se subdividían en:
§ Compensación de costes de distribución
§ Compensación de ingresos de mercado
Compensación de costes de distribución
Los costes estándar compensables de distribución eran todos aquellos necesarios para el
Transporte, Transformación, Distribución y Venta de energía demandada por el
mercado de cada subsistema.
Los conceptos de coste compensables eran los siguientes:
§ Coste fijo de las instalaciones de transporte
§ Coste fijo de las instalaciones de transformación
§ Coste fijo de los despachos de maniobra
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§ Coste fijo de las instalaciones de distribución
§ Coste de explotación
§ Coste de gestión comercial
§ Coste de estructura de distribución
A partir de los valores estándar asignados a las instalaciones de Transporte,
Transformación y Despachos de Maniobra y de los calculados para las instalaciones de
Distribución, Explotación, Gestión Comercial y Estructura de Distribución, OFICO
determinaba las compensaciones de Costes de Distribución, según la expresión que
figura a continuación.
La demanda de energía, para compensaciones de mercado, se obtenía a partir de la
información de facturación de los subsistemas. La energía declarada por estos
subsistemas era la suma de medidas de los contadores de los clientes y debía ser llevada
a barras de central mediante unos coeficientes de pérdidas estándar que establecía el
MIE.
La compensación de costes (D)
ii
i DDC
DC
×
−= ONCOMPENSACI
Ci Coste estándar empresa i
C Coste estándar sistema nacional
Di Demanda en b.c. empresa i
D Demanda en b.c. Sistema Nacional
Compensación de ingresos de mercado
La compensación de ingresos de mercado incluía los conceptos de ingreso estándar
derivados de la venta de la energía a los clientes.
Los ingresos estándar compensables eran:
§ Ingresos de Facturación
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§ Ingresos de Alquiler de equipos de medida
§ Ingresos por acometidas, enganches y verificación
A partir de la información facilitada por los subsistemas, OFICO procedía a aplicar los
criterios de estandarización definidos por la metodología, para determinar los ingresos
estándar acreditados por cada subsistema.
La compensación de ingresos se establecía por aplicación de la expresión siguiente, que
es equivalente a la descrita para las compensaciones de costes de distribución.
La demanda de energía que se utiliza para el cálculo se determinaba a partir de las
energías facturadas declaradas por los Subsistemas.
ii
i DDI
DI
×
−= ONCOMPENSACI
Ii Ingreso estándar empresa i
I Ingreso estándar sistema nacional
Di Demanda en b.c. empresa i
D Demanda en b.c. Sistema Nacional
La demanda en barras de central se obtenía por aplicación de unos coeficientes estándar
de pérdidas por niveles de tensión que establecía el MIE. Estos coeficientes de pérdidas
se establecían de forma estándar para el Sistema Nacional y se aplicaban a cada uno de
los Subsistemas, por niveles de tensión. A los efectos de equilibrar la demanda sectorial
obtenida por medio de estos coeficientes, con la demanda sectorial de Generación, se
establecía un coeficiente corrector que afectaba linealmente a las pérdidas estándar
calculadas. Estos coeficientes, que servían para ajustar la demanda entre generación y
mercado, podían provocar alguna distorsión en el ajuste de las demandas de los
subsistemas.
El objetivo final era que cada empresa percibiera sus costes estándares acredit ados por
el MIE, para ello descontando el efecto de las correcciones de desvíos correspondientes
a años anteriores, se cumple que:
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Incentivos sAcreditado Costes Mercado de onesCompensaci Reales Ingresos ±=±
1.1.2. Costes de distribución
Las inversiones en instalaciones de Transporte, Transformación y Distribución se
estandarizaban de dos formas distintas según que el nivel de Tensión fuera superior o
inferior a 36 kV.
Coste Fijo de Instalaciones (Tensión = 36 kV)
Las instalaciones de Alta Tensión (= 36 kV) se estandarizaban de forma
individualizada, como en el caso de las instalaciones de Generación. A cada una de
estas instalaciones se le asignaba un Valor Bruto y Neto estándar que se actualizaba
anualmente con el índice de actualización que era una ponderación plurianual del
promedio entre el IPC y el IPRI. La vida útil estándar se establecía en 40 años. Las
inversiones en Despachos de Maniobra recibían igual tratamiento, pero con una vida
estándar de 14 años.
A partir de los valores brutos y netos estándar asignados, se determinaba la anualidad
(amortización + retribución) correspondiente al ejercicio para el que se estaba
calculando la Tarifa Eléctrica. Las instalaciones que hubieran superado su vida útil
estándar y que se encontrasen en funcionamiento recibían una anualidad adicional (igual
a la percibida en el último año de vida útil), tratamiento parecido en las instalaciones de
Generación.
Coste Fijo de Instalaciones (Tensión < 36 kV)
En cuanto a las instalaciones de Tensión menor de 36 kV, la estandarización se
realizaba en función de la energía circulada en los niveles de media y baja tensión. Para
ello, se establecía un coste estándar unitario por Kwh. circulado en media tensión y otro
coste unitario por Kwh. circulado en baja tensión.
Estos costes estándar unitarios se actualizan anualmente por el IPH. (0,75 del valor
promedio entre el IPC y el IPRI anual). La anualidad correspondiente al inmovilizado
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de Distribución se obtenía por aplicación de estos costes estándar unitarios a las
correspondientes energías previstas para el ejercicio de cálculo de la Tarifa.
Coste de explotación
Se refería a los costes derivados de la Operación y Mantenimiento de la red de
Transporte y Distribución propiedad de los subsistemas. Estos costes se estandarizaban
de forma similar a lo comentado para el inmovilizado de Transporte, Transformación y
Distribución, según fuera la tensión de funcionamiento.
A las instalaciones de Transporte y Transformación a tensión igual o superior a 36 kV,
se les asignaba un valor estándar unitario, referido a unidades físicas (Km., posiciones,
etc.). La anualidad de costes de Explotación, para estas instalaciones, se obtenía por
aplicación de estos valores estándar unitarios a los kilómetros y posiciones (según sean
Líneas o Subestaciones).
La anualidad correspondiente a estas instalaciones se obtenía por aplicación de estos
costes estándar unitarios a las correspondientes energías previstas para el ejercicio de
cálculo de la Tarifa.
Los costes estándar unitarios para el cálculo de estos costes se actualizaban anualmente
por el IPC. La modificación introducida por la O.M. de 15 de diciembre de 1995,
establecía que la actualización para las instalaciones de tensión superior a 36 kV fuera
por el IPC - 2% y para los valores unitarios correspondientes a tensión inferior a 36 kV
el actualizador fuera IPC - 3%.
Coste de Gestión Comercial
Se incluían en este concepto, los costes incurridos por las actividades relacionadas con
la atención y desarrollo del mercado de clientes, como eran la concentración,
contratación, conexión, lectura, facturación, etc.
La estandarización se llevaba a cabo en función del número de contratos de suministro y
de la potencia contratada previstos para el año de cálculo. Para ello, se establecía un
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coste estándar unitario por contrato de suministro y otro coste unitario por Kw.
contratado a una tensión superior a 1 kV.
La O.M. de 15 de diciembre de 1995 modificaba los valores unitarios y establecía,
adicionalmente un nuevo valor unitario por número de suministro a los efectos de
remunerar la implantación y emisión de los nuevos modelos oficiales de recibos de
facturación de energía eléctrica.
La anualidad correspondiente a la Gestión Comercial se obtenía por la aplicación de una
expresión binómica, ponderada por unos coeficientes que sumaban la unidad, al que
había que añadir el nuevo término introducido en la O.M. citada. Los costes estándar
unitarios para el cálculo del coste de Gestión Comercial se actualizaban anualmente con
el IPC.
Coste de Gestión de la Demanda
Este concepto tenía como objetivo la consecución de programas tendentes a promover la
eficiencia en el ahorro de energía y a desplazar adecuadamente la curva de carga. Los
costes incurridos para el establecimiento y realización de estos programas, previa
comprobación de la obtención de los objetivos previstos, se incorporaban a los Costes
de Gestión Comercial de los Subsistemas.
1.1.3. El coste estándar
Como se ha comentado anteriormente, el Marco Legal Estable recogía la metodología
que regulaba la retribución de las empresas eléctricas. Para ello establecía un sistema de
reconocimiento de costes e ingresos que estaba basado en unos valores estándar que
perseguían la prestación del servicio a mínimo coste.
Los valores estándar se establecían por el MIE sobre la base de los principales
parámetros que participaban en la formación de cada uno de los conceptos de coste. La
Tarifa eléctrica se determinaba por agregación de estos costes estándar correspondientes
a cada uno de los conceptos de coste que incurrían las empresas eléctricas.
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El sistema de compensaciones atendía a la redistribución de los costes e ingresos
estándar, en función de quien los soportaba y quien los recibía. La remuneración del
servicio que prestaban las empresas eléctricas se producía a través de la tarifa eléctrica y
se complementaba por el sistema de compensaciones.
Las empresas eléctricas recibían esta remuneración en función de sus costes estándar
acreditados en Tarifas y Compensaciones, independientemente de cuales sean sus costes
reales. Por ello, era fundamental que los costes reales de las empresas se ajustasen a los
estándares correspondientes. Cualquier coste real superior al estándar, no recibía
ninguna remuneración en Tarifas ni en Compensaciones, ocasionando una pérdida a la
empresa que incurría en esta situación. Contrariamente, si los costes reales eran
inferiores a los estándares, la empresa obtenía unos ingresos adicionales como premio a
su eficiencia.
Estos costes estándar unitarios fueron enviados por las empresas distribuidoras de forma
individual, y fueron verificados por el Ministerio de Industria y Energía para fijar un
estándar único y validar los datos que presentaron las empresas.
1.1.3.1. Costes Fijos de Distribución
Como primer aspecto de la estandarización del inmovilizado de distribución, cabe
significar la diferenciación que se introdujo entre las instalaciones en alta tensión y las
instalaciones propiamente de distribución, en media y baja tensión.
Costes Fijos Distribución = 36 kV.
En la OM de 22/12/1988 se publicaron los valores actualizados estándar brutos y netos,
situados a 31 de diciembre de 1988, correspondientes a las instalaciones de distribución,
iguales o superiores a 36 kV, que estaban en servicio, habiendo entrado en explotación
con anterioridad a 1 de enero de 1988. La valoración estándar de las inversiones en
distribución a tensión mayor ó igual a 36 kV se realizaba de forma similar a la de las
inversiones en generación.
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También se indicaban los valores provisionales brutos y netos anteriores, que incluían
las inversiones provisionales realizadas en 1998. Estos valores brutos y netos estándar
habían sido determinados por el MIE a partir de la información enviada por los distintos
Subsistemas. Dicha información se refería a las características y fechas de puesta en
servicio de cada una de las instalaciones de tensión igual o superior a 36 kV existentes
con anterioridad a 1.1.1988.
Anualmente, los Subsistemas debían remitir la información auditada (antes de 31 de
octubre de cada año), de sus inversiones realizadas en el año inmediatamente anterior.
Cada una de las instalaciones de transporte y transformación, en función de la fecha de
puesta en servicio y de las características de los elementos que la componen, recibían un
valor estándar bruto, que se amortizaba y retribuía durante 40 años (vida útil estándar),
según el método de la inversión actualizada.
Los despachos de maniobra recibían igual tratamiento, pero la vida útil estándar que se
les asignaba era de 14 años.
A partir de estos valores se podía determinar la anualidad estándar correspondiente a
cada uno de los años futuros, por aplicación de las variables macroeconómicas que se
establecían. Para ello, el valor bruto estándar se actualizaba con la tasa de actualización,
que era el denominado IPN (valor promedio entre el IPC y el IPRI, a partir de 1995 se
actualiza con un valor promedio de los últimos 5 años).
El valor neto estándar de cada año se obtenía por diferencia entre el valor bruto estándar
actualizado y el fondo de amortización actualizado correspondiente al año anterior.
Los valores unitarios que se recogían en este margen servían para valorar inversiones >
36 kV que se realicen en 1996, y que se actualizan anualmente con el IPH.
El fondo de amortización actualizado era la suma de las amortizaciones estándares
correspondientes, actualizadas con los índices de actualización de los años respectivos.
La anualidad de amortización estándar se calculaba como cociente entre el valor bruto
actualizado y el período de vida útil estándar.
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La anualidad de retribución estándar se obtenía por aplicación de la tasa real de
retribución estándar sobre el valor neto estándar actualizado.
Se consideraba así mismo un valor estándar adic ional para aquellas instalaciones de
distribución, iguales o superiores a 36 kV, que habiendo superado su vida útil estándar,
continuaban en servicio.
Los valores anteriores, como se ha indicado, hacían referencia exclusivamente al
inmovilizado en explotación con anterioridad al 1 de enero de 1989. Las instalaciones
que eran puestas en servicio con posterioridad a esta fecha, se estandarizaban en función
de unos valores estándar unitarios que venían definidos en la OM de referencia.
En la siguiente tabla se recogen los costes unitarios estándar para el año 1997 [CNE,
1997], de las inversiones en líneas de transporte y subestaciones de transformación con
una tensión de funcionamiento igual ó superior a 36 kV.
COSTES FIJOS DISTRIBUCIÓN = 36 kV
Tensión (kV) Convencional Blindada Tensión (kV)380 267,198 334,646 Secundario 380 220 132/110 66 50/45220 131,005 226,989 380 1,23
132/110 80,419 128,411 220 1,23 1,2366 32,427 47,992 132/110 1,41 1,95 1,09
50/45 25,942 35,021 66 2,78 2,48 0,84mill. Pts/ud. 50/45 3,26 2,78 1,97 0,84
<36 4,11 3,62 2,24 2,53mill. Pts/ud.
PrimarioPotencia en SubestacionesPosiciones Subestaciones 1997
Tensión (kV) 1 circuito 2 circuito > 2 circui. 1 circuito 2 circuito380 24,515 39,301 48,640220 14,527 23,218 28,665 385,232 654,895
132/110 11,025 17,511 21,661 198,194 336,98166 5,448 8,690 10,636 47,084 79,770
50/45 4,929 7,912 9,728 42,414 79,770mill. Pts/Km
Aéreas SubterráneasLíneas 1997
15
Tensión (kV) Inferior Superior Inferior Superior Inferior Superior380 3 4 10 20 490 510220 3,5 4,5 10 20 343 357
132/110 4,5 5,5 10 20 167 17366 5,5 6,5 10 20 98 102
50/45 6,5 7,5 10 20 83 87
Nº apoyos porKm Apoyos amarre s/ total Sección ConductorCoeficientes correctores
Anualmente, los Subsistemas eléctricos, debían declarar las nuevas instalaciones
puestas en servicio a los efectos de su consideración en la Tarifa y Compensaciones. En
este sentido la legislación establecía que, para el reconocimiento, a efectos de la
determinación de la Tarifa, de nuevas inversiones en distribución iguales o superiores a
36 kV y excepcionalmente inferiores a 36 kV, era necesaria la presentación, antes del 30
de octubre del ejercicio anterior al de acometer dichas inversiones, de un plan de
inversiones en instalaciones de distribución, que debía ser aprobado.
En el caso de las líneas de transporte, los valores anteriores estaban afectados por unos
factores de corrección, en función del número de apoyos por kilómetro de línea,
proporción de apoyos de amarre y grosor del conductor utilizado, con una variación
máxima, sobre el valor base, del 5%.
El coeficiente corrector era de 0,95 para los ratios que fueran menores a los valores
inferiores y del 1,05 cuando los ratios fueran mayores que el valor superior.
Para los casos en que los ratios estuviesen comprendidos entre los valores inferiores y
superiores, el coeficiente corrector a emplear se obtendría por la interpolación lineal
entre los valores 0,95 y 1,05 anteriores.
La retribución de las empresas en concepto de coste fijo de instalaciones de tensión
superior a 36 kV en el año 1997 quedó de la forma:
16
COSTE FIJO DISTRIBUCIÓN = 36 kV
lineas+subes despachos costeIB 27.130 5.750 32.880UF 12.789 3.276 16.065CSE 11.259 2.152 13.411FECSA 7.497 1.583 9.080ENHER 5.094 1.128 6.222HC 1.804 283 2.087EV 2.012 822 2.834HECSA 2.816 656 3.472ERZ 3.942 910 4.852TOTAL 74.343 16.560 90.903
mill. Pts.
Costes fijos distribución < 36 kV
La estandarización del inmovilizado en instalaciones con una tensión de funcionamiento
inferior a 36 kV se realizaba a partir de la energía circulada en cada nivel de tensión.
Para ello se establecían unos valores estándares unitarios por Kwh. circulado en media y
baja tensión, que se actualizaba cada año con el IPH.
La energía circulada en baja tensión (menor de 1 kV) era la energía suministrada a
clientes en dicha tensión. La energía circulada en media tensión (mayor o igual a 1 kV y
menor de 36 kV), era la agregación de la energía distribuida a los clientes en este nivel
de tensión y la distribuida a niveles inferiores de tensión, afectada por el
correspondiente factor de pérdidas.
El factor de pérdidas estándar que se utilizaba para pasar la energía circulada en baja
tensión a media tensión se obtenía a partir de los coeficientes de pérdidas que se
relacionan en la siguiente tabla.
Adicionalmente, se incluía el coste excepcional que se derivaba de la dispersión
geográfica del mercado, subterraneidad de la red y otras peculiaridades de la
distribución, que no podía superar el 10% de los costes totales del Sistema, calculados
anteriormente (Kd1).
17
Su asignación a los distintos Subsistemas se realizaba por medio de unos coeficientes
correctores que establecía anualmente la DGE dependiendo de tres factores.
a) La extensión en Km. de línea de las instalaciones menores de 36 kV respecto a
la energía circulada, ponderándose con un mínimo del 45%.
b) Las inversiones históricas en tensión menor a 36 kV respecto a la energía
circulada, ponderándose con un mínimo del 15%.
c) El flujo de inversiones en tensiones menores a 36 kV por abonado,
ponderándose con un mínimo del 20%.
Desde 1993, se estableció otro coste excepcional destinado a incentivar las inversiones
en mejora de calidad de servicio en instalaciones menores de 36 kV, que como máximo
suponían un 4% de los costes totales del sistema y que se asignarían a los distintos
Subsistemas teniendo en cuenta los flujos de inversión en instalaciones de tensión
menor de 36 kV (Kd2).
En el ejercicio de 1997 los resultados fueron:
COSTES FIJOS DISTRIBUCIÓN < 36 kV
kd1 kd2 C b.t. 0,95189 Ptas/kWh Nivel Tensión % Coef.IB 1,000 1,016 C m.t. 0,58914 Ptas/kWh Baja Tensión 14,7 1,172UF 1,282 1,077 < 36 kV 6,9 1,074CSE 1,123 1,000 < 72,5 kV 5,4 1,058FECSA 1,048 1,084 C b.t. 0,95048 Ptas/kWh < 145 kV 2,9 1,03ENHER 1,090 1,094 C m.t. 0,58827 Ptas/kWh > 145 kV 1,9 1,019HC 1,411 1,133 * a efectos de cierreEV 1,802 1,096HECSA 1,047 1,010 a)ERZ 1,153 1,010 b)
c)
CafCC
48%11%
55%20%25%
Coeficientes definidos para el complemento de calidad de servicio
máximo 4%
Coeficientes correctores Costes unitarios 1997 Coeficientes de pérdidas
Ponderación para año 1995
Costes unitarios 1997*
Complemento de coste para calidad de servicio
( ) CCCAAIC FnANCS ××−=
18
IAN es la semisuma de los años n-2 y n-3 de la inversión auditada neta (descontando las
subvenciones recibidas) a tensión menor de 36 kV.
An es la semisuma de las anualidades de amortización de los años n-2 y n-3 del
inmovilizado menor de 36 kV antes de corregir.
El coste de distribución a tensión menor de 36 kV se determinaba en función de las
energías circuladas en media y baja tensión. El valor calculado inicialmente se corregía
con los coeficientes de dispersión y características del mercado de cada subsistema.
La información que publicó el OFICO en febrero de 1998 a efectos de liquidación, es la
que se resume a continuación.
COSTE FIJO DISTRIBUCIÓN < 36 kV
baja media baja media baja media inicial tipo mercado mejora calidad corregidoIB 26.900 19.409 26.900 48.759 25.634 28.757 54.391 0 1.825 56.216UF 9.617 5.476 9.617 15.969 9.164 9.418 18.582 5.922 987 25.491CSE 11.067 5.776 11.067 17.850 10.546 10.528 21.074 1.356 409 22.839FECSA 8.412 6.109 8.412 15.288 8.016 9.016 17.032 658 841 18.531ENHER 5.077 3.994 5.077 9.533 4.838 5.622 10.460 1.011 486 11.957HC 1.519 583 1.519 2.240 1.448 1.321 2.769 1.272 318 4.359EV 1.342 719 1.342 2.183 1.278 1.287 2.565 2.085 370 5.020HECSA 2.811 1.390 2.811 4.457 2.679 2.629 5.308 410 221 5.939ERZ 2.202 1.241 2.202 3.643 2.098 2.149 4.247 929 0 5.176TOTAL 68.947 44.697 68.947 119.922 65.701 70.727 136.428 13.643 5.457 155.528
mill. Pts.
Energías en GWhCoste estándarfacturada circulada
1.1.3.2. Coste de explotación
El concepto de costes de explotación recogía el conjunto de costes derivados de la
operación y mantenimiento de las instalaciones de transporte, transformación,
distribución y despachos de maniobra.
Al igual que sucedía con la valoración estándar del inmovilizado de las instalaciones
citadas, la estandarización de estos costes de explotación se realizaba por dos métodos
distintos, en función del nivel de tensión de funcionamiento de las instalaciones.
Los costes de explotación de las instalaciones de distribución a tensión mayor o igual de
36 kV, se estandarizaban a partir de unos costes unitarios por unidades físicas
(kilómetros de circuito y número de posiciones). Para el cálculo de los costes de
19
explotación de distribución mayor ó igual de 36 kV, el número de unidades físicas se
actualizaba anualmente con las altas y bajas.
Los costes de explotación de las instalaciones de distribución a tensión menor de 36 kV,
se estandarizaban a partir de unos costes estándar unitarios por Kwh. circulado en los
niveles de media y baja tensión. Los costes unitarios así definidos se actualizaban
anualmente por el índice de precios al consumo (IPC).
En la tabla se recogen los costes unitarios para el año 1997, así como la estimación de
costes totales reconocidos por OFICO, para el ejercicio de 1997.
COSTE EXPLOTACIÓN 1997
Tensión (kV) Pts/ Km circ Tensión (kV) Pts/Posición36<T<72,5 163.569 36<T<72,5 1.903.059
72,5<T<145 208.179 72,5<T<145 4.445.232145<T 282.529 145<T 6.675.283
C b.t. 0,97514 Pts/kWhC m.t. 0,5776 Pts/kWh
Costes unitarios Lineas Costes unitarios subestac.
Costes unitarios distribución < 36 kV
COSTE EXPLOTACIÓN 1997
baja media totalIB 18.023 26.284 28.220 54.504 72.527UF 7.238 9.397 9.242 18.639 25.877CSE 7.860 10.813 10.331 21.144 29.004FECSA 3.836 8.219 8.848 17.067 20.903ENHER 3.082 4.960 5.517 10.477 13.559HC 1.125 1.484 1.297 2.781 3.906EV 1.404 1.311 1.263 2.574 3.978HECSA 1.641 2.747 2.580 5.327 6.968ERZ 2.772 2.151 2.108 4.259 7.031TOTAL 46.981 67.366 69.406 136.772 183.753
mill. Pts.
TOTALTensión < 36
Tensión > 36
1.1.3.3. Coste de Gestión Comercial
20
El coste de Gestión Comercial contemplaba las actividades relacionadas con la atención
y desarrollo del mercado de clientes, incluyendo la concertación, contratación,
conexión, lectura, etc.
La estandarización de estos costes, a los efectos de su consideración en el cálculo de la
Tarifa y las compensaciones entre subsistemas, se realizaba en función del número de
pólizas de contrato y la potencia facturada en tensiones mayores a 1 kV. Para ello, la
Orden Ministerial de 29.12.1987 establecía los costes estándar unitarios en pesetas por
contrato y pesetas por Kw. de potencia, aplicables para la estandarización.
Estos costes unitarios se actualizan anualmente por el índice de precios al consumo
(IPC). Los coeficientes de ponderación del número de contratos y de la potencia
facturada, se establecían cada año por Resolución de la DGE.
( ) pc CPyCCyGC ××−+××= 1
C Número de contratos
P Potencia contratada (> 1 kV)
Cc Coste unitario (Pta/contrato)
Cp Coste unitario (Pta/Kw.)
COSTES GESTIÓN COMERCIAL
Cc 4061,04 Pts/Cont.Cp 1539 Pts/kWCoeficiente yCen 153,9 Pts/Cont.
Coste Gestión Comercial Unitarios
0,75
21
COSTES GESTIÓN COMERCIAL
Contratos P(kW) > 1 kV G. Comercial E. Recibos TOTALIB 8.042.627 9.207.581 28.039 1.238 29.277UF 2.969.998 3.163.239 10.263 457 10.720CSE 3.534.617 2.788.451 11.839 544 12.383FECSA 1.866.780 1.582.917 6.295 287 6.582ENHER 1.103.557 1.176.012 3.814 170 3.984HC 494.758 843.651 1.832 76 1.908EV 464.432 459.643 1.591 71 1.662HECSA 550.787 387.461 1.827 85 1.912ERZ 673.972 757.173 2.344 104 2.448TOTAL 19.701.528 20.366.128 67.844 3.032 70.876
mill. Pts.
1.1.3.4. Costes de Estructura de Distribución
Al igual que para generación, este concepto, contemplaba los costes de estructura
correspondientes a la actividad de distribución de los Subsistemas. Este valor unitario
de estructura de distribución se actualizaba anualmente con el IPC. La estandarización
se realizaba mediante la aplicación de un valor unitario de coste a la energía
suministrada a los clientes.
A continuación se recogen el valor unitario correspondiente al ejercicio de 1997 y las
liquidaciones de los costes por Subsistema considerados por OFICO.
COSTE ESTRUCTURA DISTRIBUCIÓN
0,11 Pts/kWh
E. Facturada CosteIB 57.366 6.330UF 22.368 2.492CSE 21.681 2.324FECSA 16.229 1.764ENHER 10.656 1.167HC 6.516 730EV 3.695 392HECSA 4.393 469ERZ 4.772 518TOTAL 147.676 16.186
mill. Pts.
Coste estructura
22
1.1.3.5. Coste compensable de distribución
El coste compensable de distribución de cada uno de los Subsistemas eléctricos, estaba
formado por la agregación de los costes estándar anteriores.
En la tabla se contemplan los valores del coste fijo y de explotación de los
inmovilizados a tensión = 36 kV y despachos de maniobra, contabilizando:
a) Inversiones auditadas correspondientes a instalaciones puestas en servicio dos
años anteriores al de cálculo.
b) Inversiones provisionales correspondientes a instalaciones puestas en
explotación en el año anterior al de cálculo.
Estos costes se revisaban a final de año para determinar el valor definitivo de los
mismos. Los costes fijos y de explotación de distribución a tensión < 36 kV, así como,
los de estructura de distribución a los efectos de compensaciones, se determinaban cada
mes en función de las energías facturadas por cada uno de los Subsistemas.
Al final del ejercicio se establecía el valor definitivo de estos costes, teniendo en cuenta
la energía real suministrada por cada Subsistema. Los costes de gestión comercial se
determinaban en función de las declaraciones de los distintos Subsistemas.
COSTES TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN 1997
coste fijo > 36 coste fijo < 36 total explotación > 36 explotación < 36 totalIB 32.880 56.216 89.096 18.023 54.504 72.527 29.276 6.649 197.548UF 16.065 25.491 41.557 7.238 18.639 25.877 10.720 2.592 80.746CSE 13.411 22.839 36.249 7.860 21.144 29.004 12.382 2.513 80.148FECSA 9.080 18.531 27.611 3.836 17.067 20.903 6.582 1.881 56.977ENHER 6.222 11.957 18.179 3.082 10.477 13.559 3.983 1.235 36.956HC 2.087 4.359 6.446 1.125 2.781 3.906 1.908 755 13.015EV 2.834 5.020 7.855 1.404 2.574 3.978 1.663 428 13.924HECSA 3.472 5.939 9.411 1.641 5.327 6.967 1.911 509 18.798ERZ 4.852 5.176 10.027 2.772 4.259 7.032 2.448 553 20.060TOTAL 90.903 155.528 246.431 46.981 136.772 183.753 70.873 17.115 518.172
mill. Pts.
TOTALCoste fijo Explotación
G. Comercial Estructura
Pasados dos años después de las inspecciones de OFICO y con los costes definitivos, se
establecían las cantidades definitivas.
23
1.2. La retribución de la distribución en el período 1998 – 2002
1.2.1. El protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del Sistema
Eléctrico Nacional
El objetivo del protocolo firmado por los presidentes de las compañías eléctricas y el
Ministro de Industria y Energía, era establecer las bases operativas que iban a regir el
funcionamiento del Sistema Eléctrico Español, definir los plazos, medidas y
salvaguardias que deberían ser puestos en práctica durante el período transitorio hasta
alcanzar los objetivos de liberalización del mercado eléctrico, establecer aquellos
criterios que deberían regir la estructura del Sector Eléctrico Español, garantizando la
competencia entre las empresas que lo integran y a su vez la competitividad de las
mismas, así como sentar las bases de retribución adecuada para cada una de las
actividades que se realizan en régimen de monopolio natural, y cuya regulación debería
contemplar los intereses de los consumidores, de los trabajadores y los accionistas que
conjuntamente sustentaban (y sustentan) el negocio de las empresas. Estos objetivos
quedaron recogidos en la Ley 54/1997 [BOE, 1997a].
El Ministerio de Industria y Energía y las empresas eléctricas acordaron que los costes
reconocidos para las actividades de Distribución y Comercialización, ascenderían en
1997 a la cantidad de 528.894 MPtas, incluidos los 25.000 MPtas que se contemplaban
en 1997 en la partida de otros ingresos a que se refería la disposición adicional quinta
del RD 1538/1987, excluidos los costes de estructura de la distribución que ascendían a
16.857 MPtas, e incluidos los costes de las instalaciones de transporte cuya propiedad
correspondía a estas empresas eléctricas (distribuidoras) y que ascendía a 41.161 MPtas,
cuya retribución se realizaría con los mismos criterios que los correspondientes a las
instalaciones de transporte propiedad de Red Eléctrica de España.
Se dispondría de una cuantía máxima de 10.000 MPtas cada año de coste reconocido
adicional con objeto de retribuir planes de mejora en la calidad del servicio de las
empresas distribuidoras, de acuerdo con el artículo 46.2 de la LOSEN, siempre que en
dichos planes participasen las Comunidades Autónomas.
24
Adicionalmente, se podrían considerar los costes relativos a los programas de
incentivación de la gestión de la demanda a realizar por los distribuidores –
comercializadores, por cuantía máxima de 5.000 MPtas para el año 1997 y siguientes.
La retribución global de la distribución se actualizaría anualmente teniendo en cuenta el
IPC–1 y las variaciones del mercado, afectadas estas últimas por un factor de eficiencia.
El reparto de la retribución global entre las empresas de distribución respondería a un
modelo que caracterizase las distintas zonas de distribución, y variables objetivas de la
actividad y que evolucione en función de parámetros objetivos de calidad del suministro
y reducción de pérdidas.
Las redes de transporte y distribución podrían ser usadas por los clientes con capacidad
de elección y por las compañías que ejerciesen la actividad de comercialización, las
cuales figurarían en un registro que gestionaría el Operador del Mercado. Para
garantizar que las empresas percibiesen la retribución que se determinase, se estableció
un sistema de liquidaciones entre empresas distribuidoras, el cual incluiría los
incentivos de las compras que hubieran realizado los distribuidores a la generación en
régimen especial.
El Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de
transporte y distribución de energía eléctrica, determina que la retribución de la
actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la
retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios:
costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada,
modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la
calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios
para desarrollar la actividad.
Establece la fórmula para la actualización de su retribución global, en base al IPC-1, el
incremento previsto de la demanda y un factor de eficiencia que no podrá ser superior a
0,4.
( ) ( )FeDIPCDD nn ×∆+×−×= − 111
25
Siendo:
Dn coste de distribución y comercialización a tarifa reconocido en el año anterior.
Dn-1 coste de distribución y comercialización a tarifa reconocido en el año anterior.
?D variación de la demanda entre años. En caso de una disminución de la demanda el
valor será cero.
Fe factor de eficiencia utilizado en la determinación del coste de distribución acreditado
en la tarifa.
IPC variación del índice de precios al consumo en el año para el que se determina las
liquidaciones.
Deja para un desarrollo posterior la retribución a percibir por cada sujeto, ya que el
Ministerio de Industria y Energía determinará anualmente la retribución que
corresponde percibir a cada sujeto o agrupación de ellos que realicen actividades de
distribución, tomando como base lo descrito anteriormente.
La retribución global de la actividad, supone una limitación de ingresos o “revenue
cap”, basando la limitación del crecimiento de la retribución de la actividad en función
de dos parámetros, que son el crecimiento de la demanda y el IPC.
Al tomarse los valores estimados de IPC y crecimiento de la demanda para fijar la
retribución de la distribución en el ejercicio del año siguiente, y no existir una fórmula
de corrección por desviaciones sobre los parámetros previstos, se producen variaciones
significativas en la retribución de la distribución, sobre lo previsto inicialmente. Hay
que recalcar, que por las características estructurales de la economía española, la
inflación ha sobrepasado generalmente los objetivos marcados en la Unión Europea de
un IPC del 2% anual.
Por otro lado, el uso de un mal llamado factor de eficiencia, que no puede ser superior a
0,4, y que en la práctica se fija anualmente en 0,3 (excepto el 0,4 de 1998), no refleja
realmente, las economías de escala (que es realmente lo que representa) de la actividad
de distribución. Se supone, que por economías de escala, un crecimiento de la demanda,
implica unos costes adicionales a la distribuidora para poder servirla, que son inferiores
26
a la misma. Este ‘factor de eficiencia’ fue calculado como la variación de inversiones
necesarias entre la variación de la demanda. Ahora bien, este factor de economías de
escala se ha situado históricamente en 0,691.
El uso del verdadero factor de eficiencia, que suele estar asociado al IPC, tiene
generalmente como fin mostrar la mejora de la productividad de la distribución en
comparación con las actividades que tienen influencia en el cálculo de IPC,
compartiendo con los consumidores los beneficios obtenidos por la reducción de costes.
El regulador, ha tomado implícitamente, un factor de eficiencia del 1%, el cual parece
que se mantiene indefinidamente, y del que no se conoce la metodología empleada para
la obtención de este valor. Adicionalmente, se usa este factor para actualizar costes,
como los de capital, que no pueden tener una mejora de productividad, por cuanto son
externos a la gestión técnica de las redes de las propias compañías.
Desde la firma de este protocolo, la evolución de la retribución de la actividad de
distribución se ha basado en parámetros previstos en los expedientes de tarifas
establecidos al inicio de cada ejercicio, sin que se haya producido la correspondiente
revisión de los parámetros, con sus valores reales.
Parámetros previstos 1998 1999 2000 2001 2002 2003 IPC 2,2% 1,8% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% X 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Incremento demanda 3,00% 4,00% 5,30% 5,44% 3,30% 3,40% Factor eficiencia 0,4 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
Parámetros reales 1998 1999 2000 2001 2002 2003 IPC 1,4% 2,9% 4,0% 2,7% 4,0% 2,0%2 X 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Incremento demanda 6,26% 5,60% 4,16% 3,30% 3,4% Factor eficiencia 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69
Por todo ello, las diferencias entre las retribuciones definidas en el protocolo y las
realmente recibidas han sido:
1 Ver tesis de Master de Álvaro Ryan Murua “Propuesta de Retribución de la Actividad de Distribución Eléctrica en España” de 13 de enero de 2003. 2 Valores de IPC e incremento demanda para 2003 previstos, ya que no se dispone aún de los definitivos.
27
Miles de euros 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Pactado en protocolo Retribución distribución 2.463.969 2.619.190 2.802.050 2.931.465 3.079.166 3.182.917
Planes mejora calidad 60.101 63.887 68.348 71.504 75.107 77.638 Gestión de demanda 30.051 31.944 34.174 35.752 37.554 38.819 Retribución protocolo 2.554.121 2.715.021 2.904.571 3.038.722 3.191.827 3.299.374
Expediente de tarifas
Retribución distribución 2.463.969 2.513.883 2.579.393 2.647.703 2.700.655 2.755.483 Planes mejora calidad 60.101 45.797 0 0 0 0 Gestión de demanda 30.051 0 0 0 0 0
Retribución expediente 2.554.121 2.559.681 2.579.393 2.647.703 2.700.655 2.755.483
Diferencia 0 -155.341 -325.179 -391.018 -491.172 -543.890 Diferencia por IPC 0 -34.799 -92.439 -108.589 -161.229 -164.303
Diferencia demanda 0 -21.141 -22.326 -10.374 -10.544 -10.745
Diferencia f. eficiencia 0 -49.367 -107.893 -164.799 -206.738 -252.386 Pérd. retribución mejora 0 -18.090 -68.348 -71.504 -75.107 -77.638
Pérd. retr G. Demanda 0 -31.944 -34.174 -35.752 -37.554 -38.819
1.2.2. Los modelos de planificación base – cero Bulnes
Para la determinación de los costes eficientes que debería hacer frente una empresa
distribuidora para suministrar a su mercado, se pueden usar (entre diferentes
herramientas) modelos de planificación. Utilizan como datos de entrada la tipificación
del mercado de cada zona de suministro, así como los parámetros de diseño. Como
resultado, el modelo proporciona las instalaciones necesarias para el suministro
adecuado del mercado.
En una segunda fase, para las nuevas instalaciones determinadas como eficientes en la
etapa anterior, se aplican costes estándares unitarios eficientes de inversión para
determinar el activo bruto total. Los costes unitarios de las líneas (aéreas o subterráneas)
de AT, MT y BT se calculan por Km. de longitud, mientras que las subestaciones
AT/MT y los centros de transformación lo hacen por potencia instalada. Conociendo (o
estimando) la vida útil de las instalaciones, se pueden obtener los activos netos a
retribuir, partiendo de los brutos y restando la amortización correspondiente.
Para determinar los costes de explotación, se aplican valores unitarios de mantenimiento
y operación anuales.
28
Estos modelos de planificación pueden clasificarse en dos grandes grupos:
§ Modelos geométricos: parten de una disposición geométrica del mercado. Realiza
una ubicación de las instalaciones en el territorio suministrado manteniendo una
disposición geométrica simple. Generalmente se utilizan modelo diferenciados para
las zonas de suministro urbano y rural.
§ Modelos de cobertura geográfica: parten de una disposición real del mercado.
Necesitan como entrada la forma de la zona y de las poblaciones que la integran
mediante mapas digitalizados.
La utilización de los modelos de planificación para determinar los costes reconocidos de
la actividad de distribución, presenta un punto crítico en el proceso de análisis. Es
necesario realizar ajustes del modelo para que las redes existentes no se aparten
sistemáticamente de las redes resultantes de la planificación.
En el caso de la aplicación del modelo Bulnes los costes unitarios de operación y
mantenimiento, así como los unitarios de inversión fueron obtenidos por una empresa
auditora independiente. Es tos valores fueron públicos para todos los agentes implicados
en el reparto de la retribución total fijada.
Por el contrario los criterios de planificación, representados por los algoritmos
empleados en el modelo, fueron presentados por una de las empresas implicadas en el
reparto (Hidrocantábrico) y no se hicieron públicos para el resto de los agentes. Una
ligera modificación de muchos de los parámetros podría significar variaciones
significativas de los resultados. Por otro lado, no se hizo diferenciación ninguna entre
zonas rurales y urbanas, obviando la realidad del callejero urbano.
Pero el principal problema consistió en el punto crítico descrito anteriormente, ya que
no se hizo ningún tipo de comprobación, para valorar si eran necesarios ajustes para que
las redes obtenidas en el modelo no se diferenciasen en gran medida de las reales.
29
Una vez utilizada esta herramienta para repartir el montante total de la retribución de la
distribución, sólo Endesa, la empresa más perjudicada en este reparto (Electra de Viesgo
se encontraba integrada en Grupo Endesa) realizó esta tarea, con los siguientes
resultados:
Las empresas “ganadoras” con los resultados del Modelo de Red de Referencia Bulnes I
han desoído el contraste con la realidad por ser contraria a sus intereses empresariales.
En cambio Endesa, si ha tratado de contrastar dichos resultados con su realidad,
obteniendo los siguientes resultados:
§ Alta tensión: En este nivel de tensión la red real se encuentra totalmente auditada.
§ Media tensión: Endesa ha contrastado los resultados del Modelo de Red de
Referencia con su realidad, tanto urbana como rural.
§ Baja tensión: Endesa ha tomado muestras de sus redes para extrapolar los resultados
a la totalidad de sus sistemas.
Alta Tensión
El inventario de la Alta Tensión de Distribución se encuentra auditado y actualizado,
por lo que era posible comparar la realidad con los resultados del Bulnes a nivel
nacional.
En la siguiente tabla se compara los resultados obtenidos por Bulnes y la realidad
auditada para la red de AT. Como puede observarse, el modelo deja de reconocer el
30% de la red de AT, que en teoría debería diferir muy poco si los criterios de
planificación usados han sido los correctos.
ALTA TENSIÓN
Realidad 42.172 2,40% 302.682 17,19% 623.664 35,43% 63.545 3,61% 728.456 41,38% 1.760.519 100%
Bulnes 31.552 2,55% 189.406 15,29% 502.722 40,58% 29.732 2,40% 485.340 39,18% 1.238.751 100%
Diferencia (Valor y %) -10.620 -25% -113.276 -37% -120.942 -19% -33.813 -53% -243.116 -33% -521.768 -30%-35%
Millones de pesetas
TOTALHC UEF IB EV END
30
Parece lógico pensar que los criterios usados en el modelo de planificación no han sido
del todo correctos, o al menos acordes a los empleados durante mucho tiempo por la
totalidad del sector.
Este es el único caso donde se pueden contrastar los resultados a nivel peninsular con la
realidad, ya que está totalmente auditado.
Media Tensión
Sólo se ha realizado el contraste de la realidad de Endesa (al menos sólo son conocidos
estos datos para el autor de este trabajo) con el equipamiento propuesto por el modelo
Bulnes II. La realidad muestra unos valores que son mayores de los presentados por el
modelo, destacando:
§ No reconoce el 25% de los CCTT.
§ No reconoce el 30% de la Potencia Instalada.
§ No reconoce el 16% de la Red de MT.
§ No reconoce el 63% de la Red subterránea de MT.
El resultado de las provincias donde distribuye Endesa es:
31
CIA COD PROV
CCTT Pot instalada CCTT Pot instalada CCTT % POT instalada %Nº MVA Nº MVA Nº MVA
04 ALMERIA 3.771 1.048 3.947 662 176 5% -385 -37%06 BADAJOZ 2.992 838 1.982 432 -1.010 -34% -406 -48%11 CADIZ 4.935 1.574 3.010 814 -1.925 -39% -761 -48%14 CORDOBA 5.886 1.271 3.435 754 -2.451 -42% -517 -41%18 GRANADA 5.771 1.529 4.724 973 -1.047 -18% -556 -36%21 HUELVA 3.796 794 2.294 477 -1.502 -40% -317 -40%23 JAEN 6.289 1.322 4.187 745 -2.102 -33% -578 -44%29 MALAGA 8.019 2.341 5.829 1.524 -2.190 -27% -816 -35%41 SEVILLA 11.339 3.483 6.122 1.753 -5.217 -46% -1.731 -50%
SUBTOTAL 52.798 14.201 35.530 8.134 -17.268 -33% -6.067 -43%
08 BARCELONA 23.326 8.518 16.949 7.112 -6.377 -27% -1.406 -17%12 CASTELLON 36 7 51 5 15 42% -1 -19%17 GIRONA 5.636 1.615 5.125 1.193 -511 -9% -422 -26%22 HUESCA 991 152 814 110 -177 -18% -41 -27%25 LLEIDA 4.195 855 3.734 689 -461 -11% -166 -19%43 TARRAGONA 5.406 1.165 4.372 1.165 -1.034 -19% 0 0%44 TERUEL 115 18 95 14 -20 -17% -4 -21%50 ZARAGOZA 186 26 134 15 -52 -28% -11 -41%
SUBTOTAL 39.891 12.355 31.275 10.303 -8.616 -22% -2.052 -17%
09 BURGOS 222 20 208 18 -14 -6% -3 -13%27 LUGO 1.517 170 3.268 320 1.751 115% 150 88%33 ASTURIAS 1.591 113 1.578 179 -13 -1% 66 58%34 PALENCIA 484 37 417 47 -67 -14% 9 25%39 CANTABRIA 4.413 792 3.693 642 -720 -16% -150 -19%
SUBTOTAL 8.227 1.133 9.164 1.205 937 11% 72 6%
22 HUESCA 1.906 364 1.566 265 -340 -18% -99 -27%26 LA RIOJA 2 0 2 0 0 4% 0 9%31 NAVARRA 27 3 15 2 -12 -45% 0 -10%42 SORIA 437 53 436 47 -1 0% -6 -11%44 TERUEL 1.466 279 1.215 220 -251 -17% -59 -21%46 VALENCIA 31 3 42 5 11 35% 2 56%50 ZARAGOZA 4.833 1.777 3.491 1.044 -1.342 -28% -733 -41%
SUBTOTAL 8.702 2.480 6.766 1.584 -1.936 -22% -896 -36%
TOTAL 109.617 30.168 82.735 21.226 -26.882 -25% -8.942 -30%
Bulnes II DIFERENCIA
SE
VIL
LAN
AE
RZ
FE
CS
A-E
NH
ER
VIE
SG
O
Real
Análisis detallado del AMBITO RURAL
§ Bulnes no aplica soluciones tecnológicas clásicas y habituales para la mejora
eficiente de la calidad de servicio del tipo fusibles, seccionadores y reconectadores
automáticos.
§ Los índices de calidad contemplados en el diseño de la red de MT rural son más
restrictivos que los establecidos por el Reglamento de Transporte y Distribución.
§ No existe correlación entre los índices NIEPI establecidos por el modelo Bulnes II y
los índices individuales y zonales exigidos por el Reglamento.
§ El grado de utilización de los transformadores rurales escasamente alcanza el 20%
de la potencia de transformación, mientras que los urbanos alcanzan siempre el
100%. La experiencia de explotación de la red indica que el grado de utilización de
los transformadores urbanos no alcanza el 60%.
32
Análisis detallado del AMBITO URBANO
§ Reduce el contorno de los núcleos urbanos significativamente.
§ Fragmenta los núcleos.
§ No traza las redes siguiendo las calles existentes: el callejero se convierte en un
elemento imprescindible.
§ Bulnes es sensible a parámetros que no tienen nada que ver con la planificación de
la red: los resultados obtenidos son muy sensibles al tamaño de la malla utilizada.
Pasar de una malla de 100 metros (la usada) a una de 200 metros, supone reconocer
un 25% más de las unidades físicas urbanas reales de Endesa.
§ Se han observado multitud de cambios en las gamas de elementos constructivos
utilizadas en el BULNES II con relación a los validados por el equipo UNESA-
Arthur Andersen en 1998. Como ejemplo cabe citar la utilización de centros de
transformación urbanos de potencias casi 10 veces superiores a las contempladas en
BULNES-I, además de no tener ningún referente real, minimiza drástica la red
teórica en zonas urbanas.
Baja Tensión
El Distribuidor solamente ha invertido en la red de BT en entorno urbano con
calificación de solar, según se establece en el RD 1955/2000, así como en el anterior
Decreto de Acometidas. En entorno rural, la mayor parte de las instalaciones deben ser
financiadas por los clientes y posteriormente cedidas a la empresa distribuidora, por lo
que sólo deben existir pequeñas diferencias en la inversión unitaria realizada por la
empresa distribuidora rural frente a la urbana. Por consiguiente los costes de capital
reconocidos a las empresas distribuidoras rurales deberían ser similares (sólo
ligeramente mayores) a los de la distribuidora urbana.
Sí se deberían tener en cuenta la diferencia de operación de las redes rurales,
necesitando por lo tanto auditar unos costes estándares adecuados, teniendo en cuenta
que la calidad de servicio permitida es menos estricta que en zonas urbanas.
33
Al tomar muestras de la realidad de las redes de baja tensión de Endesa y comparando
con los resultados de BULNES II se desprende:
§ Bulnes II incrementa un 43% la red rural de Endesa, con grandes desequilibrios
entre zonas.
§ Bulnes II disminuye la red urbana de Endesa en un 63%. Es decir, el Modelo de Red
de Referencia Bulnes II reconoce únicamente el 37% de la red real urbana de
Endesa.
§ Bulnes II reduce los núcleos urbanos, fragmenta los núcleos urbanos e infraequipa la
red urbana.
Un asunto adicional a tener en cuenta para evaluar la aplicación del esquema retributivo
basado en el modelo Bulnes es el tratamiento de las pérdidas del sistema. Este modelo
de planificación consideraba en su función objetivo, tanto las inversiones necesarias
como las pérdidas técnicas del sistema.
Disminuir las inversiones necesarias implicaba aumentar las pérdidas que se producen
en las instalaciones que se planifican. El error fundamental en este tratamiento consistió
en obviar las pérdidas que proporcionaba el modelo para retribuir unos activos teóricos
que el modelo consideraba eficientes para dar suministro a su mercado.
34
1.2.3. La aplicación de la metodología. Hitos regulatorios del período 1998 – 2003
El Real Decreto 2016/1997 [BOE, 1997c], de 26 de diciembre, estableció la Tarifa
Eléctrica de 1998, donde se fijó el coste reconocido total para la distribución en 380.261
Mptas (2.285,414 M€). Se separó la retribución del transporte del correspondiente de la
distribución y se estableció un nivel retributivo provisional como continuación del nivel
del año anterior, que fue modificado posteriormente.
A continuación, el Real Decreto 2819/1998 [BOE, 1998c], de 23 de diciembre, por el
que se regula las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, determina
el nuevo esquema retributivo de la actividad de distribución, mediante la aplicación de
la fórmula simplificada (descrita anteriormente) de Revenue Cap. Esta fórmula
determinaba la evolución del nivel retributivo de la actividad de distribución a nivel
sectorial, pero la retribución que percibirían cada uno de los agentes se desarrollaría
posteriormente.
Como consecuencia, el Real Decreto 2821/1998 [BOE, 1998d], de 23 de diciembre, por
el que se establece la Tarifa Eléctrica de 1999, fija el coste reconocido total para la
distribución en 428.476 Mptas (2.575,192 M€) donde se incluían 10.000 Mptas de plan
de mejora de la calidad, determinando un nuevo nivel retributivo que permitiese dar
viabilidad económica a la actividad de distribución eléctrica, pero de nuevo faltaba por
definir las cantidades percibidas por cada agente.
Para resolver principalmente el problema de asignación de cuotas de las distintas
distribuidoras pero también la asignación del nivel retributivo de 1998 según la nueva
metodología, se aprueba la Orden Ministerial de 14 de junio de 1999 [BOE, 1999a], por
el que se establece la retribución de la actividad de distribución eléctrica para los años
1998 (409.970 Mptas) y 1999 (418.275 Mptas) sin contar los planes de mejora de la
calidad asignados.
La aplicación de este nuevo esquema retributivo, basado en el RD 2819/1998 y la OM
de 14 de junio de 1999, suponía partir de la retribución de la actividad de distribución
para el año 1997. Para ello se realizaron auditorias por la empresa Arthur Andersen, que
sirvieran para fijar la retribución adecuada de la actividad para 1997 con unos costes
35
estándares nuevos, y que permitirían servir de referencia para el cálculo de la actividad
en 1998. Para ello era necesario desagregar la retribución percibida en 1997 en tres
actividades diferentes: transporte, distribución y gestión comercial.
Año 1997 (Mptas) Año 1998 (Mptas) Distribución (1) 354.409 Distribución 409.970 Gestión Comercial (2) 70.633 Gestión Comercial 38.846 Transporte (3) 32.947 Transporte 33.276 457.989 482.092
1) El valor de distribución para el año 1997 proviene de la tarifa de 1998 (revisión del
año 1997 en la tarifa de 1998, sin considerar otros ingresos. El valor de 1998
proviene del total de la tarifa de 1998, descontando las partidas de Transporte y
Gestión Comercial calculadas por Arthur Andersen.
2) El valor de Gestión Comercial para 1997, proviene de la tarifa de 1998 (revisión del
año 1997 en la tarifa de 1998). El valor de 1998 proviene de los cálculos realizados
por Arthur Andersen.
3) El valor de transporte para el año 1997 proviene de los cálculos realizados por
Arthur Andersen, al igual que los de 1998.
Como se puede observar, una parte importante de la retribución de la gestión comercial,
se integra en la retribución de la distribución, y esa es la cantidad que sirve como base
para aplicar el RD 2819/1998. La aplicación de este Real Decreto, permitiría obtener el
nivel total a repartir. La Orden Ministerial de 14 de junio de 1999, daba un paso más y
establecía las cuotas a repartir entre las empresas distribuidoras en los años 1998 y
1999.
A pesar de que en la Orden sólo afecta a la liquidación definitiva de los ejercicios 1998
y 1999, existía en el fondo una metodología para la fijación de las cuotas en los años
sucesivos. La intención era que se estableciesen las cuotas que proporcionaba el modelo
Bulnes de red teórica o de referencia. Como los resultados obtenidos diferían en gran
medida de los existentes, y para que las empresas distribuidoras pudieran planificar sus
redes según los nuevos criterios de retribución del Bulnes, se consideró un período de
16 años para la aplicación del modelo a la totalidad de la retribución de la distribución.
36
Se determinaron dos cantidades a percibir. Una era la correspondiente a la retribución
de 1997, con las cuotas de reparto que se tenían bajo el esquema del MLE y la otra la
constituía la diferencia hasta completar el total de cada año, fijado según el nuevo
esquema del RD 2819/1998, y se repartía según los resultados del modelo Bulnes. Cada
año, a la retribución de 1997 se le iba descontando un 1/16 (6,22%), de manera que
trascurridos 16 años, sólo se consideraría la retribución de la cantidad establecida por el
RD 2819/1998, repartido según las cuotas que proporcionaba Bulnes.
Ahora bien, en la práctica no se aplicó de esta forma la metodología ya que de la
cantidad teórica de Endesa en 1998 se descontaron cerca de 5.000 Mptas para repartirlos
arbitrariamente entre el resto de empresas.
El nivel total de retribución de la actividad se ha obtenido siempre por aplicación del
esquema simplificado de Revenue Cap. En este período de tiempo, la empresa más
perjudicada por la aplicación del modelo de red de referencia Bulnes, mostró a los
diferentes organismos reguladores (MINECO y CNE) las deficiencias de este modelo, y
mostró su desaprobación por utilizarlo para retribuir la actividad.
El Real Decreto 2066/1999 [BOE, 1999b], de 30 de diciembre, por el que se establece la
Tarifa Eléctrica de 2000, fijó el coste reconocido total para la distribución en 429.175
Mptas (2.579,393 M€). No se recogen las cuotas de reparto de esta cantidad entre las
diferentes empresas distribuidoras.
El Real Decreto 3490/2000 [BOE, 2000b], de 29 de diciembre, por el que se establece la
Tarifa Eléctrica de 2001, fijó el coste reconocido total para la distribución en 440.560
Mptas (2.647,818 M€). Se incluyeron 19 Mptas para la cooperativa S. Francisco de
Asís, a raíz de un conflicto de acceso a las redes de distribución resuelto de esta manera.
Se establece mantener las cuotas establecidas en la OM de 14 de junio de 1999 para el
año 1999, y aplicarlas a la retribución de 2000 (RD 2066/2000) y 2001 (RD3490/2001).
Posteriormente se aprueba la Orden Ministerial de 27 de diciembre de 2001, por la que
se fijan los porcentajes de la actividad de distribución de los años 2000 y 2001 [BOE,
2001b] (que no se habían establecido según la metodología). Se corrige lo dispuesto en
el RD 3490/2000 y se aplican los porcentajes del Anexo de la OM de 14 de junio de
37
1999 (que son los que proporcionaba Bulnes) pero sólo en los crecimientos de la bolsa a
repartir.
El Real Decreto 1483/2001 [BOE, 2001a], de 27 de diciembre, por el que se establece la
Tarifa Eléctrica de 2002, fija el coste reconocido total para la distribución en 449.371
Mptas (2.700,773 M€). Lo más significativo fueron las quitas de 2.500 Mptas a Endesa
y 1.500 a Iberdrola sobre la retribución teórica a percibir, basándose en una hipotética
rentabilidad de sus negocios, que se determinó según el ratio Beneficio antes de
intereses e impuestos entre Cifra de negocio tomando los datos de 2000.
El Real Decreto 1436/2002 [BOE, 2002a], de 27 de diciembre, por el que se establece la
Tarifa Eléctrica de 2003, fija el coste reconocido total para la distribución en 522.916
Mptas (3.142,786 M€). Se mantuvieron unas cuotas idénticas a las percibidas por las
empresas en el ejercicio de 2002.
Como puede observarse, el juego regulatorio entre las empresas distribuidoras y los
órganos reguladores, y las decisiones tomadas sin unas bases técnicas sólidas, han
generado una gran incertidumbre en las empresas distribuidoras, sobre la retribución
que en el futuro van a percibir.
Ahora bien, todas estas medidas adoptadas sin unos criterios sólidos, no han afectado de
igual manera a todas las empresas distribuidoras. En el siguiente apartado se hace un
análisis del impacto de las medidas adoptadas sobre cada una de las empresas
distribuidoras.
38
1.3. Impacto de las medidas regulatorias: Análisis de ratios
Esta inestabilidad en la regulación en el período 1998 – 2003 ha influido de forma muy
diferente en los agentes distribuidores. Este capítulo pretende analizar la influencia de
las decisiones regulatorias en la evolución de los ingresos de las diferentes empresas.
1.3.1. Evolución de la retribución por empresas
La retribución en millones de pesetas recibida por las diferentes empresas distribuidoras
(con sus correspondientes cuotas de reparto) durante el período 1998 – 2003 se muestra
a continuación. En la última columna se muestra la retribución actual de 2003 en
moneda de 1998 (descontando los efectos acumulados de IPC).
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 98)VIESGO 11.621 11.937 12.262 12.601 12.698 12.956 11.058ENDESA 169.562 171.467 175.379 179.458 180.285 183.946 157.005IB 151.888 155.610 159.867 164.305 165.995 169.365 144.560UEF 65.518 67.395 69.374 71.438 76.038 77.582 66.219HC 11.381 11.866 12.293 12.740 14.334 14.625 12.483TOTAL 409.970 418.275 429.175 440.542 449.350 458.474 391.326
S.F.Asís 19 21 20
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 98)VIESGO 2,83% 2,85% 2,86% 2,86% 2,83% 2,83% 2,83%ENDESA 41,36% 40,99% 40,86% 40,74% 40,12% 40,12% 40,12%IB 37,05% 37,20% 37,25% 37,30% 36,94% 36,94% 36,94%UEF 15,98% 16,11% 16,16% 16,22% 16,92% 16,92% 16,92%HC 2,78% 2,84% 2,86% 2,89% 3,19% 3,19% 3,19%TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
La evolución que han tenido las retribuciones percibidas por las empresas ha sido muy
distinta. Si comparamos la retribución actual de 2003 con la retribución en moneda del
1998 se obtienen los siguientes resultados:
1998 2003 (pta 98) IncrementoVIESGO 2,83% 2,83% -4,84%ENDESA 41,36% 40,12% -7,41%IB 37,05% 36,94% -4,82%UEF 15,98% 16,92% 1,07%HC 2,78% 3,19% 9,68%TOTAL 100,00% 100,00% -4,55%
39
Por un lado, resulta impactante que en términos absolutos la retribución de 2003 haya
disminuido un 4,55% respecto a la de 1998 (no se incluye planes de mejora de la
calidad de servicio). Este efecto de pérdida de nivel ha sido soportado por todo el sector,
pero las consecuencias no han sido las mismas para las diferentes empresas, por cuanto
algunas de ellas, han aumentado su cuota retributiva.
Como puede observarse existen diferencias significativas en la evolución de la cuota de
retribución de las empresas distribuidoras. Es destacable, que aquellas empresas que
apoyaron significativamente el uso del modelo de red de referencia Bulnes (con las
características descritas anteriormente) han sido las más beneficiadas en este período.
Por tanto han sido Hidrocantábrico y Unión Fenosa las grandes beneficiarias en este
período, al tener un crecimiento en la retribución (en términos reales) del 9,68% y
1,07% respectivamente.
Los resultados anteriores se presentan resumidos en el siguiente gráfico.
RETRIBUCIÓN DE DISTRIBUCIÓN 1998 - 2003
169.562 171.467 175.379 179.458 180.285 183.946157.005
151.888 155.610 159.867 164.305 165.995 169.365
144.560
65.518 67.39569.374
71.438 76.038 77.582
66.219
12.95611.621 11.937 12.262 12.601 12.69811.058
14.62514.33412.74012.293
11.86611.38112.483
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 98)
VIESGO ENDESA IB UF HC
409.970 418.275 429.175 440.542 449.350
-7,41%
+9,68%
+1,07%
-4,82%
-4,84%
-4,55%
458.474 391.326
El mismo esquema presentado anteriormente en millones de euros:
40
RETRIBUCIÓN DE DISTRIBUCIÓN 1998 - 2003
1.019,1 1.030,5 1.054,0 1.078,6 1.083,5 1.105,5943,6
912,9 935,2 960,8 987,5 997,7 1.017,9
868,8
393,8 405,1416,9
429,4 457,0 466,3
398,0
77,969,8 71,7 73,7 75,7 76,3 66,5
87,986,176,673,9
71,368,475,0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 98)
VIESGO ENDESA IB UF HC
2463,9 2513,8 2579,3 2647,7 2700,6 2351,9
-7,41%
+9,68%
+1,07%
-4,82%
-4,84%
-4,55%2755,4
Con el fin de incluir el cambio regulatorio al pasar del esquema retributivo del MLE a la
aplicación del modelo Bulnes, resulta interesante realizar el mismo ejercicio partiendo
de la retribución de 1997. Para ello se parte de la retribución de Distribución y se ajusta
una parte de la retribución por Gestión Comercial (ver tabla del apartado 1.2.3), con el
fin de poder comparar las retribuciones de 1997 y 1998.
De esta forma se tendría:
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 97)
VIESGO 10.845 11.621 11.937 12.262 12.601 12.698 12.956 10.906ENDESA 165.068 169.562 171.467 175.379 179.458 180.285 183.946 154.837IB 141.101 151.888 155.610 159.867 164.305 165.995 169.365 142.564UEF 59.435 65.518 67.395 69.374 71.438 76.038 77.582 65.305HC 9.494 11.381 11.866 12.293 12.740 14.334 14.625 12.311TOTAL 385.943 409.970 418.275 429.175 440.542 449.350 458.474 385.923
S.F. Asís 19 21 20
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 97)VIESGO 2,81% 2,83% 2,85% 2,86% 2,86% 2,83% 2,83% 2,83%ENDESA 42,77% 41,36% 40,99% 40,86% 40,74% 40,12% 40,12% 40,12%IB 36,56% 37,05% 37,20% 37,25% 37,30% 36,94% 36,94% 36,94%UEF 15,40% 15,98% 16,11% 16,16% 16,22% 16,92% 16,92% 16,92%HC 2,46% 2,78% 2,84% 2,86% 2,89% 3,19% 3,19% 3,19%TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
41
1997 2003 (pta 97) IncrementoVIESGO 2,81% 2,83% 0,56%ENDESA 42,77% 40,12% -6,20%IB 36,56% 36,94% 1,04%UEF 15,40% 16,92% 9,88%HC 2,46% 3,19% 29,67%TOTAL 100,00% 100,00% -0,01%
En este caso las diferencias mostradas anteriormente son mucho más significativas,
debido fundamentalmente a la aplicación del modelo de red de referencia Bulnes
comentado anteriormente. Resulta muy impactante el caso de Hidrocantábrico, con un
aumento de su retribución cercano al 30%, Unión Fenosa con el incremento en torno al
10%, e Iberdrola, que contabilizando desde 1997, sale beneficiada con un incremento
del 1%.
RETRIBUCIÓN DE DISTRIBUCIÓN 1997 - 2003 (Mpta)
165.068 169.562 171.467 175.379 179.458 180.285 183.946154.837
141.101151.888 155.610 159.867 164.305 165.995 169.365
142.564
59.43565.518 67.395
69.374 71.438 76.038 77.582
65.305
12.69810.845 11.621 11.937 12.262 12.601 12.956 10.906
14.33412.74012.293
11.86611.3819.494
14.625
12.311
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2003 (Pta 97)
VIESGO ENDESA IBERDROLA UEF HC
385.943 418.275 429.175 440.542 449.350409.970 458.474
1.3.2. Incremento de la demanda y potencia de punta en este período
Para evaluar si el incremento retributivo del nivel sectorial de retribución ha sido el
adecuado, es interesante comparar el crecimiento de la demanda y potencia en punta
(criterios básicos de planificación) en los años de estudio y el crecimiento de la
retribución unitaria de la actividad en frontera de distribución.
42
Para corregir el efecto de las puntas de invierno por las bajas temperaturas bien en los
meses de diciembre o bien en enero del año siguiente, se ha tomado la media centrada
de tres años, como medida del año en curso. En este análisis sólo se considera el
período de estudio hasta 2002, ya que no existen datos definitivos de 2003. De esta
forma:
1998 1999 2000 2001 2002 02/98 Anual
Retribución distribución. MONEDA CORRIENTE (M€) 2.464,0 2.513,9 2.579,4 2.647,7 2.700,6 9,6% 2,3%Retribución distribución. MONEDA CONSTANTE 1998 (M€) 2.464,0 2.443,0 2.410,3 2.409,1 2.362,7 -4,1% -1,0%
Demanda Transporte GWh 173.081 184.354 195.010 205.485 210.278 21,5% 5,0%D. Transporte media 3 años centr. * 173.273 184.148 194.950 203.591 211.063 21,8% 5,1%Demanda Distribución GWh 170.722 181.632 192.059 202.255 207.398 21,5% 5,0%D. Distribución media 3 años centr. * 171.316 181.471 191.982 200.571 208.034 21,4% 5,0%Consumo cliente final GWh 158.262 168.494 178.134 187.052 191.808 21,2% 4,9%
Potencia máxima MW 29.484 31.247 33.236 34.930 34.336 16,5% 3,9%P. Máxima media 3 años centrada * 29.378 31.322 33.138 34.167 35.493 20,8% 4,8%Horas utilización sector 5.870 5.900 5.867 5.883 6.124 4,3% 1,1%Horas utilización sector * 5.898 5.879 5.883 5.959 5.947 0,8% 0,2%
Ingresos por distribución sector c€/kWh 1,44 1,38 1,34 1,31 1,30 -9,8% -2,5%Ingresos por distribución sector c€/kWh * 1,44 1,39 1,34 1,32 1,30 -9,7% -2,5%
IPC 1,4% 2,9% 4,0% 2,7% 4,0%
* media centrada de tres añosFuente: REE y ENDESA Distribución
EVOLUCIÓN DE LA RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
Como puede observarse, la demanda y potencia de punta han crecido un 21% en este
período, mientras que la retribución unitaria sólo ha crecido un 10%. Esta diferencia no
Evolución retribución de distribución peninsular
1998 - 2002 Moneda Corriente
110%
121%
121%
1998 1999 2000 2001 2002
Evolución retribución de distribución peninsular
1998 - 2002 Moneda Constante (1998)
96%
121%
1998 1999 2000 2001 2002
Ingresos regulados distribución sector
Demanda Distribución GWh
Potencia máxima MW
43
se podría explicar únicamente por el factor de escala de la distribución (0,69) ya que en
tal caso la retribución unitaria debería haber tenido un crecimiento cercano al 14%
(diferencia del 4%). Ahora bien, al considerar la retribución unitaria en términos de
moneda constante de 1998, se observa una disminución efectiva del 4%. Esta diferencia
tan grande del 25% no se puede justificar por los factores de escala, por lo que se
deduce que la retribución unitaria recibida (por energía circulada en frontera de
distribución para descontar las diferencias de pérdidas reales en los distintos años) ha
sido insuficiente para atender los crecimientos de demanda y potencia de punta que han
existido en el mismo período 1998 – 2003.
1.3.3. Evolución de cuotas retributivas de los diferentes agentes
Las cuotas sobre el montante total por distribución eléctrica en el período 1997/1998 –
2003, han pasado de:
1997 1998 2003 1997 - 2003 1998 - 2003END 42,77% 41,36% 40,12% -2,65% -1,24%IB 36,56% 37,05% 36,94% 0,38% -0,11%UF 15,40% 15,98% 16,92% 1,52% 0,94%HC 2,46% 2,78% 3,19% 0,73% 0,41%EV 2,81% 2,83% 2,83% 0,02% -0,01%
Cuotas Distribución
42,77%
36,56%
15,40%
2,46%
2,81%
41,36%
37,05%
15,98%
2,78%
2,83%
40,12%
36,94%
16,92%
3,19%
2,83%
END
IB
UF
HC
EV
1997 1998 2003
44
Como se puede observar, han existido diferencias importantes en la evolución de las
cuotas retributivas, siendo Endesa la única empresa que ha disminuido su cuota
retributiva en el período 1997 – 2003. En el período 1998 – 2003 Iberdrola también
pierde cuota retributiva, debido fundamentalmente a la quita de 1500 Mptas en la tarifa
de 2002.
Incremento cuotas retribución
0,38%
1,52%
0,73%
0,02%
-1,24%
-0,11%
0,94%
0,41%
0,00%
-2,65%END
IB
UF
HC
EV
1997 - 2003 1998 - 2003
1.3.4. Evolución retribución unitaria
Para evaluar las medidas regulatorias tomadas en el período 1998 – 2002, resulta
interesante calcular la evolución de los ingresos regulador por la energía distribuida.
Para ello se ha tomado la demanda en cliente final de las liquidaciones de la CNE
[BOE, 98-02] (la de los años 201 y 2002 no definitivas), elevándola hasta la frontera de
distribución con los coeficientes estándares.
A excepción de Hidrocantábrico (con un aumento de 2,79%), todas las empresas
muestran una tendencia a disminuir sus ingresos marginales. Destaca la importante
disminución de Iberdrola y Endesa con un descenso superior al 11,5%. En el caso de
Viesgo y Unión Fenosa, esta tendencia es menor (3,7%) y se corrige en el 2002 debido
al ajuste de 4.000 Mptas. La retribución unitaria inferior de Hidrocantábrico respecto de
45
la media del sector, se debería justificar por la demanda importante conectada en Alta
Tensión, que ocasiona menores costes. Este aspecto se desarrolla con más detenimiento
a continuación.
Evolución c€/kWh frontera distribución
1,209
1,480
0,956 0,947 0,938 0,9320,982
1,577
1,3541,3041,371
1,3171,275 1,245
1,507 1,476 1,439
1,5381,573 1,550 1,524
1,641
1,430
1,531
1,4131,4661,448
1,3941,358
1,333
1998 1999 2000 2001 2002
IBL UEF HC EV END TOTAL
EVOLUCION c€/kWh frontera distribución1998 1999 2000 2001 2002 2002 - 1998
IBL 1,371 1,317 1,275 1,245 1,209 -11,80%UEF 1,538 1,507 1,476 1,439 1,480 -3,76%HC 0,956 0,947 0,938 0,932 0,982 2,79%EV 1,641 1,573 1,550 1,524 1,577 -3,88%END 1,531 1,466 1,430 1,413 1,354 -11,58%TOTAL 1,448 1,394 1,358 1,333 1,304 -9,91%
Si se contabilizan los ingresos unitarios en moneda constante de 1998, los resultados
anteriores se hacen mucho más evidentes. Destaca que Hidrocantábrico tiene una
pérdida retributiva unitaria del 10%, mientras que Endesa e Iberdrola disminuyen sus
ingresos unitarios más del 22,6%. Para Unión Fenosa y Electra de Viesgo sus ingresos
unitarios disminuyen un 15%.
46
Evolución c€/kWh frontera distribución (moneda 1998)
1,058
1,295
0,9560,920
0,876 0,848 0,859
1,380
1,1841,141
1,1331,192
1,280
1,371
1,538
1,3101,379
1,464
1,641
1,3871,448
1,528
1,425
1,286
1,531
1,337
1,2131,269
1,355
1,448
1998 1999 2000 2001 2002
IBL UEF HC EV END TOTAL
EVOLUCION c€/kWh frontera distribución (moneda 1998)1998 1999 2000 2001 2002 2002 - 1998
IBL 1,371 1,280 1,192 1,133 1,058 -22,84%UEF 1,538 1,464 1,379 1,310 1,295 -15,80%HC 0,956 0,920 0,876 0,848 0,859 -10,07%EV 1,641 1,528 1,448 1,387 1,380 -15,91%END 1,531 1,425 1,337 1,286 1,184 -22,64%TOTAL 1,448 1,355 1,269 1,213 1,141 -21,18%
1.3.5. Costes unitarios por energía distribuida en Baja y Media Tensión.
Las gráficas anteriores no permiten evaluar si el nivel retributivo recibido por cada
empresa distribuidora es el adecuado. Por un lado el punto de partida (1998) no tiene
por qué ser el adecuado (podría ser superior o inferior al óptimo) y por otro la energía
circulada no puede ser el único driver para fijar la retribución de la distribución.
Pero es posible realizar una comparación entre las retribuciones unitarias de las distintas
empresas, si contabilizamos los ingresos reconocidos por la energía circulada en Baja y
Media Tensión. Para distribuir esta energía eléctrica se deben acometer más del 90% de
los costes totales, ya que para distribuir la energía consumida por los clientes
conectados en alta tensión apenas necesita inversiones en las redes de distribución.
En el siguiente gráfico, se representa la retribución unitaria reconocida por energía
distribuida en BT y MT elevada a frontera de distribución. La retribución de
Hidrocantábrico y Electra de Viesgo (2,673 y 2,640 c€/kWh) suponen más del 60% de
la media del sector. Este resultado resulta excesivo para justificarlo por los mayores
47
costes (si se suman capital y operación y mantenimiento) de distribuir en zonas
montañosas que son típicas de las zonas de esas empresas, pero que no son únicas ya
que también suministran a centros urbanos. Adicionalmente hay que considerar que los
costes de baja tensión son pagados (costes de capital) en un porcentaje importante por
los propios clientes.
El caso de Unión Fenosa resulta significativo, ya que su mercado se encuentra en zonas
muy diferenciadas geográficamente. Por un lado tiene un mercado urbano importante
distribuyendo en Madrid, y por otro distribuye en Galicia, principalmente rural (aunque
no exclusivamente rural). De la misma forma esta retribución unitaria es sensiblemente
superior a la media del sector.
Evolución c€/kWh BT+MT frontera distribución
2,057
2,619 2,614 2,640
1,4711,5241,555
2,0082,063
2,6732,7102,748
1,6061,6761,703 1,6511,6941,727
2000 2001 2002
IBL UEF HC EV END TOTAL
BT+MTEVOLUCION c€/kWh frontera distribución
2000 2001 2002 2002 - 2000IBL 1,555 1,524 1,471 -5,42%UEF 2,063 2,008 2,057 -0,27%HC 2,619 2,614 2,640 0,80%EV 2,748 2,710 2,673 -2,73%END 1,703 1,676 1,606 -5,67%TOTAL 1,727 1,694 1,651 -4,40%
Adicionalmente, es destacable la disminución de Endesa e Iberdrola superior al 5,5% de
los últimos años.
48
Evolución c€/kWh BT+MT frontera distribuciónmoneda 1998
1,800
2,4472,378
2,310
1,454 1,386
1,287
1,9271,827
2,568
2,4662,339
1,5911,525
1,405
1,6131,542
1,444
2000 2001 2002
IBL UEF HC EV END TOTAL
BT+MTEVOLUCION c€/kWh cliente final (moneda 1998)
2000 2001 2002 2002 - 2000IBL 1,581 1,507 1,402 -5,28%UEF 2,108 1,996 1,970 -0,19%HC 2,691 2,613 2,531 0,46%EV 2,812 2,697 2,565 -2,55%END 1,736 1,663 1,535 -5,52%TOTAL 1,759 1,680 1,577 -4,27%
1.4. Conclusiones
El Marco Legal Estable constituyó una metodología apropiada para retribuir los activos
de Alta y Media Tensión de Distribución, con los costes estándares reconocidos y los
coeficientes correctores indicados anteriormente. Podría mejorarse si los coeficientes
estándares (tanto de inversión como mantenimiento) fueran auditados por una empresa
ajena al juego regulatorio (empresas distribuidoras y regulador). Adicionalmente en la
aprobación del plan de inversiones, hubiera sido interesante disponer de alguna
herramienta que permitiese introducir eficiencia técnica, más allá de la aprobación del
Ministerio de Industria para reconocer los activos eficientes necesarios para hacer frente
al crecimiento del mercado.
Para el caso de la Baja Tensión la metodología hubiera resultado más adecuada si se
hubiera considerado un coste unitario zonal (que reconociese diferentes costes de
operación y mantenimiento y las pequeñas diferencias en los costes de capital) en lugar
de uno único, teniendo en cuenta la energía que se distribuye en núcleos urbanos y
zonas rurales de por ejemplo, cada provincia.
49
La metodología de retribución de la distribución actual presenta diferentes errores que
deberían eliminarse, pues no se basan en ningún fundamento sólido, no soportan la
comparación con la experiencia internacional (se puede ver en el apartado cuarto de este
documento) y no hacen otra cosa que fomentar el juego regulatorio entre las empresas y
las instituciones reguladoras:
§ El monto global de la retribución está soportado por una metodología que no recoge
la realidad del negocio de distribución, y no se basa en ningún fundamento sólido.
§ No parece lógico fijar una remuneración global de la actividad de distribución y
luego proceder a su reparto, en lugar de establecer una evolución de la retribución
individual, rompiendo así con el concepto de bolsa única.
§ El regulador no dispone de la información necesaria de cada empresa para utilizarla
en la determinación de la remuneración de la distribución. Sin esta información, no
es posible establecer correctamente una metodología basada en la evolución según
IPC-X.
Aunque la idea de utilizar un modelo de planificación (Bulnes) para obtener una red
teórica o de referencia, que sirviese para repartir el montante total de la distribución era
teóricamente apropiada, la ejecución práctica del mismo no fue del todo acertada.
Por un lado los criterios de planificación de las redes utilizados no fueron transparentes
desde el primer momento, y se obtuvie ron resultados propios de zonas rurales
generalmente. Otro fallo importante fue que no se utilizó el callejero para desarrollar las
redes urbanas.
Hubiera sido aconsejable que se partiese del mercado real (Centros de Transformación y
Subestaciones) para desarrollar las redes eficientes, respetando de ese modo la historia
tan heterogénea vivida por cada compañía.
Los efectos negativos de la aplicación de este modelo se hubieran podido eliminar si se
hubiera comprobado inicialmente si los resultados que proporcionaba este modelo se
asemejaban lo suficiente a la realidad.
50
Adicionalmente, es necesario indicar que la aplicación de este modelo para retribuir los
costes reconocidos de inversión y mantenimiento, debería llevar consigo valorar
también las pérdidas asociadas a estos activos o bien reconocerlas en el correspondiente
incentivo.
La aplicación de un modelo de este tipo puede ser más aconsejable para retribuir la
actividad de distribución Baja Tensión (y quizá hasta algún nivel de Media) pero desde
luego no parece apropiado para retribuir las redes de reparto.
El desarrollo de nuevas herramientas que tengan en cuenta los errores cometidos en el
pasado, servirá de gran ayuda al nuevo modelo de retribución, especialmente para
contabilizar el capex futuro en el período regulatorio y para identificar aquellos costes
de la base reguladora de activos de los que no se disponga información.
Respecto al nivel retributivo total del sector, hay que indicar que no se ha incrementado
suficientemente en los últimos años para hacer frente a los incrementos de la demanda y
de la potencia de punta que ha tenido el sistema peninsular. Se podría indicar que el
nivel retributivo unitario de partida en 1998 resultaba muy elevado, pero realizando una
comparación con otros países, la retribución unitaria de la distribución en España (˜ 2,2
Ptas/Kwh. c.f.) resulta de las más bajas de Europa (valores aproximados de 5,4 en
Portugal; 3,6 en Italia; 3,9 en Inglaterra y Gales; 2,5 en Suecia y 2,7 en Noruega).
Las retribuciones que reciben Hidrocantábrico, Electra de Viesgo y Unión Fenosa son
mayores que la media del sector, especialmente si se contabiliza la energía distribuida
en Baja y Media Tensión, sin poder justificar esa diferencia por la peculiar geografía de
sus zonas de distribución.
51
2. ANALISIS DE LA DISTRIBUCIÓN EN CASCADA
Anterior al establecimiento de un nuevo esquema retributivo para la distribución de
electricidad, es necesario establecer unos criterios que permitan ordenar el desarrollo de
la actividad, eliminando así los innumerables problemas que está ocasionando en la
actualidad la práctica de la distribución en cascada.
2.1. Problemática asociada a la distribución en cascada.
Desde el año 2000 hasta el momento actual, han surgido una serie de conflictos en el
desarrollo de las redes de distribución y transporte para suministrar a nuevos clientes.
En todos ellos, nuevas empresas con intención de distribuir en zonas concretas, han
solicitado acceso a las redes de empresas distribuidoras establecidas históricamente en
esa zona geográfica, con el fin de desarrollar redes de distribución en cascada para
abastecer nuevos mercados.
Esta práctica de distribución en cascada puede traer consecuencias muy negativas tanto
para el sistema eléctrico en su totalidad, como para las empresas distribuidoras si se
llega a generalizar. La proliferación en el desarrollo de la distribución en cascada puede
dar lugar a una atomización del sistema, con el correspondiente incremento de los costes
marginales de desarrollo y mantenimiento de las instalaciones. La problemática
asociada a este modelo de distribución puede llegar a ser variada y caótica: incremento
del número de interlocutores frente a las diferentes administraciones, dificultad de
establecimiento de responsabilidades, dificultad para los usuarios de identificar los
titulares de las redes a las que se conectan, discontinuidad en las servidumbres de paso,
proliferación de relaciones contractuales entre propietarios de líneas en una misma
zona...
Como consecuencia de esta atomización para los clientes conectados a sus redes se
tiene una pérdida o al menos complicación de la información sobre las
responsabilidades de sus suministradores, en un momento clave por la plena
liberalización del sector eléctrico.
52
No es de extrañar, que los verdaderos motivos por los que se realice esta práctica
(aunque no sea rentable teóricamente), sean que las empresas comercializadores de los
respectivos holding obtengan ventajas competitivas frente a otras, lo que puede suponer
trasvase de rentas entre actividades reguladas y liberalizadas.
Por otro lado, se puede presentar una retribución no homogénea entre las diferentes
empresas distribuidoras, y una parte de esta facturación puede no entrar en el proceso
actual de liquidaciones. Se pueden llegar a vulnerar los principios de objetividad y no
discriminación y el principio de suficiencia tarifaria.
La introducción de competencia en redes presenta amenazas importantes para las
empresas que participen en ella, debido al aumento del coste marginal a largo plazo, que
deberán absorber. La eficiencia económica de los negocios de red se alcanza cuando los
mismos se desarrollan como monopolios naturales. Por otra parte, no es coherente esta
‘liberalización’ con los topes de las tarifas y retribuciones reguladas.
Adicionalmente, estos conflictos proliferan en un momento clave en el establecimiento
de una metodología de retribución de la distribución que fuera estable, predecible y
transparente. Esta práctica puede significar un perjuicio económico por el aumento
(superior al proporcional) de la retribución global de la actividad, así como la ausencia
de reconocimiento de costes en los que incurre el distribuidor establecido en la zona
geográfica.
Desde el punto de vista técnico, el desarrollo de esta práctica puede traer consigo
modificaciones importantes en las pérdidas de las redes de los distribuidores aguas
arriba, así como factores que puedan alterar la calidad de servicio de los actuales
clientes, con serias dificultades para demostrar la responsabilidad de la empresa que
incurra en las faltas.
Si no se frena el desarrollo de esta práctica, al final se llega obtener unos costes mucho
mayores, por la duplicidad de las redes, pudiendo llegar a darse un colapso liquidatorio.
Con el fin de organizar la actividad de distribución por la entrada de nuevos agentes en
las zonas donde se actúa como gestor, confirmar la estabilidad y seguridad de los
53
ingresos regulados de las empresas distribuidoras, evitar la competencia en redes y
mantener la eficacia por el alto uso de la capacidad de las instalaciones en servicio, es
necesario limitar el desarrollo de esta práctica, mediante el desarrollo legislativo
previsto en el artículo 39.2 de la Ley 54/97 sobre ordenación de la actividad de
distribución.
Ahora bien, todas las resoluciones tomadas para resolver los conflictos de acceso a las
redes de distribución y transporte, han permitido el acceso a las redes existentes a las
nuevas distribuidoras y posterior conexión a las mismas.
Esto se debe a la interpretación que realizan los organismos reguladores (al confundir
los conflictos en el desarrollo de la red como conflictos de acceso) de la extensa
normativa que regula la actividad de distribución, a pesar de las lagunas e indefiniciones
regulatorias que presenta la distribución en cascada, la competencia en distribución y la
ampliación de redes, especialmente en los ámbitos de retribución y liquidación de la
actividad.
2.2. Resoluciones de los conflictos de acceso a redes de distribución y transporte
Las empresas distribuidoras han presentado numerosas alegaciones en los conflictos
para denegar el acceso a sus redes [BOE, 1999c] [CNE, 2000a] [CNE, 2000b] [CNE,
2001a] [CNE, 2002a]. Entre las principales destacan:
§ La CNE no tiene competencia para resolver los conflictos de acceso a las redes de
distribución, siendo los servicios competentes de las comunidades autónomas, los
órganos que deberían pronunciarse para resolver los mismos.
§ No se trata de un conflicto de acceso a la red, sino de conexión o acometida.
§ No se tiene acreditación de condición de distribuidor y se desconoce la retribución
asociada a sus instalaciones en el momento de la presentación de la solicitud de
acceso.
§ Solicitud de estudio de otro punto de acceso sin respuesta por parte de la
distribuidora solicitante del acceso.
§ La inscripción en el registro de los distribuidores no es válida para desarrollar su
actividad fuera de su ámbito actual.
54
§ Existe indefinición regulatoria que trae consigo una problemática asociada a la
competencia en red:
- El régimen regulatorio de la actividad de distribución eléctrica no prevé (porque
es contradictorio al sistema establecido) que una red de distribución se conecte a
otra establecida aguas arriba. Existen Reales Decretos que desarrollan régimen
retributivo, recaudatorio y liquidatorio, pero falta por establecer el régimen
operativo de la distribución eléctrica.
- Problemática que introduce la competencia en red y la indefinición regulatoria.
- La distribución en cascada no significa la existencia de competencia en la
actividad de distribución.
- La ampliación de redes de distribución en una determinada zona eléctrica
atendida por otro distribuidor no está prevista en la reglamentación existente.
§ No disponer en la red las condiciones de capacidad suficiente para poder atender la
conexión solicitada.
§ Las condiciones de suministro dadas inicialmente estaban basadas en el supuesto de
que las instalaciones fueran gestionadas por la sociedad recurrente y se integrarían
en su topología de red.
§ Imposibilidad de concesión del acceso en los términos solicitados porque la
situación de la red y del mercado han variado sustancialmente en el tiempo
trascurrido respecto a las condiciones remitidas a la anterior empresa promotora.
Adicionalmente para el caso en el que el acceso se solicitaba en transporte [CNE,
2000c]:
§ Inexistencia de conflicto de acceso al entender que se trata de una conexión a la red
para desarrollar una actividad sin regulación y productora de perjuicios al titular de
la red y al sistema.
§ El informe favorable de REE sobre la capacidad de conexión nunca puede ser
mandataria.
Como se puede observar las alegaciones presentadas en los diferentes conflictos han
sido muy diversas, y se puede apreciar una evolución de las mismas a medida que han
surgido resoluciones de conflictos anteriores.
55
Por otro lado, las interpretaciones dadas por la CNE, y los fundamentos en los que se ha
basado para dictar las resoluciones hasta la fecha, han sido prácticamente las mismas.
Tan sólo ha ido incluyendo, para ratificar sus conclusiones, la nueva reglamentación
surgida (RD 1955/2000) [BOE, 2000a] y la posición del MINECO (resolución del
recurso de alzada de Iberdrola por el CATR 1/2000) [MINE, 2000].
Los principales fundamentos a los que se acoge la CNE en sus resoluciones son:
§ La CNE tiene competencia para resolver los CATR según la Ley de Hidrocarburos
[BOE, 1998a], según la Resolución del MINECO y por la omisión de reclamo de
competencia de algunas CCAA.
§ El derecho de acceso queda garantizado a todos los sujetos (incluidos distribuidores)
en condiciones técnicas adecuadas. Sólo existe un límite de este derecho: la falta de
capacidad de red a la que se pretende conectar, que se deberá presentar con pruebas
de ello, en tres ámbitos: riesgo calidad, capacidad red y la relación causa efecto
entre ambas. Este criterio queda ratificado con el RD 1955/2000.
§ Diferenciación del derecho de acceso y conexión física a la red (Según la
Resolución del MINECO del Recurso de Alzada de Iberdrola por la resolución del
CATR 1/2000). Concesión del derecho de acceso en aquellos casos en que las
autorizaciones de las instalaciones se encuentren en trámite de obtención.
§ No es necesaria la inscripción en el registro de distribuidores para desarrollar la
actividad de distribución. Sólo es necesaria para la adquisición de energía en el
mercado mayorista.
§ Reconocimiento de lagunas regulatorias para el desarrollo de redes de distribución
que cuelguen de otras redes. No está explicitado en el régimen retributivo y en el
sistema liquidatorio. La proliferación de distribuidores en cascada puede dar lugar,
en el futuro, a ineficiencias económicas y/o técnicas.
Adicionalmente para el caso del transporte:
§ La red de transporte es mallada por lo que las medidas a tomar tienen influencia en
todo el territorio nacional, y por tanto se ratifica que la competencia sea de la CNE.
56
§ El gestor de red (REE) es el único que puede conceder o denegar el derecho de
acceso a transporte (aún sin ser de su propiedad), con los mismos criterios de falta
de capacidad indicados anteriormente.
Algunas de los fundamentos tomados por la CNE, se basan en la Resolución del
MINECO ante el Recurso de alzada presentado por Iberdrola [MINE, 2000] en el
conflicto de acceso de terceros CATR 1/2000. En esta Resolución se plasma la posición
del MINECO en este asunto. Como principales aspectos destacan:
§ Distinción entre acceso y acometida: acceso es el derecho a transitar energía a través
de las redes ajenas, mientras que acometida es la instalación que une la red de
distribución con el usuario de suministro. Una decisión sobre acceso resuelve un
conflicto de ATR, y es una decisión relativa al mercado eléctrico. Se debe proteger
la existencia de condiciones de competencia efectiva en los mercados eléctricos, con
objetividad y transparencia en los mismos. En una decisión de conexión, el interés
público a proteger es la seguridad y calidad de las instalaciones de distribución y
suministro.
§ Competencia de la CNE en los conflictos de ATR: Todos los conflictos de ATR, ya
se traten de acceso a redes de transporte o redes de distribución, pertenecen al
ámbito estatal por afectar a la ordenación del sector y las condiciones de igualdad en
el ejercicio en todo el Estado del derecho de ATR que es sustancial al mercado
eléctrico. Por lo tanto su atribución a la CNE es clara. Por otro lado, las CCAA
tienen atribuidas, además de competencia autorizatoria de instalaciones, la
inspección y sanción que afecten a dichas instalaciones.
§ La entrada de nuevos distribuidores, conectados a las redes de los distribuidores,
puede suponer desequilibrios en la regulación vigente de la distribución eléctrica (y
en especial en el régimen retributivo del RD 2819/1998), y tal vez hacer necesario
un nuevo modelo de retribución de la distribución.
§ Incidencia de los distribuidores en cascada en la apertura del mercado eléctrico: El
legislador ha diseñado un modelo de liberalización que incluye:
- Las autorizaciones de instalaciones de distribución no conceden derechos
exclusivos.
- El derecho de ATR está configurado como un derecho de los sujetos eléctricos,
y ello incluye a los distribuidores.
57
2.3. Propuesta regulatoria de ordenación del desarrollo de la actividad de distribución
Para solucionar los problemas que lleva consigo la práctica de esta actividad, se propone
una serie de medidas:
Es necesario modificar los criterios para la determinación de los derechos de extensión.
En la actualidad todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor tienen la
consideración de red de distribución, y deben ser cedidas a una empresa distribuidora
(no especificando a cuál), quién responderá de la seguridad y calidad del suministro,
pudiendo exigir el titular de la instalación la suscripción de un convenio de
resarcimiento frente a terceros por una vigencia máxima de 5 años, quedando dicha
infraestructura abierta al uso de dichos terceros.
Para evitar las “subastas” entre las distribuidoras que realizan los promotores de las
instalaciones que construyen (y que es el origen de esta práctica), es necesario
especificar que las instalaciones deben ser cedidas al distribuidor sobre el que se
conectan las nuevas instalaciones.
Con el fin de evitar la atomización del sistema, es necesario modificar igualmente los
requisitos de los sujetos para el ejercicio de la actividad de distribución, y
concretamente deberán acreditar la capacidad técnica, modificando las condiciones
exigidas. La capacidad de transformación deberá pasar de 25 a 60 MVA (tamaño
aconsejable para su conexión a la red de transporte), manteniendo los 50 Km. de líneas
ó 1000 clientes en instalaciones sin solución de continuidad eléctrica.
Los distribuidores existentes no tendrán la obligación de conectar sobre su propia red,
las redes de otros distribuidores, debiendo especificarse que el derecho de acceso en las
redes de distribución debe tener como fin destinar la energía eléctrica a un consumidor
final específico.
Será por tanto necesario, para los nuevos distribuidores, realizar la conexión de acceso
en la red de transporte, para desarrollar desde dicho punto sus propias redes de
distribución. De esta manera se limitan las responsabilidades de seguridad y calidad de
58
suministro entre las distribuidoras, a la vez que se aseguran las instalaciones y
protecciones adecuadas para la conexión a la red de transporte. En este caso, se deberá
mantener la condición de falta de capacidad en transporte como único límite para la
conexión inmediata, siendo obligación del transportista el desarrollo necesario de la red.
En caso de que varias compañías distribuidoras estén interesadas en distribuir en nuevas
zonas en desarrollo, será competencia de la Comisión Nacional de Energía designar la
compañía adecuada, según los costes de desarrollo que las distribuidoras acrediten para
suministrarlo. La aplicación de la nueva Directiva de electricidad en la normativa
española, otorgará funciones a la figura del gestor de red de distribución para realizar
esta tarea.
59
3. ASPECTOS A CONSIDERAR PARA ELABORAR UN ESQUEMA
RETRIBUTIVO DE LA DISTRIBUCIÓN. EXPERIENCIAS
INTERNACIONALES.
3.1. Estructura del sector eléctrico
Existen diferentes objetivos que son tenidos en cuenta por los gobiernos de los
diferentes países para reestructurar los sectores eléctricos. Los principales pueden ser:
§ Atacar varias formas de ineficiencia. En algunos sistemas, que fueron
reestructurados a partir de compañías integradas vertical y horizontalmente, existían
enormes ineficiencias debidas a la ‘sobre- inversión’. La regulación puede ser un
intento de lograr un ahorro de costes, aumentando la eficiencia y la separación de
propiedad que puede transformar elementos horizontales en unidades competitivas y
elementos verticales en unidades de diferentes decisiones económicas.
§ Moderar las posibles consecuencias del poder adquirido por algunas compañías tras
la privatización del sector eléctrico realizado por los gobiernos, en algún caso con
objeto de utilizar esta fuente como financiación adicional. La regulación puede
proporcionar alguna medida adicional de protección del consumidor final frente al
precio adquirible en el monopolio.
§ Alcanzar beneficios para las industrias y consumidores finales, excluyendo los
costes de derivados de la explotación de las redes más allá de lo recomendable para
su nivel de activos.
A continuación se revisan algunos de los procesos de reestructuración de los sectores
eléctricos en varios países [CHA, 2002]:
Caso de Estados Unidos
La industria actual en EEUU está todavía dominada por grandes empresas de servicios
integradas verticalmente y pequeñas empresas de servicios de distribución, que
60
desarrollan sus actividades en entornos monopólicos o seudo-monopólicos. Sin
embargo, este patrón tradicional está cambiando en algunas regiones como resultado de
la reestructuración sectorial, que está dando lugar a cierta separación de actividades.
Esta reestructuración ha avanzado rápidamente a nivel estatal en los últimos años,
dando lugar a que un número limitado de estados con altos costes de energía, liderados
por California, Massachussets, Rhode Island, Maine, New York, Connecticut, New
Jersey, Pennsylvania, e Illinois, hayan aprobado procesos de liberalización de la
industria, mediante la implantación de mercados mayoristas. Otros estados prevén
implantar procesos de liberalización en breve.
En general, las acciones de los estados sobre liberalización han sido determinadas por
las condiciones de precios locales y consideraciones políticas. Aunque si una ley federal
es aprobada las reformas podrían generalizarse, hasta la fecha no se ha realizado una
liberalización de la industria en la totalidad de la nación.
Sin considerar los resultados a nivel federal, la tendencia en los planes de los estados es
clara:
§ El transporte y distribución de electricidad están siendo separados funcionalmente
de la generación de electricidad.
§ La actividad de generación está siendo liberalizada y se establecen con este fin
bolsas de energía competitivas.
§ Gradualmente se introduce la liberalización de las ventas al consumidor final.
El movimiento hacia la reestructuración de la industria de electricidad parece
irreversible desde los finales de los 90. No obstante, no es fácil determinar si los estados
que no han liberalizado la industria, lo harán voluntariamente o si la legislación federal
terminará por forzarlos.
En todo caso, la introducción de opciones de competencia cambiará el perfil de la
regulación, pero no la eliminará. Las actividades desintegradas verticalmente de
generación y comercialización de energía serán libres de la regulación tradicional de
precios, pero serán objeto de seguimiento por parte de la FERC y las comisiones
61
estatales, especialmente por la consideración del poder de mercado y de aspectos
ambientales.
Las operaciones de los distribuidores de las empresas de servicio actuales, permanecen
intactas en general. Estas empresas servirán las mismas áreas franquiciadas, aplicando
cargos regulados sobre la distribución, pero sin exclusividad en la comercialización de
electricidad a nivel de usuario final.
En la actualidad hay más de 3000 empresas de servicios de electricidad en los EEUU,
incluyendo 234 de propiedad privada, 2000 de propiedad pública y cerca de 930
cooperativas.
Caso de Nueva Zelanda
La reforma de electricidad en Nueva Zelanda comenzó en 1987, con la aprobación de la
Ley de Comercio. Esta Ley prohibía las prácticas monopolísticas en los negocios y en el
caso particular del sector eléctrico, eliminó las franquicias del monopolio estatal,
(Electricity Supply Authorities). La empresa fue incluida entre las empresas sujetas al
pago de impuestos, y se le dio la oportunidad de competir. Adicionalmente, la Ley
catalogó las actividades de transporte y distribución de electricidad como monopolios
naturales de la industria, sujetos a regulación y control de precios.
En 1992, la nueva Ley de Electricidad ordenó a todas las compañías de distribución
mantener sus redes, al menos en la extensión que tenían en 1993, y servir a todos los
consumidores que estuvieran conectados a la red ese año y todavía desearan el servicio.
El objetivo de la Ley fue proteger a los usuarios de reacciones adversas de las empresas
ante nuevos entrantes.
La Ley de Reforma de la Industria Eléctrica de 1998, dispuso la separación de la
propiedad de las compañías de energía integradas verticalmente, estableciendo como
plazo máximo el 2004. En todo caso exigió la implantación de al menos una separación
contable. El gobierno, sin embargo, no desinvirtió sus propios activos de generación. De
hecho, tres de las grandes compañías de generación son todavía estatales.
62
La generación y el despacho operan en un marco completamente competitivo. El 75%
de las ventas totales de electricidad se realizan a través del mercado de electricidad de
Nueva Zelanda, entidad perteneciente al sector privado. El 25% restante de las
transacciones, se efectúa a través de contratos bilaterales.
El énfasis de la reforma no ha estado en la privatización de las empresas, sino en la
reestructuración de la industria mediante la introducción de competencia, tanto a nivel
mayorista como minorista.
Caso de Noruega
La reestructuración del sector eléctrico noruego, iniciada en 1991, prácticamente está
concluida, y la competencia es plena. La Ley de energía de 1991 fue diseñada para
reestructurar la industria mediante la desintegración vertical de las actividades de
generación, transporte, distribución y comercialización, autorizándose a todos los
consumidores la elección de los comercializadores del servicio.
La compañía de energía estatal Statkraft fue reorganizada en dos compañías públicas
para separar sus funciones. Aún cuando se trata de compañías estatales, son
independientes del gobierno. Ambas tienen la obligación de operar en términos
comerciales, aunque el estado proporciona garantías sobre sus deudas.
Statkraft SF es la compañía de generación, mientras que la Statnett SF es propietaria de
entre el 75% y 85% de la red principal, y tiene la obligación de expandir el servicio y
operar el sistema central de transporte. Para facilitar la operación eficiente de la
totalidad de la red, tiene el derecho legal de alquilar las partes de la red nacional que no
son de su propiedad a los propietarios de redes regionales y locales.
El sector de electricidad noruego ha sido dominado históricamente por la propiedad
pública y se caracterizaba por una estructura descentralizada. Esto se ha mantenido con
posterioridad a la reforma. Muchas de las instalaciones privadas de producción son
propiedad de compañías industriales que generan electricidad con el fin de
autoabastecerse.
63
Existen cerca de 200 empresas de servic ios de distribución (número que se ha reducido
significativamente si se considera que eran 800 en 1960), propietarias de redes locales.
La mayoría de ellas son propiedades de autoridades municipales.
Adicionalmente, en el mercado mayorista y en el de distribución, hay casi 100 empresas
de servicios integradas verticalmente, las cuales poseen redes locales de distribución e
instalaciones de generación.
Dado que la generación y la comercialización son tratadas como negocios competitivos,
sus precios no están regulados. Ya sea que la comercialización se maneje en forma
conjunta con el negocio de producción, o en forma conjunta con el negocio de
distribución, las compañías requieren licencias separadas para estos negocios y manejo
de separación contable.
En el caso específico de las compañías propietarias de redes su operación requiere de
una concesión comercial en la cual se establece: acceso de terceros, tarifas reguladas y
separación y transparencia contable. El acceso de terceros aplica para todos los niveles
de tensión de la red. Los consumidores, sin considerar su tamaño, pueden comprarle
electricidad a cualquier vendedor sin limitaciones contractuales sobre volúmenes y
plazos.
Caso de Argentina
El sector eléctrico argentino sufrió una importante transformación a principios de 1992,
como consecuencia de la crisis alcanzada por el sector. Se consideró que la solución a
sus problemas pasaba con la introducción de mercados competitivos. Esta
transformación se basó en la desintegración vertical y horizontal de la industria, en la
introducción o simulación de competencia en todo nivel donde resultara factible, en el
libre acceso a las redes de distribución y transporte, y en el reemplazo de la
planificación centralizada por un sistema descentralizado de toma de decisiones,
acompañado por la privatización de las empresas estatales prestadoras del servicio.
Esta transformación que comenzó a nivel nacional, luego comenzó a extenderse hacia
las provincias. Sin embargo, en el año 2001 sólo 14 de las 24 provincias habían
64
privatizado sus activos en distribución. Aún permanecen bajo el ámbito estatal la
distribución de dos grandes provincias argentinas: Santa Fe y Córdoba, que representan
más del 18% de la demanda total.
La forma que finalmente adoptó, tomó aspectos de las experiencias reformadoras del
Reino Unido (la separación horizontal y vertical del sector) y de Chile (acceso abierto al
mercado mayorista, precios basados en costos marginales y la desregulación de los
grandes clientes). Argentina introdujo algunas innovaciones, como la limitación a la
concentración entre segmentos de la industria (vertical), dentro de cada segmento
(horizontal) y en la introducción de un regulador sectorial específico (ENRE).
Generación: mediante la segmentación horizontal se logró atomizar la oferta eléctrica.
Los generadores pueden vender su energía al mercado spot o realizar contratos
bilaterales con distribuidoras o grandes usuarios que pueden acceder al MEM.
Transporte: se diseñaron dos sistemas de transporte: el STEEAT (tensión igual o
superior a 220 kV) a cargo de una empresa (Transener) y el STEEDT (tensión igual o
superior a 132 kV e inferior a 400 kV) que realiza la distribución troncal (regional). La
responsabilidad de la expansión de las redes no es el transportista, sino de la demanda.
Distribución: la privatización de este segmento fue más lento y con mayor diversidad de
situaciones ya que la mayoría de estas empresas estaban bajo jurisdicción provincial.
Las distribuidoras tienen obligación de satisfacer toda la demanda y tienen
penalizaciones por el no cumplimiento de los estándares de calidad de servicio. Se
consideró a la distribución como un monopolio natural y no se separó la distribución de
la comercialización. Sólo pueden acceder al mercado mayorista (compra al mercado
spot o mediante contratos bilaterales) los grandes consumidores que cumplan con las
condiciones establecidas (actualmente la potencia mínima es de 30 Kw.). La cantidad de
agentes que compran su energía en el mercado asciende a 2.338 y demandan el 20% del
total de la electricidad.
65
La tarifa a usuario final que recibe la distribuidora, está compuesta de dos partes: el
coste de abastecimiento y el valor agregado de distribución. Los costes de
abastecimiento implican el traspaso (pass-through) de los costes de la energía y potencia
del mercado eléctrico mayorista al usuario final.
El valor agregado de distribución (VAD), lo componen los costes asociados a la
expansión, operación y mantenimiento de las redes eléctricas y los costes de lectura,
medición, facturación y cobro de facturas.
El VAD tiene un esquema de fijación de precios máximos o price cap, con actualización
IPC – X. El índice de actualización elegido en el caso argentino no es el índice de
precios al consumidor sino un mix de precios mayoristas y minoristas de los Estados
Unidos.
El marco regulatorio prohíbe los subsidios cruzados y también la discriminación de
precios. Sin embargo estas prohibiciones no presuponen que el Estado no pueda otorgar
subsidios a ciertos grupos de usuarios, sólo establece que estos subsidios deben ser
explícitos y no encubiertos. La ley establece menores cargos tarifarios a ciertos
usuarios: jubilados y pensionistas, instituciones que realicen obras benéficas,
organizaciones sin fines de lucro, etc. La diferencia con los cargos establecidos en el
respectivo cuadro tarifario son cubiertos con fondos públicos, de modo que las
distribuidoras siempre obtengan los costes asociados a la prestación de un suministro
determinado, sin importar el fin para el cual se consuma la energía suministrada.
Caso de Holanda
La política estratégica de energía de Holanda, se formuló en el documento de política de
energía de diciembre de 1995, y se basa en dos pilares fundamentales: la liberalización
gradual de los mercados de electricidad y gas de Holanda, y en lograr una mejora en la
eficiencia energética de un 33% (año base 1995), con una participación del 10% de las
energías renovables en el consumo de energía primaria en el año 2020.
De acuerdo con los propósitos del documento, el número de consumidores cautivos en
los mercados de electricidad y gas será reducido continuamente, lo que transformará la
66
naturaleza tradicional del mercado, pasando de ser manejado por la oferta a ser
manejado por la demanda.
La introducción de competencia en la construcción de nueva capacidad de generación,
mediante subastas o procedimientos de autorización como lo especifica la Directiva de
Electricidad, no se señala en la Ley de 1998. No impone restricciones sobre la
generación, que es considerada una actividad económica libre, no sujeta a regulación
específica. La comercialización ha visto aumentado su mercado potencial
progresivamente hasta 2007 cuando se tendrá la plena liberalización del sector.
En lo referente a los sistemas de transporte de electricidad, no se establece distinción
entre redes de transporte y distribución, sino entre nacionales y regionales. Los cargos
por transporte son públicos y se corresponde a un cargo por estampilla, siendo pagado el
25% del coste de la red por los generadores y el resto por los consumidores. La Ley
establece la separación legal de las actividades red de los negocios de generación y
comercialización. En 1998 se creó una entidad encargada de la operación del sistema de
transporte.
El Pool de electricidad entró a operar en mayo de 1999. Desde la liberalización del
mercado a comienzos de 1999, la consolidación del sector ha ocurrido rápidamente. De
las 23 compañías de distribución que operaban en Holanda en 1997, sólo 12
permanecen en la actualidad.
Caso de Inglaterra y Gales
Antes del proceso de reestructuración y privatización en Inglaterra y Gales, la propiedad
pública de la industria eléctrica fue dividida en dos empresas: Central Electricity
Generating Board, responsable de la generación y el transporte de electricidad
constituida en monopolio en el mercado mayorista, y 12 Area Boards responsables de la
distribución en media y baja tensión y de la venta de electricidad a los consumidores
regionales, constituyéndose en monopolio sobre la comercialización.
La Ley Eléctrica de 1983 abrió la red de electricidad a los productores independientes
de potencia y fue el primer paso para la reforma de la industria eléctrica del Reino
67
Unido, que funcionaba bajo un esquema similar al de EEUU. La Ley del 83, obligó a la
CEGB a abrir su red de transporte a generadores privados y comprar energía de los
autoproductores, pero resultó poco exitosa en cuanto a resultados.
Seis años después, se promulgó la Ley de 1989, implantando un proceso de
reestructuración y privatización a gran escala.
Para separar completamente la propiedad de generación, transporte y distribución,
formando un pool nacional, la CEGB fue escindida en tres compañías de generación, y
una compañía de transporte.
La Oficina de Regulación de Energía fue organizada como regulador de la industria de
electricidad en UK en abril de 1990, comenzando en ese momento la posibilidad de
elegir comercializador para grandes clientes, hasta 1998 cuando todos los clientes
fueron elegibles.
En la actividad de distribución de electricidad, a las REC´s se les exigió contar con
licencias y mantener separación contable de su negocio de comercialización. En este
nuevo contexto, la distribución y la comercialización han sido separadas verticalmente
de forma contable, pero no en términos de propiedad.
En enero de 1999, los roles de OFFER y la Office of Gas Supply se fusionaron y
conformaron la Office of Gas and Electric Markets (OFGEM).
Caso de Australia
En el caso de Australia, las reformas introducidas inicialmente no tuvieron un alcance
nacional y se restringieron a la región de Victoria. Con posterioridad, se dio el proceso
de reestructuración del sector eléctrico en las regiones de Nueva Gales del Sur,
Queensland y South Australia. Si bien, en términos de competencia, se presentan
algunas diferencias entre las regiones, las decisiones adoptadas resultan compatibles con
miras a la integración futura de los mercados.
68
La regulación en términos generales introdujo prácticas basadas en el modelo adoptado
en Inglaterra y Gales.
Las diferentes regiones han adoptado modelos con algunas diferencias, pero que
resultan compatibles y facilitan los intercambios comerciales entre las mismas.
Modelo de Victoria: En 1993 el SECV fue reestructurado, separando las actividades de
generación, transporte y distribución en distintas entidades. La operación independiente
de los distintos negocios comenzó en enero de 1994. En octubre de ese año la estructura
vigente fue establecida. En generación se constituyeron 5 generadores independientes,
dos de ellos privatizados. En transporte sólo existe una empresa propietaria de la red de
alta tensión, diferente de la operadora del sistema que fue constituida como sociedad sin
ánimo de lucro. La distribución fue consolidada en 5 empresas que fueron privatizadas.
Modelo de Nueva Gales del Sur: en 1994 la unidad del negocio de redes fue separada
como una nueva entidad jurídica, y un año más tarde comenzó el desarrollo de un
mercado mayorista estatal. En1995 las 25 compañías distribuidoras que existían fueron
fusionadas en 6 empresas, con los negocios de red y comercialización. En 1996 se
separaron en tres empresas generadoras, empezando la operación del mercado en mayo
de 1996.
Modelo de Queensland: se separó la compañía de generación en al menos tres empresas
de generación. Se estableció una empresa de servicios de transporte independiente, con
un operador también independiente, que también se encarga de la operación del pool y
la planificación del sistema. Se introdujeron precios zonales en el pool.
Modelo de South Australia: A principios de 1997 ETSA Generación, fue constituida
como una entidad separada de la empresa titular ESTA Corp. Esta última se quedó con
las actividades de transporte, comercialización y distribución, estableciéndose un
esquema de modelo de comprador único.
Caso de Colombia
69
Con la promulgación de la Ley 142 (Ley de servicios públicos domiciliarios) y 143
(Ley eléctrica) de julio de 1994, entró en vigor el nuevo marco regulatorio del sector
eléctrico en Colombia que modificó el ámbito institucional y legal en el que las
empresas del sector desarrollaban sus actividades. Entre los objetivos relevantes de la
nueva legislación se resaltan los siguientes: promover la libre competencia e impedir
prácticas que impliquen abuso de posición dominante, regular los monopolios naturales,
proteger los derechos de los consumidores y garantizar la calidad de los servicios
prestados.
La cadena de prestación del servicio de electricidad se dividió explícitamente en cuatro
actividades o negocios: generación, transporte, distribución y comercialización. Se
dispuso que la comercialización como actividad podía ser desarrollada en forma
independiente o conjunta con las actividades de generación y distribución. Para que la
competencia fuera efectiva, se exigió el libre acceso a las redes de transporte y
distribución.
La Ley ordenó la escisión de la generación y del transporte de la empresa inicial ISA
S.A. surgiendo dos compañías, una con activos de generación y otra con la propiedad
del 80% de los activos del transporte del sistema colombiano.
En cuanto a separación empresarial de las actividades sectoriales, la Ley permitió a las
empresas constituidas con anterioridad a la expedición de la misma, mantener la
integración vertical que registraran en el momento, pero exigía la separación virtual o
contable entre negocios.
En el mercado eléctrico de Colombia se efectúan dos tipos de transacciones: compra –
venta de electricidad en el mercado spot diario, y compra – venta en el mercado de
contratos bilaterales de largo plazo.
Los procesos de privatización de las empresas estatales no han concluido, si bien no
fueron un objetivo específico de la Ley. Indirectamente, la participación privada se
había dado a través de los PPA´s suscritos durante el racionamiento que experimento
Colombia entre 1991 y 1992.
70
Sin embargo el proceso de privatización comenzó en 1996 y no se ha completado del
todo hasta la fecha.
3.2. Métodos básicos de Regulación de la Distribución
La forma de regulación de la retribución de la distribución tradicional (coste de
servicio) se basa en el principio en el que la remuneración de la compañía se establece
por el regulador a partir de los costes incurridos justificados más una tasa de retorno del
capital invertido.
Un enfoque distinto está reemplazando este esquema, y se basa en crear incentivos para
reducir costes. En general el principio básico consiste en desacoplar durante un período
de tiempo 4 ó 5 años, los ingresos regulados de los costes reales, en los que la compañía
incurre. Dentro de este enfoque se encuentran la retribución por limitación de ingresos
(Revenue Cap), limitación de precios (Price Cap), menú de contratos… A continuación
se explican con más detalle estos esquemas [BER, 1999].
§ Regulación por coste de servicio: Cost of Service / Rate of Return.
La regulación por coste de servicio ha sido la manera en que tradicionalmente las State
Public Commissions han regulado actividades monopolísticas en EEUU. Básicamente
se trata de fijar la tarifa mediante un coste medio, obtenido a través de auditorias de los
costes en los que la compañía incurre para dar su servicio. De esta manera todos los
costes incurridos por la compañía son traspasados directamente a los consumidores.
Tradicionalmente las regulaciones aplicadas a las compañías utilizan para la
determinación del coste de servicio, el método de los ingresos necesarios. Este
procedimiento tiene tres partes fundamentales que son la supervisión y control de los
costes de operación, la determinación del capital remunerable o Rate Base y la elección
de la tasa de retorno permitida.
Para determinar los costes relevantes de las distribuidoras, es preciso normalizar el
proceso de contabilidad de costes y es necesario que los reguladores auditen los costes
71
declarados. Si la comisión decide que un cierto gasto es excesivo o no justificado, la
parte correspondiente es eliminada.
En términos generales, el coste de servicio se calcula como los costes de operación y
mantenimiento (COyM), la amortización (A), los impuestos (T) y el coste de capital (K)
menos los ingresos no directamente relacionados con la venta de energía eléctrica (I):
I - T K A COyM servicio de Coste +++=
Para determinar el coste de capital de la distribuidora, se debe calcular su inversión neta
remunerable o rate base, que se debe componer del valor de las propiedades y las
instalaciones en uso no amortizadas necesarias para la compañía más los activos
circulantes en curso. Nuevamente cabe preguntarse qué se debe incluir, cuándo y a qué
valor. En general los reguladores pueden optar por uno de estos métodos:
§ Valor económico: estima el valor del activo (valor del negocio). Hay dos formas de
establecerlo: con base en la información financiera de la empresa, como el flujo de
caja descontado, o bien con base en el valor de mercado de la empresa
(normalmente crea un círculo vicioso).
§ Valor histórico: el valor de un activo se basa en lo que la empresa realmente gastó,
en el momento de su adquisición.
§ Valor de reposición: el valor de un activo se establece al estimar cuál sería el coste
de reemplazo si fuera adquirido en ese momento.
En general se utiliza el método del valor histórico aunque algunos reguladores utilizan
los valores de reposición.
Cuando no se permite la inclusión del inmovilizado en curso, en teoría no es
remunerado en el coste de capital 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 coste de servicio es el desfase
que existe entre el instante en que la compañía es 'fotografiada' al tomar la información
72
de sus costes y el instante en que comienzan a retribuir con este esquema. Durante ese
intervalo de tiempo, llamado también desfase regulatorio, los costes de servicio pueden
alterarse por lo que es necesario:
§ Utilizar valores estimados para el instante en que se empieza a retribuir con el nuevo
esquema, por lo general algo más elevados.
§ Ajustar la inversión neta remunerable debida a las nuevas instalaciones que entran
en explotación.
Una vez calculada la inversión neta remunerable, se debe aplicar una tasa de retorno
(Rate of Return) justa para la compañía. Esta tasa de retorno debe cumplir una serie de
criterios que muchas veces se encuentran enfrentados: i) debe ser suficiente para atraer
capital adicional al sector y justa para los inversores existentes, ii) debe incentivar
prácticas administrativas eficientes, iii) debe promover un servicio eficiente y iv) debe
proveer un nivel de precios razonable, estable y predecible para los usuarios.
Su valor es el principal objeto de desacuerdo en las negociaciones entre las compañías
distribuidoras y las entidades 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 costes de inversión.
Para determinar la amortización e impuestos también existen múltiples variantes.
Habitualmente se utiliza un método de amortización lineal aunque en algunos casos las
State Public Commissions pueden aprobar los métodos de amortización acelerada. Este
73
método consiste en que la compañía deprecia sus activos fijos durante los primeros años
obteniendo un menor pago en impuestos. Una vez que los activos están depreciados, la
compañía 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, sino 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 interés cero.
§ 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 distribuidoras
quienes se benefician de este préstamo de interés cero.
La segunda alternativa planteada ha producido cierta polémica en el seno de las State
Public Commissions 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 compañía
(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 State Public Commissions 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.
Siendo los ingresos totales de las distribuidoras iguales a sus costes de servicio, es
preciso corregir el coste 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.
74
Desde el punto de vista de los incentivos, conviene distinguir dos tipos de regulación de
coste de servicio:
a) Coste de servicio puro
b) Coste de servicio normal
El coste de servicio puro consiste en un esquema regulatorio en el cual la revisión de los
costes y la posterior fijación de la retribución se producen continuamente o en períodos
de tiempo muy corto. El coste de servicio normal supone que los períodos de revisión
son significativamente más largos.
a) Coste de servicio puro
Un esquema regulatorio de este tipo produce, en términos de incentivos, una distorsión
conocida como efecto Averch - Johnson (1962) por el cual la compañía tiende a utilizar
un excesivo nivel de capital y un reducido nivel de operación para su nivel de
producción siempre que el coste de capital establecido sea mayor que el coste real de
capital de la empresa, resultando unos elevados costes productivos por la sobre –
inversión. Por el contrario la empresa puede tener un incentivo a sub – invertir cuando
el coste de capital establecido sea menor que el real de la empresa.
Otra distorsión que presenta este esquema es conocida como 'Ineficiencia-X', la cual es
definida por Crew y Kleindorfer como el exceso de producción y costes de transacción
sobre el óptimo de la distribuidora. A diferencia del anterior, los costes excesivos
producto de la Ineficiencia-X se originan por el uso ineficiente del capital y de los
costes de operación. Ello implica que la gestión de una firma regulada no se esfuerza de
la misma manera que lo hace la de una firma en competencia.
El origen de la Ineficiencia-X se tiene por el desconocimiento del regulador sobre el
nivel óptimo de esfuerzo y utilización de recursos de una compañía regulada. Este
desconocimiento se interpreta comúnmente como una asimetría de información entre el
regulador quién quiere que se haga algo y compañía quién en realidad debe hacer algo.
Para resolver este problema el regulador puede: proporcionar incentivos al distribuidor
75
que apunten a los objetivos del regulador (esta es la motivación que tiene un mecanismo
PBR) o bien influir indirectamente en el manejo de la compañía (Shadow Manager)
evaluando todas y cada una de las decisiones de la compañía.
A modo de ejemplo, el Coste de servicio puro se aplica a los precios de los
combustibles a través de las FACs (Fuel Adjustment Clauses), creadas a principios de la
década de los 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) Coste de servicio normal
Ahora bien, si los períodos de revisiones son suficientemente largos, bajo este esquema
se crean incentivos de minimización de costes y maximización de los beneficios durante
todo el período en que el precio es fijo reduciéndose por lo mismo los efectos
anteriores. Las compañías reguladas según un Coste de servicio 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 costes.
La regulación por coste de servicio presenta otras desventajas, como que en períodos de
alta inflación puede ocasionar frecuentes revisiones de ganancias o que las empresas
pueden verse tentadas a trasladar costes de actividades competitivas a reguladas.
En EEUU las revisiones de costes tienen lugar en promedio una vez cada tres o cinco
años aunque las compañías pueden apelar al regulador para revisar nuevamente los
precios en cualquier instante.
§ Escala deslizante (Sliding Scale)
Bajo un esquema de este tipo, las retribuciones se ajustan de manera que la tasa de
retorno de la compañía se encuentra en un rango apropiado. Si la tasa de retorno cae por
debajo de esa banda, la retribución reconocida se incrementa y viceversa. Este esquema,
reconocido como una de las primeras políticas de incentivo adoptadas, no se trata
exactamente de un esquema de coste de servicio, ya que las retribuciones no se
modifican en el caso de que la tasa de retorno se encuentre dentro de la banda.
76
Desgraciadamente, muchas de las distorsiones presentes en un esquema según coste de
servicio pueden darse también en este tipo de esquema, como por ejemplo en el caso
que la banda sea demasiado estrecha o si las tarifas sean revisadas frecuentemente.
§ Limitación de Ingresos (Revenue Cap)
La regulación por revenue cap establece un límite sobre los ingresos totales de las
compañías. Este sistema tiene sentido cuando una gran parte de los costes de la
compañía son fijos, es decir no varían con el número de unidades vendidas. En
consecuencia, el revenue cap reduce la exposición al riesgo de la compañía sin olvidar
los incentivos para la reducción de costes.
Bajo este esquema, la compañía tiene ingresos limitados en el período regulatorio por la
siguiente fórmula:
( ) ( ) Z±+×∆×+=+ X - IPC 1 DFA R R n1n
Dónde:
§ Rn+1 = Ingresos autorizados de la compañía en el año n+1.
§ Rn = Ingresos autorizados de la compañía en el año n.
§ FA = Factor de ajuste por crecimiento del driver de retribución.
§ ?D = Incremento anual en el parámetro que determina la retribución, generalmente
número de clientes, crecimiento de la demanda o potencia.
§ IPC = Índice de inflación.
§ X = Factor de productividad.
§ Z = Ajustes por desvíos.
Como se puede apreciar que la ecuación anterior se corrige de acuerdo al crecimiento de
la demanda o número de clientes, 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
77
o déficits de ingresos de la compañía durante el período tarifario pasado y el período
futuro.
Bajo este esquema, la compañía tiene incentivos para reducir costes y aumentar su
rentabilidad en la medida que el período de fijación de precios sea suficientemente
largo. En algunos casos se permite a la compañía recuperar las mermas de ingresos en
los períodos siguientes a través de un factor Z. En especial, Z puede ser positivo para
compensar la baja en ingresos de una compañía 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)3.
En este caso los ingresos totales dependen del número de clientes abonados a una
distribuidora.
En muchos de los casos en los que se ha implantado este esquema, el origen de los
ingresos máximos fijado en el período inicial se ha basado en los costes de servicio de
una compañía, ya que partía de una retribución por coste de servicio. Sólo en ciertos
casos se ha partido del valor de compra de la compañía o de un valor adoptado en el
juego regulatorio entre regulador y empresa distribuidora al definir una empresa modelo
eficiente.
Esta metodología presenta como ventajas que es segura y confiable para los inversores,
los ingresos cubren los costes de prestación del servicio, incentiva mejoras en la
utilización de los activos, protege a los consumidores de riesgos, y adicionalmente
reduce los costes de los procesos regulatorios.
Sin embargo puede presentar algunas desventajas como la alta volatibilidad que puede
presentar la rentabilidad de las compañías, puede proporcionar ganancias excesivas a las
compañías, y la empresa (si no se le obliga a evitarlo) tiende a reducir los gastos de
mantenimiento desmejorando así la calidad de servicio.
3 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.
78
§ Limitación de precios (Price Cap)
Esta regulación fue concebida originalmente para rellenar el vacío que se produjo en el
período de transición hacia esquemas competitivos. Finalmente se adoptó como
esquema para regular los segmentos de la industria que constituían monopolios
naturales, sin posibilidades de introducción de competencia.
A diferencia del esquema anterior, los precios son limitados sin imponer restricciones a
los ingresos de la distribuidora, durante un período típicamente de 4 ó 5 años.
( ) Z X- IPC 1 P P n1n ±+×=+
La ecuación anterior es una expresión generalizada de la relación entre los precios
máximos de un año Pn+1 y del año anterior Pn, los cuales son corregidos por la inflación,
y un factor de productividad X que transfiere parte de los ahorros de eficiencia
conseguidos por la distribuidora a los usuarios. 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 compañía.
Para determinar el price – cap se requiere la proyección de niveles de costes razonables
en el futuro con un alto grado de exactitud. Si esto se hace correctamente, los mayores
beneficios vienen de mayores esfuerzos de la compañía en reducir su nivel de costes.
Sin embargo, los incentivos propios de la regulación price – cap tienen un coste en
términos de riesgo sobre el que se expone la compañía. El hecho de que no se cuente
con un mecanismo automático de ajuste de precios, significa que la compañía está
expuesta a todos los cambios que se produzcan en sus costes, incluyendo aquellos que
no se encuentran bajo su control. Es necesario, por lo tanto revisiones periódicas con el
fin de corregir los desbalances y eventualmente trasladar los beneficios de la mayor
eficiencia a los consumidores.
Este método presenta algunas desventajas como son que las ganancias pueden resultar
significativamente diferentes de las esperadas, que la empresa se encuentra expuesta a
riesgos de insolvencia financiera, las ganancias de las empresas pueden resultar
79
excesivas, puede proporcionar una señal de precios distorsionada a los consumidores, se
tiende a disminuir la calidad de servicio y normalmente se aplazan proyectos de
expansión.
La principal ventaja de este método consiste en que deja protegidos a los consumidores
del riesgo de variación de precios en ese período, ya que los riesgos por cambios
abruptos en las variables del entorno son asumidos por las empresas.
Tanto para el esquema de regulación Price Cap como para el esquema de Revenue Cap,
la compañía busca maximizar su beneficio. Para lograrlo, una compañía regulada bajo
Price Cap maximiza sus ventas, típicamente hasta que el ingreso marginal es igual al
coste marginal. Por el contrario, una compañía regulada bajo Revenue Cap buscará
reducir sus costes a través de producir menos en cantidad, aunque a un precio más alto.
§ Menú de contratos
Esta alternativa constituye una interesante variante a la alternativa price cap y ha sido
adoptada por las comisiones reguladoras en el área de las comunicaciones (FCC) en
EEUU. El organismo regulador asume en este caso que las compañías 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 compañías que
son inherentemente más eficientes, escogerán los precios máximos más bajos, mientras
que las compañías menos eficientes, preferirán contratos de mayor precio máximo para
así cubrir sus costes. Si las compañías 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 minucioso sobre las alternativas factibles
de bonus y precios máximos que beneficien a las compañías y las haga revelar su
verdadero nivel de eficiencia. Por otro lado las comisiones reguladoras son reticentes a
transferir pagos a las compañías (bonus). Para subsanar esto, la FCC estableció un
esquema alternativo en que cada compañía tiene un precio máximo por defecto el cual
80
puede ser aumentado opcionalmente. Aquellas compañías que escogen un menor precio
máximo tendrán la posibilidad de aumentar el límite sobre el cual los excedentes de
ingreso se comparten con los consumidores, con la consecuente posibilidad de obtener
mayores beneficios.
§ Otras herramientas empleadas
Existen otras técnicas, que permiten determinar algunos de los parámetros necesarios
para establecer el esquema regulatorio adoptado, normalmente la base reguladora de
activos.
Así la regulación por empresa eficiente permite determinar la base reguladora de activos
eficiente y posterior coste de capital y de operación y mantenimiento. Esta técnica fue
usada por primera vez en Chile para regular el segmento de distribución y
posteriormente en Bolivia. El uso de esta técnica se ha extendido también a varios
países de Latino América.
Para el diseño de la empresa modelo, se definen diferentes áreas de distribución típicas,
teniendo en cuenta la densidad de los consumos y el tipo de red. Las compañías reales
se clasifican y se escoge una empresa representativa de cada grupo. El procedimiento
seguido para la definición de las áreas típicas y la agrupación de las empresas en ellas,
se basa en la estimación del ‘valor agregado de distribución’ a partir de datos de las
empresas reales. Asociada a la zona de servicio de cada empresa elegida como
representativa de su categoría, se diseña una empresa modelo.
Esta técnica de regulación se enmarca en la técnica de competencia benchmarking, sin
embargo no se reduce a la simple comparación de costes de inversión y costes
operativos, toda vez que los indicadores con los que se simula la empresa modelo, son
muy sensibles a las economías de escala y a las condiciones geográficas en las que se
desarrolla actividades una empresa.
El principal inconveniente que presenta este esquema de retribución se presenta por las
grandes divergencias existentes entre los costes calculados por las empresas y los
estimados por el regulador.
81
Con la reestructuración de los sectores eléctricos acometidas por los gobiernos de los
diferentes países, se han introducido cambios importantes en los esquemas retributivos
de la distribución, adoptando algunas de las fórmulas descritas anteriormente.
Algunas de las experiencias internacionales han establecido los siguientes esquemas de
regulación de la retribución de la distribución [COR, 2002]:
§ El esquema retributivo de más de una década de duración, en régimen de ‘price cap’
en el Reino Unido (aún con aspectos pendientes de desarrollo)
§ La experiencia derivada en Argentina, donde los principales asuntos de debate son
cómo valorar las compañías que han sido subastadas recientemente y determinar el
coste de capital en mercados que son poco maduros.
§ Nueva Zelanda, con su método particular para determinar la base reguladora de
activos. El enfoque no está del todo depurado y es probable la intervención del
gobierno para mitigar los aspectos más perjudiciales de los fallos regulatorios.
§ El intento noruego de desarrollar una propuesta total para fijar las tarifas de las
pequeñas compañías distribuidoras de Noruega por benchmarking y establecer
objetivos de eficiencia individual durante un período de 5 años, cuando los
supuestos adoptados inicialmente por el regulador son revisados.
§ Holanda, donde se ha intentado (sin mucho éxito hasta la fecha) establecer un
esquema de ‘price control’ para las distribuidoras durante un período de 3 años con
un mecanismo de aplicación de benchmarking: DEA (Data Envelopment Analysis).
§ El desarrollo reciente de Colombia, con el esquema de Price Cap (Revenue Cap para
activos de tensión superior a 62 kV), y la aplicación de la metodología DEA para
determinar la eficiencia exigible.
Desde el punto de vista del regulador, su tarea debe consistir en proporcionar un flujo de
ingresos suficiente (aunque teóricamente sólo los suficientes) que pueda hacer frente al
conjunto de servicios sujetos a la regulación.
Algunos métodos se basan en controlar el coste de servicio de cada compañía, usando
un análisis de benchmarking para resaltar los puntos débiles en el control de costes
individuales de cada compañía. Otros métodos implican algunas formas más extensas y
82
desarrolladas que el benchmarking, mediante el cual la rentabilidad de una compañía es
comparada con otras. De todas formas, incluso con enfoques similares, hay una
diversidad sorprendente en las metodologías y procedimientos establecidos.
Donde sí se coincide generalmente es en el establecimiento de una tasa de retorno
basada en el cálculo de la WACC (weighted average cost of capital) mediante el método
CAPM (capital pricing asset model).
Casi todos los reguladores intentan introducir incentivos para aumentar la eficiencia de
costes, basados en formas periódicas de price cap o revenue cap, pero la rigurosidad de
los controles está limitada por:
§ La necesidad de asegurar que las compañías reguladas tengan una oportunidad de
disponer de fondos y ganar una rentabilidad razonable para sus futuras inversiones,
lo cual también requiere que ganen una rentabilidad razonable en sus inversiones
pasadas (al menos en los costes prudentemente incurridos). Asociado a este
concepto está la idea (en algún país cada vez más apoyada) de la necesidad de
asegurar la viabilidad a largo plazo de las redes y reforzar los puntos débiles del
sistema.
§ El deseo creciente de introducir al consumidor y la calidad de suministro con
incentivos y penalizaciones para compensar la presión que se realiza a las
compañías con los esquemas regulatorios introducidos para reducir costes.
§ Las políticas regulatorias y defensa de la competencia.
§ El eterno problema del juego regulatorio, que tiende a reducir la información
asimétrica entre regulador y compañías reguladas en los diferentes períodos de
evaluación del régimen regulatorio.
Para fijar los controles que aseguren que una compañía tenga una posibilidad razonable
de rentabilidad del negocio adecuada, teniendo en cuenta que existe una presión para
bajar los precios, es necesario:
§ Definir la base reguladora de activos (BRA) actual.
§ Valorar el coste de capital razonable.
83
§ Determinar un nivel razonable de costes operativos (opex), incorporando un
objetivo para mejorar la eficiencia.
§ Valorar costes futuros de capital (capex).
§ Establecer costes de oportunidad entre capex y opex.
§ Definir y estructurar los incentivos y penalizaciones de calidad de servicio del
consumidor.
§ Dar incentivos económicos para reducir pérdidas.
§ Determinar cómo compartir los beneficios derivados de ahorro de costes entre
consumidores y accionistas.
§ Asegurar que los propietarios de la red mantengan la viabilidad a largo plazo de sus
activos.
§ Asegurar transparencia en los procesos regulatorios.
A pesar de los diferentes términos en los procedimientos existentes en la actualidad, los
conceptos básicos perseguidos por los reguladores, así como los procedimientos
empleados para alcanzar sus fines, están empezando a compartir muchos elementos
comunes. La clave en el proceso regulatorio de fijación de precios o ingresos es la
revisión periódica de precios o ingresos realizada cada 4 ó 5 años. Tiene una duración
de entre 12 a 18 meses, y se desarrolla en cinco fases:
§ Un año antes del comienzo del nuevo control, el regulador establece algunos
principios iniciales y se perfilan asuntos claves para la resolución: puntos de vista
preliminares y valores claves en la regulación (por ejemplo el valor de WACC) que
van a ser usados, así como la metodología y procedimientos que se van a utilizar
para calcularlos.
§ Se realizan las consultas necesarias, tratando con más detalle los asuntos clave y las
posibles propuestas para determinarlos y discutiendo el tratamiento de las
proyecciones de los negocios de las compañías, resaltando los temas de
preocupación.
§ En paralelo, el regulador tiene en cuenta los trabajos de ingenieros, consultores y
auditores para llevar a cabo un estudio de eficiencia y de planes de inversión de
capital necesarios.
84
§ Pasados aproximadamente de 6 a 8 meses, el regulador redacta un borrador de
propuesta para el nuevo control de precios. Se hacen públicos los resultados de los
estudios, recomendando rangos de valores en las claves regulatorias.
§ Entre 3 y 6 meses antes de la fijación de los nuevos precios, el regulador establece
su propuesta final.
Se detallan a continuación cada uno de los aspectos a regular, así como las diferentes y
variadas experiencias empleadas para ello.
3.3. Definición de la base reguladora de activos
La tasación de los activos es fundamental para el cálculo de la rentabilidad sobre el
capital invertido. El enfoque elegido para la valoración de los activos, determina en gran
medida los ingresos futuros que serán reconocidos. No se utiliza un único enfoque sino
que existen diferentes variedades de políticas usadas para este cálculo.
La determinación de la base reguladora de activos (BRA) implica el tratamiento de un
número importante de asuntos complejos, entre los que se pueden destacar:
§ Cómo atribuir un valor inicial al negocio (especialmente difícil en el caso de
España).
§ Cómo contabilizar su valor a futuro.
§ Cómo incluir la amortización de los activos en el cálculo de los ingresos.
§ Cómo actualizar las decisiones tomadas para eliminar errores históricos o prácticas
diferentes en el pasado.
La falta de una contabilidad estándar adecuada, con políticas de privatización y
reestructuración adoptadas de forma diferente durante los procesos de venta, ha
introducido dificultades importantes para la valoración de la BRA.
Caso de Estados Unidos
En Estados Unidos las reformas que se han llevado a cabo en el sector eléctrico, no
responden al desarrollo de una política nacional como tal, sino que han sido el resultado
85
de iniciativas individuales emprendidas por algunos Estados, con diferentes grados de
éxito alcanzado. En este documento se hace referencia a la regulación aplicable por las
State Public Utility Commissions a diferentes empresas distribuidoras que realizan su
actividad industrial en diferentes jurisdicciones de los Es tados Unidos, ya que no existe
una reglamentación a nivel nacional.
El enfoque para valorar la BRA más orientado a la fiabilidad de los inversores consiste
en usar el valor neto de activos que son usados en la actualidad (Coste de Servicio). Esta
opción se puede aplicar fácilmente en las jurisdicciones de EEUU porque las
compañías, han mantenido estilos contables que han sido estandarizados, y han sido
reguladas basándose en una rentabilidad razonable del valor neto de activos
contabilizados de esta forma. Es necesario, por lo tanto, para las compañías tener
disponibles los datos necesarios de los activos y mantener las cuentas en unos formatos
estándar según los principios definidos de localización de costes y amortización lineal
de sus activos. No se exige, sin embargo, una estandarización de la vida útil de los
activos.
La BRA es continuamente actualizada mediante la amortización de los activos
existentes, a la que se añade el coste de las nuevas inversiones.
Caso de Nueva Zelanda
En el caso de las ins talaciones de transporte, se revalorizan los activos cada tres años,
usando el método ODV (Optimised Deprival Valuation). Se toma el valor de ODV para
asignar a los activos como el mínimo entre el valor económico (EV) y el coste de
reemplazo (ODCR) optimizado con un valor determinado según criterios de ingeniería y
depreciado según su vida útil (MEA).
El esquema se resume en:
§ Cálculo de ODCR:
- Registro detallado de activos
- Calcular el coste de sustitución usando valor del MEA
- Cálculo de la depreciación.
86
- Determinar el ODCR.
§ Determinar el EV
§ Fijar el ODV como mínimo entre EV y ODCR.
Este es un método que se podría aplicar de igual forma a las líneas de distribución
malladas que hacen función de reparto.
En el caso de la distribución, las compañías tienen que informar al regulador de sus
rentabilidades (ganancias por inversión realizada), que deben ser calculadas según el
método ODV. Ha llamado la atención la forma diferente para determinar el cálculo de
ODV que han realizado las distintas compañías distribuidoras.
Caso de Noruega
En 1990 se obligó a las empresas distribuidoras (la mayoría en ese momento propiedad
de administraciones municipales) a separar la contabilidad de su actividad de
distribución, del negocio propio de suministro de electricidad, y adicionalmente a
mantener en todas las compañías un estilo contable único. Los ingresos máximos de las
distribuidoras noruegas entraron en vigor en 1997 y para su cálculo se utilizaron datos
contables y estadísticos de los años 1994 y 1995.
El regulador noruego ha hecho esfuerzos en los últimos años para estandarizar la
contabilidad, basándose en costes históricos y vidas útiles estandarizadas. La base
reguladora de activos inicial se calcula como continuación del esquema retributivo por
coste de servicio.
Caso de Argentina
Los activos de transporte fueron vendidos en subasta pública en 1993 con una concesión
durante 95 años. Los ingresos estaban predeterminados para un período de 5 años, y
estaban indexados al IPC e índice de precios de producción de Estados Unidos. Los
propietarios de los activos de transporte se comprometieron a mantenerlos en correcto
funcionamiento durante ese período, pero no tenían responsabilidad de desarrollar la red
más allá de la conexión de los nuevos usuarios.
87
En 1998 el regulador nacional fijó de nuevo los ingresos usando el control IPC-X. Para
ello ideó una metodología para definir la BRA inicial, así como los gastos de capital del
período 1993-1998. En la revisión no se usó el coste de valor de subasta (por el mayor
precio pagado para adjudicárselos), ni tampoco el coste de reemplazo de la red ya que la
actual propietaria adquirió los activos una vez en servicio. El regulador finalmente
decidió que la mejor forma para valorar la BRA era usar los cálculos realizados por un
asesor financiero del gobierno. Evaluaron los ingresos netos, estimando una proyección
de los cinco primeros años, y otra más grosera para los 90 años siguientes. En este caso,
los ingresos netos no están correctamente estimados, porque asume niveles de opex y
capex e impuestos por perpetuidad.
Para el caso de la remuneración de la distribución, el tipo de regulación establecida, en
la jurisdicción nacional, abandona la antigua concepción de coste de servicio para
adoptar la metodología de price-cap.
El Valor Agregado de Distribución, que ha sido establecido por la regulación y el cual
se revisa cada cinco años, ha sido calculado en base a los Costos Propios de
Distribución (CPD). Se definen los Costes Propios de Distribución (CPD) para cada
nivel de tensión como la suma del coste marginal o económico de las redes, los costes
de operación y mantenimiento y los gastos de comercialización.
Este coste marginal incluye el total de inversiones que deberán realizar los
distribuidores para atender el consumo de los usuarios finales. Se utiliza para ello el
método del coste incremental promedio de redes calculado a partir de un coste mínimo
necesario para satisfacer el crecimiento esperado de la demanda en un periodo de 10
años.
Hay tres momentos en los cuales los principios tarifarios se ponen en práctica: dos
preestablecidos, cuando las tarifas se calculan inicialmente y cuando se calculan para
períodos tarifarios posteriores, y otro fortuito, cuando el Regulador acepta la solicitud
del distribuidor para su modificación basada en circunstancias objetivas y justificadas.
Cálculo de la tarifa inicial
88
El costo marginal se calculó, en base al costo incremental promedio de las redes
conforme a un plan de expansión ajustado a la demanda. Para ello se utilizó como base
el plan de inversiones de la ex estatal SEGBA para la expansión de las redes en el
período 1988-1998, corregido para eliminar las inversiones no ajustadas a la demanda.
Los valores así definidos integraron el concepto de empresa ideal que estaría subyacente
en la ley.
Revisiones tarifarias
Durante el período regulatorio ha existido una empresa real que ha estado prestando el
servicio durante cinco años, que probablemente y en muchos aspectos conoce el
negocio mejor que el regulador, y cuyo patrimonio se han incrementado con motivo de
la prestación de los servicios.
La Reglamentación establece que, en el caso de la distribución, el ENRE establecerá el
cuadro tarifario de los próximos 5 años en base a la propuesta realizada por la empresa y
la de un consultor independiente contratado por el propio regulador al efecto.
Es inevitable pensar que la propuesta de la distribuidora está sustentada en la empresa
real, mientras que la propuesta del regulador, basada en la reglamentación contiene los
aspectos ideales a los cuales se refiere la ley.
En la determinación de la tarifa inicial el coste capital se estimó mediante el cálculo del
coste incremental promedio de las redes, conforme a un plan de expansión ajustado a la
demanda. Esto implica que para emplear el mismo método de cálculo, la distribuidora
deberá elaborar un nuevo plan de expansión económicamente adaptado, en base al
estado del sistema eléctrico en el momento de su confección, y el Regulador podrá
aceptar ese plan o modificarlo, considerando la propuesta de la empresa.
Para elaborar este plan es necesario determinar el coste de desarrollo de redes, y deberá
efectuarse un análisis que requerirá el conocimiento de los siguientes datos:
89
§ Flujo de inversiones asociado a la expansión ajustada de la red.
§ Incrementos de potencia asociado a esas inversiones en el período estudiado.
Los tipos de bienes que estarían involucrados en estos planes de inversión deben ser las
líneas aéreas y cables en alta tensión, media tensión y cables de distribución en baja
tensión, la potencia de transformación AT/MT y la potencia de centros de
transformación MT/BT.
Caso de Holanda
La propuesta de definición de la BRA para fijar las tarifas del período 2001 – 2003 fue
enormemente complicada por el hecho de que las compañías distribuidoras fueran todas
de propiedad pública, y porque no disponían de un registro de sus activos.
Adicionalmente un importante número de las empresas distribuidoras estaban formadas
como consecuencia de varias fusiones. Tampoco se tenía una estandarización del
método empleado en la amortización y como consecuencia de la vida útil de los activos.
Se produjeron tres intentos para definir la BRA:
§ Definirla en términos económicos, como el valor actual neto de los flujos de caja
netos futuros. Esta propuesta se rechazó porque implicaba conocer de antemano las
tarifas que se fijarían a futuro, y para ello era necesario conocer previamente la
BRA.
§ Obtener un valor por capitalización del beneficio operativo resultante del nivel de
tarifas fijado en el año 2000 (fijado por ley igual al nivel de 1996), asumiendo que
cada compañía estaba obteniendo como rentabilidad su wacc reconocida.
§ Fijar la BRA según registro de activos que las compañías estaban usando para la
hacienda pública, usando una amortización lineal y una vida útil de activos estándar
por cada clase de activos (según niveles de tensión) para fijar la valoración estándar
de los mismos.
Caso de Inglaterra y Gales
90
Después de varios intentos con resultados muy poco válidos: valor contable de activos,
valor de mercado en la compra de las compañías, ajustes por estimaciones iniciales de
los dividendos esperados, se toma para el cálculo de la BRA el valor de creación de las
compañías de electricidad regionales (REC´s) incrementado en un 50%. Se descuenta
una estimación del valor de aquellas partes de las compañías ajenas al negocio de
distribución, y se incrementa con la inversión neta durante el período de ‘price control’
(aproximadamente un 90% del valor contable en libros).
Caso de Australia
En este caso se considera las políticas empleadas en las diferentes regiones.
Se promueve una tasa de rentabilidad razonable a los propietarios de red sobre una
eficiente base de activos donde:
§ Valor de nuevos activos según valor de reposición.
§ Valor de activos existentes son determinados por reguladores jurisdiccionales y
deben ser inferiores a su valor actual amortizado.
Caso de Colombia
Para determinar la base reguladora de activos [CREG, 2002] se tiene en cuenta el
inventario de activos eléctricos proporcionado por las compañías distribuidoras al
regulador, incluyendo aquellas unidades que se encuentran en líneas normalmente
abiertas o con activos normalmente no utilizadas.
Estos activos se valoran según costes unitarios estandarizados de reposición eficiente, y
se tiene en cuenta una vida útil de los activos también estandarizada.
Para los activos de tensión superior a 62 kV, estos costes unitarios se calculan como el
valor unitario a coste de reposición, afectado por un factor de eficiencia, que se calcula
a partir de la potencia máxima esperada para 10 años, supuesto un crecimiento del 50%
de la actual. El resto de activos se valoran al coste unitario nuevo de reposición. En el
91
cálculo de la BRA se incluye el coste anual equivalente de los terrenos, para
contabilizar las unidades constructivas de subestaciones.
A partir de la información solicitada por el regulador (CREG) se realizan dos tipos de
verificaciones: para la primera se toma una muestra de cada distribuidora con un tamaño
que garantice una confiabilidad mayor del 90%, con un error relativo de muestreo
menor del 5%. La información reportada se considera correcta cuando los activos no
presentan ninguna inconsistencia, o existan razones que expliquen las diferencias. En
caso contrario se realiza la segunda verificación, en este caso con una muestra que
garantice la confiabilidad del 95%.
El cálculo de la BRA tiene dificultades significativas en aquellos países donde se han
reestructurado las compañías propietarias de redes de distribución y transporte.
Existen varios métodos para su cálculo en las diferentes experiencias:
§ Coste histórico depreciado
§ Valoración de activos
§ Valor inicial de mercado más un sobreprecio
§ Contabilización estandarizada al IPC
§ Valor óptimo de depreciación
§ Valor actual de contabilidad.
En general, hay un acuerdo general para que la BRA inicial sea actualizada a partir de la
retribución anterior con la amortización, a la que se añade el coste depreciado neto del
capex futuro. Los problemas que se mantienen en la actualidad surgen de la
preocupación de que el precio depreciado puede ser aplicado de forma “artificial”,
especialmente en aquellas jurisdicciones donde las administraciones públicas son a la
vez propietarias de las compañías.
3.4. Coste de capital
El cálculo del coste de capital supone una de las partes más importantes para determinar
la rentabilidad de las compañías.
92
En principio debería corresponder a una tasa de retribución que permita obtener un
retorno razonable sobre la inversión comparado con el retorno ofrecido en los mercados
financieros, con el fin de atraer capital al sector, y por tanto se puedan desarrollar los
nuevos proyectos de inversión en la actividad de distribución. De igual forma, puede ser
contabilizada como el riesgo asociado a la rentabilidad necesaria para asegurar que la
inversión de capital se mantiene en el sector.
En la mayoría de los casos, los reguladores intentan calcular el coste de capital medio
ponderado (WACC), que es igual al coste medio ponderado de los recursos (propios y
ajenos) empleados por la empresa. Los recursos ajenos exigen mayor rentabilidad
conforme más riesgo de impago exista (tanto riesgo de crédito como riesgo país). Para
la empresa, el coste de los recursos ajenos (intereses) es deducible fiscalmente, por lo
que realmente hay que considerar este coste después de impuestos. En el caso del coste
de los recursos propios, es necesario considerar que los accionistas asumen un riesgo
mayor que los tenedores de deuda, ya que éstos son los últimos en recobrar su
aportación o incluso pueden perderla totalmente en caso de quiebra. Por lo tanto
exigirán mayor rentabilidad a sus recursos que a la deuda.
La tasa WACC se define:
( ) ( )( )t1PrDE
D Pr
DEE
RDE
D R
DEE
WACC RDFRMFde −++
+×++
=×+
+×+
= β
E: valor de la Equity o fondos propios
D: valor de la deuda
rF: tipo de interés libre de riesgo
ß: riesgo de la inversión de los fondos propios
PRM: prima de riesgo del mercado
PRD: prima de riesgo que soporta la deuda
1-t: factor de desgravación impositiva
El método más usual para calcular esta tasa, es el CAPM (Capital Asset Pric ing Model).
Según este modelo la rentabilidad exigida a un activo será igual la rentabilidad esperada
93
del mismo y será igual a la tasa sin riesgo más la beta del activo multiplicada por la
rentabilidad exigida al mercado por encima de la rentabilidad fija sin riesgo. Para ello se
toman las siguientes hipótesis:
§ Todos los inversores tienen las mismas expectativas sobre la rentabilidad futura de
todos los activos.
§ Los inversores pueden invertir y tomar prestado a la tasa libre de riesgo.
§ No hay costes de transacción.
§ Los inversores tienen aversión al riesgo.
§ Todos los inversores tienen el mismo horizonte temporal.
Al valorar el coste de los recursos ajenos, es necesario considerar que cuanto más
endeudada está la empresa, más riesgo existe de quiebra. Los obligacionistas exigirán
mayor rentabilidad, pero siempre por debajo de los accionistas, ya que arriesgan menos.
Los accionistas, al ver incrementado su riesgo, exigirán mayor rentabilidad. rF + PRD es
el coste de la deuda. Para empresas que toman deuda a través de la emisión de bonos u
obligaciones, éste valor se toma de los datos de las cotizaciones de esos títulos. En el
caso que sea una empresa que no utilice esos medios, debe ser estimado en base a la
información de los estados financieros de la empresa.
Para la elección de t, se debe tener en cuenta que es la tasa marginal de impuestos
efectiva que tiene la empresa.
La tasa libre de riesgo es la rentabilidad que se exige a una inversión libre de riesgo.
Supone la base de rentabilidad que cualquier inversor debe solicitar sin correr ningún
riesgo. Debido a que el capital es una inversión a largo plazo, la tasa debe representar el
rendimiento de una inversión a largo plazo. Generalmente se toma el valor de los bonos
del estado a 10 ó 30 años.
Cualquier acción tiene en su riesgo dos componentes: riesgo específico de la acción y
riesgo de mercado. El primero se puede eliminar diversificando la cartera de inversión.
Para contabilizar el riesgo de mercado se utiliza el coeficiente ß que mide la tendencia
de una acción a moverse frente al mercado (riesgo de mercado) y que no puede
eliminarse por la diversificación. Una ß>1 indica una acción más volátil que el mercado,
mientras que si ß<1 la acción es menos volátil. Para calcular esta ß es empleado un
94
procedimiento empírico, realizando una regresión de la evolución bursátil de una acción
respecto del mercado bursátil. En el caso de empresas que no coticen se puede estimar
su valor a partir de datos obtenidos de las empresas con actividad similar que coticen.
Lo normal es que las empresas distribuidoras tengan ß bajas (menor riesgo), aunque el
proceso liberalizador hace que hayan aumentado.
Algunos estudios recientes realizados en el Reino Unido [NERA, 2001], muestran que
existen importantes factores ajenos al riesgo de mercado que afectan a los valores
obtenidos de β por el método tradicional. En general se deben al impacto de las
decisiones regulatorias, y del incremento de la incertidumbre global.
En estos estudios se demuestra que la bajada de las acciones de las compañías eléctricas
británicas en 2000, se debieron al significativo recorte de la rentabilidad permitida por
el regulador en la fijación de precios, más que a factores de riesgo del negocio. De igual
forma tuvieron gran influencia el pinchazo de la burbuja tecnológica de las empresas
dedicadas al comercio electrónico, o la reciente incertidumbre de la economía a nivel
global.
También fueron hechos significativos anteriores con gran influencia, la crisis económica
de Rusia en 1998, así como las decisiones de reguladores de otros sectores como la
distribución de agua.
Por tanto, es necesario analizar detenidamente los resultados obtenidos de un estudio
simple de CAPM. Pero no es fácil corregir el impacto de todos estos factores, así como
los altos niveles de la volatibilidad del mercado, con estas técnicas. Una posibilidad
sería excluir del cálculo las cotizaciones en el período donde se producen estos hechos,
o hay exceso de volatibilidad. Existen otras alternativas más sofisticadas que intentan
obtener la variación natural de la β a lo largo del tiempo, evitando el uso de largas series
temporales de datos, como es el Filtro de Kalman. Esta técnica permite también obtener
el impacto de estos tipos de hechos en las estimaciones de las β en el momento que
ocurren.
95
La prima de riesgo del mercado PRM representa el exceso de rentabilidad que se espera
por invertir en Bolsa respecto a mercados de largo plazo de deuda. Normalmente se
calcula como la diferencia entre el rendimiento de un índice bursátil representativo y la
tasa libre de riesgo.
En ciertos casos es necesario contabilizar el riesgo país. Empresas del mismo sector
operando en distintos países tienen distintos costes de capital, debido al diferente riesgo
que los inversores perciben en función de sus condiciones macroeconómicas, políticas,
sociales, etc. de ese país. Se mide por la diferencia entre la tasa de rentabilidad esperada
de títulos de deuda emitidos por los estados nacionales. En estos casos la tasa libre de
riesgo se suele tomar la de Estados Unidos.
Para calcular el valor de la WACC correctamente, evitando los errores más habituales,
es necesario tener en cuenta:
§ Hay que hacer uso de los valores de mercado, en lugar de los valores contables o
nominales.
§ Es necesario utilizar una estructura de capital que vaya a ser la objetivo de la
empresa, en lugar de la actual.
§ Hay que hacer uso del coste marginal de la deuda, no del histórico.
§ Es necesario usar tipos impositivos marginales en lugar de nominales.
El cálculo de la WACC (descrito anteriormente) se realiza siempre después de
impuestos, para contabilizar el factor de desgravación impositiva en el cálculo del coste
de la deuda. La aplicación de ésta como tasa de rentabilidad sobre la Base Reguladora
de Activos, se ha realizado de formas distintas, por cuanto en ciertas ocasiones se ha
aplicado antes o después de impuestos (pre-tax o post-tax). Ambas opciones son
igualmente válidas, pero es necesario asegurar la consistencia entre la base reguladora
de activos y la tasa. En el caso de usar una WACC después de impuestos, es necesario
incluir en esa base los impuestos que vaya tener que pagar la compañía, con el fin de
asegurar una rentabilidad después de impuestos igual a la WACC calculada. La práctica
más generalizada, consiste en aplicar una tasa calculada como WACC antes de
impuestos, definiéndola:
96
t1WACC
WACC diai −
=
y de esta forma se obtiene la tasa corregida de impuestos que da como resultado una
tasa de capital más alta, para poder cubrir los impuestos que debe afrontar la compañía,
sin tener que estimarlos e incluirlos en la base reguladora de activos.
En la mayoría de los casos se usa una tasa de retorno única para todo el sector, en lugar
de una individualizada. En ese caso, podrían existir incentivos a que las empresas
distribuidoras modifiquen dicha estructura con el fin de variar su WACC y obtener una
mayor retribución.
En los casos en los que la remuneración de un año a otro se actualiza con el IPC,
algunos esquemas toman como tasa con la que remunerar el capital la wacc real, de
acuerdo con la expresión:
11
1 min −+
+=
IPCWACC
WACC alnoreal
Caso de Estados Unidos
El coste de la deuda para los activos existentes se puede calcular fácilmente, pero para
los futuros activos sólo se puede realizar una estimación. Para determinar el valor de los
recursos propios, las comisiones de servicios públicos suelen emplear:
§ Comparación con las rentabilidades obtenidas por otras utilities reguladas.
§ Ganancias necesarias para igualar el precio de mercado de las acciones y su valor de
libros.
§ Ganancias necesarias para alcanzar una cierta cobertura de los intereses de la deuda
(necesario cuando necesitan aumentar su deuda para invertir).
§ Según modelos de flujos de caja actualizados.
§ Separar la rentabilidad de los recursos propios, de la rentabilidad en caso de no
existir riesgo (bono del tesoro) y una cantidad adicional para compensar el riesgo.
§ Combinaciones de todas ellas.
97
Caso de Nueva Zelanda
Se utiliza como tasa de retribución del capital una wacc media, fijada desde el punto de
vista del inversor, estableciéndose en términos nominales (no reales), para lo que se
utiliza el método CAPM para el cálculo de ß.
Para el período 2001/2002 esta wacc nominal se fijó en 6,8%, mientras que el período
2002/2004 el valor se eleva a 7,2%. Para su cálculo se usaron estos parámetros:
2001/2002 2002/2003 2003/2004 Tasa libre de riesgo 6.10% 6.54% 6.60% Tasa impositiva 33% 33% 33% ? de recursos propios 0.54 0.53 0.52 Tasa riesgo del mercado 8.0% 8.0% 8.0% WACC después de impuestos 6.80% 7.20% 7.20%
Caso de Noruega
La tasa de rentabilidad sobre la base de capital se fija para los ingresos regulados de
cada compañía en el 8,3% antes de impuestos. Para llegar a esta cifra se toma el tipo de
interés correspondiente a los bonos de tesoro noruegos a medio plazo, al que se le ha
añadido una prima de riesgo del 2% (comparado con el 1% en el anterior esquema de
coste de servicio), que reconoce de alguna forma, el mayor riesgo para las compañías
reguladas bajo este nuevo esquema.
La rentabilidad total permitida que puede ser alcanzada en cada año está sujeta a unos
límites superior e inferior. Para el primer período regulatorio, la rentabilidad media
permitida sobre el capital es del 15% en el total de ese tiempo. Igualmente, existe un
límite inferior en el 2%. Cualquier plus o déficit sobre estos límites, se trata como una
ganancia o pérdida inesperada y se tiene en cuenta al comienzo del próximo período
regulatorio.
Caso de Argentina
La tasa de retorno establecida en la ley, surge del análisis realizado en base a diferentes
indicadores que aproximaron la percepción de los potenciales inversores en cuanto a la
98
tasa de ganancia esperada para este negocio en Argentina. El coste de capital para la red
de transporte se estableció en una wacc después de impuestos de 10,54% y del 12% para
los costes propios de distribución.
Caso de Holanda
En la revisión de precios, el regulador se apoya en el uso del método CAPM, para sus
estimaciones de la wacc, calculando dos valores extremos bajo diferentes supuestos
[DTE, 2000].
Mínimo Máximo Tasa libre de riesgo (10 años) 4.75% 5.25% Prima de riesgo de mercado 4% 7% Beta 0.3 0.5 Riesgo de crédito 0.6% 1.0% Deuda/recursos propios 1,5 1,5 wacc después impuestos 4.7% 6.9% Valor medio 5.8% Tasa impositiva 35% 35% wacc antes de impuestos 7,23% 10,63% Valor medio 8,9%
El valor medio se toma como estimación de la wacc nominal antes de impuestos, pero
se ajusta a valores reales usando el IPC anual (en este caso de 2,2% para el año 2000)
proporcionando un valor de 6,6%
Caso de Inglaterra y Gales
Inicialmente el coste de capital se evaluó según diferentes fuentes [NAO, 2002]:
§ Tasa de retorno libre de riesgo: 3 a 4%
§ Tasa de retorno general del mercado: 7%
§ Propuesta de las compañías (usando método CAPM): 9 a 10%
§ Tasa de retorno de la industria del gas: 6,5 a 7,5%
El regulador OFFER propuso una tasa de retorno de 7% considerada antes de
impuestos.
99
Posteriormente en la revisión de 1999, el OFGEM impuso una tasa de retorno de 6,5%
también considerada antes de impuestos. Para su cálculo se tomaron como hipótesis una
tasa libre de riesgo de 2,5%, porcentaje de deuda y recursos propios 50/50 y una ß igual
a 1, ya que se supuso que las acciones de estas empresas se comportan de forma muy
correlacionada con el mercado en su conjunto.
Para la revisión de precios de 2001 de la red de transporte (National Grid Company) se
utilizó una wacc antes de impuestos real calculada como:
Mínimo Máximo
Tasa libre de riesgo 2.50 2.5
Riesgo de recursos propios 3.5 3.5
Equity beta 1.0 1.0
Prima de la deuda 1.7 1.7
Wacc después de impuestos 4.74 5.17
Tasa impositiva 30% 30%
Wacc antes de impuestos 5.51 6.24
OFGEM tomó como tasa real antes de impuestos como coste del capital del 6,25%.
Caso de Australia
Todos los reguladores de las diferentes jurisdicciones han usado la wacc real antes de
impuestos, para evitar de esta forma que se tenga que añadir de forma explícita una
suma para compensar los impuestos.
Regulador Entidad WACC
ACCC Gas Transmission and Distribution 7,75
IPARC ACT Electricity and Water 7,50
IPART Electricity Transmission and Distribution 7,50
IPART Advance Energy 7,75
ACCC TransGrid 7,25
OTTER Transend 7,5-8,2
100
Caso de Colombia
Se aplica como tasa de retribución del capital, la wacc real antes de impuestos. En este
caso se calculan dos tasas diferentes, una para valorar los activos de tensión superior a
62 kV (correspondiente a retribución de ingresos máximos) y otra para el resto de
activos (retribución de precios máximos). Para el cálculo se toman los siguientes
parámetros:
Precio máximo Ingreso máximo
Inflacción USD 2,6% 2,6%
Tasa de impuestos 35% 35%
Deuda 40% 40%
Recursos propios 60% 60%
Coste deuda 6,76% 6,76%
ß 0,502 0,215
Prima riesgo mercado 7,80% 7,80%
Prima riesgo negocio 3,91% 1,68%
Prima riesgo país 6,19% 6,19%
Tasa libre riesgo 6,07% 6,07%
Coste capital propio 16,17% 13,94%
Wacc USD después impuestos 12,41% 11,07%
Wacc USD antes impuestos 19,09% 17,02%
Wacc real antes impuestos 16,07% 14,06%
Como norma general se usa la WACC en la mayoría de los casos como tasa de
retribución, donde el método CAPM es el preferido para calcular el coste de los
recursos propios. A pesar de que este método está basado en una teoría financiera
sólida, presenta algunas dificultades, principalmente que la medida de riesgo de la ß
cambia a lo largo del tiempo. Esto implica que las propuestas de ß deben basarse en el
período seleccionado y que es necesario escoger un período de tiempo lo
suficientemente grande para calcular una prima de riesgo de los recursos propios
representativa.
101
Un asunto importante adicional a resaltar es que esta WACC refleja la rentabilidad que
obtendría una compañía “media”, aunque se aplica la misma tasa (o muy parecida) a
todas las compañías. Si en el futuro, las rentabilidades obtenidas por estas compañías,
son similares a los valores fijados en la WACC, implicaría que se ha calculado
correctamente en nivel de eficiencia X para el período regulado.
3.5. Cálculo eficiencia y escenario de ingresos
Una vez establecidos los princ ipales asuntos necesarios para establecer la fórmula de
ingresos, es necesario fijar un factor de eficiencia X. Este término permitirá compartir
con los clientes, las diferencias entre la previsión de ingresos y costes esperados
(incluyendo la eficiencia conseguida) durante el período regulatorio. En algunos casos,
no se utiliza un término X como tal, sino que la eficiencia se asume en el
establecimiento de los ingresos permitidos, pero en la mayoría de los casos es un factor
explícito. El cálculo de este factor no resulta sencillo, por lo que los reguladores suelen
establecer su valor para el período de tiempo regulado.
El método de revisión de ingresos según IPC-X no sólo exige a las distribuidoras
reguladas tener su eficiencia al ratio X%. Adicionalmente exige a su eficiencia crecer
X% más rápido que la eficiencia media global en la producción de bienes de consumo y
servicios, que viene marcada por el IPC.
Caso de Estados Unidos
El factor de eficiencia es calculado según costes operativos del ‘test anua l’ (año en que
se fija la tarifa) basado en un estudio detallado de los costes incurridos en el último año
que han sido contabilizados, con ciertos ajustes:
§ Algunos cambios en actividades, denegaciones o nuevas concesiones.
§ Incremento de inflación.
En ocasiones los reguladores se han visto obligados a contratar consultores externos
para realizar auditorias que permitan calcular la eficiencia exigible.
102
Cuando una compañía está sujeta a este tipo de regulación, los costes de operación y de
capital futuros para el período en revisión (típicamente 5 años) estarán incluidos en el
esquema de control de precios, que a su vez estará basado en la tendencia histórica del
factor de productividad total así como un factor de elasticidad.
Caso de Nueva Zelanda
En el caso del transporte se fijan sus ingresos anuales teniendo en cuenta la
actualización de los costes operativos anuales estimados, de acuerdo con el gobierno.
Se realiza el cálculo basándose en los costes actuales, así como en los costes
presupuestados para el siguiente año. En este caso no hay una reducción de costes
objetivo, aunque normalmente se han llegado a acuerdos con el gobierno para lograr
objetivos alcanzables de eficiencia.
Con el actual esquema de regulación las compañías distribuidoras simplemente calculan
sus costes operativos presupuestados como parte del proceso anual de establecimiento
de tarifas. No existe como tal una ‘investigación’ regulatoria, pero estos costes deben
ser recogidos en un informe público para todas las compañías para poder compararse.
Caso de Noruega
El regulador debe establecer un mecanismo para fijar tarifas en 200 compañías
distribuidoras. Cada año el regulador decide los ingresos que cada propietario de red
podrá recaudar por sus tarifas. Los ingresos permitidos para cada actividad regulada de
las compañías se fija usando los datos de costes de un año base o de referencia para
cubrir los costes totales de la red, amortización, un retorno al capital invertido tomado
por benchmarking, pérdidas en las redes e impuestos.
La metodología incluye una serie de mecanismos de ajuste anuales, una vez hayan sido
fijados los ingresos en el año base. Uno de ellos se centra en el ajuste de la eficiencia.
Otros ajustes usados son la inflación, descuentos, factor de corrección...
Como punto de partida se tomó un factor de mejora de productividad del 2% para todas
las compañías. En 1998 el regulador aplicó un factor de productividad general del 1,5%,
103
pero añadió requisitos adicionales individuales para las compañías distribuidoras entre 0
y 3%, dependiendo del análisis individual de eficiencia de cada compañía. Estos
objetivos individuales fueron fijados basándose en un estudio DEA sobre las
actuaciones de años anteriores. Estos objetivos individuales llegaron a sustituir el
general en 1999.
El regulador realiza informes anuales de benchmarking basados en una serie de
indicadores clave, proporcionando una visión de las tendencias de costes en el sector.
Este informe permite a las compañías comparar su actuación (que conocen muy bien)
con la media del sector. Por otro lado, permite a los usuarios de red conocer con detalle
las actuaciones que la compañía debe hacer para dar servicio.
Sin embargo el propio regulador reconoce varios problemas en la aplicación del
benchmarking y fijación de ingresos, por la consistencia de los datos y comparabilidad
de las características. Como ejemplo se puede destacar que en la revisión de 1997, el
coste de capital era de media un 44% del total, pero el rango oscilaba entre 0 y 90%. En
el caso de los costes de operación ocurría de forma similar, ya que suponían un 43% de
media, pero oscilaban entre 8 y 80%. El regulador, para solucionar estos problemas,
excluyó del estudio los datos de la muestra más alejados de la media.
Caso de Argentina
Los costes de operación y mantenimiento se calcularon en base a un porcentaje del coste
de capital (costo incremental promedio anualizado) según nivel de tensión, oscilando
entre 1,3% y 8,0% para distribución en BT.
El regulador revisó los costes de operación y mantenimiento, tanto los históricos como
los futuros presupuestados, y eliminó los costes que consideró como innecesario o
excesivos. Se estableció un factor de eficiencia de X=1%, que era el máximo permitido
en la concesión de los contratos de privatización.
Caso de Holanda
104
Inicialmente se produjo un intento fallido de aplicar un procedimiento basándose en
ejercicios de benchmarking internacionales. Debido a las dificultades encontradas para
realizarlo correctamente se consideró apropiado establecer un factor de eficiencia X del
2,6%. El enfoque usado por el regulador en la fijación de precios para las distribuidoras
en el período 2001 – 2004, está basado en un estudio según metodología DEA, que
proporcionó factores de eficiencia diferentes para cada compañía.
Sin embargo en febrero de 2002, una distribuidora y comercializadora llamada RENDO,
ganó en un juicio, que los factores de eficiencia deberían ser iguales para aquellas
compañías que comercializasen. En octubre de ese mismo año, un caso similar se dio
para las distribuidoras. Esto hizo que las tarifas en 2003 se congelasen, y que se apruebe
un procedimiento en el Parlamento para permitir el establecimiento de diferentes
factores de eficiencia a cada compañía.
Caso de Inglaterra y Gales
No ha existido un procedimiento claramente establecido para determinar los costes de
operación. Se realizó un proceso en tres etapas: identificación de costes para cada
compañía, patrón de costes por benchmarking y análisis de regresión (costes
proporcionados ajustados frente a variables de salida: Kwh. distribuido, número de
consumidores, y Kw. de capacidad instalados).
Se realizan dos ejercicios para fijar la eficiencia de las compañías reguladas:
§ Análisis de regresión de costes de los negocios de distribución frente a una
combinación variable en función del número de clientes, energía unitaria distribuida
por consumidor y longitud de las líneas por consumidor.
§ Estudio de eficiencia de procesos realizado por consultores.
Para el período 1996 – 2000 se estableció un factor de eficiencia del X=2%.
Posteriormente en la próxima revisión tarifaria 95/96 – 99/00 se fijó en el 3%.
Caso de Colombia
105
Se toma un valor de coste unitario de administración, operación y mantenimiento de
líneas y transformadores. Los costes de las líneas se toman a partir de los costes de
reposición, afectados por una fracción máxima asociada a este coste, según el nivel de
tensión de los activos. Estos factores se han obtenido mediante un análisis DEA. En el
caso de activos en zonas de contaminación salina, se aplica un porcentaje adicional de
0,5%. Para los transformadores no se aplican estos factores, sólo los costes unitarios.
Para determinar el factor X de productividad en las actividades de distribución y
comercialización de energía eléctrica, el regulador contrató a un asesor externo. La
aplicación de este modelo, para el caso de la distribución de energía eléctrica, el rango
de productividades fue de 0,85% a 1,87%. Como este factor debe ser repartido entre la
empresa y el consumidor, el factor X estaría entre 0,42% y 0,93%.
La aplicación de dos ejercicios adicionales estableció un factor de productividad de
0,85%, fijándose por lo tanto un factor de productividad de 0,42%.
En general existen diferentes metodologías para determinar el cálculo de eficiencia de
todas las operaciones de una compañía, o al menos las más importantes (sin analizar la
eficiencia de un proceso individualmente). Algunos de ellas son métodos paramétricos,
porque involucran la estimación de los parámetros de las ecuaciones usando métodos
estadísticos. El método DEA usa técnicas de programación lineal para “envolver” datos
en muestras que relacionan las entradas al modelo con la salida. Calcula una eficiencia
entre 0 y 1 comparando el nivel de recursos requeridos por una compañía para obtener
un conjunto de productos con las compañías que usan las mejores prácticas (obtienen
puntuación 1) y que se encuentran en la frontera de eficiencia. De igual forma el método
COLS también realiza comparaciones con un coste frontera. Por último la técnica de
Análisis de factor de productividad total se usa generalmente para medir los cambios en
la eficiencia a lo largo del tiempo, y se obtiene midiendo el cambio a lo largo del tiempo
de los índices de cantidades de entradas y salidas en el modelo.
§ Modelo econométrico:
Estima el coste medio eficiente usando análisis de regresión del conjunto de datos de
las características de una serie de compañías distribuidoras para desarrollar una
106
ecuación que represente la función de costes medios efic ientes de la compañía. El coste
actual de la compañía es comparado con su coste esperado de la ecuación para
determinar si está por encima o por debajo del coste medio previsto. Las principales
desventajas que tiene esta técnica son que es necesario asumir una función de costes
teórica y requiere más datos que algunos otros métodos.
§ COLS (Corrected Ordinary Squares):
Es una forma de modelo de costes econométrico que expresa la eficiencia relativa a una
frontera óptima. Se estima una función de coste, modificándola para que la función pase
obligatoriamente por la unidad aparentemente más eficiente, y las valoraciones de
eficiencia se calculan tomando el ratio del coste eficiente dado por esta función de coste
modificada y el coste actual. Este método presenta las mismas desventajas que el
anterior.
§ SFA (Stochastic Frontier Analysis):
Estima el coste de frontera, intentando separar los resultados residuales de la regresión
en dos componentes (componente aleatorio del error y componente de eficiencia). De
igual forma comparte las mismas desventajas que los anteriores, al ser igualmente un
método econométrico. Aunque el intento de separar estos “ruidos” de lo que realmente
es eficiencia es conceptualmente muy deseable, hay que contabilizar los costes de
asumir una función de distribución particular, así como el requisito de muchos más
datos.
§ DEA (Data Envelopment Analysis):
Data Envelopment Analysis es una poderosa herramienta, desarrollada por Charnes,
Cooper y Rhodes, que permite comparar la gestión relativa de un grupo de unidades de
producción de bienes y/o servicios que utilizan el mismo tipo de recursos (entradas)
para producir un mismo grupo de productos (salidas) [PAL, 2000]. Se trata de una
ampliación de un análisis sencillo que toma parámetros de entradas y salidas.
107
La metodología identifica fronteras eficientes y permite hallar indicadores de gestión
relativa para cada unidad con relación a aquellas que están en la frontera eficiente.
Además permite identificar y cuantificar las ineficiencias con relación a los recursos de
entrada y los productos de salidas dando así pautas para el mejoramiento de las distintas
unidades analizadas.
Esta metodología, basada en Programación Lineal, ha tenido un auge tremendo tanto en
el sector público como en el privado en una multitud de aplicaciones relacionadas con
competitividad, productividad y eficiencia en una inmensa diversidad de campos de la
ingeniería, de la administración y de la economía, tanto en el sector privado como en el
público.
Esta metodología no es de carácter paramétrico y a diferencia de metodologías basadas
en técnicas econométricas no hace supuestos acerca de la relación funcional que
relaciona entradas o variables independientes con salidas o variables dependientes ni
asume que todas las observaciones definen la frontera eficiente, supuesto que está
implícito en la mayoría de los modelos econométricos.
Es, en esencia un método poco arbitrario, que ponderando el peso de un número de
indicadores, obtiene una medida sencilla de la eficiencia como salida. Usa
programación lineal para calcular (ya no es sólo una estimación) una frontera de
eficiencia correspondiente al mejor grupo de compañías que envuelve al resto que son
menos eficientes. Esta frontera es considerada como un patrón contra el cua l son
comparadas las actuaciones de las otras empresas que no se encuentran en la frontera.
El método DEA maximiza el cociente da la ‘salida virtual’ entre ‘entrada virtual’ donde
entrada y salida virtuales pueden ser diferentes para cada unidad sobre la que se mide la
eficiencia, y se calculan como la sumatoria de todos los valores del arreglo de variables
de entrada / salida ponderados por sus pesos virtuales. Estos pesos virtuales son
determinados por el modelo con base en los datos y no son fijados previamente.
En todo caso, el método presenta algunas limitaciones que es necesario tener en cuenta
a la hora de interpretar los resultados obtenidos en el análisis:
108
§ Corresponde a un método determinista, más que estadístico.
§ Los resultados de eficiencia son sensibles a la elección de los parámetros de entrada
y salida, no existiendo un consenso universal en su elección.
§ Cuantas más variables se incluyen en el modelo, más aumenta el número de
compañías que se localizan en la frontera eficiente (algunas simplemente porque no
se comparan con ninguna otra), por lo que puede aumentar el nivel de eficiencia en
general.
§ Si se basa en características físicas, se considera en las entradas al modelo
cantidades, pero no los costes incurridos, lo cual tiene gran importancia en este tipo
de negocios.
§ Si no se valora apropiadamente las variables de salida, se puede exagerar en la
importancia de alguna de ellas.
§ Se puede presentar un problema de dimensionalidad. Un número elevado de
variables tanto de entrada como de salida frente al número de unidades sobre la que
se mide la eficiencia afecta la caracterización de eficiencia porque reduce el grado
de libertad.
§ La mayoría de los modelos empleados no consideran errores (ruido) en los datos.
De igual forma presenta ventajas importantes:
§ Habilidad de considerar explícitamente el uso de múltiples recursos para proveer
múltiples servicios al hacer comparaciones.
§ Evaluación frente a desempeño eficiente y no a desempeño promedio.
§ Estimaciones de eficiencia relativa más precisas, debido a que es un método de
frontera.
§ Permite determinar la cantidad de recursos que usa en exceso cada una de las
unidades caracterizadas como menos productivas así como también las deficiencias
en sus productos o salidas.
§ Permite determinar el grupo específico de unidades con niveles de práctica óptima y
mayor productividad que sea más similar a cada unidad caracterizada como menos
productiva.
§ Los indicadores estimados con DEA no sufren de imprecisiones debido a la
presencia de multicolinealidad o correlación entre las variables explicativas.
109
3.6. Cálculo de capex futuro.
El Capex (capital expenditures: gastos de capital) es un componente crítico en un
negocio como la Distribución, que es intensivo en capital, tanto en el componente por la
amortización del activo, como a través de la necesidad de generar suficientes fondos
para asegurar la seguridad del sistema, a través de las nuevas inversiones que hagan
frente al crecimiento de la demanda.
En algunos casos, este capex ha sido “olvidado” por los diferentes Reguladores si lo
comparamos con los esfuerzos realizados para establecer los costes operativos (Opex)
durante las diferentes revisión de precios.
El Capex en el transporte puede ser diferenciado en:
§ Nuevas conexiones de usuarios: concedidas mediante competencia o bien con cargo
a los usuarios, que pueden proporcionar el equipamiento por sí mismos, o bien a
través de la compañía de red.
§ Nuevas instalaciones de red: se pueden proporcionar con algún procedimiento que
establezca competencia en construcción, producción y mantenimiento, o bien
proporcionado por la compañía de red, como parte de un acuerdo programado de
inversión de capital.
§ Capex de menor importancia: mejoras de instrumentación, compensadores de
reactiva, FACTS... que permiten mejorar la capacidad de la red, pueden adjudicarse
como parte de acuerdo programado o mediante un incentivo para reducir el coste de
operación del sistema.
§ Renovación de capex: bien por trabajos debidos al fin de la vida técnica o
económica o por incremento de capacidad de la red.
El Capex correspondiente al negocio de distribución resulta más sencillo, al
considerarse dos aspectos:
§ Conexión de nuevos usuarios y refuerzos de red (ambos relacionados con el
consumo).
110
§ Gastos de sustitución de activos, investigación, mejoras medioambientales y
mejoras en la calidad de servicio.
El regulador puede realizar dos enfoques diferenciados:
§ Fijar el capex suficiente para permitir a una compañía encontrar su calidad de
suministro objetivo, mantener la seguridad del sistema e integridad de los activos,
teniendo en cuenta futuras demandas en el sector.
§ Dar incentivos a las compañías para alcanzar esos compromisos tan eficientemente
como sea posible.
Las características reguladoras presentadas por el capex futuro en transporte y
distribución difieren dependiendo de la base reguladora que haya sido adoptada, al igual
del enfoque adoptado en cada país. La regulación del capex ha sido un asunto algo
confuso en varios países. Por un lado hay que asegurar que exista un incentivo a invertir
(y no invertir menos de lo necesario), y teóricamente la propuesta regulatoria no debería
estar abierta al juego regulatorio de los propietarios de la red, que pueden tener interés
(al menos a corto plazo) para aumentar el pronóstico de capex futuro necesario. Por otro
lado, es necesario permitir una rentabilidad que sea adecuada para crear un incentivo a
la inversión en el futuro.
Los enfoques adoptados para determinar el capex futuro muestran tres problemas
fundamentales:
§ El ‘price control’ está basado en un modelo financiero a futuro que requiere una
previsión de flujos de caja. Una vez fijado, la compañía tiene un incentivo (bajo el
‘price control’) para reducir el actual capex estimado.
§ El incentivo a una compañía para invertir en capex reduce los costes de operación.
§ Riesgo a largo plazo de las menores inversiones.
Hay diferentes herramientas usadas para regular el capex futuro de forma más eficiente:
111
§ Mecanismos para corregir menores gastos de capital reales que los previstos
inicialmente, durante el propio período tarifario.
§ Reducciones de precio al comienzo del próximo período de control para reflejar las
inversiones menores de las previstas del período anterior.
§ Imponer cumplimientos de ciertos objetivos en las compañías.
§ Énfasis en seguimiento de los informes anuales de inversión en actividad.
En cualquier caso, después de mucho tiempo, esfuerzo y recursos empleados por los
diferentes reguladores en el capex futuro, hay problemas inherentes en el proceso de
fijación:
§ El problema permanente del juego regulatorio.
§ La información asimétrica entre regulador y compañías reguladas.
§ La interminable elección entre opex y capex.
3.7. El equilibrio entre el capex y opex.
Opex y capex se encuentran relacionados, y permiten a las compañías distribuidoras
variar las políticas contables para asegurar un tratamiento óptimo de costes durante el
proceso de revisión de precios. Existen incentivos para capitalizar gastos, para que sean
añadidos a la base reguladora de activos. De esta forma los costes de operación son más
bajos que lo que deberían haber sido, potenciando una gestión eficiente de reducción de
los costes de operación, que en realidad resulta artificial.
Los reguladores poco a poco están tomando conciencia de este problema, y están
tomando algunas medidas para limitar esta práctica. En principio, el enfoque DEA (caso
de Holanda) para calcular los costes operativos totales, incorpora el incentivo para
mantener un equilibrio adecuado entre opex y capex. Aunque los reguladores están en la
actualidad implementando estas medidas, es muy pronto para valorar los trabajos
desarrollados.
3.8. Calidad de servicio: incentivos y penalizaciones.
112
La calidad de servicio es uno de los aspectos más importantes a definir desde el punto
de vista del regulador.
La introducción de un régimen regulatorio de precios basados en incentivos, ha
implicado que se preste más atención si cabe, a la calidad de servicio, ya que el interés
natural de las compañías distribuidoras es incrementar los beneficios, y esto puede
llevar consigo una reducción de la calidad de servicio.
Caso de Estados Unidos
Todos los esquemas de retribución de las diferentes jurisdicciones para las
distribuidoras tienen formas de penalización por calidad de servicio del consumidor por
incumplimiento del objetivo fijado y dos distribuidoras (en California) incorporan
incentivos por alcanzar grados superiores al objetivo. No existe un procedimiento único
para todo el país.
Caso de Nueva Zelanda
Las distribuidoras publican el máximo número de faltas por 100 Km. de líneas en los
distintos niveles de tensión, diferenciado las faltas que se hayan planificado y las
imprevistas. También se hacen públicos el índice de duración de interrupción medio del
sistema (SAIDI), el índice de frecuencia de interrupción medio del sis tema (SAIFI) y el
índice de duración de interrupción medio del consumidor (CAIDI). No existen
incentivos o penalizaciones financieras asociadas a la calidad de servicio.
Caso de Noruega
En el 2001 es implantado un esquema para fijar los objetivos de calidad de suministro,
incluyendo una penalización de ingresos por la energía no suministrada. El esquema
tiene en cuenta todos los incidentes (planificados o imprevistos) en la red con tensión
superior a 1kV, con interrupciones superiores a 3 minutos, aplicando una herramienta de
información de interrupción de suministros y faltas (FASIT) desde 1995.
113
Los costes de interrupción son calculados para cada compañía anualmente, basándose
en estimaciones de costes de energía no suministrada y de interrupción medios para
cada categoría de consumidor. Si las faltas de la compañía de distribución son debidas a
fallos en las redes de transporte, la compañía distribuidora es penalizada inicialmente,
pero posteriormente se hace cargo del pago el transportista.
Se usa un modelo de regresión para calcular el nivel esperado de energía no
suministrada para cada compañía y como consecuencia el coste de interrupción. Cada
ajuste de la compañía tiene en cuenta las características de la climatología y topografía
de su red, así como la notificación de las interrupciones.
Al final de cada año se calcula la diferencia entre el coste de interrupción esperado en el
modelo y el real. Si la diferencia es positiva (calidad de suministro mejor de la
esperada) se añade a los ingresos reconocidos para la compañía en el siguiente año. En
caso contrario, son restados.
Caso de Argentina
Transporte: Se tienen penalizaciones por la indisponibilidad de líneas y otros equipos,
sin tener en cuenta las causas de los fallos. La penalización se valora como el pago
horario que se recibe por equipo en cuestión por un factor de penalización (según el
fallo sea programado o no) y por el número de horas fuera de servicio.
Distribución: Los acuerdos de concesión en la privatización definieron los niveles de
calidad de suministro para los próximos cinco años, modificándose en cada revisión de
tarifas. Existen penalizaciones por seguridad de suministro, medida por la frecuencia de
interrupciones y duración. Esta calidad se mide en tres dimensiones calidad de producto
técnico, calidad de servicio y calidad comercial. Se definen estándares para diferentes
tipos de consumidores para interrupciones superiores a tres minutos.
En los aspectos de calidad del producto técnico sujetos a control, figuran las
perturbaciones y el nivel de tensión. La distribuidora fijará los límites para sus propios
equipos y los de los usuarios, compatibles con valores internacionales reconocidos. A su
vez, las distribuidoras deberán controlar a los grandes usuarios a través de límites de
114
emisión fijados por contrato, pudiendo penalizarlos en casos de excesos, hasta llegar a
la interrupción del suministro. En ambos casos, se necesita contar con la aprobación del
Regulador (ENRE).
Las variaciones excesivas en los niveles de tensión de referencia establecidos por el
ENRE devengan penalizaciones basadas en la valorización de esta energía suministrada
en malas condiciones de calidad.
En lo referido a la calidad del servicio técnico, el mismo se evalúa en base a la
frecuencia de interrupciones en el suministro y a la duración total de la interrupción. El
grado de cumplimiento de los indicadores de frecuencia de interrupción y tiempo total
de interrupción de cada usuario comenzaron a medirse desde índices globales hasta la
medición de índices específicos por suministro. También se generan penalizaciones sino
se cumplieran los mínimos establecidos.
En cuanto a la calidad del servicio desde el punto de vista comercial, se mide teniendo
en cuenta el plazo empleado por el concesionario para dar respuesta a las solicitudes de
conexión de servicio, los errores en la facturación y la frecuencia de facturación
estimada.
Este sistema de penalizaciones da incentivos para que el distribuidor expanda y
mantenga en condiciones el sistema hasta el punto donde el coste marginal de expansión
y mantenimiento iguale al coste marginal de las penalizaciones. Por penalizaciones se
entiende no sólo los cargos explícitos cobrados por el Estado, sino también el coste de
los ingresos no percibidos provenientes de los nuevos usuarios. De este modo, se exime
al gobierno de discutir y controlar los planes de inversión y de estructura general de
costes de la compañía.
Caso de Inglaterra y Gales
Se definen penalizaciones por garantía de suministro en función de:
115
§ Seguridad de suministro: número de interrupciones del año pasado superior a tres
minutos por 100 consumidores y número medio de minutos interrumpidos por
consumidor.
§ Disponibilidad de suministro.
§ Número máximo de interrupciones por año sufridas por 99% consumidores.
§ Porcentaje de interrupciones de suministro restablecidas entre 3 y 24 horas.
§ 90 % de llamadas telefónicas contestadas en 15 segundos.
Caso de Australia
Se establecen tres niveles de ingresos por tres niveles de servicio: base, consumidor y
premium.
Se consideraron los siguientes aspectos (según el servicio contratado) para incorporar a
la regulación de la calidad de servicio:
§ Satisfacción del consumidor: satisfacción general de consumidores teniendo en
cuenta aspectos físicos de la red en suministro de electricidad.
§ Fiabilidad de suministro: cómo reduce la compañía el número de minutos sin
suministro por año, en comparación con nivel de benchmarking.
§ Calidad de suministro (Premium): cómo reduce las caídas de tensión comparadas
con nivel de bechmarking.
§ Medio ambiente (Premium).
Caso de Colombia
La calidad de suministro en Colombia se regula en:
Calidad de onda: frecuencia y tensión, armónicos en las ondas de tensión, flicker, factor
de potencia y transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de tensión.
Calidad de servicio: se tiene en cuenta tanto el número como la duración de
interrupciones, en el caso de que no se encuentren programadas o sobrepasen los
máximos permitidos (inicialmente 3 minutos, a partir del tercer año 1 minuto). En ese
116
caso se establecen penalizaciones o compensaciones a los clientes, por el valor de la
demanda promedio y valorada al coste regulado de la energía no suministrada.
3.9. Incentivo de Pérdidas
La importancia de las pérdidas varía significativamente según la geografía de cada país.
Así, las pérdidas de transporte oscilan desde el 1,5% de Inglaterra y Gales hasta el 10%
en Australia. Lo mismo ocurre en el caso de la distribución, con el agravante de las
importantes diferencias entre las zonas rurales y urbanas.
En general hay dos esquemas posibles para el tratamiento de pérdidas:
§ Empresa con actividades integradas de distribución y comercialización: la empresa
que distribuye también compra la energía en el mercado mayorista de generación, y
posteriormente la vende a sus clientes finales. Tiene un incentivo natural para
disminuir sus pérdidas, con objeto de incrementar su resultado operativo, ya que
implicaría disminuir sus compras.
§ Empresa que únicamente realiza el servicio de red: los clientes pagan un nivel
estándar de pérdidas, mientras que la distribuidora liquida las pérdidas reales en el
mercado mayorista.
3.10. Conclusiones que se extraen de la experiencia
§ Algunas de las metodologías empleadas han llegado a ser muy complicadas e
intrusivas en la propia gestión de las empresas.
§ Hay reguladores que necesitan aumentar su papel, debido a que las metodologías
que han aplicado son defectuosas y todavía confían mucho en reacciones instintivas
a la hora de resolver los problemas.
§ Es importante estandarizar la contabilidad de las compañías distribuidoras cuando se
las comparan en cualquier procedimiento regulatorio.
117
§ Los procedimientos adoptados para la revisión de precios (al final de cada período
regulatorio) son algunas veces poco estrictos y varían significativamente entre las
diferentes jurisdicciones sin existir razones obvias.
§ El procedimiento de benchmarking para la obtención de la eficiencia objetivo puede
ser muy valioso, pero debería ser tomado con cuidado y no aplicarse de manera
mecánica.
§ Es importante contabilizar que las decisiones tomadas por los reguladores y gerentes
de las empresas, muchas veces sólo tienen en cuenta las consecuencias a corto
plazo.
§ Es imprescindible que los controles realizados por el regulador para reducir costes,
vayan acompañados de incentivos y penalizaciones por calidad de servicio.
§ Hay todavía algunos problemas de dificultad técnica en la regulación basada en
incentivos por resolver.
§ Existe un consenso creciente entre reguladores sobre cómo enfocar la regulación de
algunos de los aspectos, como el uso del método CAPM para calcular el wacc como
tasa de retribución.
118
4. PROPUESTA DE RETRIBUCIÓN PARA LA ACTIVIDAD DE
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
4.1. Aspectos previos a considerar
La retribución reconocida a la actividad de distribución de energía eléctrica debe ser
regulada correctamente, ya que los ingresos obtenidos en el caso de existir un
monopolio no regulado pueden resultar excesivos y adicionalmente la distribución
puede influir significativamente en la gestión de las actividades de generación y
comercialización que se encuentran plenamente liberalizadas.
Si el regulador dispusiese de toda la información sobre los costes reales de la empresa,
podría fijar, con mayor facilidad, la retribución adecuada como monopolio natural
regulado de las empresas distribuidoras. En muchos casos no se da este caso, por lo que,
como se ha comentado anteriormente, se suelen aplicar dos tipos de enfoques:
§ Regulación por coste de servicio.
§ Regulación por incentivos.
La regulación por coste de servicio, se basa en asegurar una remuneración a la empresa
distribuidora que le permita recuperar los costes incurridos y le proporcione una
rentabilidad por sus inversiones. Este enfoque presenta un inconveniente fundamental,
ya que no proporciona incentivos de eficiencia técnica de costes, pero da una señal para
incurrir en gastos, aunque los proyectos de inversión puede que no sean necesarios para
la actividad de distribución.
El segundo enfoque proporciona incentivos a la empresa regulada para que sea eficiente
técnica y económicamente en sus costes. Dentro de las distintas formulaciones
(comentadas anteriormente) se encuentra el esquema limitación de ingresos o Revenue
Cap. Esta regulación reconoce unos ingresos a la empresa durante un cierto período de
tiempo (típicamente 4 ó 5 años) a partir de la retribución de año de partida, actualizada
según el IPC menos un factor de eficiencia X. Pasado el tiempo definido, se vuelven a
actualizar las variables que definen los ingresos de cada distribuidora.
119
Con este esquema se tienen incentivos para que se reduzcan los costes de las empresas
distribuidoras, más allá de la evolución establecida en el período, siempre y cuando lo
hagan en un porcentaje superior al factor de eficiencia X.
Sin embargo, este esquema retributivo también presenta algunos inconvenientes al
ponerlo en práctica (similares en todos los países donde se ha introducido como se ha
comentado en el apartado anterior):
§ Es difícil determinar la base reguladora de activos eficientes
§ Es complicado determinar el factor de eficiencia X para cada empresa
§ Las inversiones por las que son retribuidas las empresas pueden ser realizadas
exclusivamente en ciertos momentos del período estipulado.
§ La calidad de servicio puede verse afectada por la tendencia natural de las empresas
de maximizar sus beneficios.
Como se ha comentado anteriormente, el esquema de retribución escogido debe
asegurar una rentabilidad adecuada al negocio de distribución, para que la empresa
distribuidora no tenga dificultades en acudir a los mercados de capital, y por otro lado
debe ser lo más eficiente posible, entendiendo como tal que el coste de los activos sean
lo menor posible (eficiencia económica) pero también en la instalación óptima de redes
(eficiencia técnica).
Asegurar la rentabilidad adecuada está asociado con el esquema retributivo de coste de
servicio, mientras que la eficiencia está más próxima a un esquema de “Revenue Cap”.
Aunque en un principio estas características no son incompatibles, está claro que
potenciar una de ellas significa debilitar la otra. Este aspecto será clave en el
establecimiento de la retribución inicial. De todas formas se pueden establecer fórmulas
mixtas que aseguren un equilibrio aceptable.
En cualquier caso la metodología adoptada deberá ser transparente y explícita en el
cálculo de cada variable utilizada. Con el fin de asegurar un equilibrio aceptable de
rentabilidad y eficiencia es lógico que se permitan ciertos procedimientos subjetivos
para determinar la retribución inicial, al igual que con la validación de la eficiencia de
120
las inversiones futuras necesarias para atender el incremento de actividad previsto en el
período regulado. Se deben incluir los desvíos en la retribución que se produzcan
debido a los errores en la previsión de los parámetros, con objeto de recuperar los costes
incurridos de manera eficiente.
Sin embargo será necesario incorporar un término de incentivos o penalizaciones por
proporcionar índices de calidad superiores o inferiores a los objetivos, que se deberán
establecer se acuerdo a la retribución fijada.
4.2. Cálculo de la retribución inicial
Una de las dificultades principales a la hora de establecer el nuevo esquema retributivo,
es sin duda la determinación de la retribución inicial. Una posible propuesta (sin duda la
más sencilla) sería partir de la retribución actual que tienen reconocidas las empresas
distribuidoras. Ahora bien, en el primer apartado, ha quedado claro que la retribución
actual de las empresas distribuidoras no parece la correcta. Como se ha comentado, la
retribución total no se ha ajustado a los crecimientos de la demanda en los últimos años,
y la cuota retributiva de las empresas no se encuentran compensadas.
Todo es debido a que las decisiones no se han tomado en algunos casos basándose en
fundamentos técnicos, sino que tienen su origen en el juego regulatorio.
La consecuencia de la aplicación de este modelo durante cinco años ha traído consigo el
debilitamiento económico y financiero de las empresas distribuidoras (algunas en mayor
medida), por lo que resulta fundamental, en esta primera etapa primar la viabilidad
económica del negocio. Casi todas las experiencias internacionales consultadas, han
establecido esquemas retributivos por incentivos de la distribución de electricidad,
partiendo de un esquema retributivo anterior próximo al coste de servicio. Por tanto, es
aconsejable una orientación hacia una retribución por coste de servicio, en esta primera
etapa, corrigiendo de esta forma el error de emplear la metodología adoptada desde
1998.
Determinación de activos
121
Para determinar los activos que se tendrán en cuenta en la retribución inicial, se
diferenciará entre los activos en tres categorías, según niveles de tensión:
a) Tensión funcionamiento = 36 kV, despachos de maniobra y telecontrol.
b) 1kV = Tensión funcionamiento < 36 kV
c) Tensión funcionamiento < 1kV
Para cuantificar los activos a retribuir con tensión de funcionamiento > 1 kV y los
despachos de maniobra y telecontrol (esto son las categorías a y b) se partirá del
inventario físico, que en el momento actual se conoce casi en su totalidad, gracias a las
coordenadas georreferenciadas.
En cambio, las redes de baja tensión (categoría c) no están inventariadas y es
prácticamente inviable que puedan ser auditadas, con lo que sería necesaria otra
alternativa para contabilizar dichos activos.
Para ello se puede utilizar como herramienta un modelo de planificación para
determinar la red óptima de referencia. Con el fin de no volver a caer en errores del
pasado, este nuevo modelo debería cumplir como requisitos que partiese del mercado
real existente, tomando las coordenadas georreferenciadas de centros de transformación
y de subestaciones. Se deben utilizar los criterios de planificación de manera
transparente, y deben ser consensuados, diferenciando claramente entre zonas rurales y
urbanas. Para planificar las redes urbanas resulta imprescindible partir igualmente del
callejero existente. Por último, los resultados obtenidos deberán ser comparados con la
realidad, para comprobar el grado de ajuste de los criterios de planificación.
Costes de Capital
Los costes de capital invertido se calcularán para cada categoría de activos:
ónAmortizaci n Retribució Tasa NetoValor Invertido Capital Coste +×=
ónAmortizaci de Fondo - BrutoValor NetoValor =
122
Residual ÚtilVidaNetoValor
ón Amortizaci =
Para obtener el valor bruto de este coste de capital, se valorarán los activos a “coste de
reposición”. Para ello, se pueden aprovechar los costes auditados en 1997 por una
empresa auditora externa (Arthur Andersen), actualizados al año en curso mediante los
IPC reales de los años pasados y un factor que recoja una estimación de la variación de
los precios de los materiales empleados diferente al IPC.
La introducción de estos costes estándares sirve de incentivo de eficiencia económica.
Esta es la misma forma de introducción de eficiencia usada en el esquema anterior del
Marco Legal Estable. Una vez establecida este coste estándar para cada activo, la
compañía distribuidora tendrá que situar sus costes reales por debajo de los mismos.
Para los activos de tensión > de 36 kV y los despachos de maniobra y telecontrol, al
estar auditados y conocer la fecha de puesta en servicio, así como la vida útil
estandarizada de las instalaciones, no existe ningún problema para calcular su valor neto
y amortización anual.
Al no disponer de los datos individualizados por tipo de las instalaciones de tensión
menor de 36 kV, es necesario realizar ciertos supuestos para calcular el valor neto y la
amortización. Para ello se tomará, a partir del valor contable de libros de cada empresa
distribuidora, la vida útil residual del total de sus activos y una amortización media, que
se asumirá como la propia de estos activos.
Como en la casi totalidad de las metodologías de retribución anteriormente descritas se
propone aplicar como tasa de retribución del capital, sobre el valor neto de los activos,
la wacc nominal (el coste de capital no se actualizará con el IPC) y por lo tanto no es
necesario usar la real, modificada para considerarla antes de impuestos, con el fin de no
tener que retribuirlos explícitamente, tal y como se ha comentado anteriormente.
Esta tasa de retribución será única para todo el sector. Se usará el bono del tesoro a 10
años como tasa libre de riesgo, el método CAPM para determinar la prima de riesgo de
los recursos propios y se supondrá una tasa impositiva de 35%. La tasa impositiva real
123
que tienen las empresas distribuidoras no es exactamente este valor, pero no se
producirán resultados muy diferentes si se realiza una primera aproximación en este
valor.
Para calcular el tipo de interés de los recursos ajenos, así como el porcentaje de recursos
propios y ajenos empleados, se puede utilizar la metodología empleada por la Comisión
del Mercado de las Telecomunicaciones de España al usar el valor medio de los tres
años anteriores. Esta comisión denomina a la wacc “antes de impuestos” como Tasa de
retorno sobre activos (ROA).
Costes de Operación y Mantenimiento
Los costes de operación y mantenimiento deben incluir la operación de la red
(despachos de maniobra y brigadas de operación), mantenimiento preventivo y
correctivo de los activos, servicios técnicos (planificación de redes, asistencia de los
clientes, calidad de onda, protección, normalización…) y estructura (gastos de
administración, oficinas, almacenes…)4
Para los activos determinados como se ha descrito anteriormente, se calculan los costes
de operación y mantenimiento. De nuevo se puede partir de los costes auditados en
1998 para determinar los costes unitarios de operación y mantenimiento. En este caso se
deben actualizar anualmente con el X - IPC , estimando este factor de eficiencia medio
del sector en el período 1998 – 2003 para ajustar los ingresos obtenidos y costes
acometidos a nivel sectorial durante ese tiempo. A estos costes se le deben añadir los
costes de estructura que son fácilmente justificables ante el regulador.
Tributos y otros costes
Existen otros costes que deben acometer las empresas distribuidoras sobre los que no
tienen capacidad de gestión. Se trata de un conjunto de impuestos municipales, el
principal la tasa municipal, pero existen otros como el impuesto sobre bienes inmuebles,
4 Se puede ver una descripción de estos costes en la tesis de Master de UPCO de Álvaro Ryan Murua [RYAN, 2002]
124
las cuotas de las cámaras de comercio, el impuesto de actividades económicas y otras
tasas de índole local [BOE, 1998b].
En la actualidad la tasa municipal es un tributo al que tienen que hacer frente las
empresas distribuidoras y que sirve para compensar por el aprovechamiento especial del
dominio público local constituido en el suelo, subsuelo o vuelo de las vías públicas
municipales. En la actualidad los precios públicos por la prestación de estos servicios
están fijados en el uno y medio por ciento (1,5%) de los ingresos brutos procedentes de
la facturación que obtengan anualmente las empresas distribuidoras en cada término
municipal.
El montante total de todos estos costes supone alrededor del 8% de la retribución actual
de las empresas distribuidoras. Estos costes pueden estimarse con un alto grado de
exactitud a partir de los costes del año anterior, por lo que no existen grandes problemas
para reconocerlos.
4.3. Actualización de la retribución en el período regulatorio
Una vez establecida la retribución inicial, que vendría a corregir los errores de las
metodologías anteriormente aplicadas (ver apartado 1.4.), es necesario definir el
esquema retributivo a seguir en el período considerado.
Se propone utilizar un esquema de retribución Revenue Cap Individualizado, con una
aplicación durante un período de tiempo de 5 años, similar al tiempo tomado en las
experiencias internacionales.
La retribución inicial propuesta anteriormente, potencia principalmente la eficiencia
económica por el uso de los costes estándares para determinar los costes de capital y de
operación y mantenimiento en cualquier nivel de tensión, y en menor medida, la
eficiencia técnica, al determinar los activos eficientes de baja tensión mediante el
modelo de red de referencia descrito anteriormente.
Es necesario por lo tanto enfocar la evolución de la retribución, teniendo en
consideración en mayor medida esta eficiencia técnica.
125
El esquema propuesto sería (con revisión anual de la retribución de cada empresa):
( ) ii1nn,
in
in
i1n
i1n
i1n
in
in1n D P Q Y Trib X-IPC1CO CCap R −++++ ++++++×+=
Siendo:
§ i = empresa a retribuir
§ n = año del período a retribuir
§ Rn+1i = Retribución reconocida a la empresa i en el año n+1
§ CCapni = Costes de capital de los activos reconocidos a la empresa i en el año n
§ COni = Costes operación y mantenimiento reconocidos a la empresa i en el año n
§ IPCn+1 = Índice de precios al consumo previsto para el período n+1
§ Xi = Factor de eficiencia fijado para la empresa i para el período regulatorio
§ Tribn+1i = Tributos y otros costes esperados para la empresa i en el año n+1
§ Yn+1i = retribución reconocida por incremento de la actividad a la empresa i para el
año n+1
§ Qni = Incentivo o penalización por calidad zonal para la empresa i debida al año n
§ Pni = Incentivo a la reducción de pérdidas
§ Dn, n-1i = Término de ajuste por desvíos de parámetros fijados en ejercicio anterior
Costes de capital de los activos reconocidos a la empresa i en el año n
Para determinar la retribución en el año n+1, es necesario calcular el valor definitivo del
coste de capital de los activos reconocidos para la retribución del año n. Es decir hay
que contabilizar los nuevos activos que iban a entrar en servicio en el año n, y volver a
calcular los valores brutos y netos, así como la amortización de ese año, ya que se han
modificado los activos reconocidos.
ónAmortizaci n Retribució Tasa NetoValor Invertido Capital Coste +×=
ónAmortizaci de Fondo - BrutoValor NetoValor =
126
Residual ÚtilVidaNetoValor
ón Amortizaci =
De igual forma, cada año es necesario volver a calcular la tasa de retribución (wacc)
para el nuevo ejercicio, o al menos se deben establecer nuevos cálculos cada 2 años, ya
que puede existir variación significativa en los parámetros que sirvieron para calcularla
inicialmente.
Costes operativos de los activos reconocidos a la empresa i en el año n
Los costes operativos del año n también deben actualizarse incorporando los
correspondientes a los activos reconocidos que entraron en servicio en el año n.
Factor de eficiencia Xi
Al comienzo de cada período regulatorio, es necesario calcular el factor de eficienc ia de
la empresa i, válido para todo el período.
Para determinar este factor X se puede emplear la técnica DEA como se ha hecho en
varias experiencias internacionales. Otra alternativa sería, estimar una trayectoria de
ingresos para el período de 5 años propuesto, de forma tal que el valor actualizado neto,
VAN, de los flujos de ingresos y costes sean idénticos.
Como se ha comentado anteriormente, este factor permite compartir con los usuarios las
estimaciones de las mejoras futuras de eficiencia que tendrá la empresa en la
determinación de cada uno de los apartados de costes.
Tributos y otros costes esperados para la empresa i en el año n+1
Se debe incorporar la previsión de los costes que deberá acometer la empresa i en el año
n+1 en concepto de tributos, principalmente la tasa municipal. Se puede tomar como
referencia los costes del año n, ya que en cualquier caso, existe en la metodología un
término que corrige las desviaciones sobre las previsiones.
127
Retribución reconocida por incremento de la actividad en el año n+1
En el ejercicio del año n+1, se deberán acometer una serie de inversiones para hacer
frente al crecimiento del mercado de la empresa distribuidora. El regulador debe
incorporar eficiencia técnica, para evitar de esta forma la sobre inversión.
La manera de controlar la sobre inversión debe fijarla el propio regulador, por lo que en
España nos encontramos con un problema práctico adicional ya que la CNE no tiene
medios para determinar las instalaciones eficientes necesarias en el año n+1,
clasificadas según las categorías de la determinación de la retribución inicial,
especialmente en las inversiones en baja tensión.
El regulador deberá por lo tanto reconocer los activos necesarios para proporcionar el
incremento del servicio demandado. Este proceso puede llevarse a cabo en la actualidad
con los medios existentes, en el transporte de energía eléctrica, donde se puede hacer un
seguimiento individualizado de cada inversión. Este planteamiento sencillo de incentivo
a la eficiencia podría considerarse también como el más adecuado para las redes de
tensiones superiores a 36kV y para los despachos de maniobra y telecontrol. Para ello
debe existir un consenso entre regulador y distribuidora en cuanto a las previsiones de
crecimiento de demanda y número de clientes.
De igual forma se introduce el mecanismo de incentivo a la eficiencia en la utilización
de costes estándares, tal y como se realiza en el cálculo de la retribución de partida. Los
costes estándares son los mismos que los establecidos al principio del período
regulatorio, actualizados por el IPC de cada año y un factor que recoja una estimación
de la variación de los precios de los materiales empleados diferente al IPC.
El análisis individualizado de cada inversión es inviable en tensiones inferiores a 36 kV.
Se deben utilizar herramientas que permitan evaluar el conjunto de las inversiones a
partir de datos objetivos de mercado. Es preciso usar el modelo de referencia utilizado
para la obtención de la retribución inicial, con las mismas características descritas, pero
para obtener el inmovilizado necesario para hacer frente al crecimiento del mercado
para tensiones inferiores a 36 kV (en lugar de inferiores a 1 kV). Para ello se puede
128
utilizar el modelo con la demanda existente y con los previstos en el año n+1, para
obtener por diferencia el crecimiento eficiente del inmovilizado.
Una vez definidos estos costes reconocidos, es necesario determinar los costes de
operación y mantenimiento asociados a estos activos, de la misma forma que se ha
descrito anteriormente.
Incentivo o penalización por calidad zonal para la empresa i debida al año n
La clave para poder establecer correctamente una metodología de remuneración de la
distribución basada en limitación de ingresos es introducir un término que asegure un
cierto grado de calidad de servicio. El establecimiento de una determinada retribución
para una distribuidora se debe realizar especificando el nivel de la calidad de servicio de
referencia, que se puede establecer como el que está proporcionando en la actualidad.
En caso de que la distribuidora proporcione en el ejercicio del año n, una calidad de
servicio real diferente a la de referencia, es necesario ajustar su retribución bien con un
incentivo (calidad proporcionada superior a la de referencia) o bien con una
penalización (calidad proporcionada inferior a la de referencia).
Este incentivo debe ser lineal con la mejora de la calidad con respecto al año anterior,
hasta alcanzar el nivel de calidad objetivo fijado por el regulador, que corresponde al
óptimo desde el punto de vista socioeconómico. La distribuidora no tendrá intención de
disminuir la calidad de referencia, ya que tendrá una penalización que también será
lineal.
El nivel de calidad de referencia, así como el objetivo deben actualizarse al finalizar
cada período tarifario, de forma que se tenga en cuenta la situación real y los objetivos
del regulador para cada período.
Adicionalmente la regulación de la calidad de servicio debe incluir un elemento
adicional de penalización sobre la calidad de servicio individual de cada cliente, aunque
no forme parte de la regulación de la retribución de la distribución, que se activaría
cuando sus niveles de calidad estuviesen por debajo de un determinado umbral (nivel
mínimo de calidad).
129
El objetivo de esta penalización adicional es evitar que existan bolsas de clientes con
niveles bajos de calidad de servicio y que no afecten en la retribución reconocida de la
empresa, mejorando la calidad de aquellos clientes que tienen un servicio inferior a la
media.
En caso de incorporar esta penalización adicional por calidad individual, se debe incluir
en este término de suplemento de calidad de servicio, una compensación estimada para
estas penalizaciones, que las empresas distribuidoras tendrían que pagar a los
consumidores individuales, ya que formalmente la distribuidora cumple con el nivel de
calidad de servicio de referencia medio.
Los requisitos de calidad de referencia y objetivo se deben fijar por zonas, para reflejar
las diferencias existentes entre las distintas empresas distribuidoras.
Incentivo a la reducción de pérdidas zonales
El incentivo a la reducción de las pérdidas existentes en las redes de distribución debe
definirse nuevamente desde el momento inicial.
Para determinar este incentivo se utilizan los coeficientes estándares de pérdidas,
aplicándolos sobre la energía en cliente final para cada nivel de tensión y tipo de tarifa
del consumidor, para obtener la energía acreditada a la distribuidora en barras de
central. La diferencia con la energía adquirida por la empresa en el mercado mayorista,
corresponde al incentivo por reducción de pérdidas5.
Teóricamente los coeficientes estándares recogen las pérdidas que se producen en la red
de transporte y distribución, excepto un ‘gap’ que corresponde al incentivo a reducir.
Esta diferencia entre pérdidas estándares y las reales multiplicadas por el precio medio
de la energía son asumidas por las distribuidoras como un incentivo que puede ser un
beneficio o una penalización.
5 Sin contabilizar en este procedimiento, el incentivo por desvíos.
130
El principal problema de esta metodología es que no recoge la realidad de las redes de
cada distribuidora ya que los coeficientes estándares de pérdidas son únicos para todo el
sistema (sólo diferenciados por niveles de tensión) y no recogen las características de
cada una de las redes de distribución. No tiene en cuenta la capacidad de las redes y
dispersión de las cargas.
Destaca también la diferenciación de las pérdidas reconocidas cuando los clientes se
encuentran en tarifa o en el mercado liberalizado, cuando en ambos casos se provocan
las mismas pérdidas en el sistema.
Por otra parte los coeficientes estándares incluyen también las pérdidas en la red de
transporte, cuando las distribuidoras no tienen capacidad de gestión sobre estas redes,
por lo que estas pérdidas deberían ser reconocidas en su totalidad en el incentivo de las
distribuidoras.
Desde el inicio de la liberalización, las pérdidas reales del sistema muestran una
tendencia creciente considerable, como puede verse en el gráfico a continuación. Por el
contrario la divergencia entre la evolución de pérdidas reales y las reconocidas por
estándares o las recogidas en los Expedientes de Tarifas ha aumentado
considerablemente. A continuación se presentan estos coeficientes de pérdidas
estándares y reales. Los datos de 2001 y 2002 son provisionales, pues no se dispone aún
de liquidaciones definitivas. Previsiblemente la aparición de las colas de facturación de
2001 en la liquidación definitiva, hará que disminuya el coeficiente de 2001 y aumente
el de 2002.
131
El incentivo de pérdidas sectorial ha sufrido un empeoramiento significativo desde
1998, ya que los coeficientes estándares fijados se distancian significativamente de sus
valores reales sin tener en cuenta las singularidades de las redes en cada zona de
distribución.
A nivel sectorial el coeficiente medio de pérdidas reales se sitúa alrededor del 9,6%6,
cuando las pérdidas estándares reconocidas son del orden del 8,90%. Esta diferencia ha
dejado de ser un verdadero incentivo, ya que las empresas no son capaces de alcanzar
estos valores mediante la correcta gestión de las redes.
En una primera fase, será por tanto necesario redefinir unos nuevos coeficientes de
pérdidas aplicables en la totalidad del período, que inicialmente proporcionen un
incentivo negativo de pérdidas, pero con un diferencial tal que se pueda alcanzar los
niveles de pérdidas estándares y aún más superarlos en el mismo período, mediante la
propia gestión de la empresa, de manera que no suponga un déficit económico a las
distribuidoras en la totalidad del período regulado.
Adicionalmente, como se ha comentado anteriormente, los coeficientes de pérdidas de
transporte no se ajustan a la realidad, teniendo las empresas distribuidoras que asumir la
diferencia entre las pérdidas reconocidas y las reales en las redes de transporte. En
principio se deberían reconocer las pérdidas reales en el transporte, mientras no se
disponga de ningún incentivo a reducir sus pérdidas por parte del Operador del Sistema.
Con la metodología actual, en el período 1998 – 2002 la empresa distribuidora que
básicamente ha sufrido incentivos de pérdidas negativos en todo el período ha sido
Endesa.
El resultado acumulado desde 1998 a 2002 (datos de 2001 y 2002 no definitivos)
muestra un incentivo negativo para Endesa de 5.086 GWh, equivalente 216,3 M€. Esto
6 Este dato corresponde a la tendencia de los últimos años y coincide con las pérdidas reales del sistema de los últimos años, en un año hidráulico medio. Cada 5.000 GWh de producción hidráulica adicionales suponen aumentar 0,1% las pérdidas en distribución.
132
supone casi la totalidad del sistema que tiene en ese mismo período 5.000 GWh (210,3
M€) de penalización.
1998 1999 2000 2001 2002 98 - 02Incetivo de Pérdidas (GWh)Endesa* -478 -856 -1.136 -971 -1.637 -5.078Iberdrola 277 86 0 -1.148 1.231 446Unión Fenosa 175 204 158 -464 -537 -464Hidrocantábrico 133 161 149 -93 93 443Viesgo -7 -69 -89 -189 15 -339San Fco de Asís 0 0 0TOTAL 100 -474 -918 -2.865 -835 -4.992
Incentivo de Pérdidas (M€)Endesa* -17,2 -31,7 -47,0 -40,4 -80,0 -216,3Iberdrola 9,8 3,2 0,0 -46,9 59,8 25,9Unión Fenosa 6,1 7,5 6,4 -18,7 -25,4 -24,1Hidrocantábrico 4,6 5,9 6,0 -3,7 4,4 17,2Viesgo -0,2 -2,5 -3,6 -7,4 0,7 -13,0San Fco de Asís 0,0 0,0 0,0TOTAL 3,1 -17,6 -38,2 -117,1 -40,5 -210,3
Es necesario por lo tanto una segunda fase, que permita establecer un sistema de
compensaciones de pérdidas entre las empresas distribuidoras, a partir de los
porcentajes de pérdidas reales de cada empresa, y los obtenidos por el establecimiento
de los coeficientes estándares iguales en todo el sistema nacional.
Los coeficientes establecidos deben ser iguales, tanto para los clientes liberalizados
como los regulados.
Factor de ajuste por desvíos D(n, n-1)i
Se deben considerar las desviaciones sobre los términos establecidos en la retribución
del año n, debido a la estimación de parámetros de años anteriores, o bien en la
previsión de las inversiones realizadas.
En el caso de que una empresa distribuidora hubiera recibido algún tipo de subvención
o bien ayudas a través de un fondo de ayuda al desarrollo, habría que descontar esta
cantidad en el total de la partida de coste de capital.
En caso de desvío sobre el IPC previsto, será necesario contabilizar la diferencia
existente en los costes de operación. De igual forma en caso de desvío sobre el cálculo
133
de la wacc prevista (en principio menos probable que el IPC) también será necesario
contabilizar los desvíos sobre los costes de capital.
De igual forma para el cálculo del incremento de la actividad es necesario realizar una
serie de supuestos, como crecimiento de la demanda, por lo que en caso de variación de
estos parámetros, será necesario contabilizar la diferencia en estos costes reconocidos.
Para calcular la retribución para el año n+1, es necesario contabilizar el incentivo de
pérdidas y de calidad de servicio, calculadas para el año n. Es posible que en el
momento de realizar este cálculo, no se disponga de los datos definitivos de calidad de
servicio y de pérdidas. Será por tanto necesario disponer de un mecanismo de
corrección en el momento que se disponga de los datos definitivos.
4.4. Revisión al comienzo del siguiente período regulatorio
Con objeto de continuar introduciendo eficiencia en la actividad de la distribución, es
aconsejable introducir una nueva herramienta complementaria, especialmente para
determinar la retribución de los activos de menor de 36 kV. En el comienzo del próximo
período regulatorio, se podría hacer uso de la Contabilidad Regulatoria.
4.4.1. Definición de Contabilidad Regulatoria
La Contabilidad Regulatoria tiene por objeto definir criterios uniformes para la
preparación de los estados contables y otros datos relevantes de las empresas reguladas,
en este caso distribución de electricidad, para exponer adecuadamente su situación
patrimonial y financiera, así como los resultados de sus operaciones, permitiendo la
adecuada evaluación de sus actividades en función del marco regulatorio específico que
las rige.
La definición de estos criterios uniformes incluye los relativos a la imputación de costes
para la separación de las actividades reguladas, y dentro de éstas la asignación de costes
por componente de tarifas.
134
Esta separación de costes entre actividades reguladas y no reguladas es uno de los
objetivos básicos de este tema. Adicionalmente se busca que el regulador pueda realizar
sus tareas de control, de verificación de la aplicación de la normativa del sector eléctrico
y la realización de toda otra función que considere necesaria para cumplir con sus fines.
En resumen, se busca tratar de reflejar fielmente el proceso de la actividad regulada, de
modo que se pueda determinar costes y márgenes de la actividad.
La Contabilidad Regulatoria consiste en generar normas y procedimiento para la
definición de:
a) normas de aplicación contables,
b) fórmulas uniformes para los estados contables, y
c) obtención de datos relevantes que puedan recomendarse para ser preparados por las
empresas de distribución, que contemplen tanto las necesidades de información del
regulador, como la de los accionistas y terceros.
Será necesario que se generen criterios de aplicación para la preparación de estados
contables que discriminen adecuadamente los resultados de los distintos tipos de
servicios en función a los mecanismos de regulación puestos en marcha en la
confección de los distintos esquemas remuneratorios de las actividades reguladas.
Algunas de las principales preguntas que se plantearían en materia de costes, para
realizar la evaluación de desempeño de la empresa, serían:
§ cuáles son los costes que corresponden a las actividades reguladas y cuáles a las no
reguladas.
§ si, siendo un coste asignable a una actividad regulada, corresponde o no su cómputo,
por ejemplo las multas por incumplimiento de las normas regulatorias, pago de
daños producidos a terceros por negligencia de la empresa, comisión del operador
técnico.
§ si la magnitud del coste es razonable o excesiva, por ejemplo intereses de deuda,
publicidad, magnitud de las amortizaciones.
135
§ si el coste esta imputado a la actividad regulada que lo genera (subsidios cruzados),
y acerca de los criterios de asignación de los costes comunes a las distintas
actividades, reguladas y no reguladas.
Por otra parte, a partir de la determinación de la definición de costes adoptada surge una
pregunta importante respecto a cuál es la definición de activos que se toma en
consideración para medir la rentabilidad del negocio y de esta forma verificar su
razonabilidad.
Por estas razones es que se considera importante que el registro contable y el
mecanismo de asignación de costes de las empresas reguladas estén en línea con el
esquema regulatorio. La determinación de los costes tiene importancia en el momento
de definir las tarifas para asignar más ajustadamente los costes incurridos causados para
cada servicio.
Al menos teóricamente, una mayor homogeneidad contable entre empresas, para poder
compararse, otorga a las empresas reguladas una mayor seguridad de que el regulador
no actuará de forma discrecional. Para que la adopción de una contabilidad regulatoria
homogénea sea eficiente, debe adoptarse una mentalidad regulatoria orientada a
permitir a las empresas recuperar todos aquellos costes que el regulador no pueda
demostrar que han sido ineficientemente incurridos.
4.4.2. Aplicaciones de la Contabilidad Regulatoria
En base a la información suministrada por las empresas reguladas, generadas por un
método adecuado de Contabilidad Regulatoria, los posibles usos de la misma son los
siguientes:
§ Comparación entre empresas a lo largo del tiempo:
Para analizar el desempeño de las empresas es necesario estar en condiciones de hacer
comparaciones de información cuantitativa de las mismas, en diferentes momentos del
tiempo y en relación con otras empresas similares. La Contabilidad Regulatoria hace
136
que la información sea comparable y consistente, ya sea a nivel de registros contables,
costes de actividades, información sobre recursos humanos, servicios prestados, etc.
Estas comparaciones son importantes, fundamentalmente, para el cálculo de factores de
eficiencia, ya que uno de los objetivos de la regulación es la de inducir a las empresas a
comportarse eficientemente (reducción de costes y asignación eficiente de los recursos).
Para medir el desempeño de la empresa es necesario obtener indicadores apropiados a
partir de la información proporcionada por la misma. Esta información puede estar
basada en datos contables o de costes, por ejemplo activos dedicados a la prestación del
servicio de electricidad, ventas, remuneraciones, etc., y también en datos extracontables
como la cantidad de personal, el número de clientes, longitud de líneas o cantidad de
servicios prestados.
§ Diferenciación entre actividades reguladas y no reguladas:
En teoría las compañías prestadoras de servicios monopólicos deberían tener como fin
único la prestación de este servicio, pero en la práctica pueden realizar otras actividades
no reguladas. Para que se pueda ejercer la función reguladora de los servicios es
necesario que los registros contables y de costes de tales servicios estén claramente
diferenciados de los correspondientes al resto de las actividades, de modo que permitan
la realización de tareas de control y de verificación del cumplimiento de los principios
establecidos en la normativa vigente. Éstas pueden ser de diferente naturaleza, como
ejemplos pueden mencionarse: rentabilidad, subsidios cruzados, estudios tarifarios,
relaciones del servicio público con otras actividades de la empresa, relaciones con otras
empresas de la industria, etc.
§ Control de subsidios cruzados:
Algunas regulaciones establecen que los precios o tarifas de los servicios públicos
deben corresponder al coste económico de su producción y se prohíbe expresamente la
existencia de subsidios cruzados entre los mismos. La verificación del cumplimiento de
esta exigencia implica que los registros contables y de costes de las empresas deben
137
estar dispuestos de manera que permitan al regulador conocer los costes directos e
indirectos incurridos en la prestación de cada uno de ellos.
A su vez esto requiere que existan criterios homogéneos y transparentes para asignar a
cada servicio o actividad los costes indirectos o generales de la empresa. En relación
con este tema aparece como importante la definición de cuestiones claves como la
forma de registrar e identificar las transacciones efectuadas con empresas vinculadas.
§ Medición de la rentabilidad de los servicios prestados:
Generalmente en la mayoría de las normativas se establece que las tarifas deben
posibilitar una tasa de retorno razonable bajo ciertas condiciones de eficiencia en el
desempeño de las empresas. El componente rentabilidad de las tarifas es un elemento
clave de la prestación del servicio por su incidencia en el precio que paga el consumidor
y en las decisiones de inversión de la empresa. La importancia de esta variable en el
desempeño de la actividad plantea al regulador la necesidad de contar con la
información que le permita conocer su comportamiento en el corto, mediano y largo
plazo.
§ Base de datos de referencia para el cálculo tarifario :
Si bien algunas normativas buscan retribuir a las actividades reguladas en base a
empresas teóricas o ideales que se comportan de un modo eficiente (en lugar de tomar
como base los costes reales) siempre es necesario tener datos sobre la realidad de la
compañía, ya que cada empresa es única ya sea por su magnitud, localización,
distribución espacial, características y cond iciones geográficas y urbanísticas, etc. La
identificación de este posible uso de la información de la empresa tiene como propósito
enfatizar la importancia que el conocimiento cuantitativo de la empresa (contable, de
costes, recursos, actividades) puede tener para el regulador oportunidad de la revisión
tarifaria. En este punto es crucial para que la Contabilidad Regulatoria muestre una
imagen fiable de los costes de la empresa de modo que no se terminen aprobando tarifas
que hagan inviable económicamente la continuidad de la compañía.
138
4.4.3. Mecanismo de asignación de costes
Para el desarrollo de una adecuada Contabilidad Regulatoria es necesaria la definición
de un mecanismo de asignación de costes.
Las empresas reguladas tienen la necesidad de conocer y controlar el comportamiento
de sus costes con diferentes finalidades. Un sistema de asignación de costes busca
determinar:
Cuáles son los costes directos en que se incurre para prestar un servicio.
Cuáles son los incentivos para estimular la producción más eficiente del dicho
servicio.
Cuáles son los costes comunes y en qué proporción deben ser asignados a cada
servicio.
Cuáles son los incentivos para minimizar los costes totales de cada servicio.
Cuáles deben ser los precios de cada servicio y cuál es su contribución a la
rentabilidad del negocio.
Esta consistencia entre la asignación de costes y los principios regulatorios tiene al
menos dos contribuciones importantes para conocer el comportamiento económico de
las empresas: a) una base de datos sólida para constatar el comportamiento real de la
actividad, y b) la elaboración de indicadores de eficiencia para evaluar su desempeño.
El método más utilizado es el ABC (Activity based costing o Coste en base a
actividades), que busca asignar costes a ciertas actividades. El cálculo de costes
asociado a actividades se corresponde a un concepto de contabilidad de costes que se
fundamenta en la premisa de que los productos finales obtenidos requieren que una
empresa realice determinadas actividades, y por tanto que la empresa incurra en costes.
Para la determinación de los costes asociados a actividades, los sistemas están diseñados
de forma que, en el caso de que un coste no pueda ser atribuido de forma directa a un
producto concreto, el coste se asocia a las actividades que lo originan, contabilizándolo
con arreglo a su consumo específico respectivo de tal actividad.
139
Por producto se entiende cualquier bien o servicio que la empresa ofrece a la venta: en
este caso la prestación del servicio de distribución de la energía eléctrica.
Teniendo en cuenta que se debe diferenciar entre los resultados provenientes de los
servicios regulados de aquellos no regulados es necesario conocer los costes de las
actividades tendientes a la prestación de los servicios mencionados. Las opciones para
obtener esta información son las siguientes:
§ Implementar un plan y manual de cuentas único que posibiliten estados contables
uniformes, de utilización obligatoria para todas las empresas sujetas a regulación.
§ Aplicar criterios uniformes para la presentación de estados contables para todas las
empresas que realicen actividades reguladas.
§ Presentar la Información específica que se requiera sobre las actividades reguladas,
mediante documentación adicional a los estados contables.
Implementar un Plan y Manual de cuentas único que posibiliten estados contables
uniformes, de utilización obligatoria para todas las empresas sujetas a regulación.
En esta opción todas las empresas deberán imputar sus operaciones de acuerdo con el
Manual y las cuentas ya preestablecidas, realizando una segregación entre servicios
regulados de los otros servicios. El Regulador deberá proceder a la confección de los
mismos y comunicar su obligatoriedad a todas las empresas bajo su control y también
podrá realizar las auditorias que crea conveniente para controlar si se ha cumplido con
las normas establecidas. Mediante este procedimiento el Regulador solicitará
información sobre determinadas cuentas, sin ninguna explicación adicional, pues todas
las empresas deberán estar realizando sus registros en forma uniforme.
Tener una forma de contabilización uniforme, con los mismos criterios de
agrupamiento, permitirá la comparación entre las empresas sin necesidad de realizar
ningún tipo de corrección a la información suministrada. Este procedimiento otorga una
total uniformidad en los registros contables, en la forma de obtener los costes y los
resultados, ya que todas las empresas utilizarán las mismas cuentas y los mismos
criterios de imputación de gastos o costes.
140
Los estados contables presentados deben contar con dictamen de profesional en ciencias
económicas donde debe explicar que se han cumplido con las normas establecidas por el
ente regulador.
Aplicar Criterios uniformes para la presentación de estados contables para todas las
empresas que realicen actividades reguladas.
En esta opción regulatoria los criterios contables deben ser establecidos por el
Regulador y comunicados por éste a todas las empresas bajo su control. Estos criterios
serán obligatorios a todas las empresas y debe diferenciarse entre servicios regulados y
otros servicios. Este procedimiento significa que todas las empresas deberán realizar la
confección de sus estados contables con las modalidades establecidas, pero no obliga a
tener planes de cuenta uniforme.
Para realizar comparaciones entre empresas con este procedimiento será necesario que
la información sea preparada para la presentación, pues cada empresa llevará sus
propios planes de cuenta y realizará sus registros en base a los mismos.
El Regulador podrá auditar la información requerida en los registros contables y los
procedimientos utilizados a los efectos de arribar a los resultados comunicados.
Presentar la Información específica que se requiera sobre las actividades reguladas,
mediante documentación adicional a los estados contables.
Esta alternativa requiere que la información sea presentada de acuerdo con la modalidad
solicitada por el Regulador. Deberá estar basada en los registros contables y los
procedimientos para obtenerla podrán ser auditados por el Regulador. Será una
información preparada especialmente.
Cada empresa tendrá su propio plan de cuentas, su propio sistema de costes y presentará
sus balances de acuerdo con otras empresas, no así los balances ni los saldos de cuentas
porque los saldos pueden no ser homogéneos.
141
Esta información adicional deberá contar con el beneplácito de los auditores, mediante
un informe donde explicite que ha controlado los cálculos realizados para llegar a los
resultados obtenidos y que reflejen la realidad de la empresa.
Realizando una evaluación de estas alternativas regulatorias en torno a la contabilidad
regulatoria se concluye que, desde el punto de vista contable y valorando la eficacia
comparativa entre las empresas así como la rapidez de acceso a la información, la
primera de las alternativas es la más adecuada para cumplir con los objetivos buscados
con la Contabilidad Regulatoria. Sin embargo, esta alternativa incluye un mayor trabajo
de los aspectos instrumentales tales como los costes y requisitos inherentes a la
preparación y mantenimiento en el tiempo del plan y manual de cuentas por parte de la
Autoridad Regulatoria y de su aplicación por parte de las concesionarias.
4.4.4. Requisitos para implantar la Contabilidad Regulatoria
Un aspecto importante, especialmente para el caso español, es que previo al
establecimiento de esta contabilidad regulatoria, es necesario que el esquema retributivo
de las actividades reguladas deba estar definido, clarificado y maduro. Es necesario un
mecanismo de retribución de estas actividades reguladas (independientemente de si el
consumidor final abona o no directamente estos costes) basado en coste del servicio o
en los métodos de incentivos (price cap o revenue cap).
Es necesario que para el establecimiento de una adecuada Contabilidad Regulatoria, en
la misma reglamentación del sector eléctrico, se especifique:
§ Precisiones en materia de obligaciones relativas a la información y documentación
contable a proporcionar al regulador.
§ Metodologías específicas de cálculo de cuestiones centrales como la base de capital
y la rentabilidad a computar en el cálculo tarifario.
El establecimiento de estas prácticas, aceptadas con un amplio consenso del sector,
supondría un esfuerzo a realizar durante un período de tiempo importante, que debería
estar disponible para el comienzo del nuevo período tarifario. Adiciona lmente,
permitiría a las empresas ajustar los costes de sus procesos, a una retribución equitativa,
142
que recibirían durante este primer período, eliminando así las prácticas erróneas del
pasado.
Adicionalmente al uso de esta contabilidad regulatoria se podría utilizar técnicas
descritas anteriormente como la DEA o el benchmarking para determinar los costes de
operación y mantenimiento eficientemente incurridos por una empresa tipificada como
eficiente.
143
5. BIBLIOGRAFÍA
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