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REVISIÓN DE LAS METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

INFORME FINAL

Preparado para:

Enero, 2014

M 1424

REVISIÓN DE LAS METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

INFORME FINAL

CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 11

2 RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................... 11

2.1 MODELOS Y METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN DE REDES DE ENERGÍA ELÉCTRICA ..... 11 2.1.1 Modelos de regulación ................................................................................................ 12 2.1.2 Metodologías de regulación ........................................................................................ 15 2.1.3 La evolución reciente de la regulación ........................................................................ 19

2.2 VERTICALIZACIÓN Y LIBERALIZACIÓN DEL SECTOR ........................................................... 21 2.2.1 Integración vertical del sector ..................................................................................... 21 2.2.2 Liberalización del sector .............................................................................................. 23 2.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes y energías renovables no

tradicionales ................................................................................................................ 24 2.3 TRANSMISIÓN ................................................................................................................. 27

2.3.1 Esquema regulatorio y períodos tarifarios ................................................................... 27 2.3.2 Planificación de la expansión y Remuneración de las Inversiones ............................. 30 2.3.3 Determinación de los costos eficientes de AOM ......................................................... 35 2.3.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas ........................................................................... 36 2.3.5 Tratamiento regulatorio de la calidad del servicio ....................................................... 37

2.4 DISTRIBUCIÓN ................................................................................................................ 42 2.4.1 Esquema regulatorio y períodos tarifarios ................................................................... 42 2.4.2 Base Regulatoria de Activos ....................................................................................... 43 2.4.3 Determinación del Costo de Capital ............................................................................ 45 2.4.4 Determinación de los costos eficientes de AOM ......................................................... 45 2.4.5 Tratamiento Regulatorio de las Pérdidas .................................................................... 46 2.4.6 Tratamiento Regulatorio de la Calidad del Servicio .................................................... 46 2.4.7 Transferencia de los costos de la actividad ................................................................ 48

2.5 ESQUEMA INSTITUCIONAL DEL SECTOR ........................................................................... 52 2.6 ANÁLISIS DE CONSISTENCIA ENTRE LOS DIFERENTES BLOQUES REGULATORIOS ............. 55

3 ANÁLISIS DE MODELOS ECONÓMICOS Y METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN 58

3.1 REGULACIÓN SEGÚN EL COSTO DE SERVICIO (O LA TASA DE RETORNO) ......................... 60 3.2 REGULACIÓN POR PRECIO O INGRESO MÁXIMO ................................................................ 61 3.3 REGULACIÓN MEDIANTE COMPETENCIA REFERENCIAL .................................................... 64 3.4 REGULACIÓN SEGÚN LA PARTICIPACIÓN DE BENEFICIOS O PARTICIPACIÓN DE INGRESOS 65 3.5 REFORMAS DE TERCERA GENERACIÓN: OUTPUT BASED REGULATION ............................ 66 3.6 METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN............................................................................... 69

3.6.1 La determinación de la Base Regulatoria de Activos .................................................. 70 3.6.1.1 Métodos basados en el valor de los activos ............................................................... 71 3.6.1.2 Métodos basados en los costos de reposición de los activos ..................................... 72 3.6.1.3 Costo Actual ............................................................................................................. 72 3.6.1.4 Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (DORC) ............................................ 72 3.6.1.5 Valor Nuevo de Reposición (GORC) ......................................................................... 73 3.6.1.6 Métodos híbridos ...................................................................................................... 74 3.6.1.7 Análisis Comparativo ................................................................................................ 74 3.6.1.8 Comentarios finales: la depreciación ......................................................................... 75

3.6.2 La determinación de la Tasa de Retorno .................................................................... 78 3.6.3 La determinación de los Costos de Explotación ......................................................... 80

Informe Final: “Modelos y metodologías de remuneración de redes de energía eléctrica, Análisis de la experiencia regulatoria internacional y Modelo de estática comparativa” 3

3.7 LA EVOLUCIÓN RECIENTE DE LA REGULACIÓN ................................................................ 84 3.8 REFLEXIONES SOBRE ESQUEMAS REGULATORIOS ........................................................... 86

4 EXPERIENCIA REGULATORIA INTERNACIONAL ........................................................ 92

4.1 AUSTRALIA .................................................................................................................. 92 4.1.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ......................................................................... 92

4.1.1.1 Demanda .................................................................................................................. 93 4.1.1.2 Generación ............................................................................................................... 93 4.1.1.3 Redes de Transmisión y Distribución......................................................................... 94

4.1.2 Marco político, legal e institucional del sector ............................................................. 99 4.1.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ..................................................................... 99 4.1.2.2 Políticas ambientales – Renovables y Cambio climático .......................................... 100 4.1.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes ................................................ 101

4.1.3 Transmisión .............................................................................................................. 103 4.1.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 103 4.1.3.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 104 4.1.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 105 4.1.3.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas en el NEM ....................................................... 105 4.1.3.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio........................................................ 106 4.1.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 107

4.1.4 Distribución ............................................................................................................... 108 4.1.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 108 4.1.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 109 4.1.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 109 4.1.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 109 4.1.4.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia ...................................... 110 4.1.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 110 4.1.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 111

4.2 BRASIL ......................................................................................................................... 114 4.2.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 114

4.2.1.1 Demanda ................................................................................................................ 114 4.2.1.2 Generación ............................................................................................................. 115 4.2.1.3 Redes de Transmisión y Distribución....................................................................... 116

4.2.2 Marco político, legal e institucional del Sector .......................................................... 118 4.2.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................... 118

4.2.3 Transmisión .............................................................................................................. 119 4.2.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 119 4.2.3.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 123 4.2.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 130 4.2.3.4 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia ...................................... 132

4.2.4 Distribución ............................................................................................................... 133 4.2.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 133 4.2.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 141 4.2.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 149 4.2.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 154 4.2.4.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia ...................................... 156 4.2.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 159 4.2.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 160

4.3 CHILE ........................................................................................................................... 163 4.3.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 163

4.3.1.1 Demanda y generación ........................................................................................... 163 4.3.1.2 Red de transmisión ................................................................................................. 164 4.3.1.3 Redes de distribución .............................................................................................. 165

4.3.2 Marco político, legal e institucional del sector ........................................................... 167 4.3.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................... 167 4.3.2.2 El Mercado Mayorista ............................................................................................. 171 4.3.2.3 Estrategia Nacional de Energía 2012-2030 ............................................................. 173 4.3.2.4 Políticas ambientales. Renovables y Eficiencia energética ...................................... 174 4.3.2.5 Políticas para la incorporación de redes inteligentes ................................................ 176

4.3.3 Transmisión .............................................................................................................. 177 4.3.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 177 4.3.3.2 Planificación y Remuneración de las inversiones ..................................................... 180 4.3.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 183


4.3.3.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 183 4.3.3.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio........................................................ 183 4.3.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad ................................................ 184 4.3.3.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 185

4.3.4 Distribución ............................................................................................................... 185 4.3.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 185 4.3.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 188 4.3.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 189 4.3.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 189 4.3.4.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio........................................................ 189 4.3.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 193 4.3.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 195

4.4 GRAN BRETAÑA ............................................................................................................ 196 4.4.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 196

4.4.1.1 Demanda y generación de electricidad .................................................................... 196 4.4.1.2 Redes de Transmisión y Distribución....................................................................... 197

4.4.2 Marco político, legal e institucional del sector ........................................................... 199 4.4.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................... 199 4.4.2.2 Políticas ambientales – Renovables y Cambio climático .......................................... 200 4.4.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes ................................................ 202

4.4.3 Transmisión .............................................................................................................. 203 4.4.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 203 4.4.3.2 Características generales del modelo de remuneración ........................................... 203 4.4.3.3 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 204 4.4.3.4 Remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento ........... 212 4.4.3.5 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 212 4.4.3.6 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia ...................................... 212 4.4.3.7 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 212 4.4.3.8 Resumen ................................................................................................................ 213 4.4.3.9 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 213

4.4.4 Distribución ............................................................................................................... 214 4.4.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 214 4.4.4.2 Características generales del modelo de remuneración ........................................... 216 4.4.4.3 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 217 4.4.4.4 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 217 4.4.4.5 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 217 4.4.4.6 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio........................................................ 217 4.4.4.7 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 218 4.4.4.8 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 218

4.5 IRLANDA DEL NORTE ..................................................................................................... 219 4.5.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 219

4.5.1.1 Demanda ................................................................................................................ 220 4.5.1.2 Generación ............................................................................................................. 221 4.5.1.3 Red de transmisión ................................................................................................. 221


4.5.3 Tratamiento regulatorio de transmisión y distribución .............................................. 227 4.5.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 227 4.5.3.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 229 4.5.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 231 4.5.3.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 232 4.5.3.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia ...................................... 233 4.5.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad ................................................ 235 4.5.3.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 237

4.6 PERÚ ............................................................................................................................ 238 4.6.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 238

4.6.1.1 Demanda y generación ........................................................................................... 239 4.6.1.2 Redes de Transmisión ............................................................................................ 241 4.6.1.3 Redes de distribución .............................................................................................. 243

4.6.2 Marco político, legal e institucional del sector ........................................................... 244 4.6.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................... 244 4.6.2.2 Política energética nacional ..................................................................................... 247


4.6.2.3 Políticas ambientales – Renovables y Cambio climático .......................................... 248 4.6.3 Transmisión .............................................................................................................. 249

4.6.3.1 Marco regulatorio específico de la actividad ............................................................ 249 4.6.3.2 Remuneración de las inversiones y reconocimentos de los gastos de administración,

operación y mantenimiento ..................................................................................... 251 4.6.3.3 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio........................................................ 252 4.6.3.4 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad ................................................ 253 4.6.3.5 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados ............................................. 255

4.6.4 Distribución ............................................................................................................... 255 4.6.4.1 Marco regulatorio específico de la actividad ............................................................ 255 4.6.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 258 4.6.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 259 4.6.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 260 4.6.4.5 Tratamiento regulatorio de la Calidad de Servicio .................................................... 260 4.6.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad ................................................ 264 4.6.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas ................................................................. 267

4.7 ESPAÑA ........................................................................................................................ 268 4.7.1 Caracterización del sistema eléctrico ........................................................................ 268

4.7.1.1 Demanda ................................................................................................................ 268 4.7.1.2 Generación ............................................................................................................. 269 4.7.1.3 Red de transmisión ................................................................................................. 270 4.7.1.4 Redes de distribución .............................................................................................. 271

4.7.2 Marco político e institucional del sector..................................................................... 271 4.7.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................... 271 4.7.2.2 Políticas ambientales, renovables y cambio climático .............................................. 277 4.7.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes ................................................ 279

4.7.3 Transmisión .............................................................................................................. 279 4.7.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 279 4.7.3.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 283 4.7.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 285 4.7.3.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas ........................................................................ 286 4.7.3.5 Tratamiento regulatorio de la calidad de servicio ..................................................... 286

4.7.4 Distribución ............................................................................................................... 287 4.7.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 287 4.7.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 290 4.7.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 290 4.7.4.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas ........................................................................ 291 4.7.4.5 Tratamiento regulatorio de la Calidad de servicio y Potencia ................................... 291 4.7.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 293 4.7.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas ................................................................. 295

4.8 FINLANDIA .................................................................................................................... 296 4.8.1 Caracterización del sistema eléctrico ........................................................................ 296

4.8.1.1 Mercado Mayorista ................................................................................................. 296 4.8.1.2 Demanda ................................................................................................................ 296 4.8.1.3 Generación ............................................................................................................. 297 4.8.1.4 Redes de Transmisión y Distribución....................................................................... 298 4.8.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................... 299 4.8.2.2 Políticas ambientales – Renovables y cambio climático ........................................... 300 4.8.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes ................................................ 303

4.8.3 Transmisión .............................................................................................................. 303 4.8.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 303 4.8.3.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 304 4.8.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 306 4.8.3.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas ........................................................................ 306 4.8.3.5 Tratamiento regulatorio de la calidad de servicio ..................................................... 306 4.8.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 307

4.8.4 Distribución ............................................................................................................... 307 4.8.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 307 4.8.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 308 4.8.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 308 4.8.4.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas ........................................................................ 310 4.8.4.5 Tratamiento regulatorio de la calidad de servicio ..................................................... 310 4.8.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 311

4.9 NORUEGA ..................................................................................................................... 312


4.9.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 312 4.9.1.1 Mercado Mayorista ................................................................................................. 313 4.9.1.2 Demanda ................................................................................................................ 314 4.9.1.3 Generación ............................................................................................................. 315 4.9.1.4 Redes de Transmisión y Distribución....................................................................... 316


4.9.3 Transmisión .............................................................................................................. 320 4.9.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 320 4.9.3.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 323 4.9.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 324 4.9.3.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 324 4.9.3.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia ...................................... 324 4.9.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 325

4.9.4 Distribución ............................................................................................................... 325 4.9.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................... 325 4.9.4.2 Remuneración de las inversiones ............................................................................ 326 4.9.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ......... 326 4.9.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ........................................................................ 327 4.9.4.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio........................................................ 327 4.9.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ............................. 327

4.10 PANAMÁ ....................................................................................................................... 328 4.10.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 328

4.10.1.1 Demanda ............................................................................................................. 328 4.10.1.2 Generación .......................................................................................................... 329 4.10.1.3 Red de Transmisión ............................................................................................. 329 4.10.1.4 Redes de distribución ........................................................................................... 330

4.10.2 Marco político, legal e institucional del Sector .......................................................... 331 4.10.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................. 331 4.10.2.2 El Mercado Mayorista ........................................................................................... 333 4.10.2.3 Políticas ambientales. Renovables y Eficiencia energética .................................... 335

4.10.3 Transmisión .............................................................................................................. 336 4.10.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................ 336 4.10.3.2 Planificación y Remuneración de las inversiones .................................................. 338 4.10.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ...... 339 4.10.3.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ..................................................................... 340 4.10.3.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia .................................... 340 4.10.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad.............................................. 340

4.10.4 Distribución ............................................................................................................... 341 4.10.4.1 Marco Regulatorio específico de la actividad ........................................................ 341 4.10.4.2 Remuneración de las inversiones ......................................................................... 343 4.10.4.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ...... 344 4.10.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ..................................................................... 344 4.10.4.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia .................................... 345 4.10.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios ........................... 347 4.10.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados .......................................... 348

4.11 ESTADOS UNIDOS - CALIFORNIA ................................................................................... 349 4.11.1 Caracterización del Sistema Eléctrico ....................................................................... 349

4.11.1.1 Demanda y generación ........................................................................................ 349 4.11.1.2 Redes de transmisión y distribución ...................................................................... 353

4.11.2 Marco político, legal e institucional del Sector ......................................................... 354 4.11.2.1 Institucionalidad y normativa del sector ................................................................. 354 4.11.2.2 El Mercado Mayorista ........................................................................................... 356 4.11.2.3 Políticas ambientales, renovables y eficiencia energética ..................................... 357 4.11.2.4 Políticas para la incorporación de redes inteligentes ............................................. 358

4.11.3 Transmisión .............................................................................................................. 358 4.11.3.1 Marco regulatorio específico para la actividad ....................................................... 358 4.11.3.2 Planificación y remuneración de las expansiones ................................................. 361 4.11.3.3 Remuneración de las inversiones ......................................................................... 362 4.11.3.4 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento ...... 363 4.11.3.5 Tratamiento regulatorio de Pérdidas ..................................................................... 363 4.11.3.6 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia .................................... 363


4.11.3.7 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad- Cargos de transmisión ......... 364 4.11.4 Distribución –generación propia ................................................................................ 366

4.11.4.1 Marco regulatorio específico para la actividad ....................................................... 366 4.11.4.2 Remuneración de las inversiones ......................................................................... 366 4.11.4.3 Reconocimiento de costos de administración, operación y mantenimiento ............ 367 4.11.4.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas ..................................................................... 367 4.11.4.5 Tratamiento regulatorio de la calidad de servicio................................................... 367 4.11.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad - Subsidios ........................... 368

5 MODELO DE ESTÁTICA COMPARATIVA .................................................................... 369

5.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 369 5.2 ESQUEMA CONCEPTUAL Y METODOLÓGICO DEL MODELO ............................................... 369

5.2.1 Base de Remuneración Regulatoria ......................................................................... 370 5.2.2 Edad de los Activos................................................................................................... 373 5.2.3 Costo de Capital ....................................................................................................... 373 5.2.4 Costos de AOM ......................................................................................................... 374 5.2.5 Tratamiento de las Pérdidas ..................................................................................... 375

5.3 COMPOSICIÓN DEL MODELO ......................................................................................... 376 5.3.1 Módulos Insumos ..................................................................................................... 376 5.3.2 Módulos Cálculos ...................................................................................................... 377 5.3.3 Módulo Salidas ......................................................................................................... 377 5.3.4 Módulo Parámetros ................................................................................................... 377

5.4 ESCENARIOS DESARROLLADOS .................................................................................... 378 5.4.1 Caso Base ................................................................................................................ 378 5.4.2 Escenario 1: Cambio de Base de Activos ................................................................. 379 5.4.3 Escenario 2: Cambio del Método de Valuación ........................................................ 380 5.4.4 Escenario 3: Cambio en la antigüedad de los activos ............................................... 381 5.4.5 Escenario 4: Actualización de la Tasa WACC .......................................................... 382 5.4.6 Escenario 5: Ajustes de los Costos de AOM ............................................................. 382 5.4.7 Escenario 6: Ajustes de las Pérdidas ........................................................................ 382

6 REFERENCIAS ................................................................................................................ 384

6.1 AUSTRALIA ................................................................................................................... 384 6.2 BRASIL ......................................................................................................................... 384 6.3 CHILE ........................................................................................................................... 386 6.4 ESPAÑA ........................................................................................................................ 386 6.5 FINLANDIA .................................................................................................................... 387 6.6 GRAN BRETAÑA ............................................................................................................ 388 6.7 IRLANDA DEL NORTE ..................................................................................................... 388 6.8 NORUEGA ..................................................................................................................... 389 6.9 PERÚ ............................................................................................................................ 389 6.10 CALIFORNIA (EE:UU) ................................................................................................... 390


ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1 – TRATAMIENTO REGULATORIO SEGMENTO TRANSMISIÓN ................................................................. 40 TABLA 2 – TRATAMIENTO REGULATORIO SEGMENTO TRANSMISIÓN (CONTINUACIÓN) ...................................... 41 TABLA 3 - TRATAMIENTO REGULATORIO SEGMENTO DISTRIBUCIÓN ................................................................. 50 TABLA 4 - TRATAMIENTO REGULATORIO SEGMENTO DISTRIBUCIÓN (CONTINUACIÓN) ...................................... 51 TABLA 5 – ESQUEMA INSTITUCIONAL DEL SECTOR ........................................................................................... 53 TABLA 6 - ESQUEMA INSTITUCIONAL DEL SECTOR (CONTINUACIÓN)................................................................. 54 TABLA 7 – EJEMPLOS DE PRODUCTOS .............................................................................................................. 68 TABLA 8 – COMPARACIÓN DE METODOLOGÍAS PARA DETERMINAR LA BASE DE CAPITAL .................................. 75 TABLA 9 MODELOS REGULATORIOS COMPARADOS (I) ...................................................................................... 88 TABLA 10 – MODELOS REGULATORIOS COMPARADOS (II)................................................................................ 89 TABLA 11 – AUSTRALIA: MERCADO NACIONAL NEM – 2012 ............................................................................ 93 TABLA 12 – AUSTRALIA: INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN DEL NEM ......................................................... 96 TABLA 13 – REDES DE DISTRIBUCIÓN DEL NEM ............................................................................................... 97 TABLA 14 – BRASIL: EVOLUCIÓN DE LA EXTENSIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN ............................................ 116 TABLA 15 – BRASIL: MERCADO CAUTIVO ......................................................................................................... 117 TABLA 16 – BRASIL: INGRESO REQUERIDO PARA LAS EMPRESAS LICITADAS .................................................. 121 TABLA 17 – BRASIL: EMPRESAS EXISTENTES DE TRANSMISIÓN ..................................................................... 121 TABLA 18 – BRASIL: INGRESOS REQUERIDOS DE LAS EMPRESAS EXISTENTES .............................................. 122 TABLA 19 – BRASIL: COSTO DE CAPITAL PARA TRANSMISIÓN 3CRTP............................................................ 129 TABLA 20 – BRASIL: PRODUCTOS CONSIDERADOS EN LOS MODELOS DEA.................................................... 131 TABLA 21 – BRASIL: CALIDAD DE SERVICIO EN LA TRANSMISIÓN ..................................................................... 132 TABLA 22 – BRASIL, INGRESOS INCOBRABLES EN DISTRIBUCIÓN ................................................................... 136 TABLA 23 – BRASIL: COMPONENTE Q DEL FACTOR X ..................................................................................... 140 TABLA 24 – BRASIL: ANÁLISIS PARAMÉTRICA DE LA ANEEL ........................................................................... 151 TABLA 25 – BRASIL: VARIABLES AMBIENTALES ................................................................................................ 152 TABLA 26 – BRASIL: CLUSTERS DE REDUCCIÓN DE PNT PARA COMPLEJIDAD > 0.16 ..................................... 156 TABLA 27 – BRASIL: CLUSTERS DE REDUCCIÓN DE PNT PARA COMPLEJIDAD < 0.16 ..................................... 156 TABLA 28 – BRASIL: TOLERANCIAS CONTINUIDAD DEL SERVICIO INDIVIDUAL. ................................................ 157 TABLA 29 – CHILE: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SIC – DIC. 2011 ................................................................ 165 TABLA 30 – CHILE: LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SING – DIC. 2011 ............................................................. 165 TABLA 31 – CHILE: EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA....................................................... 167 TABLA 32 – CHILE: COMPARACIÓN DFL NO 1 1982 CON LEY 19.940 ........................................................... 179 TABLA 33 – CHILE: LIMITES DE TOLERANCIA CONTINUIDAD DEL SERVICIO ..................................................... 190 TABLA 34 – CHILE: RANKING ESCE 2012 ...................................................................................................... 193 TABLA 35 – UK: CCONSUMO FINAL DE ELECTRICIDAD .................................................................................... 196 TABLA 36 – UK: GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD............................................................................................ 196 TABLA 37 – UK: TRANSMISIÓN: VIDA ÚTIL DE LOS ACTIVOS UTILIZADA EN LA CONTABILIDAD REGULATORIA

SEGÚN EMPRESA..................................................................................................................................... 206 TABLA 38 – UK: DISTRIBUCIÓN: VIDA ÚTIL DE LOS ACTIVOS UTILIZADA EN LA CONTABILIDAD REGULATORIA

SEGÚN EMPRESA..................................................................................................................................... 207 TABLA 39 – UK: COSTO DE LA DEUDA, CRITERIOS ANALIZADOS POR LA OFGEM PARA DECIDIR EL ÍNDICE A

UTILIZAR .................................................................................................................................................. 209 TABLA 40 – UK: COSTO DE CAPITAL, VALORES RECOMENDADOS POR LA UNIÓN EUROPEA Y CONSULTORAS 210 TABLA 41 – UK: COSTO DE CAPITAL, VALORES DETERMINADOS POR LA OFGEM EN REVISIONES TARIFARIAS

RECIENTES DE ELECTRICIDAD Y GAS ....................................................................................................... 211 TABLA 42 - UK: RESULTADOS REVISIÓN TARIFARIA RIIO-T1 NGET ............................................................ 213 TABLA 43 – IN: DESAFÍOS PROPUESTOS POR EL SEM ................................................................................... 223 TABLA 44 – IN: COMPONENTES DE COSTOS TARIFARIOS APLICADOS A TODO USUARIO ................................. 235 TABLA 45 – IN: COSTOS APLICADOS A TARIFAS SEGÚN USUARIO DEL SISTEMA .............................................. 236 TABLA 46 – PERÚ: CAPACIDAD INSTALADA EN DICIEMBRE DE 2012 ............................................................... 239 TABLA 47 – PERÚ: PARTICIPACIÓN DE FUENTES EN ENERGÍA Y EN EL PICO DE DEMANDA (2012) ................... 240 TABLA 48 – PERÚ: LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN ........................................ 243 TABLA 49 – PERÚ: PRINCIPALES ÁREAS DE CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN .................................................... 243


TABLA 50 – PERÚ: PRINCIPALES EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN – AÑO 2011 .................................................. 244 TABLA 51 – PERÚ: TIPOS DE LICITACIONES .................................................................................................... 246 TABLA 52 – NORMATIVA ASOCIADA A ENERGÍAS RENOVABLES ........................................................................ 249 TABLA 53 – PERÚ: SECTORES TÍPICOS DE DISTRIBUCIÓN .............................................................................. 257 TABLA 54 – PERÚ: PÉRDIDAS NO TÉCNICAS- SENDA TEMPORAL .................................................................... 260 TABLA 55 – PERÚ: VALORES PARÁMETRO A – COMPENSACIONES NIVEL DE TENSIÓN ................................... 262 TABLA 56 – VALORES PARÁMETRO BQ – COMPENSACIONES FRECUENCIA .................................................... 263 TABLA 57 – VALORES PARÁMETRO BM – VARIACIONES SÚBITAS DE FRECUENCIA ......................................... 263 TABLA 58 – PERÚ: TOLERANCIAS SER ........................................................................................................... 264 TABLA 59 – ESPAÑA: RED DE TRANSMISIÓN .................................................................................................. 271 TABLA 60 – FINLANDIA REDES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ................................................................... 298 TABLA 61 – FINLANDIA: COMPARACIÓN PARÁMETROS WACC DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN .................. 305 TABLA 62 – USA COBERTURA DE LA DEMANDA EN CALIFORNIA (GWH) ......................................................... 351 TABLA 63 – MEC - ACTUALIZACIÓN DE LA TASA WACC ................................................................................. 374 TABLA 64 – MEC - TRATAMIENTO DE PÉRDIDAS ............................................................................................ 375 TABLA 65 – MEC - RESULTADOS CASO BASE ............................................................................................... 379 TABLA 66 – MEC - RESULTADOS ESCENARIO 1 CAMBIO DE BASE MODELO PECO ..................................... 380 TABLA 67 – MEC - RESULTADOS ESCENARIO 1 CAMBIO DE BASE MODELO GEOMÉTRICO ........................... 380 TABLA 68 – MEC - SUPUESTOS SOBRE LA ANTIGÜEDAD DE LOS ACTIVOS .................................................... 380 TABLA 69 – MEC - ESCENARIO 2 CAMBIO DEL MÉTODO DE VALUACIÓN ....................................................... 381 TABLA 70 – MEC - ESCENARIO 3 ACTIVOS JÓVENES ..................................................................................... 381 TABLA 71 – MEC - ESCENARIO 3 ACTIVOS VIEJOS ........................................................................................ 381 TABLA 72 – MEC - ESCENARIO 4 ACTUALIZACIÓN TASA WACC ................................................................... 382 TABLA 73 – MEC - AJUSTE EN LOS COSTOS DE AOYM ................................................................................. 382 TABLA 74 – MEC - AJUSTE EN EL PORCENTAJE DE PÉRDIDAS RECONOCIDO ................................................. 383

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1 – MODELOS TRADICIONALES DE REGULACIÓN DE TARIFAS DE EMPRESAS DE REDES ...................... 59 FIGURA 2 – ETAPAS DEL PROCESO DE REVISIÓN TARIFARIA EN UN MODELO OUTPUT BASED ......................... 68 FIGURA 3 CONSISTENCIA ENTRE LA BRR Y LA DEPRECIACIÓN .......................................................................... 76 FIGURA 4 MÉTODOS DE BENCHMARKING ........................................................................................................... 82 FIGURA 5 – LA EVOLUCIÓN DE LA REGULACIÓN ................................................................................................ 85 FIGURA 6 EL CONTEXTO DE APLICACIÓN DEL MODELO REGULATORIO ............................................................... 86 FIGURA 7 - MODELOS REGULATORIOS COMPARADOS (II) ................................................................................. 91 FIGURA 8 – BRASIL: EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BRASIL POR REGIÓN ............... 114 FIGURA 9 – BRASIL: EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN BRASIL POR TIPO DE

CONSUMIDOR .......................................................................................................................................... 115 FIGURA 10 – BRASIL: COMPOSICIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA .................................................................. 115 FIGURA 11 – BRASIL: RED DE DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ......................................................... 117 FIGURA 12 – BRASIL: INGRESOS REQUERIDOS EN LA DISTRIBUCIÓN .............................................................. 135 FIGURA 13 – BRASIL: TRATAMIENTO DE ACTIVOS NO ELÉCTRICOS ................................................................ 147 FIGURA 14 – BRASIL: AJUSTE DE EFICIENCIA POR VARIABLES AMBIENTALES – DISTRIBUIDORAS DE GRAN

PORTE .................................................................................................................................................... 152 FIGURA 15 – BRASIL: AJUSTE DE EFICIENCIA POR VARIABLES AMBIENTALES – DISTRIBUIDORAS DE PEQUEÑO

PORTE .................................................................................................................................................... 153 FIGURA 16 – CHILE: SISTEMA ELÉCTRICO CHILENO ....................................................................................... 164 FIGURA 17 – CHILE: ORGANIZACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO ..................................................................... 170 FIGURA 18 – CHILE: PROCESO DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA TRONCAL ......................................................... 180 FIGURA 19 – UK: REGIONES DE REDES DE TRANSMISIÓN .............................................................................. 197 FIGURA 20 – UK: SISTEMAS REGIONALES DE DISTRIBUCIÓN ......................................................................... 198 FIGURA 21 – UK: CONTRATOS POR DIFERENCIA ............................................................................................ 202 FIGURA 22 – UK: ANTIGÜEDAD DE LA REDES - MEAV (REPLACEMENT COSTS) .............................................. 206 FIGURA 23 – UK: COSTO DE LA DEUDA, CARACTERÍSTICA DE LOS ÍNDICES BLOOMBERG E IBOXX.................. 209


FIGURA 24 – UK: COSTO DE LA DEUDA (1998 – 2011), EVOLUCIÓN ÍNDICE BLOOMBERG, ÍNDICE IBOOX Y

VALORES DETERMINADOS POR LA OFGEM .............................................................................................. 210 FIGURA 25 – UK: COSTO DE CAPITAL, VALORES REGULATORIOS DETERMINADOS PARA EL SECTOR DE

ELECTRICIDAD Y GAS EN PAÍSES DE EUROPA (NOMINAL, ANTES DE IMPUESTOS) .................................... 211 FIGURA 26 – UK: COSTO DE CAPITAL, VALORES REGULATORIOS DETERMINADOS A EMPRESAS DE

ELECTRICIDAD Y GAS EN USA (NOMINAL, ANTES DE IMPUESTOS) ........................................................... 212 FIGURA 27 – UK: BUILDING BLOCKS PARA LA PRÓXIMA REVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN (2015-2023) ................. 215 FIGURA 28 – IN: REPRESENTACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO EN LA ISLA DE IRLANDA ................................ 219 FIGURA 29 – IN: DEMANDA DIARIA PROMEDIO ................................................................................................ 220 FIGURA 30 – IN: POTENCIA EÓLICA GENERADA .............................................................................................. 221 FIGURA 31 – IN: DIAGRAMA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN .......................................................................... 222 FIGURA 32 – IN: ENERGÍA RENOVABLE ISLA DE IRLANDA 2011-2013 ............................................................ 225 FIGURA 33 – IN: ESQUEMA PROGRAMA SMART GRID ..................................................................................... 227 FIGURA 34 – IN: OPEX HOMOLOGADOS .......................................................................................................... 232 FIGURA 35 – IN: BANDAS DE TOLERANCIA PARA CML ................................................................................... 234 FIGURA 36 – IN: BANDAS DE TOLERANCIA PARA CI ........................................................................................ 234 FIGURA 37 – IN: PARTICIPACIÓN DE LOS DISTINTOS CARGOS EN LA TARIFA AL CONSUMIDOR ......................... 237 FIGURA 38 – PERÚ: CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA .................................................................... 238 FIGURA 39 – PERÚ: DEMANDA PICO, CAPACIDAD INSTALADA Y MARGEN DE RESERVA .................................... 239 FIGURA 40 – PERÚ: PARTICIPACIÓN DEL GAS EN LA GENERACIÓN .................................................................. 240 FIGURA 41 – PERÚ: PLANTAS DE GENERACIÓN DE MÁS DE 18 MW ................................................................ 241 FIGURA 42 – PERÚ: FLUJO ANUAL EN LAS PRINCIPALES LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - 2012 ............................... 242 FIGURA 43 – PERÚ: DETERMINACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN ........................................... 257 FIGURA 44 – ESPAÑA: EVOLUCIÓN DE DEMANDA Y PIB .................................................................................. 268 FIGURA 45 – ESPAÑA: CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA ..................................................................... 269 FIGURA 46 – ESPAÑA EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DE RENOVABLES Y DEL FACTOR DE EMISIONES....... 270 FIGURA 47 – ESPAÑA: PROCESO DE ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE EMISIÓN ................................................ 279 FIGURA 48 – ESPAÑA REQUERIMIENTO DE SUSTITUCIÓN DE MEDIDORES CONFORME NORMATIVA VIGENTE ... 279 FIGURA 49 – FINLANDIA VARIACIONES INTERANUALES DE DEMANDA .............................................................. 297 FIGURA 50 – FINLANDIA COBERTURA DE LA DEMANDA AÑO 2012................................................................... 298 FIGURA 51 – FINLANDIA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO............................................. 299 FIGURA 52 – FINLANDIA: EVOLUCIÓN DEL ESQUEMA REGULATORIO EN PROCESOS DE REVISIÓN TARIFARIA .. 300 FIGURA 53 – FINLANDIA: PROCESO DE REVISIÓN TARIFARIA DE TRANSMISIÓN ............................................... 304 FIGURA 54 – FINLANDIA: PROCESO DE REVISIÓN TARIFARIA DE DISTRIBUCIÓN ............................................... 308 FIGURA 55 – NORUEGA: AGENTES POR ACTIVIDADES EN EL SECTOR ELÉCTRICO .......................................... 312 FIGURA 56 – NORUEGA: NORDIC POOL MARKET - BIDDING AREAS ................................................................ 314 FIGURA 57 – NORUEGA: SISTEMA DE INTERCONEXIÓN NÓRDICO ................................................................... 314 FIGURA 58 – NORUEGA: CONSUMO PER CÁPITA ............................................................................................. 315 FIGURA 59 – NORUEGA REDES DE TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD ............................................................... 316 FIGURA 60 – NORUEGA: DENSIDAD DE REDES DE DISTRIBUCIÓN .................................................................... 317 FIGURA 61 – NORUEGA: PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LOS INGRESOS ANUALES PERMITIDOS................. 321 FIGURA 62 – NORUEGA: EVOLUCIÓN DEL TRATAMIENTO DE LA CALIDAD DE SERVICIO .................................... 327 FIGURA 63 – SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE PANAMÁ ..................................................................................... 330 FIGURA 64 – PANAMÁ ÁREAS DE CONCESIÓN POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ................................................ 331 FIGURA 65 – PANAMÁ LA ESTRUCTURA DEL MERCADO MAYORISTA ............................................................... 334 FIGURA 66 – PANAMÁ MODELO DE INGRESO MÁXIMO PERMITIDO.................................................................. 339 FIGURA 67 – USA: CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN Y COBERTURA DE LA DEMANDA ....................... 350 FIGURA 68 – USA REGIONES SERVIDAS POR LAS IOUS ................................................................................. 352 FIGURA 69 – USA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN CALIFORNIA .......................................................................... 353 FIGURA 70 – USA ÁREAS DE PLANIFICACIÓN DE CONFIABILIDAD .................................................................... 364 FIGURA 71 - MÉTODOS DE VALUACIÓN DE ACTIVOS CROD VS VNR ............................................................. 372


REVISIÓN DE LAS METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

INFORME FINAL

1 INTRODUCCIÓN

Este informe presenta la versión final del estudio correspondiente a la Revisión de las Metodologías de Remuneración de las Actividades de Distribución y Transmisión de Energía Eléctrica. El Informe analiza la experiencia regulatoria en los segmentos de distribución y transmisión de energía eléctrica en once países seleccionados conjuntamente con la CREG.

El Informe está organizado en cuatro secciones, además de esta breve introducción. En la Sección 2 se presenta un Resumen Ejecutivo del Informe; en la Sección 3 se analizan los principales modelos y metodologías usadas en la regulación de la transmisión y distribución de energía eléctrica; en la Sección 4 se presenta la experiencia internacional correspondiente a los once países seleccionados: Australia, Brasil, California, Chile, España, Gran Bretaña, Irlanda del Norte, Finlandia, Noruega, Panamá y Perú. Por último, en la Sección 5 se detalla el modelo de estática comparativa desarrollado, el cual permite realizar diversos análisis con los conceptos desarrollados en el estudio.

2 RESUMEN EJECUTIVO

El sector de energía eléctrica, principalmente en los países desarrollados, está viviendo un momento histórico debido al desarrollo de redes inteligentes. Esta situación hace que las políticas aplicadas en el pasado, y en buena medida en el presente, no resulten recomendables en el nuevo contexto. Debido a eso, en el nuevo modelo regulatorio de Gran Bretaña (OFGEM, 2010), RIIO (Revenue= Incentives+Innovation+Outputs), el foco del análisis regulatorio se encuentra en el largo plazo, es decir, orientado al desarrollo de la red necesaria para prestar el servicio en las próximas tres décadas. La visión del regulador británico puede sintetizarse en una frase del documento final:

“One thing is clear: Business as usual is not an option”. Networks will need to be smarter, integrating increasing local renewable and intermittent sources of gas and electricity production and encouraging customers to make their demand more flexible aided by the rollout of smart meters.”

Conjuntamente con esa visión de largo plazo, coexiste una visión más cortoplacista enfocada a mejorar el nivel de competitividad de los sectores productivos y tarifas finales a usuarios regulados. En efecto, en muchos países del mundo se asiste a una serie de presiones políticas y regulatorias tendientes a la reducción de las tarifas aplicables a los usuarios finales de dichos servicios.

Dentro de este contexto, en el presente documento se revisan los principales tratamientos regulatorios dados por once países considerados en el proyecto: Brasil, Chile, Perú, Panamá, España, Gran Bretaña, Irlanda del Norte, Australia, California, Noruega, y Finlandia. Además del esquema regulatorio general aplicable, se analizan en detalle los principales bloques regulatorios: Base Regulatoria de Activos, Costo de Capital, Costos de AOM, Pérdidas y Calidad del Servicio.

2.1 Modelos y Metodologías de Remuneración de Redes de Energía Eléctrica

Es bien conocido que el objetivo regulatorio de maximizar el beneficio social, manteniendo al mismo tiempo el equilibrio económico-financiero de los operadores de redes, requiere de una solución del tipo segundo-mejor consistente en que los ingresos totales coincidan con


los costos totales por la operación y prestación eficiente del servicio. El problema regulatorio reside en determinar cuál es el nivel eficiente para los costos de prestar el servicio.

En la práctica los reguladores aplican diversos métodos económicos y mecanismos de regulación que implican, en definitiva, variados criterios para determinar restricciones a los precios y/o ingresos de las compañías reguladas, o a sus beneficios. Entre los mecanismos más usados cabe mencionar:

Modelos basados en el Costo del Servicio

Modelos basados en Incentivos (Incentive – based)

o Regulación por Precio Máximo (Price Cap) o regulación por Ingreso Máximo

(Revenue Cap).

o Yardstick Competition (o benchmarking, regulación mediante competencia

referencial).

o Métodos híbridos (que surgen de combinaciones de los anteriores), tales

como la participación en los beneficios o en los ingresos (Profit-sharing o

Revenue-sharing), la determinación de bandas de precios (pisos y techos), u

otros.

2.1.1 Modelos de regulación

Las diferencias entre los distintos métodos de regulación pueden ser analizadas a través de la forma en que los mismos internalizan los riesgos del negocio. Así, en una regulación pura de tasa de retorno, el riesgo recae en el consumidor; mientras en una regulación pura de precio techo, el riesgo recae en la empresa, aunque como contrapartida a este mayor riesgo, si la empresa es eficiente, la misma puede apropiarse de más renta.

En general, el desarrollo de la regulación ha evolucionado desde los métodos tipos costo de servicio o tasa de beneficio, a los llamados métodos de regulación por incentivos, que aplican algún tipo de techo a los precios o los ingresos. En algunos casos, este techo se combina con un análisis comparativo (benchmarking).

En los casos de la regulación por tasa de retorno, el proceso de revisión tarifaria incluye

auditorías sobre costos fijos y variables, criterios para imputar los costos a los distintos usuarios, y una valorización de las inversiones que constituyen la base de capital sobre la que se aplica una tasa de rentabilidad que sea razonable para determinar el costo de capital (costos “prudentes”). En su aplicación, el método se convierte en uno de “ingreso máximo”, aunque sin los incentivos a la búsqueda de la eficiencia de éste.

En la práctica, se podría decir que actualmente, en los países con agencias regulatorias funcionando normalmente, no se observan casos de aplicación de esquemas puros de tipo Costo de Servicio, en los cuales el regulador realice un reconocimiento completo de los costos totales de las empresas, sin ninguna consideración de “eficiencia”. En efecto, la aplicación conlleva reglamentar una contabilidad regulatoria que permita revisar los costos incurridos por las empresas, en la cual se establece qué costos deben incluirse en los registros contables regulatorios, dónde y cómo; de esta forma el regulador puede, al momento de la revisión tarifaria, examinar y analizar los costos incurridos y decidir si alguno de ellos debe eliminarse del reconocimiento tarifario.

Es bien conocido que la principal desventaja de este método son los escasos incentivos que se generan para una gestión eficiente, y los incentivos que crea a la empresa para que ésta eleve los costos necesarios para brindar el servicio.

La forma más habitual de regular a partir del Costo de Servicio es a través de la Tasa de Retorno que se les reconoce a las empresas para remunerar sus inversiones. En la práctica, en un enfoque de regulación de tipo costo de servicio, la base de capital es el componente


que plantea los mayores desafíos. En efecto, los costos de explotación son más sencillos de auditar y todas sus variaciones repercutirán directamente en los beneficios de la empresa y, por tanto, en las tarifas (en el enfoque de costo de servicio, toda variación de los beneficios requiere modificar las tarifas, dado que lo que se busca es mantener la tasa de retorno reconocida). Así, los beneficios de la empresa regulada quedan prácticamente restringidos por el valor de las inversiones de capital y por la tasa de retorno de los mismos admitida por el regulador.

En la regulación por precio o ingreso máximo toda mejora en la eficiencia durante el período tarifario implicará costos menores a los reconocidos en el año base, pudiendo la empresa regulada apropiarse de los mismos. El modelo base es muy simple y consiste en la simple actualización del costo base por un factor de eficiencia, generalmente denominado Factor X. En cualquiera de los dos esquemas, un mecanismo ampliamente utilizado es ajustar el precio base por la inflación y luego deducirle el factor X (RPI-X)1. El mismo fue aplicado inicialmente para la regulación del servicio de telecomunicaciones en el Reino Unido (1984), y posteriormente generalizado a la regulación de prácticamente todos los servicios públicos. Puesto que el nivel tarifario de un año depende de una regla de evolución de los ingresos medios que es independiente de los costos, si la empresa logra que su eficiencia o productividad crezca por encima del factor X obtendrá –durante el período tarifario- beneficios superiores a los esperados. Las empresas ineficientes, por otro lado, son penalizadas.

El método tiene las siguientes características generales2:

El regulador autoriza un Precio Máximo representativo del año base o primer año del

período tarifario. La empresa regulada puede fijar un precio igual o menor al Precio

Máximo regulado, y se le permite retener cualquier beneficio que pueda obtener

mediante la aplicación de dicho precio.

El regulador especifica un factor de ajuste preanunciado, que permite ajustar el

precio máximo representativo del año base a los efectos de mantener el equilibrio

financiero de las empresas. Este factor de ajuste es el RPI-X, es decir, resulta de un

índice de precios ajustado con el factor de eficiencia X.

El precio máximo regulado del año base se ajusta, en los años subsiguientes del

período tarifario, mediante la aplicación del factor de ajuste RPI-X.

En períodos más largos de tiempo, el precio máximo es revisado por el organismo

regulador y puede ser modificado en función de la dinámica observada de los costos,

la demanda y otras condiciones que hacen a los beneficios de la empresa regulada.

La característica más saliente de estos modelos es que el proceso de revisión tarifaria implica un ejercicio de benchmarking para determinar el factor X. Es común que exista un

factor X general para todo el sector, XG, y un factor de ajuste específico XE . El factor XG generalmente se determina por índices de productividad tipo Malmquist o Tornqvist, mientras que el factor de ajuste específico XE se determina por modelos de costos eficientes, ya sean del tipo ingenieril o por fronteras de eficiencia.

1 Las siglas RPI se refieren a Retail Price Index. En general, es posible aplicar cualquier índice que permita medir la inflación que afecta los costos de las empresas (podría ser tanto un Índice de Precios de Consumo, un Índice de Precios Minorista, u otra alternativa).

2 El desarrollo se realiza para el caso del esquema de precio techo; sin embargo, cabe notar que es posible trasladar el mismo a un esquema de ingreso máximo permitido.


Cabe notar que los incentivos propios del mecanismo de regulación por Precio o Ingreso Máximo tienen un costo en términos de riesgo para las compañías: dado que no existen mecanismos inmediatos para el ajuste de los costos y su estructura, o del mercado atendido, la empresa regulada queda expuesta –durante el período tarifario- a cualquier desajuste en los mismos, incluso aquellos que no están bajo su control. Este mayor riesgo asociado al mecanismo de precios o ingresos máximos se refleja en el costo de capital, en la medida en que los inversores requerirán una mayor tasa de retorno que los compense de este riesgo adicional. Debido a este riesgo, en la práctica se definen revisiones tarifarias periódicas, cada 4 o 5 años, con el objeto de corregir los desbalances y eventualmente de transferir los beneficios de las ganancias de eficiencia a los usuarios del servicio.

En el esquema de Ingreso Máximo el regulador fija un límite a los ingresos totales que la empresa puede obtener en un período dado (el período tarifario).

Por último, cabe indicar que dado que ciertos costos están fuera del control de gestión de la empresa, y que la variación de los mismos podría exponer a riesgos muy elevados a la compañía, la mayoría de los sistemas de precio techo permiten el traslado directo de ciertos costos (pass-through).

En la Regulación mediante Competencia Referencial o Yardstick Competition se

determinan los costos medios del conjunto de empresas similares, siendo que los beneficios de cada empresa resultarán de la diferencia entre los ingresos de acuerdo con la tarifa resultante de los costos medios, y los costos reales. La empresa más eficiente establece la mejor práctica y se utiliza como referencia para regular a la industria. El incentivo financiero de cada empresa depende de su funcionamiento relativo: si la empresa funciona relativamente mejor que las demás es recompensada, y si funciona relativamente peor es penalizada. Para ello es necesario contar con un número significativo de empresas operando en situaciones comparables.

En la práctica este mecanismo regulatorio consiste en aprovechar la información de costos reportada por el conjunto de empresas reguladas. Si la cantidad de empresas es grande, las empresas tienen bajos incentivos a declarar costos mayores a los reales, ya que en el promedio esto será irrelevante. Generalmente, este tipo de regulación se combina con otros instrumentos regulatorios, como el RPI-X. De hecho, desde el punto de vista cuantitativo, los modelos que se usan son similares a los utilizados para determinar el factor de eficiencia X.

En la Regulación según la Participación de Beneficios o Participación de Ingresos (Sliding Scale Regulation) la idea implica ajustar las tarifas si la tasa de retorno real (o el

ingreso real) se separa de una tasa de referencia (o del ingreso regulado), limitando de esta forma los beneficios (o los ingresos) extraordinarios de la empresa.

Una forma de hacer esto es trasladando al consumidor parte de los beneficios / pérdidas de las empresas reguladas, determinando un porcentaje de traslado a tarifas de las diferencias entre los costos unitarios reconocidos en la revisión tarifaria y los costos reales observados durante el período tarifario.

De esta forma, el regulador fija un nivel objetivo de ingresos / beneficios que se le permite a la empresa regulada. Esto suele hacerse considerando una banda dentro de las cual los ingresos / beneficios no se comparten, y unos valores límite (inferior y superior), a partir de los cuales los ingresos / beneficios de la empresa comienzan a compartirse con los usuarios. Si el desempeño de la empresa es mejor que este objetivo (es decir, si tiene beneficios o ingresos mayores a los permitidos), las ganancias deben ser compartidas con los usuarios. En contrapartida, si el desempeño de la empresa es peor que el objetivo impuesto por el regulador, las pérdidas de la empresa también se comparten con los consumidores. En teoría, el objetivo del regulador es distribuir lo más justamente posible las ganancias y los riesgos entre las empresas y sus clientes. Esto en general se hace a partir de un mecanismo de ajuste de los ingresos en el siguiente período tarifario. Este modelo, en general se aplica en conjunto con un modelo de Precio o Ingreso Máximo. Este esquema


implica un intermedio entre los modelos de Precio o Ingreso Máximo y los modelos de Tasa de Retorno.

2.1.2 Metodologías de regulación

Cualquiera sea el modelo regulatorio adoptado por el organismo regulador, completar un estudio tarifario en empresas de distribución y transporte de energía eléctrica requiere los siguientes pasos:

1. Determinar los Costos de Capital que serán reconocidos en las tarifas, compuestos por:

a. la Base Regulatoria de Activos (BRA); y

b. la tasa de retorno que se aplicará a la BRA para determinar el costo de capital.

2. Determinar los costos de explotación que se le reconocerán a la empresa para su traslado a tarifas.

En la práctica los ingresos reconocidos a la empresa regulada se determinan de forma separada para cada uno de los componentes de costos: costos de capital, costos operacionales, depreciación, etc. Para esto es posible utilizar una variedad de metodologías diferentes para cada tipo de costo (análisis no paramétricos – DEA -, análisis econométrico, entre otros). El desafío regulatorio consiste en lograr la consistencia interna en la forma en que se calculan los distintos componentes de costos, de forma de asegurar que no se den señales económicas contradictorias o que conduzcan a distorsiones, en particular dicha consistencia es especialmente importante entre los costos operacionales (OPEX) y los costos de capital (CAPEX).

Costos de Capital (Capex)

La determinación de la Base Regulatoria de Activos (BRA) es, junto con los costos operacionales, el factor de costos más importante a determinar. La BRA es el monto de inversiones realizadas por las empresas para la prestación del servicio que será remunerada a través de las tarifas cobradas a los consumidores. En este marco, una cuestión crítica e inherente a la preocupación fundamental de todo regulador es la definición de cuáles son las inversiones que deben ser remuneradas.

Dado que el objetivo de la regulación es emular condiciones de mercado, se deben proveer los mecanismos regulatorios para que el valor que se reconozca como BRA se corresponda con el objeto de la regulación. Hay muchos enfoques posibles para abordar este tema, pero el estado del arte actual se puede sintetizar afirmando que existen los siguientes enfoques principales para determinar la BRA:

1. Métodos basados en el valor económico o de mercado de los activos: a. Valor Presente Neto b. Valor de Comparación c. Valor de Mercado

2. Métodos basados en los costos de reposición de los activos: a. Costo Actual b. Costo de Reposición Optimizado y Depreciado c. Valor Nuevo de Reposición

3. Métodos híbridos

Quizá el método más usado es el basado en el costo de reposición de los activos. Estos métodos determinan el valor de un activo a partir del costo de comprar el mismo. Dado el carácter de largo plazo de los activos de empresas de redes eléctricas, la determinación del costo de reposición a lo largo del tiempo es complicada, debido al efecto combinado de la inflación, la depreciación de los activos y el cambio tecnológico.


A continuación se describen los enfoques de costo de reposición de activos más usualmente utilizados en empresas de redes:

Costo histórico de compra

En este enfoque, se considera el costo histórico de compra, y se lo ajusta reconociendo la inflación y la depreciación de los activos ocurrida entre los dos momentos de tiempo. Para determinar la depreciación es posible recurrir a valores históricos (contabilidad regulatoria), partir del reconocimiento de determinadas vidas útiles para cada tipo de activo por parte del regulador o bien de acuerdo a algún modelo previamente establecido por el regulador para determinar la vida útil remanente de los activos en servicio. La forma de depreciación, en general, responde al método lineal simple.

Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (DORC)

Uno de los métodos para determinar el valor de la BRA consiste en usar el valor de reposición de los activos ponderado por la vida remanente de cada equipamiento. Esto resulta en un valor menor que el valor bruto, v.g. si la vida útil promedio del activo es de 30 años y se determina que en promedio los equipamientos tienen 15 años de instalación, el DORC (por sus siglas en inglés: Depreciated Optimized Replacement Cost) es aproximadamente la mitad que el valor bruto. Este método requiere del reconocimiento explícito de gastos de amortización para asegurar la rentabilidad sobre la base de capital. Este método tiene un problema importante que radica en la complejidad y la asimetría de información que surge cuando se requiere calcular la vida remanente de los activos. Para ello las empresas deben llevar un sistema de contabilidad regulatoria que permita hacer un seguimiento de los activos.

Como se dijo, el método requiere de un seguimiento de los activos reales (contabilidad regulatoria, vidas útiles reconocidas, o bien un “modelo” para determinar la depreciación de los activos). Pero es, quizá, el método más usado por los reguladores.

Valor Nuevo de Reposición (GORC)

El otro método usado con mucha frecuencia en la valoración de activos es el Valor Nuevo de Reposición (VNR), o sea, el costo de reposición de los activos existentes por nuevos activos. Este método es también conocido como Gross Optimised Replacement Cost

(GORC), ya que no incluye la depreciación.

Los nuevos activos que se utilizarán para reponer los viejos se determinan generalmente mediante la construcción de una empresa de referencia que provee exactamente el mismo servicio que la empresa regulada, pero en condiciones de eficiencia. El proceso de sustitución de activos por otros equivalentes, incluye los cambios tecnológicos. Para determinar cuáles son esos activos se requiere hacer algunas hipótesis sobre el mercado, para así precisar cuáles activos son adaptados a la demanda que se proyecte.

La principal virtud conceptual de este método reside en que replica los costos de un nuevo entrante y, por lo tanto, las condiciones de mercado. En este sentido, es el método que mejor aproxima la solución de mercado que se quiere emular.

Estos costos sólo se ajustan por inflación durante el período de aplicación, pero en cada negociación se recalculan a precios de mercado, es decir los índices de ajuste solo se utilizan para garantizar en términos reales los ingresos dentro del periodo tarifario, pero el índice clave es el valor del mejor equipamiento. Si dentro de un período la inflación fue superior al incremento de precios promedio del equipamiento, éste se corrige cada un determinado período, cuando se ajusta por este último, asegurando de este modo la eficiencia dinámica.

Los principales problemas de este método están relacionados con la aplicación práctica del mismo. La elección de la tecnología más eficiente y la optimización de las redes puede redundar en criterios subjetivos a la hora de fijar los parámetros de reserva, calidad


resultante, entre otros. Por esta razón, es un método que no minimiza la disputa entre el regulador - regulado.

Por último, cabe mencionar que en el caso de las empresas que poseen capacidad ociosa y activos desadaptados, el método DORC resultará en una base de activos mayor que el método VNR o GORC, aunque parcialmente compensada por las depreciaciones y por el uso efectivo de la capacidad, y, por lo tanto, mayores tarifas que las estimadas por este último método. Por el contrario, si la empresa tiene activos viejos, el método VNR resultará en valores más altos que los encontrados por el método DORC. En ese sentido, el enfoque VNR da resultados que son independientes de la edad de los activos.

En situaciones de equilibrio de largo plazo, los dos métodos arrojan resultados equivalentes, tanto en tarifas como en gastos de capital, siempre que la estimación de la vida útil regulatoria de los activos en servicio sea adecuada, es decir, que sea lo más parecida posible a la vida útil real de los activos en servicio.

Por último, interesa mencionar que, a diferencia del método DORC –donde el seguimiento de los activos se realiza a partir de los activos reales - en el método GORC se estima el VNR de una empresa modelo, es decir, de un nuevo entrante. Ese nuevo entrante no tendría los mismos activos que el operador real, sino aquellos más adecuados para el servicio en el momento en que se simula que ingresaría a prestar la actividad. Por lo tanto, en este caso, en principio, hacer un seguimiento de los activos reales no es consistente con la metodología de VNR. En ese marco, cabe resaltar que pretender realizar un seguimiento de los activos dentro del GORC no tiene un sustento teórico.

Métodos híbridos

Estos métodos determinan el valor de un activo a partir de reglas de decisión regulatorias que se basan en los valores obtenidos por los métodos anteriores. Los métodos híbridos de determinación de la base de capital representan una intersección entre los métodos de valor y los de costos. Una de las reglas híbridas más conocida es la denominada “Optimized Deprival Value (ODV)”. Este se define como la pérdida que podría esperarse si la empresa es desprovista de los beneficios futuros potencialmente generables por el activo. Su forma de cálculo resulta bastante compleja ya que es el menor entre el DORC y el valor económico (VE). Conceptualmente, el objetivo del método ODV es la determinación de los activos de forma que se asegure la sustentabilidad de largo plazo. El valor obtenido debe ser igual a la pérdida que enfrentaría el propietario de los activos si fuese privado de los mismos y buscase alguna alternativa para minimizar dicha pérdida. El método ha sido aplicado en Nueva Zelandia.

Anualidad del capital y Vida útil de los activos

A través de la anualidad del capital se asume que, mediante un plan de mantenimiento adecuado de los activos, éstos no pierden potencialidad de servicio, y por ende no necesitan ser depreciados. Los OPEX tienen que estar en concordancia con las posibilidades de mantener el activo con igual capacidad y calidad de producción, por lo tanto con igual valor económico. En el caso eléctrico, este horizonte suele responder a 25-35 años. Mediante este esquema, una determinada suma de dinero constante se separa anualmente, de modo tal que el valor futuro acumulado de estos montos iguala los requerimientos de flujos monetarios para el mantenimiento y renovación en el largo plazo.

La aplicación de este método posee una hipótesis central de vida infinita de los activos (entendida como capacidad de producción), lo que requiere de algunas condiciones para su aplicación, por ejemplo que en el futuro la demanda no va a resultar continuamente menor (steady state), entre otros. Estas condiciones se dan en el caso eléctrico y en general en casi todos los servicios públicos de redes no contestables.

En resumen, el tratamiento de la vida útil de los activos debe ser coherente con el marco regulatorio general del sector, es decir, debe tener en cuenta la tasa de costo de capital


reconocida, los riesgos asignados a las empresas, los costos reconocidos de operación y mantenimiento y los objetivos de calidad del servicio. Por ejemplo, un aumento en la calidad de los requisitos de servicio, ceteris paribus, implica necesariamente activos más nuevos. Del mismo modo, la eliminación de la componente de riesgo regulatorio al estimar la tasa de costo de capital no es consistente, por ejemplo, con un cambio en la vida útil reconocida de los activos en servicio, ya que implica un cambio en las reglas del juego, alternado la estabilidad del regulador.

En cuanto a la determinación de la tasa de retorno del capital, la misma es la señal económica más relevante de todo el esquema regulatorio. Una inadecuada estimación de la misma puede atentar contra la sustentabilidad del conjunto de las medidas regulatorias. En efecto, en el contexto de la reforma al sector eléctrico, la actividad de redes de energía eléctrica requiere sumas muy elevadas de capital para su mantenimiento, renovación, y expansión. Como se puede entender, las tasas de retorno a este capital son un elemento crucial para que la inversión fija sea depositada en las actividades de distribución y transmisión, la que suele tener plazos de maduración de entre 20 y 40 años.

Así, la determinación de la tasa es de suma importancia no sólo por el fuerte impacto que tiene en los flujos de fondos, sino porque errores en su determinación pueden, por ejemplo, no atraer inversiones o bien no generar un negocio sustentable, obligando al inversor a posicionarse por debajo del óptimo de inversiones con el consecuente impacto en calidad. Por el contrario, si la tasa resultase en niveles altos, el negocio regulado ganaría una tasa por encima de la que hubiese obtenido en el mercado, generando una distorsión de precios y por ende una mala asignación de recursos con cargo a los consumidores.

El cálculo de la tasa es motivo de amplio debate. Se pueden reconocer en América Latina los siguientes enfoques para la determinación de la tasa de retorno:

Tasas fijas establecidas en la Ley: o En Chile y Perú se establecen por Ley tasas fijas con bandas (se hace de

forma posterior al cálculo tarifario un chequeo de rentabilidad). o En El Salvador se establece una tasa fija sin bandas.

Tasas calculadas con la metodología CAPM / WACC o Con aplicación efectiva: en Brasil, Colombia, Argentina (hasta 2001); la tasa -

tanto en los segmentos de distribución como de transmisión- se determina en cada proceso tarifario.

o Con aplicación potencial: En Guatemala –tanto en distribución como en transmisión-, la tasa se

calcula con un método CAPM / WACC y se compara con una banda de valores de referencia (establecidos en la Ley). Si la tasa calculada se encuentra dentro de la banda, se utiliza la misma; en caso contrario se utiliza el límite inferior o superior de la banda, según corresponda (el límite inferior si la tasa calculada es menor al mismo; y el límite superior si la tasa calculada es mayor al mismo).

En Panamá -tanto en los segmentos de distribución como de transmisión-, la tasa se calcula con un método CAPM / WACC y se compara con un valor surgido de un método por comparación establecido en la Ley (la tasa definida por el regulador no podrá diferir en más de 2 puntos porcentuales de la tasa resultante de sumarle 800 puntos básicos al rendimiento de los bonos del Tesoro de Estados Unidos a 30 años en el caso de la actividad de distribución; y 700 puntos básicos en el caso de la actividad de transmisión).

Tasas calculadas mediante comparación, sin aplicación potencial de la metodología CAPM / WACC: en Bolivia, para la determinación de las tarifas de distribución, las empresas debían calcular la tasa de retorno del capital propio como el promedio aritmético de las tasas de retorno anuales sobre el patrimonio del grupo de empresas


listadas en la Bolsa de Nueva York (NYSE), e incluidas en el índice Dow Jones para empresas de servicios públicos de los últimos tres años. El costo de endeudamiento se reconocía de forma separada.

Pero el método que mayor consenso ha adquirido es el Weighted Average Cost of Capital en combinación con el Capital Asset Pricing Model (CAPM/WACC). Cabe señalar que en América Latina, la variante más comúnmente utilizada de estos modelos es la del Country Spread Model que considera el riesgo país como variable independiente en la estimación de la tasa de retorno.

Costos Operacionales (OPEX)

La metodología para determinar los OPEX no debe estar disociada del método para determinar la BRA. Por ejemplo, en aquellas regulaciones que se basan en el criterio de una empresa eficiente de referencia, la BRA se valoriza de acuerdo al concepto de VNR (que como ya se ha visto considera criterios de optimización de un nuevo entrante), y los OPEX se determinan a partir de la simulación de una empresa modelo. Dicho de otra manera, si se parte de que los activos están a nuevos, los costos de mantenimiento de los mismos son menores que si se trabaja con activos depreciados.

Considerando los procesos, los costos operacionales que se analizan son los siguientes:

Costos de operación y mantenimiento

Costos comerciales

Costos de administración

Considerando la naturaleza de los gastos, los costos que se analizan son los siguientes:

Personal,

Administradores,

Servicios de Terceros,

Materiales y Suministros,

Arrendamientos y Alquileres,

Seguros, Tributos.

Para determinar los costos operacionales eficientes existen dos métodos principales:

1. Bottom–up, también conocido como benchmarking endógeno o teórico: se

determina a partir de una función teórica especificada sobre la base de la tecnología

del proceso productivo, frecuencias y recursos requeridos para ejecución de

procesos y actividades comparados.

2. Top–down, también conocido como benchmarking exógeno o empírico: se realiza a

partir de una función empírica basada en los mejores resultados observados en la

práctica.

Cualquiera que sea la metodología a emplear, lo importante es guardar consistencia con la determinación de los costos de capital. Si para los costos de capital se considera activos

a nuevos, entonces para determinar los costos operacionales eficientes no se puede usar información de los costos reales de las empresas, pues éstos están asociados a la antigüedad de los activos.

2.1.3 La evolución reciente de la regulación

En los últimos 30 años se ha observado en los distintos países un cambio en los modelos para regular las industrias de redes. En una primera instancia, la evolución de la práctica regulatoria reflejó los esfuerzos para mitigar las desventajas de información que enfrentaban los reguladores, y en general los diseños regulatorios apuntaron a mejorar la eficiencia


económica del sector. Así, los reguladores comenzaron a introducir nuevas formas de regulación basadas en incentivos, diseñados para introducir mayores estímulos a las empresas para reducir sus costos, a partir de separar la determinación de las tarifas reguladas de los reales costos incurridos por las empresas.

En los últimos años se han dado una serie de circunstancias que han vuelto a afectar la dinámica de los mercados, en particular el incremento de restricciones medioambientales, sumado a los avances tecnológicos significativos que están permitiendo la implementación de “redes inteligentes”. Todos estos aspectos han conducido, recientemente, a un amplio debate sobre cómo la regulación debe cambiar para acomodarse a este nuevo escenario. En cualquier caso, no se trata de pensar estos modelos como diferentes, sino como el resultado de un proceso dinámico en donde regulador y regulado han ido aprendiendo.

En este contexto, una parte de la cuestión se orientó principalmente en dos enfoques para intervenir en las decisiones de inversión: las llamadas input-based regulation and output-based regulation. La diferencia entre uno y otro enfoque descansa fundamentalmente en dónde está el foco de la regulación. El primero (input-based) se caracteriza por una fuerte sesgo en la búsqueda de la reducción de costos (insumos). El segundo (output-based) se caracteriza, en cambio, en que el foco está en la relación precio-servicio ofrecido, considerando especialmente el nivel de confiabilidad, seguridad y la calidad del servicio, la satisfacción de los consumidores, el impacto ambiental, la conexión de generación distribuida, entre otros, sobre la base de los cuales las empresas planifican, invierten y son compensadas o penalizadas siempre que no cumplan con los objetivos impuestos. Este segundo enfoque ha sido el elegido reciente por la Ofgem. Este enfoque presenta importantes desafíos para el regulador, ya que éste debe definir un conjunto consistente y fácilmente medible de productos, así como penalidades y recompensas justas que eviten remunerar o castigar a las empresas ante situaciones fuera de su control.


2.2 Verticalización y liberalización del sector

2.2.1 Integración vertical del sector

En general, la normativa de los países analizados incluye cláusulas para evitar la verticalización del sector.

En Australia, la reforma de la industria eléctrica se inició en la década de 1990 y consistió

entre otros aspectos, en el desarrollo de empresas separadas para los monopolios de red (transmisión y distribución) y para las funciones competitivas de generación y comercialización. Dentro de dicha reforma, un hito central fue el establecimiento del Mercado Eléctrico Nacional (National Electricity Market / NEM) en las regiones sur y este de Australia. El NEM opera en los Estados de New South Wales, Victoria, Queensland, South Australia y Tasmania y en el Territorio de la Capital de Australia (Australian Capital Territory, ACT). Western Australia y el Northern Territory no pertenecen al NEM, ya que sus redes no están interconectadas con las del NEM y las distancias entre sus centros de carga y la red interconectada de los estados que integran el NEM son muy grandes.

En Brasil, la Ley 8.987/1995 dispone sobre el régimen de Concesión y/o Permiso, aplicables a la prestación de los servicios públicos, estableciendo que la prestación de los mismos se efectúa mediante las figuras de Concesiones o Permisos, adjudicadas a través de un proceso licitatorio. El poder concedente es la Unión o Estado. Las Concesiones o Permisos son formalizados mediante un Contrato. Por otra parte, la Ley 9.074/1995, estipula los criterios y normas a considerar en el otorgamiento de Concesiones o Permisos de los servicios públicos en general y de Energía Eléctrica en particular. Puntualmente establece la segmentación de actividades impidiendo a las concesionarias de distribución del Sistema Interligado Nacional (SIN) realizar actividades de generación, transmisión, etc. Igualmente las empresas de generación están impedidas de ser controladas por grupos económicos que desarrollen actividades de distribución, transmisión, etc.

En Gran Bretaña existen 14 empresas distribuidoras que pertecen a siete grupos económicos. La transmisión está en manos de tres empresas transmisoras regionales. La normativa vigente establece el requerimiento formal de separar los negocios de distribución y comercialización o suministro, además obliga a que la actividad de distribución sea licenciada en forma independiente del suministro.

El sistema eléctrico de Irlanda del Norte es regulado por el Northern Ireland Authority for Utility Regulation (NIAUR - The Utility Regulator). La legislación que define la estructura del mercado eléctrico es la Electricity Regulation (Amendment) (Single Electricity Market) Act 2007. En cuanto a los operadores de redes y de mercado, en Irlanda del Norte se han otorgado tres licencias de transmisión, una licencia de distribución y una licencia para operar el mercado eléctrico del país. La empresa Northern Ireland Electricity LTd (NIE) posee la licencia para el sistema de trasmisión principal, así como para el mercado de distribución, lo que le otorga considerable participación sobre el operador del sistema, SONI. Por otro lado, en 2010 surgió efectivamente la figura del comercializador (Supplier), a pesar de haber sido autorizada regulatoriamente algunos años antes, que puede adquirir energía en el SEM y venderla a sus clientes, en un esquema competitivo.

La determinación final del regulador respecto del RP5 fue adoptada en octubre de 2012, y entre sus proyectos cuenta cn el denominado Third European Internal Market Directive (IME3) pretende quebrar el poder monopólico en la gestión de la red de transmisión, permitiendo la participación de nuevos agentes en las decisiones de inversión. En Irlanda del Norte se estima que esto podría lograrse disociando la parte operativa del área de planificación y desarrollo.

En Chile, la Ley de Hidrocarburos de 1998 crea la CNE como ente regulador del funcionamiento de los sistemas energéticos (energía eléctrica e hidrocarburos líquidos y gaseosos). Se estipula como misión general de la CNE: “velar por la competencia efectiva


en los sistemas energéticos y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumidores”. En los aspectos relativos a la competencia se destacan las siguientes funciones de la CNE:

“velar para que los sujetos que actúan en los mercados energéticos lleven a cabo su actividad respetando los principios de libre competencia”. Obligación de informar al SDC en caso de detectar indicios de prácticas anticompetitivas.

“informar preceptivamente sobre las operaciones de concentración de empresas o de toma de control de una o varias empresas energéticas por otra que realice actividades en el mismo sector cuando las mismas hayan de ser sometidas al Gobierno para su decisión”

Sin embargo, las condiciones efectivas de prestación de los servicios de eléctricos operan con con un grado elevado de integración.

En España la Ley del Sector eléctrico estableció la obligación de separar jurídica y contablemente dentro de las empresas eléctricas las actividades reguladas (transporte y distribución) de las actividades liberalizadas (generación y comercializació. La Directiva 2003/54/CE y su posterior transposición a la normativa española (Ley 17/2007) profundizaron en este aspecto e impusieron a los grupos verticalmente integrados la separación funcional de sus actividades, de manera que no se comprometa la competencia en las actividades liberalizadas. La organización institucional incluye, además de la comisión reguladora (CNE), las figuras del operador del sistema encargado de la gestión técnica y del operador del mercado encargado de la gestión económica del sistema.

En Finlandia, la empresa de transmisión Fingrid participa en actividades de generación, por lo que se le han impuesto estrictas normas de control a los fines de asegurar el cumplimiento de prácticas de mercado competitivas. En efecto, actualmente las empresas integradas están obligadas a segregar las actividades que desempeñan, con foco especial sobre el operador del sistema de transmisión en virtud de que entre sus accionistas se encuentran dos empresas de generación, Fortum y Pohjolan Voima.

En la parte de distribución, La participación de mercado de las tres empresas más grandes representa entre el 35% al 40% del mercado. En promedio, cada empresa distribuidora provee servicio eléctrico a 38.000 usuarios.

En Noruega desde el año 1991 las autoridades establecieron un mercado eléctrico competitivo y promovieron el libre acceso de participantes. El gobierno posee más del 90% de las redes del sistema a través de la empresa Statnett SF, que opera gran parte del sistema de transmisión (TSO). Las líneas restantes son atendidas por 25 compañías del sector privado y autoridades municipales. Gran parte de las redes regionales y de distribución son propiedad de autoridades provinciales y municipales. Por otro lado, la mayor parte de las empresas distribuidoras son municipales. También, un 88% de la capacidad de producción se encuentra en manos estatales, 52% pertenece a las autoridades de municipios y condados y 36% al Gobierno Central. Existen 157 distribuidoras DSO, en su mayoría municipales de propiedad estatal, de las cuales 34 registran solo operaciones exclusivas del área de distribución, y entre las cuales 8 cuentan con más de 100.000 usuarios finales, registrando en conjunto el 60% de los consumidores residenciales del país. Al igual que Finlandia, con excepción de la empresa que opera en el área de Oslo (541.000 clientes), las restantes empresas distribuidoras son pequeñas con una participación de mercado menor al 1%. Del total de empresas de distribución y comercialización que registra el mercado, 20 reportan tener menos de 2.000 usuarios.

En Panamá las empresas de distribución no pueden solicitar nuevas concesiones, si al hacerlo atienden de forma directa o indirecta, a través del control accionario de otras empresas de distribución, más del 50% del número de clientes totales del mercado nacional. En casos particulares, el regulador podrá autorizar que se exceda dicho porcentaje. Un


distribuidor puede desarrollar otras actividades (generación, comercialización) siempre que permita diferenciar las operaciones por tipo de actividad. La participación directa o indirecta en el control de plantas de generación no podrá exceder el 15% de la demanda atendida en su zona de concesión. Asimismo, se permite la realización de otras actividades no reguladas utilizando la infraestructura física, comercial, etc. del sector regulado (por ejemplo, alquiler de postes), pero se obliga a la empresa a ajustar su base de capital.

2.2.2 Liberalización del sector

En España, desde el 1 de enero de 2003, fecha en que se alcanzó la plena apertura del mercado, todos los consumidores pueden contratar el suministro en condiciones libremente pactadas con el comercializador de su elección.

En Finlandia el mercado está liberalizado. Los consumidores pueden comprar la energía a cualquier comercializador, pudiendo negociar las tarifas. Los comercializadores deben publicar los precios de lista para los consumidores que están obligados a servir. Cada uno de los más de 90 operadores de redes de distribución y aproximadamente 10 operadores de redes regionales tienen sus propias tarifas.

En Noruega, al igual que Finlandia, el mercado también está liberalizado, habiendo más de 190 empresas comercializadoras. Desde el punto de vista de la comercialización minorista, el usuario final dispone de la posibilidad de escoger la empresa comercializadora o distribuidora local. Esto ha transformado la venta de energía en Noruega en un mercado con alto grado de competitividad entre las empresas, siendo uno de los mercados más competitivos del mundo. En el 2011, más del 10% de las unidades residenciales en Noruega cambiaron de proveedor.

En Panamá la Ley obliga a las distribuidoras a comprar mediante contratos de libre concurrencia la potencia y la energía para cubrir la demanda de sus clientes regulados, que no cubren con generación propia. Los actos competitivos para la compra de potencia y/o energía son públicos, de libre acceso y no discriminatorios (marcas o tecnologías específicas). Los grandes clientes, aquellos con demanda máxima de potencia superior a 100 kW, tienen la opción de negociar libremente los términos y condiciones de suministro de energía o acogerse al mercado regulado. Las cooperativas, centros comerciales, edificios, asociaciones de usuarios, complejos habitacionales, recreativos y similares, pueden ser considerados como grandes clientes Para optar por la tarifa no regulada, un gran cliente debe disponer de telemedición horaria (SMEC), debidamente habilitada por el Centro Nacional de Despacho (CND). Un gran cliente puede volver a optar por una tarifa regulada, pero en dicho caso deberá permanecer un período mínimo de 6 meses en esta nueva condición. Cabe destacar que en Panamá no hay comercializadores independientes.

En Brasil los consumidores con demanda igual o superior a 3 MW y fecha de conexión a la red posterior al 8 de julio de 1995 y los consumidores conectados anteriormente a esa fecha con tensión de suministro mayor o igual a 69 kV pueden comprar su energía a cualquier suministrador. Los consumidores con demanda superior a 500 kW pueden comprar energía a la concesionaria de distribución local a tarifa regulada o pueden negociar libremente la compra a generadores de fuente incentivada (pequeñas centrales hidráulicas, térmicas a biomasa o eólicas).

En Chile la actividad de distribución regulada es la que se presta a niveles de voltaje de 23 kV o menos, y a consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a los 2.000 kW. Las empresas generadoras pueden vender energía a clientes de potencia conectada superior a 2.000 kW, o bien clientes que teniendo una potencia conectada superior a los 500 kW e inferior o igual a los 2.000 kW, hayan optado por suscribir un contrato libre.

En Perú la ley estableció un tope de 1.000 kW como límite de potencia para ser considerado usuario regulado. El reglamento de usuarios modifica el criterio anterior y establece que los Usuarios cuya máxima demanda anual sea igual o menor a 200 kW, tienen la condición de


Usuario Regulado. Los Usuarios cuya máxima se encuentre entre 200 kW, y 2.500 kW, tienen derecho a elegir entre la condición de Usuario Regulado o de Usuario Libre. Los Usuarios cuya máxima demanda anual sea mayor a 2.500 kW, tienen la condición de libres.

En Gran Bretaña se dio un proceso de paulatina introducción de la competencia en el sector de abastecimiento. Desde un principio los grandes consumidores podían establecer contratos libres con sus proveedores. Esta situación avanzó hacia una mayor competencia a través de tres etapas:

1- La primera etapa contempló a un 10% de los clientes con medidores especiales que reportan el consumo cada media hora. Este cambio se realizó en áreas específicas, Chester, Mold, Holywell, Hull, Hornsea, Beverly, Motherwell, Airdrie, Lanark, Norwich, Fakenham, Lowestoft, Cromer.

2- La segunda etapa contempló a una tercera parte de los clientes domésticos y todos los clientes comerciales.

3- Finalmente se introdujo a todo el resto de los consumidores domésticos.

2.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes y energías renovables no tradicionales

En Brasil el mayor programa de incentivo a las fuentes alternativas de energía eléctrica es

el Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas (PROINFA), gerenciado por Eletrobrás. El PROINFA tiene por objeto incentivar el uso de fuentes renovables no convencionales (eólica, biomasa y Pequeñas Centrales Hidráulicas - PCH), así como fomentar el crecimiento de la industria nacional en ese campo. El esquema vigente incluye subastas de compra de energía de bloques de energías renovables (ER). La transmisión, a su vez, cuenta con tarifas diferenciales para ER.

En Chile la normativa vigente obliga a los distribuidores abastecer a sus clientes finales con un porcentaje creciente de energía renovable no convencional (ERNC), llegando a 25% en 2025. Se establecen sanciones por incumplimiento y aparece un mercado secundario de Certificados Verdes (marginal a la fecha). El Gobierno realiza licitaciones públicas de bloques de ERNC para que las distribuidoras puedan cumplir con la meta. La medida se complementa con la facilitación de la conexión a las redes de distribución para Pequeños Medios de Generación de hasta 9 MW, y la exención total o parcial del pago de peaje para generadores hasta 20 MW de capacidad.

Con relación al desarrollo de redes inteligentes, algunas empresas están desarrollando planes pilotos de medición inteligente.

En Australia existe una propuesta para colocar medidores con capacidad de medición en intervalos horarios y de comunicación remota para todos los clientes, los cuales deben acceder a tarifas horarias. Algunas empresas han creado portales web que permiten a sus clientes con estos medidores controlar y gestionar su consumo y el costo asociado. Existe además una iniciativa para redes inteligentes denominada Smart Grid, Smart City, la cual explora el uso de comunicación avanzada, sensores y equipo de medición para proveer información a los clientes sobre el uso de energía, implementación de automatismos y obtención de ahorros, y para mejorar la confiabilidad de las redes. Se están considerando opciones para conectar más generación distribuida (como la solar) y vehículos híbridos a la red.

En cuanto a las ERNC, existen tres instrumentos:

El Plan para un Futuro de Energía Limpia tiene como objetivo la reducción de

emisiones para 2020. El mecanismo central es la fijación de un precio de carbono. El plan incluye asistencia financiera para diferir el aumento en el costo de la energía para los hogares de ingresos medios y bajos. Este esquema de precio fijo será reemplazado por uno de comercialización de emisiones en julio de 2015, en el que el precio será el resultado del mercado.


El Esquema RET (objetivo de energía renovable) tiene como meta alcanzar el

compromiso de una participación de la ER en la generación de 20% en 2020. El esquema otorga subsidios a la generación eólica y solar, requiriendo que una parte de la energía vendida por los suministradores provenga de fuentes renovables desarrolladas después de 1997.

Por último, el esquema “feed–in tariff”, establecido por los gobiernos estatales,

consiste en la fijación de un precio al cual los suministradores deben pagar para comprar energía solar producida por clientes residenciales (la misma no es comercializada en el mercado, pero quien la produce recibe un descuento en su factura; ya que el operador registra la generación como una reducción de la demanda a ser provista a través de la red nacional).

España es uno de los países que ha liderado la utilización de tecnologías de redes inteligentes (smart grids). Bajo la normativa vigente, todas las distribuidoras eléctricas deben haber sustituido el 35% del parque de medidores por nuevos equipos inteligentes al término del 2014 y el 100% a fines de 2018.

En cuanto a las ERNC, España tiene como objetivo que el 20% de su consumo total de energía provenga de fuentes renovables para 2020. Luego de un avance muy notorio de la participación de las renovables en la generación de electricidad, como resultado de la aplicación de los fuertes incentivos económicos del régimen especial, la crisis económica y el constante déficit tarifario con relación a los costos han provocado la adopción de varias medidas que, entre otras, suprimen incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos y en general los incentivos contemplados en el Real Decreto 661/2007 para todas las instalaciones de régimen especial que aún no estuvieran inscritas en los registros de preasignación correspondientes. A partir del año 2013 se introducen cambios sustanciales en la metodología de asignación de emisiones derivados de la aprobación de la Directiva de 2009/29/CE. Con esta nueva Directiva, la metodología básica de asignación inicial de derechos de emisión pasa a ser la subasta. Además, se introduce un techo de emisiones a nivel europeo y una asignación de derechos de emisión centralizada con normas comunes en toda Europa. Los sectores sometidos a la Directiva 2009/29/CE tienen un techo comunitario de reducción de emisiones (“cap comunitario”), que supone una reducción de las emisiones de 21% en 2020 frente a 2005.

En Finlandia al menos 80% de los consumidores pequeños deberán contar con medidores inteligentes con lectura remota al fin de este año 2013. La mayor parte de las distribuidoras “finesas” estiman que habrán completado el cambio de medidores a fines de 2014. Para ello se reconocen los costos asociados a la incorporación de medidores inteligentes con un valor máximo por conexión de cliente.

En cuanto a las energías renovables no convencionales, el principal mecanismo de estímulo ambiental aplicado son los subsidios. Una de las aplicaciones más desarrollada como política de subsidios es el esquema Feed-in-Tariff, por medio del cual se otorga un precio

de “privilegio” a la energía inyectada de fuentes de generación eólica, hídrica, biogás y biomasa. Entre otros compromisos adoptados, se tiene también que para el 2020 la producción de eólica debe alcanzar los 6 TWh.

En Noruega el regulador (NVE) estableció como desafío para las distribuidoras en los

próximos años el incremento de actividades de investigación y desarrollo en materia de redes inteligentes. En efecto, la última revisión tarifaria incorporó en su metodología regulatoria incentivos a la innovación, “innovative incentive”, mediante el cual se autoriza la inclusión de tecnología inteligente en el ajuste tarifario regulatorio. La normativa vigente obliga a los DSO a instalar medidores inteligentes en cada punto de medición para el año 2017. Dado que no todos los medidores estarán totalmente depreciados al momento en que


sean reemplazados, la NVA accedió a compensar a aquellas empresas más perjudicadas por esta política.

Con relación al desarrollo de ERNC, para el año 2020, el gobierno noruego se comprometió a reducir 30% las emisiones de gases, y convertirse, para el 2050, en “carbón neutral”. Se ha creado un fondo monetario “new climate and energy fund”, con ingresos provenientes de

aranceles sobre el nivel de emisión de CO2 de las industrias. Este fondo se destina para la empresa estatal ENOVA que desarrolla tecnología avanzada en la materia, promueve el ahorro energético y alienta el uso de fuentes renovables de energía. Otra iniciativa es la incorporación de una tarifa de generación distribuida o feed-in tariff que permite a los usuarios con generación propia ingresar el excedente energético a la red. Otra medida es el acuerdo entre Noruega-Suecia que se comprometieron a expandir la producción eléctrica de origen renovable a 26.4 TWh para el 2020, lo que significa más de la mitad del consumo residencial actual en Noruega.

En California se ha implementado un programa para gestión de demanda (Demand Response) que busca desplazar consumo fuera de períodos de pico a través de señales de precios. Los programas de respuesta de la demanda se dirigen básicamente a grandes clientes comerciales e industriales que pueden modular carga en forma inmediata o programada. A esos clientes se les otorgan créditos en la factura o pagos por participar en los programas y se les solicita reducir la carga en días designados de carga pico. La iniciativa de Infraestructura de Medición Avanzada, (Advanced Metering Infrastructure /AMI) constituye un programa para incorporar a todos los usuarios a una red integrada electrónicamente, que permita mejores tecnologías de comunicación y control para gestionar el consumo de energía. Los costos del programa AMI están incluidos en los requerimientos de ingresos para la actividad distribución reconocidos por la CPUC a las empresas.

En cuanto a la promoción de energía renovable, la Renewable Portfolio Standard requiere

que los suministradores minoristas de energía regulados por la CPUC se provean del 33% de la energía anual vendida a sus clientes a partir de fuentes renovables en el año 2020. Adicionalmente, la Iniciativa Solar de California (California Solar Initiative/ CSI), y el Programa de Incentivos a la Autogeneración (Self-Generation Incentive Program /SGIP)

proveen incentivos para que los consumidores instalen tecnologías de generación distribuida de fuente renovable. La CSI fue establecida en 2006 y prevé pagos en el inicio y durante los primeros cinco años del proyecto, basados en el desempeño, para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos por clientes residenciales y comerciales de hasta 1 MW. La meta es alcanzar 1940 MW de capacidad solar instalada a fines de 2016. El SGIP fue establecido en 2001 y provee incentivos para apoyar recursos de generación distribuida, existentes, nuevos y emergentes. La mitad del incentivo se paga al principio y la mitad basada en el desempeño de la tecnología en 5 años. Las tecnologías aplicables son eólica, generación con residuos, turbinas de reducción de presión, motores de combustión interna, microturbinas, celdas de combustible y sistemas de almacenamiento de energía avanzados./

En Gran Bretaña, la normativa vigente prevé un compromiso vinculante a reducir las emisiones en 80% en 2050 y 34% en 2020, con relación a los niveles de 1990. A su vez fueron establecidos dos esquemas de incentivos:

i. La Obligación Renovable (RO) para incentivar renovables de gran escala, la cual requiere a los suministradores contratar con renovables un porcentaje creciente de la demanda. La RO recompensa la producción durante la vida útil de un proyecto.

ii. Feed-in Tariff (FiT), diseñada para generación renovable de pequeña escala, con la que los generadores son remunerados por cada unidad de energía que producen.

Respecto a las redes inteligentes, el Foro DECC/Ofgem para Redes Inteligentes fue creado por el Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) a los fines de apoyar la transición del Reino Unido a un sistema energético seguro, de bajas emisiones y costo razonable.


En Irlanda del Norte los objetivos ambientales se encuentran enmarcados dentro del programa “Delivering a Secure Sustainable Electricity System" (DS3) y en la “Renewable Energy Strategy” (RES) del 2009. Para el año 2020 existe un compromiso de proveer un 40% de energía renovable. Además, existe un plan de modernizar la red de trasmisión a los fines de permitir conexiones de 1.500 MW provenientes de fuentes renovables (con prominencia de recurso eólico, onshore y offshore).

En Perú la ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables promueve el aprovechamiento en la generación de electricidad de los Recursos Energéticos Renovables (biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz y energía hidráulica), cuya capacidad instalada no sobrepase de 20 MW. Las centrales eléctricas con energías renovables tienen preferencia en el despacho y se aplican primas –beneficio de subsidio- para cubrir el costo total de la producción. Además, hay una ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País.

En Panamá, en el año 1998 se crea por Ley N° 41 la Autoridad Nacional del Ambiente (ANAM) como ente rector en materia de recursos naturales y de ambiente. En el año 2004, se aprueba la Ley Nº 45, cuyos objetivos principales son optimizar el uso de los recursos naturales; proteger el ambiente y disminuir los efectos ambientales adversos, disminuir la dependencia del país de los combustibles tradicionales y diversificar las fuentes energéticas. La Ley fomenta así pequeñas plantas de generación utilizando fuentes nuevas, renovables y limpias, estableciendo diversos beneficios como:

Exoneración del cargo por distribución y transmisión a centrales mini hidroeléctricas, geotermoeléctricas y sistemas de centrales con otras fuentes nuevas, renovables y limpias con capacidad instalada menor a 10 MW cuando vendan en forma directa al distribuidor o en el mercado ocasional.

Exoneración de impuestos de importación, aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes; así como del Impuesto de Transferencia de Bienes Muebles y Prestación de Servicios, para la construcción, operación y mantenimiento de centrales de fuentes nuevas, renovables y limpias de hasta 500 kW de capacidad instalada.

Adicionalmente, existe un incentivo fiscal de exoneración del pago del Impuesto Sobre la Renta, durante los primeros 10 años contados a partir de la entrada en operación comercial del proyecto equivalente hasta el 25% de la inversión directa en el respectivo proyecto, con base a la reducción de toneladas de emisión de dióxido de carbono (CO2), el cual puede ser utilizado en un 100% (para plantas con capacidad instalada menor a 10 MW) o en un 50% (para plantas con capacidad instalada mayor a 10 MW).

En el año 2011 se sancionó la Ley N° 44, que establece incentivos para la construcción y explotación de centrales eólicas destinadas a cubrir hasta 5% sobre el consumo anual de energía del país.

Por último, a través de la Alianza en Energía y Ambiente (firmada en el año 2003) entre la Comisión Centroamericana de Ambiente y Desarrollo (CCAD) y el Gobierno de Finlandia, se promueve el desarrollo e implementación de proyectos de todo tipo de energías renovables por medio del financiamiento de los mismos.

2.3 Transmisión

2.3.1 Esquema regulatorio y períodos tarifarios

Con excepción de Finlandia que para la transmisión aplica un esquema más del tipo regulación por tasa de retorno, todos los otros países analizados regulan la transmisión por un esquema del tipo Ingreso Máximo.


En Australia, de acuerdo con las Reglas Nacionales, el AER debe determinar un tope para

los ingresos de cada negocio de transmisión, estableciendo el ingreso máximo que la red puede generar durante el período regulatorio (Revenue cap). Para fijar el Revenue cap, el AER aplica un modelo de building blocks, que determina el ingreso que el negocio de transmisión requiere para cubrir los costos eficientes y además obtener una rentabilidad “comercial” o de mercado.

El proceso de determinación del ingreso máximo permitido es del tipo “propuesta-respuesta” en el que la empresa transmisora desarrolla un plan detallado y propone los capex y opex que requiere, y a continuación el AER responde a la propuesta. El AER debe aceptar el plan si el mismo refleja razonablemente los costos de una empresa eficiente, o presentar un plan alternativo. De no estar de acuerdo con la determinación del AER, la empresa cuenta con una instancia de apelación ante el Tribunal de Competencia de Australia (Australian Competition Tribunal).

En el caso de Brasil, la revisión periódica de tarifas tiene como objetivo la definición del Reposicionamiento Tarifario, el que consiste en calcular el nivel de ingresos anuales compatibles con la cobertura total de los costos operacionales “eficientes”, y que a la vez garanticen un retorno razonable sobre el capital prudentemente invertido.

El reposicionamiento tarifario es un coeficiente de ajuste a aplicar a las tarifas actuales, el cual surge de la relación entre los Ingresos Requeridos (RR), netos de los ingresos por otras actividades, y los Ingresos Verificados (RV). El proceso de determinación del Reposicionamiento Tarifario se efectúa también con base en building blocks, los cuales,

actualmente, no se encuentran completamente integrados entre sí.

En Chile, la Ley Nº 19.940 implicó una modificación sustancial de la regulación vigente hasta entonces. Se efectuó distinciones conforme la funcionalidad y objetivos de cada instalación de transporte, estableciendo a la actividad como un servicio público que requiere una prestación continua, regular, uniforme y permanente, por lo que el prestador queda sujeto a la obligación de servicio, y a la obligación correlativa de inversión.

La totalidad de las instalaciones de transmisión interconectadas a un sistema eléctrico se califican en tres categorías:

las instalaciones que conforman el Sistema Troncal, o de uso común;

las instalaciones que conforman los sistemas de Subtransmisión, y que abastecen las zonas de distribución; y

las instalaciones que constituyen los sistemas Adicionales, correspondientes a

instalaciones de uso restringido al servicio de pocos clientes.

La ley definió a las dos primeras como segmentos de servicio público, con acceso abierto y obligación de servicio. Los sistemas Adicionales, por su parte, aun cuando no son calificados como un segmento de servicio público, se entienden de acceso abierto siempre que utilicen bienes nacionales de uso público y dispongan de capacidad remanente. En cada caso la Ley estableció una forma de remuneración consistente con los objetivos y usos concebidos.

En Gran Bretaña el modelo regulatorio y de remuneración de la actividad se basa en las

siguientes características:

Retorno permitido: determinado con base en la remuneración del capital invertido (depreciaciones y retorno del capital neto) y gastos eficientes de AOyM.

Financiabilidad del Plan de Negocios: consiste en un Análisis de Rentabilidad sobre el Capital Regulatorio Propio.

Mecanismo de morigeración de la incertidumbre en los costos: se compone de ajustes automáticos cuando los productos difieren de los definidos en la línea base,


cláusulas gatillo definidas en las Licencias de transmisión o ajustes temporarios durante el periodo tarifario.

En Irlanda del Norte, debido a que el sistema de distribución eléctrica y la red principal del sistema de transmisión se encuentran bajo el control de una misma empresa (NIE), el ente regulador realiza un único estudio tarifario para ambas actividades. La metodología regulatoria define el monto total de costos eficientes de la empresa NIE T&D.

El esquema tarifario utilizado para incentivar a la empresa NIE a gestionar sus costos de operación y de capital de manera eficiente, responde a la regulación de tipo ingresos máximos, Revenue Cap, con esquema RPI-X. Además, se establece un factor de corrección (K) que recupera cualquier divergencia ocurrida entre los ingresos permitidos y los recibidos por la revisión anterior.

En Perú, se establecen cuatro categorías de instalaciones:

Sistema Garantizado de Transmisión (SGT)

Sistema Complementario de Transmisión (SCT)

Sistema Principal de Transmisión (SPT)

Sistema Secundario de Transmisión (SST)

La proyección de las expansiones, la regulación aplicada y las tarifas reconocidas son específicas a cada categoría dada su funcionalidad.

En el caso de Noruega, por ejemplo, si bien la determinación de los ingresos máximos se realiza anualmente, los principios básicos para ese cálculo se re-evalúan periódicamente, con un período mínimo de 5 años. Dentro del período, pueden realizarse ajustes menores del modelo y también se actualizan anualmente algunos parámetros (por ejemplo, ajuste de precios por inflación, tasa de interés de referencia, y los costos de la energía para valorizar las pérdidas). Cabe destacar que la fórmula de la WACC está establecida en la la Regulación económica de redes y todos los parámetros, excepto la tasa libre de riesgo que se actualiza anualmente, están fijos. La regulación económica noruega establece que las empresas deben obtener un retorno sobre el capital razonable, para un desarrollo y gestión eficiente de la red. Está definido que todas las empresas deben ganar al menos un retorno de 2% promedio en los últimos cinco años.

En España, la Ley 54/1997, estableció en sus artículos 11 y 16 que el transporte de energía

eléctrica tiene carácter de actividad regulada, y que su régimen económico debía ser objeto de desarrollo reglamentario por parte del Gobierno.

La Ley 17/2007 confirmó la condición de Red Eléctrica como gestor de la red de transporte y le atribuyó la función de transportista único, en régimen de exclusividad. En cumplimiento de esta ley, Red Eléctrica adquirió, en 2010, los activos de Baleares y Canarias y el resto de los activos peninsulares pendientes de transferir de las empresas eléctricas. Esta compra supuso la consolidación definitiva del modelo de transportista único y operador del sistema eléctrico. El régimen retributivo de la actividad de transporte fue revisado a la luz del nuevo escenario regulatorio y se continuó aplicando el esquema de Revenue-cap con ajustes en algunos parámetros.

Como se dijo, la regulación de la actividad de transporte en Finlandia se cimenta en un modelo de eficiencia enfocado hacia la verificación de la tasa de retorno de la actividad: “Rate of Return Model”. Este esquema se construye por medio de un doble proceso:

Se define un retorno razonable en función de valor de reemplazo del capital y de la WACC.


Se estima el valor ajustado del beneficio real alcanzado por la empresa, que es el resultado operativo obtenido según datos reales de la empresa (balance operativo) al cual se aplican ajustes de eficiencia.

Ambos resultados son confrontados anualmente y, de acuerdo a la diferencia total registrada durante el periodo tarifario, se ajustan los ingresos (tarifas) en el siguiente periodo, de forma de compensar el retorno diferencial obtenido.

Finalmente, en el caso de Panamá, ETESA es una sociedad anónima con capital 100% estatal que debe brindar el uso de la red de transmisión, con acceso abierto y no discriminatorio y a tarifas reguladas, estando autorizada por la ASEP a prestar el servicio público de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, bajo un contrato de concesión vigente hasta el año 2025 y que puede ser prorrogado a solicitud de la empresa.

La remuneración del sector de transmisión se caracteriza por peajes que dependen del uso que realice cada agente del sistema de transmisión, calculados como la anualidad del valor contable del equipamiento de transmisión descontado de su depreciación a una tasa de rentabilidad establecida por el regulador, más los costos eficientes de operación y mantenimiento.

En cuanto a los períodos tarifarios la duración de los mismos es variada, siendo el más extenso el caso de Gran Bretaña, y California el más corto.

Australia: 5 años, en función de la solicitud de cada empresa

Brasil: 5 años

Chile: 4 años

Perú: 4 años

Panamá: 4 años

España: 4 años

Finlandia: 4 años

Gran Bretaña: 8 años

Irlanda del Norte: 5 años

Noruega: 5 años con ajustes anuales

California: 3 años

2.3.2 Planificación de la expansión y Remuneración de las Inversiones

En España la planificación de la red de transporte de electricidad es realizada por el

Gobierno a propuesta del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, con la participación de las Comunidades Autónomas, y sometida al Congreso de Diputados. El modelo adoptado es de transportista único y operador del sistema eléctrico. La ley prevé que en casos especiales los distribuidores puedan asumir las obligaciones del transportista único en su área de actuación.

La remuneración de las inversiones se calcula como suma de la retribución por amortización (Ain) y una retribución financiera (Rfin). La retribución financiera se calcula aplicando la tasa de retribución (TRi) al valor neto actualizado de la inversión (VNIin). El valor reconocido de la inversión (VIi) se fija por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Los valores unitarios anuales de referencia de los costos de inversión se actualizan cada año según una combinación de índices de precios industriales y de consumo, incorporando factores de eficiencia.

En Noruega, donde se aplica una tasa WACC sobre la RAB, está definido que todas las

empresas deben ganar al menos un retorno sobre el capital invertido de 2% promedio en los últimos cinco años. La regulación asegura que una empresa a la que el análisis de


benchmarking de costos asigna un puntaje de eficiencia promedio obtenga un retorno sobre

el capital igual a la WACC. Esto también es válido para el conjunto de la industria, es decir que el modelo es calibrado de forma de asegurar que la suma de los Ingresos Máximos de las empresas iguale la suma de sus costos totales. Cuando se dispone de los costos realmente incurridos en el año de aplicación, los desvíos entre costos estimados y reales son adicionados o sustraídos para asegurar el cumplimiento de esas condiciones. El valor autorizado constituye la base para el cálculo de las tarifas y se monitorea la recaudación para asegurar el cumplimiento, los excesos o déficits de recaudación respecto del ingreso autorizado llevan a ajustes de tarifas de forma que las eventuales diferencias tiendan a anularse en el tiempo.

En Panamá la regulación del sector de transmisión se caracteriza por un esquema que permite asegurar la expansión del sistema, por medio de un proceso de planificación dirigido por el transportista único (ETESA), pero con una alta participación de todo el mercado y aprobado por el regulador. ETESA está obligada a realizar las obras que se incluyen en el plan de expansión elaborado con los criterios y políticas de la SNE y aprobado por el regulador (ASEP), y que son necesarias para atender el crecimiento de la demanda y los criterios de confiabilidad y calidad de servicio que le exige las Normas de Calidad del Servicio. Respecto de la reposición, el objetivo es determinar un plan de renovaciones y mejoras de largo plazo debidamente justificado. La remuneración de los servicios prestados por ETESA está sujeta a regulación y proviene de los cargos por el acceso y uso de la red de transmisión, por el servicio de operación integrada y por los servicios de la red meteorológica e hidrológica. Los peajes dependen del uso que realice cada agente del sistema de transmisión, quedando la mayor parte a cargo de las centrales hidroeléctricas alejadas de los centros de consumo.

La remuneración de las instalaciones es calculada como la anualidad del valor contable del equipamiento de transmisión, descontado de su depreciación, a una tasa de rentabilidad establecida por el regulador, más los costos eficientes de operación y mantenimiento.

En California las expansiones son centralmente planificadas por el operador del sistema (CAISO). El CAISO realiza un proceso anual de planificación de la transmisión, del que surge un Plan Integral de Transmisión, que utiliza un análisis de ingeniería para identificar ampliaciones de la red necesarias para mantener la confiabilidad, bajar los costos o satisfacer futuras necesidades de infraestructura en función de políticas públicas. El CAISO analiza la necesidad de mejoras o incorporaciones de transmisión conforme a metodologías y criterios pre-establecidos. En casos de importancia la FERC reconoce incentivos para la generación de las expansiones.

El ingreso del transportista es determinado de manera estándar: depreciaciones más remuneración del capital. Las inversiones se remuneran a través de la cuota de depreciación y del retorno sobre el capital. La depreciación considerada es la contable. La remuneración del capital invertido se realiza para todas las empresas con una tasa de retorno determinada en un proceso separado de la revisión tarifaria de cada empresa. Además de la tasa regulatoria autorizada, la CPUC ha instituido algunos programas de incentivos como el Mecanismo de Incentivo Riesgo/Recompensa (Risk/Reward Incentive Mechanism/ RRIM) asociado a eficiencia energética, por el que las empresas comparten los ahorros o reducciones de costos con los clientes.

En Brasil, con posterioridad al proceso de deverticalización, la responsabilidad de la

expansión de redes quedó en manos del planificador, a través de subastas para la construcción y operación de ciertas líneas de tensión; las nuevas empresas se denominan Empresas Licitadas. Por otro lado a las empresas incumbentes, denominadas Empresas Existentes les quedó la responsabilidad de operar y mantener las redes ya existentes.

En Irlanda del Norte las funciones de Transmisión y Distribución son efectuadas por la

misma empresa.


En Chile, cada cuatro años un Comité conformado por representantes del Ministerio de

Energía, la Comisión Nacional de Energía, las empresas generadoras, de transmisión troncal, las distribuidoras y los clientes libres, contratan la realización de un estudio a un consultor independiente con el objeto de valorizar cada tramo del Sistema de Transmisión Troncal y definir sus ampliaciones y expansiones para cada escenario previsto de

expansión de la generación. Anualmente los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) deben analizar la consistencia entre los resultados del estudio y los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación y evolución de la demanda y emitir un informe a la CNE con sus propuestas sobre las obras que deben realizarse o iniciarse en los siguientes 12 meses..

Las obras de ampliación de las instalaciones existentes deben ser ejecutadas en forma obligatoria por sus propietarios, mientras que las nuevas obras deben ser licitadas por los CDEC y adjudicadas a las empresas que ofrezcan hacerlas por la menor remuneración anual. En el caso de los sistemas de Subtransmisión no existen planes de inversión obligatorios.

En Perú, se establecen los siguientes mecanismos para la expansión de la red de transmisión:

Plan de Transmisión: El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene

a su cargo la elaboración de la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), que tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia. La determinación del transportista que construye las instalaciones comprendidas en el que Plan de Transmisión se hace con base en licitaciones para otorgar concesiones por un máximo de 30 años. En caso de instalaciones de refuerzo de las existentes, el titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas directamente.

Plan de Inversiones: se establece cada cuatro años y está constituido por el

conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Es aprobado por OSINERGMIN y es formulado obligatoriamente por cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

Métodos de valuación de los activos

En Australia se aplica un esquema "Propuesta-Respuesta". Las transportistas (Transco) sugieren los montos de inversión requeridos y éstos son evaluados por el Regulador (AER).

La remuneración de las inversiones surge de la aplicación de una tasa Regulada de rentabilidad del capital sobre la base de activos regulatorios y de la consideración de la depreciación de los mismos. La tasa regulada es definida tomando en consideración criterios de eficiencia en la gestión financiera de las distintas fuentes de financiamiento de la inversión.

En Gran Bretaña, el método de remuneración de las inversiones adoptado por la Ofgem en el modelo RIIO es conceptualmente similar al utilizado en el modelo RPI-X, asimilable al modelo DORC. En virtud del volumen de inversiones previsto en el sector para cumplir con las metas de reducción de carbono, cobra un rol central en el modelo RIIO el concepto de optimización de las inversiones. El concepto de optimización y eficiencia en el modelo RIIO tiene un alcance más amplio, integral y de largo plazo que el aplicado en el modelo RPI-X.

En Brasil, el tratamiento regulatorio de las inversiones es diferenciado según se trate de

empresas en las que se aplica revisión sobre todos los ingresos o tan solo sobre RBNI y RCDM.


Empresas Existentes en el caso en que solo se realiza revisión de RBNI y RCDM (también aplica a refuerzos de Empresas Licitadas).

El valor monetario de la RAB se determina aplicando a los activos, prudentemente invertidos, valores referenciales definidos por la ANEEL. La base correspondiente a RBNI del 2CRTP se considera “Blindada”; se excluyen de la base blindada las bajas y se le adicionan las nuevas inversiones. Se adopta un intervalo de tolerancia (si el valor de las instalaciones provisto por las concesionarias se encuentra dentro de la franja del 0.80% a 120% respecto del valor determinado por la ANEEL, se aplica el valor aportado por la concesionaria).

La valorización de los activos incrementales se realiza por el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), considerado como la suma de todos los costos necesarios para reemplazar el activo existente por uno idéntico, similar o que preste los mismos servicios. La valorización se efectúa utilizando el Banco de Precios Referenciales definido por la ANEEL para las empresas Transmisoras.

Empresas Existentes en que todos los ingresos están sometidos a revisión,

La Base de Remuneración Regulatoria se compone de: Activo Inmovilizado en Servicio, valorizado y depreciado, insumo de almacén para la operación, activo diferido y obligaciones especiales.

Base Blindada: La base aprobada en el 2CRTP es considera “Blindada”. Su

valor se determina de la siguiente forma: se eliminan las Bajas ocurridas en el período, se actualizan los valores de los activos remanentes por medio del IGP-M, se aplica la depreciación acumulada y finalmente se afectan los activos por Índices de aprovechamiento (que miden el grado de utilización efectiva de los activos, estos índices deben ser revisados en cada CRTP).

Base Incremental: se compone de las inversiones realizadas entre el 2CRTP y

el 3CRTP, se valora al VNR, considerando la aplicación de criterios de elegibilidad y de aprovechamiento.

Una vez determinada la BRR, la misma es un insumo en el cálculo del Costo Anual de los Activos. Este último, es el componente de inversión o Capex en el Reposicionamiento Tarifario, y es calculado de la manera estándar, como la suma de la depreciación del capital más la remuneración del mismo mediante la aplicación de la tasa WACC.

En España se implementa un esquema DORC, es decir, se aplica la tasa de retribución (TRi) al valor neto actualizado de la inversión. La TRi corresponde al rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años incrementado en 375 puntos básicos en el momento del reconocimiento de la inversión y se dicho valor es mantenido durante toda la vida útil de la instalación. Se toma como rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años la media de los últimos doce meses anteriores al 1 de noviembre del año de obtención del acta de puesta en servicio.

Para determinar el precio que aplica a los activos se considera la suma del valor real de la inversión realizada, debidamente auditada, más el 50 por ciento de la diferencia entre el resultante de la aplicación de los valores unitarios que se determinen y dicho valor real. Este cálculo se realiza tanto si la diferencia es positiva como negativa. En caso de resultar una diferencia negativa se deberá aportar una auditoria técnica que justifique que los costos incurridos son superiores a los valores unitarios por sus especiales características y/o problemáticas. Los valores unitarios de referencia se determinan de acuerdo con los valores medios representativos del costo de las infraestructuras cuyo diseño técnico y condiciones operativas se adapten a los estándares utilizados en el sistema eléctrico nacional. Dichos valores son únicos para todo el territorio nacional.


Cuando finaliza la vida útil regulatoria de una instalación y ésta continúa en operación, se eliminan las retribuciones en concepto de amortización y retribución financiera y se adiciona, en concepto de Costo de Extensión de la Vida Útil (COEVin), el 50 por ciento de la suma de la amortización (Ain) y la retribución financiera (RFin) del último ejercicio, actualizada anualmente con la tasa de actualización del 2.5% anual.

Con carácter excepcional, la normativa española prevé la posibilidad de solicitar la inclusión en el régimen retributivo de inversiones singulares con características técnicas especiales. En este caso, a efectos de calcular el valor reconocido de la inversión, no se tendrán en cuenta los valores unitarios de referencia sino el valor auditado. Se entenderá por inversiones singulares aquellas cuyas características o técnicas constructivas difieran y superen los estándares habituales empleados en el sistema eléctrico nacional, como es el caso de los tendidos submarinos y sus estaciones terminales asociadas, así como las compactaciones, desmantelamientos y aprovechamiento de pasillos de líneas ya existentes. El carácter singular de la inversión debe ser aprobado antes de que se realice la adjudicación directa por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la CNE.

En Finlandia el costo de los activos se determina por valor de reemplazo. Adicionalmente,

se contempla un incentivo a inversiones en innovación del sistema, ya que incorpora el valor de reemplazo de los activos correspondientes dentro del cálculo del beneficio real ajustado y aplica un ajuste por depreciación lineal en la vida útil definida.

En Noruega la RAB se obtiene a partir de valores históricos de los activos ajustados

conforme a la depreciación acumulada, más 1% por concepto de capital de trabajo. La depreciación del capital es lineal. El propio transmisor define la vida económica de los componentes de acuerdo con las condiciones del área en que opera la red y calcula la depreciación conforme la vida útil esperada de cada componente. Las inversiones se reconocen en la base a partir del año en que entran en servicio.

En Panamá, el ingreso máximo permitido es determinado a partir del valor bruto (VNR) de los activos fijos eficientes, la depreciación media de los activos y la tasa de rentabilidad aprobada para el periodo tarifario.

En Chile los activos se remuneran por el Valor Nuevo de Reemplazo, con la aplicación de un método GORC.

En Perú, de forma similar a Chile, se aplica el VNR para el Sistema Principal de Transmisión (SPT), y el valor histórico para el caso de SST, SCT y SGT.

En Irlanda del Norte, la incorporación de Activos a la BAR debe ser aprobada por el regulador. Al ser una empresa verticalmente integrada, la última revisión tarifaria dividió la BAR en 18% y 82% para Transmisión y Distribución, respectivamente.

En California los requerimientos de ingresos de transmisión incluyen el pago de

depreciación y de un retorno sobre el capital invertido. En principio, la depreciación utilizada es la contable y la base de capital sobre la que se aplica el retorno es el valor de libros depreciado.

Sin embargo, la FERC ha establecido reglas para reforzar la infraestructura de transmisión, considerando el siguiente grupo de incentivos:

Reconocimiento de mayores tasas de remuneración del capital propio para nuevas inversiones.

Recuperación total de las obras en curso decididas prudentemente;

Recuperación total de costos pre-operacionales prudentes

Recuperación total de los costos prudentes de instalaciones abandonadas.

Uso de estructuras de capital teóricas

Ajustes a los valores de libros para compras y ventas de Transcos


Depreciación acelerada

Recuperación de costo diferido para empresas con tarifas minoristas congeladas

2.3.3 Determinación de los costos eficientes de AOM

En Gran Bretaña no se diferencia entre Capex y Opex, sino que se fijan valores eficientes de costos totales (Totex).

En España se determinan valores unitarios de costos de operación y mantenimiento de

cada elemento de inmovilizado, los cuales son aprobados por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio a propuesta de la CNE. Dichos valores unitarios se actualizan cada año según el índice de actualización (IA) que surge de una combinación de precios industriales y minoristas generales; sobre dichos valores unitarios se aplica un coeficiente de eficiencia. La revisión de los valores unitarios se debe efectuar cada cuatro años.

En Finlandia el método para definir el nivel eficiente de los costos es denominado proceso anual de negociación y se enfoca sobre los costos operativos reales controlables por el TSO. Éstos se definen en el propio proceso de negociación entre las partes, o mediante un cálculo de benchmarking con datos históricos de la propia empresa. Los costos de AOM se clasifican en costos gestionables y no gestionables (pass-through). Los costos que se definen como gestionables se someten a un estudio de benchmarking. Debido a que la empresa no cuenta con empresas similares, el benchmarking se realiza contra el registro de

los propios costos históricos. Para cada año del ciclo tarifario se define un nivel de costos de referencia, con fines de lograr metas de eficiencia en los costos gestionables. Anualmente se verifica la ganancia o pérdida que tiene el transmisor al apartarse del nivel de referencia y se ajusta la misma en 50%.

En Noruega, los costos de AOM se separan en costos controlables y costos no controlables (pass-through). Los costos controlables son analizados a través de un modelo de benchamrking DEA. El resultado del modelo de eficiencia recibe un peso en los ingresos máximos permitidos de 60%, es decir, que los costos reales reciben 40% de reconocimiento, o sea, si la empresa es eficiente se le reconoce el 100% de los costos reales. El costo base considerado se determina en función de los datos de costos reales de dos años atrás; antes del comienzo de cada año NVE notifica el Ingreso máximo calculado en función de valores estimados del WACC, índice de precios al consumo y precio de energía. Lo interesante del caso noruego son los componentes que integran el costo que es sometido a benchmarking:

Costos de AOM

Costo de capital (depreciación y retorno sobre la RAB, según valores de libro)

Costo de la energía no suministrada (CENS)

Costo de las pérdidas

Para determinar el Ingreso Permitido se le adiciona el monto de impuestos al patrimonio, costos de redes, y se deduce el CENS.

En Panamá los costos operacionales se determinan a partir de la aplicación de Comparadores (coeficientes), con relación a empresas consideradas eficientes. Los comparadores son: porcentaje de costos de OyM y de costos de Administración con relación al activo bruto fijo.

En California los costos eficientes de AOM surgen de los valores propuestos por las empresas, con ajustes.

En Brasil los costos eficientes de AOM se determinan a través de benchmarking, aplicando modelos DEA.


La metodología involucra dos etapas:

Etapa 1: estimación de parámetros de eficiencia aplicando Técnicas de Frontera

Etapa 2: corrección de las estimaciones de la Etapa 1 por la inclusión de variables ambientales.

Las empresas de pequeño porte, no son sujetas al análisis de benchmarking, así la determinación de los costos eficientes para las mismas se realiza como una proporción del costo de reposición de los activos

En Chile los costos eficientes de AOM se determinan por la metodología de Empresa Modelo o de Referencia.

El valor anual de la transmisión por tramo de cada sistema de transmisión troncal se fija cada cuatro años por el MEN, conforme al estudio realizado por un consultor independiente ya señalado. El consultor determina la AVI (Anualidad del Valor de la Inversión), la vida útil y los COMA (costos de operación y mantenimiento), la fórmula de indexación y el VATT (valor anual de transmisión por tramo).

La metodología aplicada para determinar los COMA a reconocer ha sido la tradicionalmente utilizada en Chile para distribución, que consiste en dimensionar una empresa de referencia. En este caso se dimensionó una Compañía de Transmisión Troncal, CTT, que opera y mantiene la casi totalidad de la transmisión troncal, partiendo del alcance de la actividad hoy desarrollada por Transelec. Se diseña la estructura central requerida y se estiman los costos directos de materiales y mano de obra asociados a las actividades de operación y mantenimiento sobre las líneas y estaciones de transmisión troncal.

En Perú, para los SPT y SGT los costos eficientes de AOM se determinan por la metodología de Empresa Modelo o de Referencia. Los costos eficientes se calculan multiplicando el costo de inversión por coeficientes calculados por el OSINERGMIN, los cuales dependen de la ubicación geográfica y nivel de tensión. Para las instalaciones del SST y SCT el costo anual estándar de operación y mantenimiento de instalaciones es un porcentaje del Costo de Inversión que depende del tipo y nivel de tensión de la instalación. Este porcentaje es determinado y aprobado por OSINERGMIN cada seis años.

En Irlanda del Norte, los costos eficientes gestionables de AOM se determinan a partir de un análisis de los dos años previos a la revisión tarifaria. Los costos no gestionables son considerados pass-through. A su vez, separa los OPEX en “negocios gestionables usuales”, haciendo referencia a aquellos ítems de gastos que mostraban continuidad con la revisión anterior, y en “nuevos OPEX gestionables”.

En Australia los costos eficientes de AOM se determinan mediante métodos del tipo ingenieril o bottom-up.

2.3.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas

En España las pérdidas son asumidas por todos los usuarios del sistema de transporte. En cada hora, el operador del sistema determina las pérdidas en la red de transporte por diferencia entre la energía entregada a la red y la energía recibida de la misma para su consumo en los nudos frontera con las redes de distribución, los generadores, los consumidores cualificados y las conexiones internacionales. Los datos horarios de pérdidas son comunicados diariamente por el operador del sistema a los agentes y al operador del mercado. El operador del sistema determina los coeficientes horarios de reparto de pérdidas por nudo mediante el cálculo del incremento de las pérdidas producidas en la red de transporte provocado por una variación de producción o consumo en el nudo. Los coeficientes se determinan con un modelo matemático a partir de casos validados del estimador de estado en tiempo real del sistema de control del operador del sistema, quien los publica diariamente para conocimiento de los agentes.


En Finlandia no hay tratamiento de incentivo a las perdidas. Éstas se consideran como pass-trough conforme a lo registrado en cada periodo.

En Noruega los costos de pérdidas calculados de la red regional son cubiertos 100% (pass-through) y no se incluyen en el modelo de benchmarking. Los costos relacionados a pérdidas en las redes regionales son incluidos en los costos de la empresa utilizando un precio referencial de la energía para el año de que se trata.

En Panamá las pérdidas de transmisión son determinadas y aplicadas a los usuarios.

En California las pérdidas marginales de transmisión son consideradas por el CAISO para establecer el precio marginal locacional (Locational Marginal Price /LMP).

En Brasil también se reconocen las Pérdidas Técnicas en los ingresos de los transportistas.

En Chile los Generadores y Comercializadores asumen los costos de las pérdidas, al Transmisor se remunera sus costos fijos y los costos eficientes de AOM.

Para el caso de los Sistemas de Subtransmisión, la Ley Nº 19.940 efectuó una excepción al respecto, asignando en el segmento de subtransmisión el costo de las pérdidas a los operadores de dicho segmento. La normativa ordena expresamente incorporar las pérdidas como un costo propio de los operadores de subtransmisión.

En Perú se reconocen pérdidas físicas (potencia y energía) en SST y SCT.

En Irlanda del Norte se definen factores de ajustes de pérdidas a los fines de asignar los costos de las mismas en función de la contribución de cada agente a la pérdida.

En Australia las Pérdidas Técnicas son reconocidas en los precios de la energía, pues se determina el costo marginal de producir y entregar una unidad de energía que incluye un cierto coeficiente de pérdida. Dentro de cada región se calculan factores de pérdidas estáticos que representan el impacto de las pérdidas de red sobre los precios nodales. Estos factores estáticos se calculan con base a valores promedio de pérdidas del último año. Se incluye también consideraciones respecto de la Congestión.

En Gran Bretaña las pérdidas reconocidas son consideradas en los planes de negocio que presenta el transportista (National Grid).

2.3.5 Tratamiento regulatorio de la calidad del servicio

En términos generales, prácticamente todos los países utilizan como indicadores de calidad los relativos a la duración y a la frecuencia de las interrupciones del servicio. Las principales variantes se presentan en lo referido al período de medición.

En Gran Bretaña la calidad se incorpora en los planes de negocio que presenta el transportista.

En Brasil el ingreso reconocido a los transportistas es ajustado por las salidas de operación de las Funciones de Transmisión. Dicho ajuste se aplica en forma de un descuento sobre el Pago Base de una FT, este descuento se determina en función de la indisponibilidad del servicio. El descuento a aplicar como penalización surge de multiplicar el pago base de la FT por la suma-producto del número de interrupciones por la duración de las mismas

En Chile, se aplican multas a las empresas que incumplen los parámetros de calidad preestablecidos.

En Perú, la responsabilidad por las interrupciones es asignada por el COES conforme

análisis y criterios técnicos (Procedimiento Técnico N°40 del COES, aprobado por Resolución Ministerial 237-2012-MEM/DM).

En caso de incumplimiento de los parámetros de calidad establecidos en la NTCSE las empresas deben compensar a los usuarios afectados por la mala calidad. Las compensaciones totales originadas en faltas o mal funcionamiento de una línea de


transmisión no pueden superar el 10% de los ingresos por servicios de transmisión en el semestre.

Adicionalmente, los sistemas de transmisión están sometidos a control de desempeño y multas aplicadas por Osinergmin.

En España los indicadores de medida de la calidad global de la red de transporte son la

energía no suministrada (ENS), el tiempo de interrupción medio TIM. Los valores de ENS, TIM, ID de referencia son los siguientes:

ENS: 1,2 x 10-5 de la demanda de energía eléctrica en barras de central.

TIM: 15 minutos/año.

ID: 97 %

En Finlandia existen dos incentivos a la mejora en la calidad: i) reconocimiento de las inversiones dentro de la base de activos regulatorios; y, ii) penalizaciones o recompensas conforme el nivel de perjuicios sufridos por los consumidores derivados de las interrupciones reales comparado con el que resulta de las referenciales (Disadvantage Caused by Outages – DCO). Este segundo incentivo se aplica incluyendo el número de interrupciones y la duración de las mismas en un ítem de costos dentro del cálculo de beneficio real ajustado. El Ingreso Máximo se ajusta en función del cumplimiento de los estándares de calidad de servicio fijados previamente por el regulador, incluyendo el resultado de calidad de la empresa dentro del cálculo del beneficio real ajustado.

En Noruega la regulación establece un esquema de incentivos y penalidades sobre la

calidad del servicio con base en una estimación del costo de la energía no suministrada (CENS). El modelo noruego quizá sea el más original en ese sentido. El principal incentivo es la inclusión del CENS en los modelos de análisis de eficiencia de costos. El control de las interrupciones de duración superior a 3 minutos fue introducido en el año 1995 y la estandarización de la estimación de la energía no suministrada en el 2000. Esto fue la base para la incorporación de ingresos dependientes de la calidad y del CENS en 2001. Desde 2009 el CENS incluye todas las interrupciones, con costos dependientes de la duración de la interrupción. Además de la consideración del CENS a los efectos del ingreso autorizado, NVE también estableció un esquema de compensaciones directo para interrupciones muy largas (más de 12 horas). El tamaño de la compensación está definido en la regulación, con valores estandarizados. Cualquier consumidor afectado puede reclamar una compensación a la empresa. El valor que representa el CENS se obtiene mediante métodos directos (encuestas) a nivel nacional y varían entre diferentes grupos de consumidores, el horario del corte, etc. Los costos de las inversiones para reducir la duración y frecuencia de los cortes, por otro lado, depende del punto de conexión del consumidor al sistema y de la topología de la red. El regulador considera que las inversiones destinadas a mejorar la calidad deben ser el resultado de un análisis costo-beneficio. La consideración del CENS en la determinación del Revenue cap internaliza los costos de los consumidores en la gestión de la empresa y los clientes resultan indirectamente compensados por el 60% de los costos socioeconómicos de la mala calidad con tarifas más bajas en el futuro. Además como el elemento CENS se incluye en el benchmarking, existe una ganancia o pérdida para cada

empresa según el nivel de calidad alcanzado resulte mejor o peor que la media. EL CENS incluye las interrupciones programadas y no programadas. Los usuarios están divididos en seis grupos: industriales, comerciales, gran industria, organismos públicos, agricultura y residencial. Los costos normalizados surgen de una encuesta realizada en 2001-2003 y se utilizan para definir funciones de costo de interrupción continuas para cada grupo.

En Panamá se incorporan indicadores de duración (TTIK) y frecuencia de interrupciones del servicio (FMIK). El FMIK en el punto de interconexión por kVA conectado o instalado tiene como límite 1,5 por año, mientras que el TTIK tiene por límite 6 horas por año. Respecto a los niveles de tensión y control de potencia reactiva se deberán mantener los límites de


niveles de tensión de diseño en intervalos de 15 minutos para el Sistema Principal de Transmisión: +/-5% en 115 kV y +/-5% en 230 kV. En la norma de calidad se establecen las obligaciones de los usuarios conectados al sistema de transmisión en lo referente a control de potencia reactiva, y perturbaciones eléctricas, así como las penalidades al transmisor por apartamientos de los indicadores de confiabilidad, nivel de tensión y perturbaciones.

En California, existen condiciones estándares regionales de calidad definidos por el Concejo Norteamericano de Confiabilidad (North American Electric Reliability Council/ NERC). Es decir, la parte continental de los Estados Unidos está dividida en ocho áreas de planificación de confiabilidad, bajo la supervisión NERC.

En Irlanda del Norte se fijan estándares de calidad de prestación de servicios, y se premia o penaliza por los desvíos respecto a las metas.

NIE T&D propuso un esquema de incentivos basado en el desempeño, utilizando como indicador los minutos de corte de suministro (Customer Minutes Lost – CML) de interrupciones no programadas en la red de distribución, se propone también excluir los cortes por interrupciones programadas en las redes de trasmisión, que no responderían a mejores prácticas de las empresas. Como así también las debidas a condiciones climáticas que exceden los parámetros usuales.

El regulador acepta la solicitud de NIE T&D de excluir los cortes de servicio programados en la red de trasmisión y distribución para el cálculo de CML y CI (Cantidad de Interrupciones), aunque se reserva la posibilidad de volver a incluirlos en la próxima revisión tarifaria. Sin embargo, no avala el pedido de considerar ajustes en función de condiciones climatológicas fuera de los parámetros usuales.

Se define un esquema de incentivos simétricos fijando un rango (“dead band”) en el que puede variar el CML sin recibir multas ni premios. Se fijó una banda de variación de un 10% sobre las metas de CML y CI.

En Australia, En lugar de imponer una meta de referencia común sobre todas las redes de transmisión, el AER fija estándares separados para cada red de transmisión que reflejan las características propias de cada red basados en su desempeño pasado. El esquema permite pérdidas o ganancias de hasta 1% de los ingresos regulados con base en el desempeño y ganancias de hasta 2% con base en el impacto de la congestión. Los resultados están normalizados para cada red para obtener el denominado “factor s” que puede variar entre -1 (la máxima sanción) y +3 (la máxima bonificación).

En el año 2011 fue evidente el bajo desempeño en algunas áreas, situación que motivó una revisión, y en Septiembre de 2012 AER emitió un borrador de propuesta para modificar el esquema de incentivos, entre los puntos novedosos del borrador se encuentra la incorporación de un parámetro de “casi falla” (aunque sin incentivos o penalidades por el momento) que mida el número de veces que el equipamiento de protección y control no logra operar correctamente.


Tabla 1 – Tratamiento Regulatorio Segmento Transmisión

País Esquema Regulatorio GeneralExpansión del Servicio y

Remuneración de las Inversiones

Reconocimiento de Gastos de

AOM

Tratamiento de la Calidad de los

ServiciosTratamiento de las Pérdidas

AUSTRALIA Ingreso Máximo

Esquema "Propuesta-Respuesta". Las

Transco sugieren los montos de inversión

requeridos y estos son evaluados por el

Regulador.

Se reconocen los costos eficientes,

determinados mediante métodos del tipo

ingenieril o bottom-up

Se fijan estándares de calidad de

prestación de Servicios y se premia o

penaliza por los desvíos respecto a las

metas.

Las Pérdidas Técnicas son reconocidas en

los precios de la energía. Se incluye

también consideraciones respecto de la

Congestión.

BRASIL Ingreso Máximo

Se definen Empresas Licitadas y Empresas

Existentes. Las nuevas instalaciones son

Concesionadas, los refuerzos de redes

existentes son incluidos en el proceso de

revisión tarifaria.

Los costos eficientes son determinados por

el método top-down. (Benchmarking de

empresas)

Se efectúan descuentos por las salidas de

operación de las Funciones de

Transmisión

Se reconocen las Pérdidas Técnicas

CHILE Ingreso Máximo

Los activos se remuneran por el Valor

Nuevo de Reemplazo, con la aplicación de

un método GORC. Las instalaciones

nuevas son Licitadas.

Los costos eficientes se determinan por la

metodología de Empresa Modelo.

Se aplican multas a las empresas que

incumplen los parámetros preestablecidos

Los Generadores y Comercializadores

asumen los costos de las pérdidas, al

Transmisor se remunera sus costos fijos y

los costos eficientes de AOM.

GRAN BRETAÑA Ingreso MáximoSe remunera la BAR mediante un

esquema del tipo DORC.

No se diferencia entre Capex y Opex, se

fijan valores eficientes de Totex.

La calidad se incorpora en los planes de

negocio

Las pérdidas reconocidas son

consideradas en los planes de negocio

IRLANDA DEL

NORTE

Ingreso Máximo.

La Transmisión y Distribución son

efectuados por la misma empresa.

La incorporación de Activos a la BAR debe

ser aprobada por el regulador. La última

revisión tarifaria dividió la BAR en 18%T y

82%D.

Se reconocen los costos eficientes

determinados a partir de un análisis

histórico. (últimos dos años).

Se fijan estándares de calidad de

prestación de Servicios y se premia o

penaliza por los desvíos respecto a las

metas.

Se definen factores de ajustes de pérdidas

de T y de D, a los fines de asignar los

costos de las mismas en función de la

contribución de cada agente a la pérdida.

PERÚ Ingreso MáximoVNR en el caso del SPT, valor histórico

para el caso de SST, SCT y SGT.

SPT y SGT: Empresa Modelo

SST y SCT: los costos eficientes se

calculan multiplicando el costo de

inversión por coeficientes calculados por el

OSINERGMIN, los cuales dependen de la

ubicación geográfica y nivel de tensión.

Se aplican multas y compensaciones a las

empresas por incumplimientos en los

niveles de calidad estipulados

Se reconocen pérdidas físicas (potencia y

energía) en SST y SCT.


Tabla 2 – Tratamiento Regulatorio Segmento Transmisión (continuación)

País Esquema Regulatorio GeneralExpansión del Servicio y

Remuneración de las Inversiones

Reconocimiento de Gastos de

AOM



ESPAÑA Ingreso Máximo

Los costos de inversión reconocidos de

cada elemento de inmovilizado se calculan

como suma de la retribución por

amortización y la retribución financiera.

Considera criterio de eficiencia por precios

estandar y reconocimiento del 50% del

desvio entre el valor real y el referencial.

Se reconocen costos estandar de

prestación, anualmente se ajustan por

Ìndices de precios con componentes de

eficiencia

Se registran los indicadores de ENS y

Tiempo promedio de la Interrupción, y con

base en ellos se aplican penalizaciones

por incumplimiento

Las perdidas son asumidas por todos los

consumidores del sistema. Se calculan

coeficientes horarios de pérdidas y se

asignan a los agentes que contribuyeron a

la generación de dicha pérdida.

FINLANDIA Tasa de Retorno

El costo de los activos se determina por

valor de reemplazo. Adicionalmente, se

contempla un incentivo a inversiones en

innovación del sistema.

Los Opex se clasifican en costos

gestionables y no gestionables (pass-

through). Debido a que la empresa no

cuenta con empresas similares, el

benchmarking se realiza contra el registro

de los propios costos históricos.

Existen dos incentivos a la mejora en la

calidad: 1- inclusión de las inversiones de

capital dentro de la base de activos

regulatorios y, 2- penalizaciones o

recompensas conforme el nivel de

perjuicios sufridos por los consumidores

derivados de las interrupciones.

No hay tratamiento de incentivo a las

perdidas. Estas se consideran como pass-

trough conforme a lo registrado en cada

periodo.

NORUEGA Ingreso Máximo

Se aplica una tasa WACC sobre la RAB.

Está definido que todas las empresas

deben ganar al menos un retorno de 2%

promedio en los últimos cinco años.

Los OPEX se separan en costos

controlables y costos no controlables

(pass-through) . Los costos controlables

ingresan al metodo de Benchamrking DEA.

Los ingresos maximos permitidos

contemplan en un 40% los costos reales.

La regulación de Noruega establece un

esquema de incentivos y penalidades

sobre la calidad del servicio en base a una

estimación del CENS, internalizado en el

Revenue-cap

Los costos de pérdidas calculados de la

red regional son cubiertos 100% (pass-

through) y no se incluyen en el

benchmarking.

PANAMÁ Ingreso Máximo

El ingreso máximo permitido es

determinado a partir del valor bruto de los

activos fijos eficientes, la depreciación

media de los activos y la tasa de

rentabilidad aprobada para el periodo

tarifario.

Los Opex se determinan a partir de la

aplicación de Comparadores

(coeficientes), con relación a empresas

consideradas eficientes. Los

comparadores son: % de costos de OyM y

de costos de Administración en relación al

activo bruto fijo.

Se incorporan indicadores de duración y

frecuencia de interrupciones del servicio

Las pérdidas de transmisión son

determinadas y aplicadas a los usuarios.

USA -

CALIFORNIAIngreso Requerido

Las expansiones son Centralmente

planificadas por el CAISO. En casos de

importancia la FERC reconoce incentivos

para la generación de las expansiones.

Depreciaciones mas remuneración del

capital

Costos eficientes surgen de los valores

propuestos por las empresas, con ajustes.

Existen condiciones estandares regionales

de calidad definidos por la NERC.

Las Pérdidas Técnicas son reconocidas en

los precios de la energía.


2.4 Distribución

2.4.1 Esquema regulatorio y períodos tarifarios

Los esquemas regulatorios aplicados en los países analizados dependen en buena medida de la integración entre la distribución y comercialización. Los países que tienen separación de los negocios de distribución y comercialización aplican esquemas de ingreso máximo, mientras que en los casos de no separación se aplica, en general, esquemas de precio techo.

Aplican esquemas de Ingreso Máximo:

Australia, considerando un modelo de building blocks.

Finlandia. El modelo regulatorio, similar al presentando para la actividad de

transmisión, se basa en el cálculo de un retorno razonable para cada empresa, manteniendo la libertad de las empresas para determinar los niveles tarifarios. Solo se verifica que se cumpla la razonabilidad del beneficio real alcanzado. El retorno razonable se calcula en función de la base regulatoria de activos (BAR) multiplicada por el valor de la tasa WACC. El regulador EMV compara anualmente el retorno real ajustado con el retorno preestablecido como razonable. La diferencia entre estos componentes determina el grado de ajuste tarifario que se aplicará a la empresa para el próximo periodo tarifario. Las diferencias con la metodología aplicada sobre el operador de transmisión se denotan en los mecanismos de incentivo aplicados para el ajuste del beneficio real. Por un lado, el nivel de eficiencia de los costos operativos de los distribuidores DSO se basa en un estudio de benchmarking entre empresas. En cuanto al incentivo a las inversiones, el proceso es idéntico. Por último, el ajuste de eficiencia asociado a la calidad de servicio, es de naturaleza similar, aunque presenta pequeñas diferencias.

España. El ingreso autorizado para cada año surge de ajustar el ingreso del año

anterior por inflación, más un componente de crecimiento de la demanda, el cual es corregido por las economías de escala.

Noruega. Los ingresos máximos permitidos se basan parcialmente en los costos

reales de las empresas y parcialmente en los costos que resultan de un análisis de eficiencia (benchmarking). El estudio de benchmarking es un análisis no paramétrico

de fronteras eficientes (DEA) orientado a los insumos. Para definir los insumos se consideran los costos totales para prestar el servcio, incluyendo los costos de AOyM, los costos de capital, el costo de la energía no suministrada, y el costo de las pérdidas de energía. La metodología DEA identifica la empresa eficiente como aquella que se encuentra posicionada sobre la frontera de eficiencia. Esta empresa resulta ser luego la empresa de referencia que denota el accionar eficiente del mercado. Sin embargo, la NVE fija el puntaje de eficiencia referencial como el promedio de puntajes de todas las empresas, o sea que la empresa eficiente acaba teniendo como costos reconocidos valores superiores a sus costos reales.

California. Los ingresos máximos son autorizados por el Regulador a requerimiento

de las empresas Distribuidoras y de Generación propia que permanecen verticalmente integradas. En cada caso se reconocen ingresos correspondientes a los costos de operación y mantenimiento, la depreciación de los activos, la remuneración del capital invertido y los impuestos.

Gran Bretaña, considerando building blocks.

Irlanda del Norte. Debido a que el sistema de distribución eléctrica y la red principal

del sistema de transmisión se encuentran bajo el control de una misma empresa (NIE), el ente regulador realiza un único estudio tarifario para ambas actividades. La metodología regulatoria define el monto total de costos eficientes de la empresa NIE

T&D, y posteriormente lo asigna entre los segmentos de Transmisión y de Distribución.


Aplican esquemas de Precio Techo:

Brasil, resultado de un modelo de building blocks.

Chile y Perú se determina un precio techo por empresa luego de aplicar un modelo regulatorio del tipo competencia referencial (yardstick competition).

El único caso que sale de la regla anterior es Panamá, que aplica un esquema regulatorio del tipo Ingreso Máximo, incluyendo los ingresos de distribución, comercialización y alumbrado público.

En cuanto a los períodos tarifarios la duración de los mismos es variada, siendo el más extenso el caso de Gran Bretaña, y California el más corto.

Australia: 5 años, en función de la solicitud de cada empresa

Brasil: 3, 4 o 5 años, dependiendo del contrato de concesión

Chile: 4 años

Perú: 4 años

Panamá: 4 años

España: 4 años

Finlandia: 4 años, luego de un primer período de 3 años

Gran Bretaña: 8 años

Irlanda del Norte: 5 años

Noruega: 5 años con ajustes anuales

California: 3 años

La señal novedosa es la dada por Gran Bretaña que pasó de ciclos de 5 años a 8 años, con el objetivo de dar estabilidad en el flujo de caja de los operadores de red, en un contexto de fuerte cambio tecnológico en las redes.

2.4.2 Base Regulatoria de Activos

El análisis de la base regulatoria de activos (BRA) involucra dos aspectos principales:

Identificación de los activos físicos que conforman la base regulatoria,

Método de valuación de dichos activos.

Adicionalmente es necesario considerar que la BRA se compone tanto de activos eléctricos como de activos no eléctricos. El tratamiento regulatorio aplicado a estos últimos no resulta homogéneo desde el punto de vista de la comparación internacional.

Identificación de Activos Regulatorios

Se presentan básicamente dos enfoques respecto a la identificación de los activos regulatorios: por una parte, el esquema brownfield consiste en considerar como activos regulatorios a la base real de activos físicos operada por la distribuidora; por otro lado, se encuentra el esquema greenfield consistente en el diseño teórico de una red hipotética, adaptada física y económicamente a la demanda.

Los marcos normativos de Chile, Perú y España recurren a un método greenfield para la definición de su BRA. Sin embargo, se presentan algunas diferencias en la metodología implementada: en el caso de Chile la modelización de la red optimizada se realiza mediante la aplicación del software PECO que permite mapear completamente la demanda real, en tanto que en Perú se recurre a un modelo Geométrico.


En España se remunera los costos de capital en función del modelo de Empresa de

Referencia. El que realiza el regulador (CNE) incluye un término lineal de amortización del inmovilizado, así como un término de retribución del activo neto de las instalaciones de distribución. El valor de los activos se determina a partir de dicho modelo y se compara con el valor obtenido a partir del inventario de las instalaciones. Los activos que se retribuyen están entre ambos valores y también dependen de cuán eficiente resulte la empresa respecto al sector en su conjunto. Dado que no existe inventario de las instalaciones de baja tensión, para ellas los activos que se van a retribuir se calculan directamente utilizando el Modelo de Red de Referencia. La vida útil regulatoria de los activos es de 40 años. La tasa de interés utilizada en la retribución de los activos es calculada utilizando el costo de capital medio ponderado representativo de la actividad de distribución, utilizando la metodología WACC.

Brasil utiliza un esquema del tipo brownfield, es decir, se respeta la red vigente pero se le hacen algunas adaptaciones. En el caso de Brasil se incluye un esquema de blindaje de la BRA histórica, el cual se aplica tanto a las unidades físicas de los activos como a sus valuaciones.

Los modelos greenfield resultan más exigentes que los modelos brownfield, a partir de una

experiencia reciente se obtuvo como resultado que el diseño de la red por el método PECO representa un ahorro de 25% respecto de los activos físicos de la red real; el ahorro del modelo Geométrico, por su parte, resultó en un 17% respecto del método brownfield.

Conceptualmente se puede ver que los métodos brownfield remuneran las inversiones

efectivamente realizadas, lo que constituye una señal adecuada desde el punto de vista de los inversores. En cambio los métodos greenfield pueden resultar más atractivos desde el punto de vista del regulador, dado que se diseña una nueva red con la tecnología más eficiente disponible para la prestación del servicio. En este sentido, las consideraciones de eficiencia, y las proyecciones de demanda son re-determinadas en ocasión de cada proceso de revisión tarifaria.

En Noruega, la determinación de la BAR y la tasa de remuneración del capital es similar a la descrita para transmisión.

En Panamá la base de capital se estima a partir de los valores en los libros de contabilidad de las empresas, y a través del análisis de eficiencia establecido en el régimen tarifario. A partir de la base de capital al inicio del período tarifario, y considerando los niveles de inversión obtenidos a partir de las ecuaciones de eficiencia, se obtienen los valores de activos (brutos y netos) de distribución y comercialización.

Métodos de valuación de los activos

Existen dos métodos predominantes para la valuación de los activos que forman la BRA:

1- Valor Nuevo de Reemplazo (Gross Optimised Replacement Cost, GORC)

2- Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (Depreciated Optimised Replacement Cost, DORC).

En el primer caso (VNR-GORC), el valor de los activos se determina considerando la mejor opción para la prestación de los servicios demandados, sin evaluar la antigüedad de los activos existentes, ni la vida remanente de los mismos. Por el contrario, el método DORC

determina el valor de los activos mediante el costo de un Activo Equivalente Moderno, optimizado, y ajustado por las depreciaciones correspondientes a su antigüedad.

Se concluye así que, para empresas con capacidad ociosa el método DORC resultará en una base de activos mayor; en tanto que el método de VNR generará mayor valor de los activos en los casos de empresas con bases de activos antiguas.


El efecto del cambio de un esquema de valuación de activos del tipo VNR hacia uno del tipo DORC está fuertemente condicionado por la antigüedad de la base de capital de la empresa.

2.4.3 Determinación del Costo de Capital

En lo relacionado con el costo de capital se presentan también dos grandes líneas de tratamiento regulatorio: Chile, Perú y Panamá aplican tasas de remuneración del capital estables, establecidas en la ley; en el resto de los países analizados se recalcula el valor del costo de capital en cada proceso de revisión tarifaria. En estos casos la metodología generalmente aplicada es la del Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC), calculando el costo del capital propio a través del modelo CAPM.

2.4.4 Determinación de los costos eficientes de AOM

El tratamiento de los costos de AOM se encuentra generalmente asociado al método de determinación de la base de activos regulatorios, así para los casos analizados de Chile y Perú, que adoptan métodos greenfield, los costos de AOM se determinan a partir de la simulación de la empresa modelo. En Brasil, por el contrario, los costos de AOM se obtienen mediante un benchmarking con otras empresas distribuidoras.

Los métodos de benchmarking poseen dos importantes fortalezas: en primer lugar, el referenciamiento a firmas más eficientes impone condiciones de eficiencia a las empresas analizadas; en segundo lugar, al contemplar empresas reales, y no hipotéticas, se garantiza que las eficiencias son, a priori, realizables. Adicionalmente, el esquema regulatorio de Brasil contempla la inclusión de variables ambientales para ajustar los niveles de eficiencia alcanzados por las empresas benchmark. El problema del enfoque aplicado en Brasil es que, a la hora de realizar el análisis benchmarking, no toma en cuenta la calidad del servicio prestado por las empresas, ni las pérdidas de energía. Esto hace que el esquema brasileño pueda terminar premiando a empresas con mala calidad del servicio en términos relativos o con pérdidas altas. El otro punto débil del enfoque brasileño es la desconsideración del trade-off entre costos operacionales y costos de capital. En España, los costos de AOM son calculados por el regulador (CNE) conforme el tipo de instalaciones. Para las instalaciones de distribución inventariadas, se utilizan los costos unitarios medios de operación y mantenimiento. En cambio, para las instalaciones que no están individualizadas se utilizará el Modelo de Red de Referencia, tomando como punto de partida las instalaciones inventariadas. Además de los costos de AOM se incluyen los costos propios de la actividad de comercialización. En Finlandia, se reconocen costos totales eficientes, determinados por la combinación de

una meta de eficiencia global y de una meta individual para cada Distribuidora. La meta general se calcula en función de la productividad y el estado del progreso tecnológico del sector, estimada inicialmente en el 2003 y definida actualmente en un 2,06%. Las metas específicas ajustan el comportamiento individual de cada empresa hacia un desempeño eficiente. Estas metas resultan de un análisis de benchmarking sobre los costos y de la consideración de un desempeño eficiente en la calidad del servicio. El método actualmente aplicado se denomina StoNED (Stochastic Non-Smooth Envelopment of Data), el cual usa datos de panel para un período de 6 años. El modelo de benchmarking incluye el costo de la

mala calidad del servicio dentro del insumo (costos totales), y corrige por diferencias ambientales (proporción de cables subterráneos en media tensión y participación de redes rurales). Los productos para determinar la escala de la distribuidora son los clásicos de la literatura: Energía suministrada (GWh), Extensión de la red (km), y número de unidades consumidoras. En Noruega, como ya se comentó, los costos son definidos por una combinación de costos reales y costos eficientes que surgen de un modelo de benchmarking. En California los costos reconocidos surgen de los valores propuestos por las empresas, con ajustes.


En Panamá la determinación de los valores eficientes de los costos unitarios promedio de

operación y mantenimiento e inversión (ADMt, OMt y COMt) se realiza a través del análisis de una muestra de empresas comparadoras. O sea, se define una frontera de eficiencia externa a Panamá, que sirve de referencia. Para ello se definen variables de costos de las empresas comparadoras, cuyos valores se aproximan basándose en ecuaciones de eficiencia. Las ecuaciones de eficiencia se estiman a partir de variables explicativas de la evolución de dichos costos sobre una muestra de empresas. En la última revisión tarifaria se decidió utilizar para la selección de empresas comparadoras, las empresas distribuidoras registradas por la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) de Estados Unidos. De un

total de 345 empresas de la base de la FERC y a través de un filtrado de consistencia de datos se trabajó con una base de 132 empresas. A éstas les fue realizado un análisis de eficiencia de las empresas, aplicando una metodología de Análisis de Frontera de Eficiencia. La ley establece que las empresas comparadoras deben ser eficientes y similares a las empresas panameñas por lo que se fijó un límite inferior de eficiencia de 0,8 para que la empresa sea considerada empresa comparadora. De esta manera quedaron 93 empresas comparadoras finalmente seleccionadas sobre las cuales fueron estimadas las ecuaciones de eficiencia.

2.4.5 Tratamiento Regulatorio de las Pérdidas

En el tratamiento de las pérdidas también se presenta una marcada diferenciación entre los países analizados en el referenciamiento.

Brasil, siguiendo los mismos principios adoptados en el cálculo de los costos de AOM, determina el porcentaje de PNT a partir de un método de benchmarking con otras distribuidoras de la industria.

Chile y Perú, por el contrario, aplican un porcentaje de PNT definido de manera ad-hoc, el cual es uniforme para todos los OR.

En Finlandia las pérdidas de energía de la red son tratadas como pass-trhough, sin aplicar sobre ellas ningún incentivo de eficiencia.

En España se ajusta el Ingreso Máximo permitido a través de un componente asociado al cumplimiento de los objetivos de reducción de pérdidas durante el año precedente. Este incentivo tomará valores que en el intervalo del +/-1% de la retribución de la empresa en el año anterior.

En Noruega las pérdidas de energía se incorporan al modelo de eficiencia de costos, por lo que las empresas que tengan mal desempeño en pérdidas pueden resultar ineficientes en el modelo de benchmarking.

En Panamá Las pérdidas "eficientes" son incorporadas en la remuneración de la actividad de distribución como un componente del Ingreso Máximo Permitido. El porcentaje eficiente de pérdidas resulta de las ecuaciones de eficiencia de las pérdidas.

En California no hay disposiciones regulatorias específicas relacionadas con pérdidas en redes de distribución. Las pérdidas proyectadas deben incluirse en la demanda a ser suministrada y sus costos forman parte de los costos de compra de energía y combustibles.

2.4.6 Tratamiento Regulatorio de la Calidad del Servicio

El tratamiento básico de la calidad en todos los países analizados consiste en la aplicación de penalidades y compensaciones por incumplimientos en los parámetros de calidad definidos por los reguladores. El monto de las penalidades generalmente está determinado por el costo de falla del servicio, sobre el cual se aplican factores para escalar o potenciar la penalidad en función de la severidad del incumplimiento.

En España se ajusta el Ingreso Máximo permitido a través de un componente asociado al cumplimiento de los índices de calidad de servicio durante el año precedente. La calidad de


servicio atiende a la Continuidad del Suministro, la Calidad del Producto, y la Calidad de la Atención y Relación con el cliente. Con relación a la Continuidad del Suministro se definen los tres índices básicos en la medida de la calidad de servicio: i) el Tiempo Anual de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada en media tensión (TIEPI) para interrupciones superiores a tres minutos de duración; ii) el percentil 80 del TIEPI que determina que el valor del TIEPI no sea superado por el 80% de los municipios dentro de la zona de distribución; y iii) y el NIEPI que se define como se define como el Número de Interrupciones Equivalentes de la Potencia Instalada en media tensión, para interrupciones que se contabilizan son las superiores a tres minutos.

En lo que se refiere a la calidad del producto, la norma UNE 50160 establece las características que debe tener la onda de tensión proporcionada a los clientes, en lo que se refiere a fluctuaciones, huecos y desequilibrios de tensión, interrupciones, sobretensiones, variaciones de tensión, armónicos y variaciones de frecuencia. En lo que respecta a la la calidad de la atención y relación con el consumidor la misma se determina atendiendo a las características del servicio, entre las que se encuentran el conjunto de aspectos referidos al asesoramiento del consumidor en materia de contratación, facturación, cobro, medida de consumos y demás aspectos derivados del contrato suscrito.

A efectos de definir los estándares de calidad objetivo de las empresas distribuidoras, se clasifican las zonas de distribución en cuatro tipos: zonas urbanas (ciudades con más de 20,000 habitantes o capitales de provincia), zonas semiurbanas (municipios con entre 2000 y 20000 habitantes), rural concentrada (municipios con entre 200 y 2000 habitantes), y rural dispersa (municipios con menos de 200 habitantes y situados fuera de núcleos de población). La tabla siguiente recoge los objetivos de los índices de calidad vigentes.

El incentivo Q de calidad toma valores que en el intervalo del +/-3% de la retribución de la empresa en el año anterior. El valor del indicador del cumplimiento de calidad en una zona no podrá ser positivo si alguno de los valores de TIEPI o NIEPI supera al objetivo en dicha zona. Además, tienen que estar en el rango entre -1 y 1. Por último, si una empresa superase algún valor objetivo de TIEPI o NIEPI en más de un 30%, no podrá cobrar ningún incentivo de calidad durante el correspondiente año.

Adicionalmente al tratamiento básico de la calidad del servicio con multas por incumplimiento, en Brasil se establece un esquema de incentivo permitiendo el traslado a tarifas de las mejoras de calidad obtenidas en el período de evaluación anterior, a través del Factor X. Como se mencionó más arriba, el esquema brasileño adolece de la falta de consistencia entre los distintos bloques regulatorios, al no tener en cuenta la substituibilidad (trade-off) entre costos y calidad del servicio.

En Finlandia el tratamiento regulatorio de calidad del servicio y Potencia se incorpora al análisis de los costos eficientes, sumando la mitad del costo de la energía no suministrada (DCO) a los costos gestionables. Para el cálculo del DCO se incluyen la cantidad y el tiempo de interrupciones programadas y no programadas. La valuación de las interrupciones surge a partir de un estudio realizado por EMV en los años 2004-2005. El regulador, EMV, define un valor de DCO de referencia que se obtiene a partir del promedio aritmético de las interrupciones registradas para cada DSO entre el periodo 2005-2010 (a precios 2010), ajustado por la cantidad de energía distribuida a los usuarios, y luego define valores límites de interrupciones para el periodo tarifario. Luego, una parte del valor de las desviaciones con respecto a límites fijados, se incorpora al cálculo de la tasa de retorno eficiente.

En Noruega, como ya se comentó, la calidad del servicio es considerada en el modelo de eficiencia de costos a través del Costo de la Energía No Suministrada. El modelo permite determinar el óptimo económico, pues se considera al mismo tiempo los costos incurridos para reducir las pérdidas de energía.

En Panamá se incorporan al esquema de control y penalización la calidad del serivico tanto

de aspectos técnicos como comerciales del servicio.


2.4.7 Transferencia de los costos de la actividad

En España el régimen vigente registra un déficit estructural de ingresos de actividades reguladas (déficit tarifario) desde hace una década, debido a que los costos reconocidos han sido superiores a los ingresos a los precios regulados que pagan los consumidores.

Desde el año 2007, se inició un proceso de eliminación de las tarifas integrales que culminó con la implantación del Suministro de Último Recurso en julio de 2009. En efecto, la normativa establece una serires de mecanismos de protección en las tarifas, incluyendo:

Un precio nacional uniforme

La obligación de ofrecer suministro a la Tarifa de Último Recurso (TUR)

El bono social para ciertos consumidores de electricidad

Limitaciones a la desconexión en caso de impago

Los Comercializadores de Último Recurso tienen la obligación de ofrecer un suministro de último recurso a un precio igual a la Tarifa de Último Recurso (TUR) a los consumidores de menor tamaño (consumidores de electricidad en baja tensión con potencia contratada menor o igual a 10 kW). Los comercializadores de último recurso no pueden rechazar suministrar a consumidores con derecho al suministro de último recurso, de modo que dichos consumidores pueden siempre optar por ser suministrados a un precio fijado por la Administración.

El bono social protege a ciertos grupos de consumidores de electricidad considerados especialmente vulnerables. En el caso de estos consumidores, los comercializadores de último recurso tienen la obligación de ofrecerles una compensación en su factura definida como la diferencia entre la tarifa en vigor correspondiente (la Tarifa de Último Recurso) y una Tarifa Reducida. Pueden acogerse a la tarifa reducida aquellos consumidores que, siendo personas físicas y tratándose de su residencia habitual, a) tengan una potencia contratada inferior a 3 kW, b) sean mayores de 60 años y estén recibiendo pensiones mínimas o no contributivas, c) sean familias numerosas, o d) sean familias cuyos miembros se encuentren todos en situación de desempleo.

Las Tarifas de Último Recurso, a diferencia de las antiguas tarifas integrales, se calculan de una forma aditiva y transparente. Sin embargo, desde el punto de vista del sistema eléctrico, el cálculo continúa sin ser suficiente para recuperar todos los costos, ya que las tarifas de acceso no cubren la suma de los costos regulados incluidos en su cálculo. De cualquier forma, el déficit de las tarifas de acceso no tiene impacto económico en el CUR, al igual que tampoco lo tiene para cualquier comercializador en mercado libre.

En Finlandia las tarifas de servicios de red de distribución difieren entre redes de distribución de distintos operadores, pero la ubicación o localización de un usuario dentro del área de responsabilidad de un operador no afecta el costo de los servicios de red. Los costos de red son determinados, entre otras cosas, por la cantidad de energía suministrada al cliente, la demanda de potencia y el nivel de tensión en el cual el consumidor está conectado a la red. El mercado está liberalizado.

En Noruega el regulador (NVE) no determina las tarifas sino que establece un límite a los ingresos que la empresa puede recaudar de sus clientes. Sin embargo, NVE ha establecido un conjunto de reglas sobre la estructura tarifaria. La estructura de la tarifa es distinta para los consumidores conectados a las redes regionales o central que para aquellos conectados a redes de distribución.

En Panamá la determinación de los cargos tarifiarios se realiza por uso de la red de

distribución por nivel de tensión. La estructura tarifaria de los cargos por uso de red puede ser por nivel de tensión, con medición horaria o medición de demanda máxima. Las categorías se definen por nivel de tensión y cierta demanda máxima mensual límite.


Respecto a los subsidios, existe un subsidio cruzado destinado a los clientes del servicio público de electricidad, cuyo consumo califica como consumo básico o de subsistencia (hasta 100 kWh/mes). Su administración y aplicación está a cargo de las empresas de distribución eléctrica. Se aplica como un descuento que realiza directamente la empresa distribuidora en la factura del cliente, equivalente a un porcentaje sobre dicha factura (de hasta el 20%). Dicho subsidio lo financian los clientes finales consumo superior a 500 kWh/mes, incluyendo grandes clientes, quienes aportarán hasta un 0,6%) de su facturación mensual. También son subsidiades las tarifas al sector agropecuario (5%), las tarifas eléctricas de las sedes permanentes de los partidos políticos (50%), y subsidios a jubilados, pensionados y tercera edad (del 25% hasta 600 kWh/mes).

En California existen condiciones estándares regionales de calidad definidos por la NERC.


Tabla 3 - Tratamiento Regulatorio Segmento Distribución

PaísEsquema Regulatorio

General

Expansión del Servicio y

Remuneración de las InversionesReconocimiento de Gastos de AOM



AUSTRALIAIngreso Máximo (modelo building

blocks).

Esquema de “propuesta-respuesta” empresa

propone y AER aprueba en la medida que los

costos correspondan a un negocio eficiente.

Caos contrario propone alternativa, basada en

un ajuste de la propuesta presentada por la

empresa.

Se consideran costos eficientes definidos

mediante enfoques de ingeniería del tipo

bottom up junto con una aplicación limitada de

herramientas de benchmarking.

Se fija un esquema que brinda bonificaciones

financieras y penalidades de hasta 5% del

ingreso según el desempeño.

Se calculan Factores de pérdidas con base en

las pérdidas promedio (no marginales) del año

anterior.

BRASILPrecio Techo - Reposicionamiento

Tarifario

La ANEEL segmentó la base de capital en

Inicial (Blindada) e Incremental. La

valorización de los activos incrementales se

realiza por el VNR o Costo de Reposición

utilizando el Banco de Precios Referenciales

de las Distribuidoras.

Consta de 2 etapas: (i) actualización de los

costos reconocidos en la revisión anterior

(Empresa de Referencia), y (ii) análisis de

benchmarking. Las diferencias entre ambas

etapas forma parte del factor X.

El tratamiento de la calidad de los servicios se

considera en la aplicación de multas y

compensaciones por incumplimientos y en el

traslado a tarifa mediante el Factor Q.

Se definen valores “Objetivo”, y las empresas

pueden apropiarse de las ganancias de

eficiencia, en caso de que su desempeño

resulte mejor que el objetivo regulatorio. Las

pérdidas técnicas se estiman mediante una

metodología específica desarrollada por

ANEEL. Las no técnicas surgen de un análisis

de benchmarking.

CHILE

Competencia referencial (áreas

típicas de distribución) con Precio

Techo.

Se utilizan el (VNR) para determinar la base

Greenfield correspondiente a una red adaptada

técnica y económicamente a la demanda para

prestar el servicio a mínimo costo. Se modela a

través de un software estadístico la red

necesaria para abastecer la demanda de cada

área típica de distribución.

Empresa Modelo Eficiente: se construye una

empresa de referencia lo más representativa

del conjunto de empresas del ATD. Se elige un

área de Concesión determinada, y se

establecen parámetros de una firma que

produce la cantidad demandada al mínimo

costo técnicamente posible.

Aplicación de multas y compensaciones por

incumplimientos de los parámetros regulatorios

de calidad

La regulación reconoce aquellas pérdidas que

tienen sentido económico, cuyo costo de

eliminarlas es mayor que el beneficio asociado

a tal eliminación. Se considera un porcentaje

de pérdidas de hurto residual que no debe

exceder el 2% de la energía vendida a clientes

regulados BT.

GRAN BRETAÑA

Ingreso Máximo. Aplicado a un

período tarifario de 8 años. Nuevo

Modelo Regulatorio RIIO.

Se remunera la BAR mediante un esquema del

tipo DORC.

No se diferencia entre Capex y Opex, se fijan

valores eficientes de Totex.

La calidad es incorporada dentro de los planes

de negocio presentados por las empresas.

Ofgem establece incentivos financieros

basados en la disposición a pagar de esos

clientes.

Existe la obligación de reducir pérdidas.

Adicionalmente hay incentivos monetarios

discresionales para la innovación en reducción

de pérdidas.

IRLANDA DEL

NORTE

Revenue Cap -Ingresos Máximo

Permitidos

Se remunera la BAR mediante la tasa WACC.

Los capex se clasifican en tres grupos: 1-

Activos de Renovación de Red, 2- Inversiones

para nuevas expansiones, 3- Inversiones de

interconexión con cierta incertidumbre.

Se reconocen los costos eficientes

determinados a partir de un análisis histórico.

(últimos dos años).

Se fijan estándares de calidad de prestación de

Servicios y se premia o penaliza por los

desvíos respecto a las metas.

Se definen factores de ajustes de pérdidas de T

y de D, a los fines de asignar los costos de las

mismas en función de la contribución de cada

agente a la pérdida.

PERÚCompetencia referencial con Precio

Techo.

Se diseña una red eficiente, y se reconoce en

el VAD. Los costos de inversión se remuneran

con la tasa descuento permitida por Ley.

Empresa Modelo Eficiente: se construye una

empresa de referencia lo más representativa

del conjunto de empresas del ATD. Se elige un

área de Concesión determinada, y se

establecen parámetros de una firma que

produce la cantidad demandada al mínimo

costo técnicamente posible.

Aplicación de multas y compensaciones por

incumplimientos de los parámetros regulatorios

de calidad

Las PT son reconocidas en el VAD a partir de la

modelización de la Empresa Eficiente de cada

Sector Típico de Distribución, a través de

factores de expansión de pérdidas. Tambien se

reconocen pérdidas comerciales, únicas para

todos los sectores típicos de distribución.


Tabla 4 - Tratamiento Regulatorio Segmento Distribución (continuación)

PaísEsquema Regulatorio

General

Expansión del Servicio y

Remuneración de las InversionesReconocimiento de Gastos de AOM



ESPAÑARevenue-Cap con revisiones

cuatrienales

Los costos de inversión reconocidos se

calculan como suma de la retribución por

amortización y la retribución financiera de una

red teórica adaptada a la demanda y con la

consideración de algunos elementos de la red

existente.

Se reconocen los costos unitarios de operación

y mantenimiento de los activos inventariados,

determinados por la CNE. Como así también

los costos teóricos de los activos de la red

hipotética.

La calidad es incorporada en la retribución de

la actividad a través de un factor de ajuste en

función del grado de cumplimiento de las

metas, con límites entre +/-3%.

El tratamiento de pérdidas es incorporado en la

retribución de la actividad a través de un factor

de ajuste en función del grado de cumplimiento

de las metas, con límites entre +/-1%.

FINLANDIAIngreso Máximo Sobre la Base de la

Retorno Razonable

El costo de los activos se determina por valor

de reemplazo. Adicionalmente, se contempla

un incentivo a inversiones en innovación del

sistema.

Se reconocen costos totales eficientes,

determinados por la combinación de una meta

de eficiencia global y de una meta individual

para cada Distribuidora.

Se calcula un costo de las interrupciones. Se

establecen límites sobre los valores de

interrupciones, y posteriormente un parte del

desvío con relación a los límites se incorpora

en el cálculo del retorno adecuado.

No hay tratamiento de incentivo a las perdidas.

Estas se consideran como pass-trough

conforme a lo registrado en cada periodo.

NORUEGA

Ingresos máximos (Revenue Cap)

determinados anualmente: Los

ingresos máximos autorizados se

basan en los costos reales de la

empresas (40%) y en un incentivo de

eficiencia - benchmarking (60%).

Se aplica una tasa WACC sobre la RAB. Está

definido que todas las empresas deben ganar

al menos un retorno de 2% promedio en los

últimos cinco años.

Los OPEX se separan en costos controlables y

costos no controlables (pass-through) . Los

costos controlables ingresan al metodo de

Benchamrking DEA. Los ingresos maximos

permitidos contemplan en un 40% los costos

reales.

La regulación de Noruega establece un

esquema de incentivos y penalidades sobre la

calidad del servicio en base a una estimación

del CENS.

Los costos de pérdidas de distribución son

considerados gestionables y se incorporan

100% en el benchmarking.

PANAMÁ Ingreso Máximo

La base de capital se estima a partir de los

valores contables de las empresas, y a través

del análisis de eficiencia establecido en el

régimen tarifario.

Se consideran criterior de eficiencia, a través

de costos unitarios de empresas

"Comparadoras". En la última revisión tarifaria

se definieron como empresas benchmark a 132

Dsitcos de la base de la FERC.

Se incorporan esquema de control y

penalización de la calidad tanto de aspectos

técnicos como comerciales del servicio.

Las pérdidas "eficientes" son incorporadas en

la remuneración de la actividad de distribución

como un componente del Ingreso Máximo

Permitido.

USA -

CALIFORNIA

Ingreso Requerido. Es autorizado

por la CPUC, para Distribución y

Generación Propia de las Utilities que

permanecen verticalmente

integradas.

Las inversiones se remuneran a través de la

cuota de depreciación (contable) y del retorno

regulatorio (definido por la CPUC) sobre el

capital. Adicionalmente se establecen

mecanismos de incentivo a la eficiencia.

Se reconocen costos eficientes para la

adecuada prestación de los servicios de

distribución. Estos costos son definidos por la

CPUC.

La CPUC realiza un minucioso seguimiento de

una serie de indicadores de calidad.

Adicionalmente las empresas tienen la

obligación de realizar inspecciones periódicas

de los equipos. (Cada 3-5 años).

Las pérdidas proyectadas deben incluirse en la

demanda a ser suministrada y sus costos

forman parte de los costos de compra de

energía y combustibles.


2.5 Esquema Institucional del Sector

Se presenta a seguir un resumen general del esquema institucional adoptado en cada uno de los países analizados.

Como puede ser visto, el esquema institucional del sector se caracteriza por contar con un organismo superior de definición de la política y normativa energética, generalmente esta responsabilidad recae en un Ministerio de Energía y Minas. Conjuntamente con dicho organismo se instituye la figura de Autoridad Regulatoria, que generalmente es la encargada de la aplicación de las políticas energéticas definidas por el órgano superior, y de la regulación de las actividades de Producción, Transmisión, Distribución y/o comercialización según sea el caso.

Este esquema institucional básico es extendido en algunos casos para incorporar órganos de fiscalización, como es el ejemplo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles de Chile, o bien órganos involucrados en actividades de promoción, investigación y desarrollo, como es el caso de la Empresa de Pesquisa Energética en Brasil.

Otro agente clave involucrado en el diseño institucional es el Operador del Sistema de Transmisión y encargado del Despacho. En lo referente a esta figura se presentan algunas variantes, así en los casos de una única firma de Transmisión suele asignarse a la misma las funciones de operación del mercado eléctrico, en tanto que para casos de más de una firma de transmisión es común la conformación de un Holding encargado de la operación del despacho.

Se presenta a continuación una tabla con la síntesis de los esquemas aplicados en los países analizados.


Tabla 5 – Esquema Institucional del Sector

País Organización InstitucionalPropiedad Empresas de

Transmisión

Propiedad Empresas de

Distribución

Australia

-Standing Council on Energy and Resources (SCER): órgano superior en asuntos

energéticos.

-Comisión del Mercado Energético Australiano : responsable de la formulación de las

reglas y del desarrollo de mercado energético.

-Australian Energy Regulator (AER): monitorea el mercado mayorista de electricidad y es

responsable de la regulación económica de las redes de transmisión y distribución.

-Victoria y South Australia: privada.

-ACT: mixta.

-Queensland, New South Wales y

Tasmania: estatal.

-Victoria y South Australia:

mayormente privada-

-ACT: mixta.

-Queensland, New South Wales

y Tasmania: estatal.

Brasil

-Ministerio de Energía y Minas (MEM) : órgano superior (fija política).

-Agencia Nacional de Energía Elétrica (ANEEL) (regualdor) : regula y fiscaliza las

actividades de producción, transmisión, distribución y comercialización.

-Empresa de Pesquisa Energética (EPE) : realiza la planificación de la red, que aprueba

ANEEL.

-Cámara de Compensación de Energía Eléctrica (CCEE) : tiene por función viabilizar la

actividad de comercialización de energía eléctrica

-Operador Nacional de Sistema Eléctrico (ONS).

Privadas y estatales Privadas y estatales

Chile

-Ministerio de Energía : organo superior (gobierno y administración del sistema, politíca

energética).

-Comisión Nacional de Energía (CNE) : regulador.

-Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): fiscalización.

-Agencia Chilena de Eficiencia Energética y Centro de Energías Renovables.

Privada. Transelec posee la mayor

parte de la red de ATPrivadas

Gran

Bretaña

-Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM) : regulador.

-National Grid Electricity Transmition (NGET) : responsable de la operación integrada de

todo el sistema de transmisión.

Privadas Privadas

Irlanda del

Norte

-Northern Ireland Authority for Utility Regulation (NIAUR): organismo regulador

-Northern Ireland Department of Enterprise, Trade and Investment (DETI) : establece los

procedimientos y normativa para la compra y venta de energía.

-Operador del mercado mayorista de electricidad (SEMO)

-Operardor de la red en Irlanda del Norte (SONI Ltd)

Estatal (Northern Ireland Electricity

Ltd ) y privadas (2 licencias otorgadas)

Estatal (Northern Ireland

Electricity Ltd )

Perú

-Ministerio de Energía y Minas: organo superior (gobierno y administración del sistema,

politíca energética).

-Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, OSINERGMIN:

regulador.

-Agencia de Promoción de Inversión Privada (PROINVERSION) : procesos licitatorios

para proyectos.

-Comité de Operación Económica del Sistema (COES) : planificación del sistema de

Transmisión.

Privadas Privadas


Tabla 6 - Esquema Institucional del Sector (Continuación)

País Organización InstitucionalPropiedad Empresas de

Transmisión

Propiedad Empresas de

Distribución

España

-El Parlamento y el Gobierno establecen la política energética nacional.

-La Secretaría de Estado de Energía del MITYC tiene competencias de reglamentación de

normativas de rango superior.

-La Comisión Nacional de Energía (CNE) ente regulador de los sistemas energéticos, con

competencias en los sectores de electricidad, gas e hidrocarburos. CNE es

fundamentalmente un organismo consultivo ya que no tiene competencias en el desarrollo

normativo o en el establecimiento de tarifas reguladas.

-El Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMEL) responsable de la Gestión

Económica de los mercados de corto plazo (Red Eléctrica de España ).

El transportista es Red Eléctrica de

España , parte de un holding. La

sociedad matriz del grupo es Red

Eléctrica Corporación.

Actualmente, la estructura accionaria

de la compañía está formada por una

participación del 20% en manos de la

SEPI (holding empresarial público) y el

80% restante es capital flotante

Las principales empresas

distribuidoras

son Endesa, Iberdrola, Unión

Fenosa, Hidrocantábrico y E.ON

(privadas) y hay aproximadamente

300 pequeños distribuidores

(municipales, cooperativas,

privadas, etc)

Finlandia

-Ministerio de Empleo y Economía : órgano superior en materia energética

-La Autoridad del Mercado Energético (EMV): es el organismo regulador del sector,

responsable de establecer los principios para la valuación de la base de activos regulatorios

y de las inversiones, el método para determinar la tasa de retorno sobre el capital y el

procedimiento para definir los ingresos declarados de la empresa, así como definir las

metas de eficiencia.

Fingrid es propiedad del Estado

(participación mayoritaria) junto con

las compañías Fortum Plc y Pohjolan

Voima Oy e instituciones de inversión

El mercado se compone de 91

empresas, mayoritariamente de

propiedad municipal, de las cuales

34 operan a nivel nacional.

Noruega

-Ministerio de Petróleo y Energía (MPE) : órgano responsable de la política energética

noruega

-NVE : responsable de la regulación económica y técnica del sistema, el buen

funcionamiento de la red y la disponibilidad del mercado.

El gobierno posee más del 90% de las

redes del sistema a través de la

empresa Statnett SF , que opera gran

parte del sistema de transmisión

La mayor parte de las empresas

distribuidoras son municipales,

otras privadas

Panamá

-Secretaria Nacional de Energía (SNE) : entidad encargada de formular, planificar y

establecer las políticas del sector de energía e hidrocarburos. Entre sus principales

funciones está la de velar por el cumplimiento de las políticas energéticas, asesorar al

órgano ejecutivo y proponer la legislación necesaria para la adecuada vigencia de las

políticas energéticas y la ejecución de la estrategia.

-Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) : ente regulador multisectorial,

(agua potable y alcantarillado sanitario, telecomunicaciones, radio y televisión, servicios de

transporte y distribución de gas natural, y electricidad)

-Centro Nacional de Despacho de Carga (CND) : dependencia de la Empresa de

Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), encargada de la operación integrada del sistema.

ETESA (Ley 6/1997). Dicha empresa

se rige por las disposiciones de

sociedad anónima y de derecho

privado, siendo su capital accionario

100% propiedad del Estado

Hay 3 empresas concesionarias:

-Empresa de Distribución Eléctrica

Metro Oeste S.A. (EDEMET ).

-Elektra Noreste S.A. (ENSA ).

-Empresa de Distribución Eléctrica

Chiriquí S.A. (EDECHI )

USA -

California

-La regulación del sector eléctrico combina las jurisdicciones estatal y federal.

-La Federal Energy Regulacion Commission (FERC) tiene jurisdicción sobre el mercado

eléctrico mayorista y la transmisión interestatal de electricidad.

-El operador del mercado y del sistema de transmisión de California, California ISO

(CAISO) es regulado por la FERC.

-A nivel del Estado, la California Energy Commission (CEC) es el órgano primario de

política energética y planificación.

-El regulador estatal de California, la CPUC , regula las IOU de suministro público de

electricidad, establece los ingresos por las actividades de distribución y generación propia

de las IOU y controla el pass through de los ingresos correspondientes a transmisión

(actividad regulada por la FERC) y compra de energía.

IOU verticalmente integradas, hay

empresas de transmisión también

privadas

IOU verticalmente integradas, hay

empresas de distribución

municipales, cooperativas,

privadas


2.6 Análisis de Consistencia entre los diferentes Bloques Regulatorios

Un punto de fundamental importancia en el análisis de los esquemas regulatorios del tipo Building Blocks es el relativo al grado de consistencia interna en los criterios aplicados a cada uno de dichos bloques.

En este sentido es posible encontrar algunas discrepancias en los criterios con los que se formulan ciertos bloques, situación que puede afectar los resultados esperados del esquema regulatorio propuesto, repercutiendo en ingresos reconocidos mayores o menores a los recomendables para las empresas prestadoras de servicios públicos que operan en ambientes de relativa eficiencia. Así, por ejemplo, resulta incompatible la adopción de un esquema VNR para la valoración de los componentes de la base de activos regulatorios si los costos de AOyM se determinan a partir de un análisis de benchmarking de empresas que operan eficientemente pero con activos relativamente antiguos. Es decir, los costos a reconocer a los operadores deben estar en consonancia con la antigüedad de los activos regulatorios.

Otras potenciales fuentes de inconsistencias se dan entre los costos de AOyM y los niveles de pérdidas de las empresas, o bien entre los capex y opex y los niveles de calidad, entre otros.

A continuación se presenta un resumen por país de las principales consideraciones de consistencia regulatoria de las empresas:

Noruega: Del conjunto de países analizados Noruega es el que presenta el mayor grado de consistencia entre los diferentes bloques regulatorios. El esquema regulatorio es definido de tal forma que internaliza en una ecuación general los criterios aplicados a los distintos bloques regulatorios.

En este sentido, el esquema regulatorio general es de Ingreso Máximo, la Base de Activos Regulatorios se determina por el método DORC con datos históricos, la remuneración surge de una tasa WACC con una política óptima de endeudamiento, los costos de AOyM surgen de una combinación de 40% de los datos reales de la empresa y 60% de un análisis de benchmarking de empresas, la calidad de los servicios es reconocida explícitamente en los ingresos a través de la cuantificación de la energía no suministrada. Finalmente las pérdidas eficientes de distribución son consideradas en los ingresos requeridos a través de un término que considera una cuantificación de las mismas. En cuanto a las pérdidas de Transmisión, no son incorporadas al ingreso requerido pues se consideran no gestionables y por ende es un pass-through.

Brasil: El grado de cohesión de los bloques regulatorios en Brasil es relativamente menor al de Noruega, y esta situación tiene su origen, al menos parcialmente, en el funcionamiento interno de la propia ANEEL.

El esquema general de regulación es del tipo Price-cap, la base de activos surge de un esquema de blindaje de la base histórica y de incorporación de inversiones marginales (entre dos períodos tarifarios), valuadas al VNR. Los costos operacionales se determinan mayormente por el método de benchmarking, las pérdidas técnicas son incorporadas como pass-through y calculadas por la ANEEL, las pérdidas no técnicas (PNT) de distribución son

determinadas por medio de un benchmarking. La calidad es considerada en dos formas al esquema regulatorio, una a través de penalizaciones a las empresas que no cumplen con estándares definidos y otra a través de un ajuste de los ingresos a reconocer, con base en el desempeño. Sin embargo se destaca que las metas de calidad no son definidas de forma integral con relación a los otros bloques. Adicionalmente se destaca que no hay reconocimientos de los costos de planes de reducción de pérdidas o de mejoras de calidad de los servicios.


Chile y Perú: La particularidad principal de estos dos casos es que la BRA se determina mediante un modelo del tipo greenfield, considerando una red eficiente, los activos de la BRA son valorizados por VNR, y los costos de AOyM son determinados en los estudios de cálculo de VAD con base en la BRA de la empresa modelo, en este sentido el modelo regulatorio es relativamente consistente, más aún si toma en consideración que las pérdidas técnicas y no técnicas son estimadas a partir de la simulación de la operación de la BRA de la empresa de referencia. La calidad de los servicios se incluye en el marco regulatorio a través de compensaciones, y por ello es quizá el elemento menos vinculado al resto de los bloques regulatorios.

Finalmente merece destacarse que a pesar de la relativamente elevada consistencia regulatoria de estos esquemas, que es un punto fuerte, los modelos de ER pueden tener algunas debilidades en la formulación de los valores referenciales.

Australia: en el caso de Australia el esquema regulatorio es del tipo propuesta-respuesta, la BRA es determinada por el método DORC a propuesta de cada Operador de Red, teóricamente se incorporan los costos de AOyM eficientes relacionados con el plan director definido por la empresa, ajustados parcialmente por técnicas de benchmarking; sin embargo el regulador encontró que se producía una sobreestimación de los capex. Las pérdidas y las

metas de calidad de servicio son definidas con base en el comportamiento histórico de la propia empresa, esto genera dos fuentes de inconsistencia, por un lado la estimación no está asociada al plan de inversiones y por otro lado no está captando las mejores prácticas actuales, como lo haría un análisis de benchmarking.

Gran Bretaña: el modelo regulatorio planteado para el próximo período tarifario (conocido como modelo RIIO), es un modelo altamente integrado, la BRA se determina por el método DORC. Lo novedoso del modelo RIIO es la consideración en forma integrada de los Totex, los cuales son clasificados en Totex de recuperación lenta, o de recuperación rápida. El

tratamiento de la calidad se incluye de manera integrada al plan de negocios; actualmente se está promoviendo el desarrollo de la calidad de la atención comercial.

Finalmente las pérdidas técnicas son incluidas como pass-through, en tanto que las PNT no se consideran hasta tanto no se cuente con medidores inteligentes. Por el momento solo se contempla la posibilidad de incluir los costos de planes de reducción de pérdidas en el ingreso regulatorio.

Irlanda del Norte: en dicho país hay una única empresa encargada de las actividades de transmisión y de distribución, esta situación obliga a que los valores tarifarios de ambos servicios sean definidos en un único proceso de revisión y luego se reasignan a cada actividad. La BRA se determina por un esquema brownfield, los costos de AOyM son determinados a partir de los valores históricos de dos años anteriores. Las metas de calidad y las pérdidas eficientes son definidas de manera ad-hoc o sin integración con el resto de los

bloques regulatorios.

Finlandia: el caso de Finlandia considera un esquema regulatorio del tipo Ingreso Máximo sobre la base de una tasa de retorno razonable, la BRA se valoriza por el costo de reemplazo con valores referenciales, los costos de AOyM surgen de un análisis de benchmarking con empresas de UK, las inversiones para mejorar la calidad de los servicios son reconocidas en la BRA, sin embargo no hay tratamiento regulatorio de las pérdidas.

España: la BRA se determina por un modelo greenfield, valuado a precios referenciales, hay cierto reconocimiento de algunos elementos existentes de red. Los costos de AOyM son reconocidos en función de valores unitarios de costos de operación de activos inventariados, para el segmento de transmisión se incorpora un extracosto de operación para activos que finalizan su vida regulatoria pero continúan operativos. La calidad de los servicios y las pérdidas son incorporadas a la remuneración de la actividad mediante factores que ajustan los ingresos en virtud de los desvíos respecto a las metas predeterminadas.


Panamá: la valuación de la BRA se realiza por el método DORC, los costos de AOyM surgen de un estudio de benchmarking de empresas comparadoras (de USA), esta situación puede implicar que las condiciones de operación de los comparadores no se corresponda con las de la empresa analizada. Las pérdidas eficientes son incorporadas en forma explícita en el reconocimiento tarifario. El tratamiento de la calidad es mediante compensaciones.


3 ANÁLISIS DE MODELOS ECONÓMICOS Y METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN

Las características tecnológicas existentes en las industrias de redes de energía eléctrica (segmentos de transmisión y distribución), en general caracterizados por economías de escala y alcance (producto de la provisión en redes) y subaditividad de costos, le confieren la denominación de monopolio natural a dichas actividades.

Dado que el mercado no siempre es efectivo asignando eficientemente los recursos productivos, la teoría económica justifica la regulación de dichas actividades. Un monopolista no regulado fijará precios muy altos y un nivel de producción muy bajo. Así, el objetivo del regulador es determinar el nivel y la estructura de las tarifas de electricidad, de manera que se maximice el bienestar social. El nivel de precios regulado debe entonces permitir funcionar a las empresas reguladas, cubriendo sus costos totales eficientes, y evitar que tengan beneficios extraordinarios en desmedro de los consumidores.

El primer óptimo, es decir aquel en el que los precios son iguales a los costos marginales, puede ocasionar pérdidas a la empresa si no logra cubrir sus costos totales (en el tramo en que la curva de costos medios es decreciente, es decir donde se producen las economías de escala, los costos marginales son menores que los costos medios).

La tarifa adecuada es aquella que satisface las condiciones de equilibrio económico-financiero de la empresa, brinda señales adecuadas a los usuarios para el uso racional y atiende los principios básicos de eficiencia económica, equidad, justicia, estabilidad y razonabilidad, además de considerar los objetivos atribuidos al sector eléctrico.

De acuerdo a lo comentado en el capítulo anterior, el regulador del servicio eléctrico debe determinar el nivel –y en algunos casos la estructura- de las tarifas de manera que se maximice la función de bienestar social. Para esto, el regulador debe fijar unas tarifas que permitan funcionar a las empresas reguladas maximizando el beneficio social y manteniendo incentivos a una gestión eficiente.

Como se ha visto, la solución de primer óptimo (aquella en donde el precio se iguala al costo marginal) no es aplicable. Así, lo que los reguladores buscan lograr es que el precio medio cobrado por el distribuidor o transportista de energía eléctrica coincida con el costo medio de largo plazo; en otras palabras, que los ingresos totales que perciben a través de la venta de electricidad a una tarifa dada coincidan con sus costos totales por la operación y prestación del servicio.

Ahora bien, determinar los costos reales de las empresas reguladas es una tarea compleja, en la cual el regulador se enfrenta de manera muy especial al problema de la asimetría de información, esto es, el hecho de que la empresa conoce más y mejor el servicio que vende y su costo. Cualquiera sea el método regulatorio que se aplique, el regulador buscará reducir dicha asimetría, tanto como incentivar a las empresas a que mejoren su eficiencia reduciendo costos.

En la teoría económica moderna, el problema regulatorio es analizado como un juego entre el principal (regulador) y un número de agentes (empresas reguladas). El problema consiste en el control que el Principal ejerce sobre ese número de agentes, que cuentan con mejor información. En la práctica, los organismos reguladores aplican diversos métodos económicos y mecanismos de regulación que implican, en definitiva, variados criterios para determinar restricciones a los precios y/o ingresos de las compañías reguladas, o a sus beneficios. Los mecanismos más comúnmente utilizados son:

Modelos basados en el Costo del Servicio (Cost of Service - based)

Tasa de Retorno (Rate of Return).

Modelos basados en Incentivos (Incentive – based)

Regulación por Precio Máximo (Price Cap) o regulación por Ingreso Máximo (Revenue Cap).


Yardstick Competition (o benchmarking, regulación mediante competencia referencial).

Métodos híbridos (que surgen de combinaciones de los anteriores), tales como la participación en los beneficios o en los ingresos (Profit-sharing o Revenue-sharing), la determinación de bandas de precios (pisos y techos), u otros.

En la figura siguiente se esquematizan los modelos más usualmente utilizados en revisiones tarifarias de empresas de redes eléctricas:

Figura 1 – Modelos Tradicionales de Regulación de Tarifas de Empresas de Redes

Las diferencias entre estos métodos pueden ser vistas analizando cómo son internalizados los riesgos. Así, en una regulación pura de tasa de retorno, el riesgo recae en el consumidor; mientras en una regulación pura de precio techo, el riesgo recae más sobre el empresario, aunque como contrapartida a este mayor riesgo, el inversor puede apropiarse más renta,– si es eficiente.

En general, las diferencias entre los distintos modelos regulatorios en la aplicación práctica pueden no ser tan importantes como en la teoría, dependiendo de los detalles de la aplicación de la regulación. Más frecuentemente, es posible encontrar la aplicación de métodos híbridos (combinación de varios). En cualquier caso, lo que es común a todos ellos es la necesidad de calcular los costos de la empresa.

En general, el desarrollo de la regulación ha evolucionado desde los métodos tipos costo de servicio o tasa de beneficio, a los llamados métodos de regulación por incentivos, que aplican algún tipo de techo a los precios o los ingresos. En algunos casos, este techo se combina con un análisis comparativo (benchmarking).

En la práctica, es posible encontrar que:

- elementos de diferentes tipos de regímenes tarifarios son aplicados de forma

simultánea;

- diferentes regímenes son aplicados a diferentes componentes de la cadena de costos.


Muy recientemente, la nueva dinámica de los mercados (la volatilidad de los precios y disponibilidad de combustibles, los objetivos de desarrollo sustentable y las nuevas restricciones ambientales, el desarrollo de fuentes de energía renovables, los cambios en el comportamiento de la demanda eléctrica y el desarrollo de “redes inteligentes”) han conducido a un amplio debate sobre cómo la regulación debe cambiar para acomodarse a este nuevo escenario. En este contexto, el regulador de Gran Bretaña (Ofgem) introdujo importantes modificaciones en su modelo de regulación, el cual ya ha sido aplicado en la revisión de las tarifas de distribución y transporte de gas, en la revisión de tarifas de transporte de electricidad, y en la revisión de tarifas de distribución de electricidad actualmente en proceso. Las mismas se basan en el denominado output-based regulation. El regulador define un conjunto de objetivos o productos (el nivel de confiabilidad, la seguridad y la calidad del servicio, la satisfacción de los consumidores, el impacto ambiental, la conexión de generación distribuida, entre otros) sobre la base de los cuales las empresas planifican en un período de largo plazo -8 años-, invierten y son compensadas o penalizadas en función del cumplimiento de los objetivos impuestos.

3.1 Regulación según el Costo de Servicio (o la Tasa de Retorno)

La regulación por el Costo del Servicio fue el primer mecanismo utilizado en Estados Unidos para regular las tarifas del servicio de electricidad. En este mecanismo, el regulador aprueba tarifas que permiten cubrir los costos históricos en que incurren las empresas, es decir, los costos operacionales más los costos del capital invertido (depreciación y retribución al capital).

El objetivo del método es evitar que las empresas tengan ingresos extraordinarios, limitando la tasa de retorno (cuyo valor es una decisión del regulador) que se les permite ganar sobre el capital invertido.

En este caso, el proceso de revisión de tarifas incluye auditorías sobre costos fijos y variables, criterios para imputar los costos a los distintos servicios prestados, y una valorización de las inversiones que constituyen la base de capital sobre la que se aplica una tasa de rentabilidad que sea razonable para determinar el costo de capital (costos “prudentes”).

Así, los ingresos permitidos se determinan, en cada proceso de revisión de tarifas, como la suma de los siguientes componentes:

Dónde:

It son los Ingresos permitidos en el año t;

Ct son los Costos de explotación del año t;

Dt es la Depreciación del año t;

Tt son los Impuestos del año t;

BRAt es la Base Regulatoria de Activos del año t; y

rt es la Tasa de retorno reconocida en el año t;

En la práctica el método se convierte en uno de “ingreso máximo”, aunque sin los incentivos a la búsqueda de la eficiencia de éste. En efecto, como se puede ver en la ecuación (1) el método determina los ingresos máximos permitidos que se le reconocen a la empresa, de manera que los mismos sean iguales a la suma de sus costos reales “prudentes”. En el método de Ingreso Máximo, por su lado, también se estiman los ingresos requeridos como la suma de los costos que tendría una empresa modelo de referencia, eficiente, operando en un mercado con las mismas características que la empresa real. De esta forma, la diferencia


entre uno y otro descansa por un lado, en la metodología para calcular los costos; y por otro, en la definición de costos “prudentes”.

En la práctica, se podría decir que actualmente, en los países con agencias regulatorias funcionando normalmente, no se observan casos de aplicación de esquemas puros de tipo Costo de Servicio, en los cuales el regulador realice un reconocimiento completo de los costos totales de las empresas, sin ninguna consideración de “eficiencia”. En efecto, la aplicación conlleva reglamentar una contabilidad regulatoria que permita revisar los costos incurridos por las empresas, en la cual se establece qué costos deben incluirse en los registros contables regulatorios, dónde y óomo; de esta forma el regulador puede, al momento de la revisión tarifaria, revisar y analizar los costos incurridos y decidir si alguno de ellos debe eliminarse del reconocimiento tarifario.

De acuerdo a la literatura, la principal desventaja de este método son los escasos incentivos que se generan para una gestión eficiente, y los incentivos que crea a la empresa para que ésta eleve los costos necesarios para brindar el servicio.

En este mecanismo, en general, las revisiones tarifarias son bastante frecuentes (de forma tal de evitar que los ingresos reconocidos se aparten de los costos actuales); las tarifas se revisan ante un pedido de las empresas operadoras, de algún grupo de consumidores, o bien cuando el regulador sospecha que la tasa de retorno reconocida es mayor que el costo de capital. En algunos casos, sin embargo, hay revisiones tarifarias pre-establecidas.

La forma más habitual de regular a partir del Costo de Servicio es a través de la Tasa de Retorno que se les reconoce a las empresas para remunerar sus inversiones.

Como en otros métodos de regulación, el enfoque requiere determinar los costos totales, incluida una adecuada remuneración al capital invertido, de manera que los principales insumos del cálculo tarifario son la determinación del costo de capital (CAPEX -por sus siglas en inglés- compuesto por la base de capital, esto es, el activo fijo pendiente de amortizar correspondiente a las inversiones realizadas, y la tasa de retorno) y de los costos operacionales (OPEX).

El mayor desafío de este enfoque reside en determinar el costo de capital. La regulación a partir del costo de servicio parte de una rigurosa auditoría de costos, durante la cual el regulador puede objetar la pertinencia de alguno de los costos por ser estos improcedentes, en cuyo caso se deberán eliminar de los costos reconocidos. En la práctica, en un enfoque de regulación de tipo costo de servicio, la base de capital es el componente que plantea los mayores desafíos. En efecto, los costos de explotación son más sencillos de auditar y todas sus variaciones repercutirán directamente en los beneficios de la empresa y, por tanto, en las tarifas (en el enfoque de costo de servicio, toda variación de los beneficios requiere modificar las tarifas, dado que lo que se busca es mantener la tasa de retorno reconocida). Así, los beneficios de la empresa regulada quedan prácticamente restringidos por el valor de las inversiones de capital y por la tasa de retorno de los mismos admitida por el regulador.

Nótese que el regulador puede incluir alguna consideración de eficiencia al eliminar del cálculo tarifario alguno de los costos operativos o de los activos adquiridos por la empresa, así como en la definición de la tasa de retorno reconocida para determinar el monto anual a retribuir.

3.2 Regulación por precio o ingreso máximo

Este tipo de modelos se conoce en la literatura internacional como “remuneración por incentivos”, dado que brinda incentivos financieros a las empresas reguladas para ser más eficientes, ya que toda mejora en la eficiencia durante el período tarifario implicará costos menores a los reconocidos en el año base, pudiendo la empresa regulada apropiarse de los mismos.


Las formas más habituales de remuneración por incentivos son la regulación por Precio Máximo (Price Cap) o por Ingresos Máximos (Revenue Cap).

El modelo base es muy simple y consiste en la simple actualización del costo base por un factor de eficiencia:

Donde

CT0 es el Costo Base Total en el año base

XG es el factor de productividad general para el sector

XE es el factor de convergencia específicos para cada empresa (catching – up)

En cualquiera de los dos esquemas, un mecanismo ampliamente utilizado es el RPI-X3. El mismo fue aplicado inicialmente para la regulación del servicio de telecomunicaciones en el Reino Unido (1984), y posteriormente generalizado a la regulación de prácticamente todos los servicios públicos, incluyendo el transporte y la distribución de electricidad.

De forma simplificada, la aplicación de un mecanismo de precios máximos tipo RPI-X implica

la siguiente relación entre el precio máximo de un año, Pt, y el del año anterior, Pt-1, el cual es corregido por la inflación (RPI) y un factor de eficiencia, X.

4

Las ventajas de esta forma de regulación son los incentivos que genera para que las empresas controlen y gestionen sus costos más adecuadamente, acercándose a su nivel de eficiencia productiva. Puesto que el nivel tarifario de un año depende de una regla de evolución de los ingresos medios que es independiente de los costos, la empresa buscará maximizar sus beneficios reduciendo sus costos. Si la empresa logra que su eficiencia o productividad crezca por encima del factor X, obtendrá –durante el período tarifario- beneficios superiores a los esperados. Las empresas ineficientes, por otro lado, son penalizadas.

Cabe notar que aun cuando la empresa regulada sea eficiente, el regulador podría fijar un factor X mayor que cero, siempre que la demanda esté creciendo. En efecto, debido a la existencia de economías de escala, cualquier incremento de la demanda provoca una reducción de los costos medios, los cuales se transforman en beneficios extraordinarios a menos que sean trasladados al consumidor mediante el factor X.

El método tiene las siguientes características generales5:

El regulador autoriza un Precio Máximo representativo del año base o primer año del

período tarifario. La empresa regulada puede fijar un precio igual o menor al Precio

Máximo regulado, y se le permite retener cualquier beneficio que pueda obtener

mediante la aplicación de dicho precio.

3 Las siglas RPI se refieren a Retail Price Index. En general, es posible aplicar cualquier índice que permita medir la inflación que afecta los costos de las empresas (podría ser tanto un Índice de Precios de Consumo, un Índice de Precios Minorista, u otra alternativa).

4 Nótese que la ecuación (3) representa el modelo de Precio Máximo. Si en dicha ecuación la variable

Precio, P, se reemplaza por la variable Ingreso, I, el modelo se convierte en uno de Ingreso Máximo.

5 El desarrollo se realiza para el caso del esquema de precio techo; sin embargo, cabe notar que es posible trasladar el mismo a un esquema de ingreso máximo permitido.


El regulador especifica un factor de ajuste preanunciado, que permite ajustar el

precio máximo representativo del año base a los efectos de mantener el equilibrio

financiero de las empresas. Este factor de ajuste es el RPI-X, es decir, resulta de un

índice de precios ajustado con un factor de eficiencia, denominado factor X.

El precio máximo regulado del año base se ajusta, en los años subsiguientes del

período tarifario, mediante la aplicación del factor de ajuste RPI-X.

En períodos más largos de tiempo, el precio máximo es revisado por el organismo

regulador y puede ser modificado en función de la dinámica observada de los costos,

la demanda y otras condiciones que hacen a los beneficios de la empresa regulada.

La característica más saliente de estos modelos es que el proceso de revisión tarifaria implica un ejercicio de benchmarking para determinar el factor X. El factor XG generalmente

se determina por índices de productividad tipo Malmquist o Tornqvist. El factor de ajuste específico XE se determina por modelos de costos eficientes, ya sean del tipo ingenieril o por fronteras de eficiencia.

Cabe notar que los incentivos propios del mecanismo de regulación por Precio o Ingreso Máximo tienen un costo en términos de riesgo para las compañías: dado que no existen mecanismos inmediatos para el ajuste de los costos y su estructura, o del mercado atendido, la empresa regulada queda expuesta –durante el período tarifario- a cualquier desajuste en los mismos, incluso aquellos que no están bajo su control. Este mayor riesgo asociado al mecanismo de precios o ingresos máximos se refleja en el costo de capital, en la medida en que los inversores requerirán una mayor tasa de retorno que los compense de este riesgo adicional. Debido a este riesgo, en la práctica se definen revisiones tarifarias periódicas con el objeto de corregir los desbalances y eventualmente de transferir los beneficios de las ganancias de eficiencia a los usuarios del servicio.

En el esquema tipo Precio Máximo el regulador fija un precio unitario (por unidad de potencia o demanda) que podrá aplicar la empresa durante un plazo determinado, denominado período tarifario, que comúnmente es de 4 ó 5 años. La aplicación de dichos precios al mercado de la distribuidora le permitirá obtener una tasa de retorno razonable (regulada). Los precios se calculan para el año base del período tarifario, en valores constantes, de modo que luego se aplican fórmulas de ajuste para mantener el equilibrio económico de las empresas teniendo en cuenta el aumento general de precios en la economía.

En el esquema de Ingreso Máximo el regulador fija un límite a los ingresos totales que la empresa puede obtener en un período dado (el período tarifario).

Por último, cabe indicar que dado que ciertos costos están fuera del control de gestión de la empresa, y que la variación de los mismos podría exponer a riesgos muy elevados a la compañía, la mayoría de los sistemas de precio techo permiten el traslado directo de ciertos costos (pass-through). Se pueden mencionar los siguientes ejemplos (algunos dependerán

de las características específicas de la regulación y normativa existente en el entorno de aplicación):

De forma general, los denominados Costos de Abastecimiento se trasladan a las

tarifas finales (costos de compra de energía y costos de transporte para el caso de

una empresa de distribución de electricidad). Lo anterior no implica que el regulador

ejerza algún tipo de control sobre estos costos, por ejemplo, sobre los precios de la

energía a trasladar a tarifas, así como sobre los contratos de abastecimiento entre la

empresa distribuidora y el generador; los costos de transporte para las empresas

distribuidoras son regulados).


Pueden existir ciertos costos en los cuales la empresa podría mejorar su

eficiencia, pero la gestión para hacerlo está restringida por la normativa

existente. En general, este tipo de costos conllevan cierto grado de controversia

entre la empresa y el regulador. Como ejemplo se puede mencionar el pago de

beneficios logrados por acuerdos sindicales homologados por ley: una vez

acordados la empresa tiene que pagarlos porque la obliga la ley, pero el

regulador podría discutir en qué medida la gestión de las relaciones de la

empresa con el sindicato podría no haber sido eficiente. También se puede

incluir aquí: la normativa de calidad, la normativa de construcciones, la normativa

de seguridad, etc.

También pueden existir ciertos costos en los cuales los intentos de la empresa para

ser más eficiente, no logran tener éxito por las condiciones socioeconómicas del

entorno (pérdidas no técnicas en “zonas rojas”, robo de conductores y

transformadores, entre otros). Estos costos también pueden implicar discusiones

entre la empresa y el regulador.

3.3 Regulación mediante Competencia Referencial

Una alternativa que resulta compatible con incentivos a la eficiencia productiva y que permite además solucionar el problema de asimetría de la información, es la Competencia Referencial o Yardstick Competition. La misma está basada en la teoría de contratos óptimos, cuando el comportamiento observado de varios agentes es perfectamente comparable entre sí, pero es imposible observar el esfuerzo realizado por cada uno de ellos. Cuando se cumple que las incertidumbres a las cuales se enfrentan diversos agentes están perfectamente correlacionadas entre sí –para esfuerzos similares se tendrán resultados también similares- los contratos óptimos se diseñan de modo que la retribución que cada agente perciba sea una función de la diferencia entre sus resultados observados y una referencia (por ejemplo, la media) de los resultados del conjunto de los agentes.

En este caso, se determinan los costos medios del conjunto de empresas similares, siendo que los beneficios de cada empresa resultarán de la diferencia entre los ingresos de acuerdo con la tarifa resultante de los costos medios, y los costos reales. La empresa más eficiente establece la mejor práctica y se utiliza como referencia para regular a la industria. El incentivo financiero de cada empresa depende de su funcionamiento relativo: si la empresa funciona relativamente mejor que las demás es recompensada, y si funciona relativamente peor es penalizada.

Este mecanismo permite reducir las asimetrías de la información, cuando existe un gran número de empresas operando en situaciones comparables. Cabe indicar que la metodología funciona adecuadamente si, además de la existencia de correlación de las incertidumbres que afectan los costos de todas las empresas ya mencionada, no existe ninguna empresa que pueda influir en los costos medios totales más que otra.

En la práctica este mecanismo regulatorio consiste en aprovechar la información de costos reportada por el conjunto de empresas reguladas. Si la cantidad de empresas es grande, las empresas tienen bajos incentivos a declarar costos mayores a los reales, ya que en el promedio esto será irrelevante. Generalmente, este tipo de regulación se combina con otros instrumentos regulatorios, como el RPI-X. De hecho, desde el punto de vista cuantitativo, los modelos que se usan son similares a los utilizados para determinar el factor de eficiencia X.

La siguiente fórmula describe el mecanismo:


∑( )

⁄

Dónde:

CPi son los costos medios de la empresa i;

CPj son los costos medios de la empresa j;

n es el número de empresas con escalas comparables a la empresa i.

3.4 Regulación según la Participación de Beneficios o Participación de Ingresos

Los problemas observados en los dos mecanismos de regulación descriptos anteriormente han concluido en el desarrollo de alternativas que permitan evitar los incentivos a mantener costos ineficientes, propios de la remuneración según la tasa de retorno, así como el riesgo de que las empresas acumulen beneficios o ingresos superiores a los razonables.

Así, han surgido modelos híbridos, denominados en inglés Sliding Scale Regulation (que hemos traducido en la Figura 1 como Escala Móvil), que se presentan en la forma de una participación de los beneficios o de los ingresos de la empresa con sus usuarios.

La idea implica ajustar las tarifas si la tasa de retorno real (o el ingreso real) se separa de una tasa de referencia (o del ingreso regulado), limitando de esta forma los beneficios (o los ingresos) extraordinarios de la empresa.

Una forma de hacer esto, es trasladando al consumidor parte de los beneficios / pérdidas de las empresas reguladas, determinando un porcentaje de traslado a tarifas de las diferencias entre los costos unitarios reconocidos en la revisión tarifaria y los costos reales observados durante el período tarifario.

De esta forma, el regulador fija un nivel objetivo de ingresos / beneficios que se le permite a la empresa regulada. Esto suele hacerse considerando una banda dentro de las cual los ingresos / beneficios no se comparten, y unos valores límite (inferior y superior), a partir de los cuales los ingresos / beneficios de la empresa comienzan a compartirse con los usuarios.

Si el desempeño de la empresa es mejor que este objetivo (es decir, si tiene beneficios o ingresos mayores a los permitidos), las ganancias deben ser compartidas con los usuarios. En contrapartida, si el desempeño de la empresa es peor que el objetivo impuesto por el regulador, las pérdidas de la empresa también se comparten con los consumidores. En teoría, el objetivo del regulador es distribuir lo más justamente posible las ganancias y los riesgos entre las empresas y sus clientes. Esto en general se hace a partir de un mecanismo de ajuste de los ingresos en el siguiente período tarifario.

Este modelo, en general se aplica en conjunto con un modelo de Precio o Ingreso Máximo. Los ingresos permitidos se determinan, en cada proceso de revisión de tarifas, de acuerdo a la siguiente expresión:

(

)

Dónde:

Rt-1 son los ingresos obtenidos en el año t-1;

es el factor de ajuste, que representa la forma en que se comparten entre la empresa y sus usuarios los beneficios / ingresos extraordinarios;

t-1 son los beneficios percibidos por la empresa en el año t-1; y


son los beneficios objetivos determinado por el regulador en el año t-1.

Este modelo implica un intermedio entre los modelos de Precio o Ingreso Máximo y los

modelos de Tasa de Retorno; en un esquema de Precio o Ingreso Máximo puro, el factor

es igual a cero, mientras en un esquema de regulación por Tasa de Retorno el factor es igual a 1. En un esquema de participación de beneficios, dicho factor está en entre 0 y 1. La fuerza del incentivo está incluida en este factor de ajuste: si todo el aumento de beneficios se comparte con los usuarios, la empresa regulada no tendrá ningún incentivo a reducir costos.

Nótese que los modelos de Precio Máximo o Ingreso Máximo ya suponen compartir beneficios, en cada proceso de revisión tarifaria. En los modelos de Participación de Beneficios (o de Ingresos), también se fija inicialmente un precio (o ingreso) máximo y se incluyen los incentivos usuales a bajar los costos de producción para aumentar los beneficios; sin embargo, si los beneficios aumentan por encima de cierto nivel regulado los precios son inmediatamente ajustados a la baja de forma tal que dichos beneficios extraordinarios se compartan con los consumidores (el mecanismo contrario también se aplica cuando los beneficios caen por debajo del nivel regulado). Así, se reduciría –en teoría- la posibilidad de que las empresas tengan beneficios (o pérdidas) extraordinarios.

3.5 Reformas de Tercera Generación: Output Based Regulation

Todos los modelos regulatorios que han sido descriptos en este informe buscan la determinación de los ingresos que las empresas requieren (insumos –inputs-) para poder dar un determinado servicio (productos –outputs-).

Recientes discusiones en materia regulatoria han centrado su foco hacia los resultados o productos, incorporando fuertes incentivos a las empresas para que éstas alcancen determinados objetivos establecidos previamente, tales como la calidad de servicio, la innovación y la sustentabilidad. Estos incentivos se basan en mecanismos de recompensas y penalidades, asociados al cumplimiento de los objetivos.

Detrás de la necesidad de brindar mayores incentivos a las empresas se encuentran los nuevos desafíos de los mercados energéticos actuales. Las demandas en mejoras medioambientales tienen como uno de sus puntos centrales la reducción en los niveles de carbono y, por consiguiente, la reducción de una de sus principales fuentes contaminantes: la generación térmica. Esto ha incentivado la incorporación de nuevas tecnologías de generación asociadas a fuentes de energía renovables, muchas de las cuales se conectan directamente a la red de distribución, generando una nueva forma de producir, transportar y utilizar la energía eléctrica. Para lograr estas metas medioambientales se requieren fuertes inversiones en tecnología con un alto grado de incertidumbre, y un mayor compromiso por parte de las empresas.

El regulador británico, la Ofgem, se está moviendo en este sentido, siendo quien más ha discutido los cambios necesarios en su modelo regulatorio para determinar la remuneración de las empresas de redes. Durante más de 20 años, este regulador aplicó para los sectores de redes el modelo de Precio Máximo, RPI-X, caracterizado por proporcionar incentivos a la eficiencia en los insumos (costos de capital y costos de operación y mantenimiento), en la búsqueda de generar una disminución en las tarifas del servicio. En el año 2010, la Ofgem introdujo un nuevo modelo regulatorio basado en los productos –Output-based regulation) denominado RIIO (por Revenue= Incentives+Innovation+Outputs), en el cual los ingresos se determinan a partir de incentivos a las empresas por la entrega de innovación y productos. En este nuevo modelo regulatorio, el foco está puesto en el largo plazo, es decir, en el desarrollo de la red necesaria para prestar el servicio en las próximas tres décadas (en


contraste, el modelo anterior tenía su foco puesto en la reducción de los OPEX y en la mejora de la eficiencia de corto plazo).

El modelo busca armonizar tres objetivos: (i) preservar la búsqueda de eficiencia, (ii) no distorsionar las decisiones de inversión de las empresas y (iii) poner el foco en el desempeño de las empresas. La armonización de los primeros dos objetivos requiere que los OPEX y los CAPEX se traten de manera consistente (enfoque conocido como TOTEX). Si la regulación trata de forma diferente a unos y otros podría llevar a distorsionar decisiones eficientes de inversión de las empresas. En cambio, en el enfoque TOTEX se incentiva a las empresas a elegir la solución más efectiva y de mínimo costo en el largo plazo, expandiendo las alternativas de las empresas.

Lo anterior implica que el regulador pierde información sobre la función de costos de la empresa. Para resolver este problema, se fijan un conjunto de objetivos o productos (outputs) que las empresas deben alcanzar, de la forma que ellas decidan. Esta relación

entre los costos de las empresas y los productos que ellas deben entregar permite reducir las asimetrías de información que el regulador tiene respecto a los costos de las empresas. Asimismo, el sistema incluye un mecanismo de recompensas y penalidades financieras de acuerdo con el desempeño de las empresas en la entrega de los productos. Se espera que este mecanismo, si está bien diseñado, permita reducir aún más la asimetría de la información, en sucesivos período tarifarios.

Así, los productos son el corazón del modelo. Los mismos deben ser consistentes con los objetivos generales del marco regulatorio y, en particular, ser determinados con el objeto de incentivar a las empresas a jugar un rol crucial en la entrega de energía sustentable. La base de ingresos de las empresas y los mecanismos de incentivos deben estar armonizados con el objetivo de entrega efectiva y eficiente de los productos. La Ofgem definió seis categorías de productos: (i) satisfacción del consumidor; (ii) confiabilidad y disponibilidad; (iii) servicios de redes seguros; (iv) condiciones de conexión, (v) impacto ambiental y (vi) obligaciones sociales. La definición exacta de dichos productos se determina durante el proceso de revisión de tarifas, para períodos tarifarios de ocho años, con la expectativa que se mantengan en el largo plazo –a no ser que cambien las condiciones iniciales-.


Tabla 7 – Ejemplos de Productos

El modelo implica que las empresas tienen un rol protagónico en la determinación de cuál es la mejor manera (mejor relación costo – calidad) para la entrega de los productos en el largo plazo, incluyendo un esquema de incentivos (recompensas y penalidades) para las empresas, en función del cumplimiento de los objetivos (entrega de productos).

La revisión tarifaria implica una fuerte interacción entre el regulador y las empresas, donde como aspecto central se encuentra la elaboración de un Plan de Negocios por parte de las empresas.

En la figura siguiente se presentan las etapas del proceso de revisión de tarifas (DPCR o TPCR, Distribution – Transmission Price Control Review):

Figura 2 – Etapas del Proceso de Revisión Tarifaria en un Modelo Output Based

CATEGORÍA DE PRODUCTO

SECTOR

DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Satisfacción de consumidores 1. Medidas de la satisfacción de los consumidores, reflejando la

experiencia de los consumidores y usuarios de redes. 2. Evidencias a través de encuestas cualitativas.

Seguridad

1. Cumplir con el mínimo de requerimientos legales especificados por el Ejecutivo de Salud y Seguridad.

2. Iniciativas adicionales de seguridad consideradas por ser de interés general.

Confiabilidad y disponibilidad

1. Interrupciones a consumidores

2. Minutos perdidos por los consumidores o energía no

suministrada.

1. Energía no suministrada. 2. Medidas de restricciones.

Condiciones de conexión 1. Tiempo para conectar un nodo de generación. 2. Tiempo para conectar un nodo de demanda.

Impacto ambiental

1. Huellas de carbono de las redes, incluidas pérdidas.

2. Proporción de nueva generación baja en emisión

de carbono. 3. Otras emisiones. 4. Impacto visual.

5. Rol en consumo eficiente de energía.

1. Huellas de carbono de las redes, incluidas pérdidas.

2. Proporción de nueva generación baja en emisión

de carbono. 3. Otras emisiones. 4. Impacto visual.

Obligaciones sociales 1. Metas para clientes vulnerables.


En una primera etapa del proceso regulatorio se definen los productos que cada empresa deben alcanzar. Esta definición implica un proceso de interacción entre distintos agentes, en particular los consumidores, las empresas y el regulador.

Sobre la base de los productos, las empresas diseñan su Plan de Negocios para los siguientes ocho años (que es la duración del período tarifario), en los cuales se establecen en detalle las inversiones que planean hacer y el impacto de las mismas en los productos. Dicho Plan de Negocios es cuidadosamente revisado por el regulador, quien puede solicitar ajustes. Los costos son revisados por la Ofgem utilizando técnicas de benchmarking para los OPEX y análisis de ingeniería ad-hoc para los CAPEX, lo que le permite al regulador tener un marco de referencia para analizar los planes de negocios. Este mismo marco de referencia se utiliza para el diseño del mecanismo de recompensas y penalidades, el cual –al menos en teoría- debería incentivar a las empresas a revelar su visión respecto a los costos futuros.

El proceso de preparación, revisión y discusión del Plan de Negocios de las empresas es un aspecto clave de la revisión tarifaria, así como el más controversial, dado que al final del proceso es utilizado por el regulador para determinar los ingresos requeridos (nótese, sin embargo, que los ingresos de las empresas estarán condicionados a su desempeño).

Por último, cabe mencionar que junto con el nuevo esquema regulatorio, la Ofgem diseñó un mecanismo cuyo objetivo es ayudar a las empresas a estimular la innovación. El mecanismo, llamado LCNF (por Low Carbon Network Fund) está constituido por recursos que se destinarán a apoyar a las empresas en inversiones en nuevas tecnologías y acuerdos de operación y mantenimiento.

En teoría, el mecanismo es atractivo, pero extremadamente complejo, ya que requiere no solo que el regulador defina un conjunto consistente de productos u objetivos (outputs) sino, también, que defina la forma de medirlos así como las compensaciones y penalidades justas que impidan que las empresas sean remuneradas o penalizadas por situaciones que están fuera de su gestión.

3.6 Metodologías de Remuneración

Cualquiera sea el modelo económico-regulatorio adoptado por el organismo regulador, completar un estudio tarifario en empresas de distribución y transporte de energía eléctrica requiere los siguientes pasos:

3. Determinar los Costos de Capital que serán reconocidos en las tarifas, compuestos

por:

a. la Base Regulatoria de Activos (BRA); y

b. la tasa de retorno que se aplicará a la BRA para determinar el costo de

capital.

4. Determinar los costos de explotación que se le reconocerán a la empresa para su

traslado a tarifas.

La técnica conocida como “building blocks”, utilizada en el marco de modelos regulatorios

basados en incentivos, implica que los ingresos reconocidos a la empresa regulada se determinan de forma separada para cada uno de los componentes de costos (costos de capital, OPEX, depreciación, etc.). Para esto es posible utilizar una variedad de metodologías diferentes para cada tipo de costo (benchmarking por competencia referencial,

DEA, análisis econométrico, entre otros). Así, el desafío en la aplicación práctica de esta técnica se basa en asegurar la consistencia interna en la forma en que se calculan los distintos componentes de costos, de forma de asegurar que no se estén dando señales contradictorias o que conduzcan a distorsiones entre los OPEX y los costos de capital. En lo


que sigue de este capítulo se presentan las principales metodologías existentes para determinar los distintos segmentos de costos.

3.6.1 La determinación de la Base Regulatoria de Activos

La base de capital es el monto de inversiones realizadas por las empresas para la prestación del servicio que será remunerada a través de las tarifas cobradas a los consumidores. En este marco, una cuestión crítica e inherente a la preocupación fundamental de todo órgano regulador es la definición de cuáles son las inversiones que deben ser remuneradas.

La selección del método más apropiado para la definición de la BRA en el marco de las revisiones tarifarias es compleja y envuelve diversos aspectos. Su definición es fundamental para la preservación de las inversiones y, por lo tanto, para la calidad del suministro, así como también para proteger a los consumidores contra precios injustos, evitando que éstos, por medio de tarifas, remuneren activos por encima de lo necesario para la prestación del servicio.

Uno de los problemas con la definición de la base de capital es que la teoría económica no aporta un camino único, sino más bien argumentos que definen los límites del problema. Es recomendable que esta decisión regulatoria se tome antes de comenzar el proceso y se mantenga inalterada, pues cambiar el método a mitad del camino no solo multiplica el riesgo regulatorio, sino genera iniquidades intergeneracionales entre los consumidores presentes y futuros.

El problema de la rentabilidad de un negocio tiene que ver con tres aspectos que están interrelacionados entre sí: i) los precios de los productos o servicios, ii) las tasas de rentabilidad, y iii) el valor de los activos inmovilizados (sin analizar las ganancias de eficiencia de gestión). En un mercado competitivo, dos de estos aspectos son datos para el inversor -el precio, si se cumplen las condiciones para que se el mercado sea competitivo, y el costo de oportunidad cuyo cálculo resulta relativamente simple-. De este modo el inversor puede observar permanentemente el valor de mercado de los activos inmovilizados, o si la rentabilidad del negocio es superior a los costos de oportunidad.

En un mercado regulado, el conocido problema de la circularidad es evidente cuando se requiere recalcular la tarifa. El costo de oportunidad es factible de ser determinado, pero es difícil precisar si las ganancias potenciales de eficiencia que se transfieren a los usuarios afectan el valor de la empresa en una magnitud diferente de lo que hubiese sucedido en condiciones de mercado ideales.

Dado que el objetivo de la regulación es emular condiciones de mercado, se deben proveer los mecanismos regulatorios para que el valor que se reconozca como BRA se corresponda con el objeto de la regulación.

Hay muchos enfoques posibles para abordar este tema, pero el estado del arte actual se puede sintetizar afirmando que existen los siguientes enfoques principales para determinar la BRA:

4. Métodos basados en el valor económico o de mercado de los activos:

a. Valor Presente Neto

b. Valor de Comparación

c. Valor de Mercado

5. Métodos basados en los costos de reposición de los activos:

a. Costo Actual

b. Costo de Reposición Optimizado y Depreciado


c. Valor Nuevo de Reposición

6. Métodos híbridos

A continuación se presenta un mayor detalle de estos métodos

3.6.1.1 Métodos basados en el valor de los activos

Estos métodos determinan el valor de un activo a partir de la potencialidad de los mismos de generar flujos de caja. Reflejan, por lo tanto, el valor del negocio, determinado por los inversores en los mercados financieros.

Valor Presente Neto

Determina el valor de un activo a través del valor presente de los flujos de fondos previstos descontados. Éste es el criterio utilizado para evaluar cualquier proyecto y de hecho representa el valor económico de un activo, por lo que en principio parece el más razonable, sin embargo resulta necesario estimar los flujos previstos y una tasa acorde. Ahora bien, como los flujos previstos dependen de la base de capital considerada, el problema de la circularidad resulta inevitable.

Adicionalmente, este método no garantiza que se repartan adecuadamente los beneficios entre la empresa y los usuarios. En efecto, el valor presente depende, entre otras cosas, de los resultados de gestión del operador y del manejo adecuado de determinados riesgos asociados a la actividad -como la evolución de la demanda, contingencias, etc.-.

Valor de comparación

Determina el valor de un activo a partir de una muestra de activos similares. Es el valor que resulta de realizar un análisis de benchmarking sobre valores efectivamente pagados para empresas similares. En la práctica el cálculo es complejo, ya que requiere que se aíslen las principales variables explicativas del valor de las empresas y de los aspectos determinantes de las diferencias entre una y otra, así como realizar los estudios econométricos pertinentes, que incluyan múltiples variables explicativas y determinados ajustes para asegurar que la estimación se lleve al entorno adecuado. Aunque no es recomendable como metodología de cálculo, es atractivo como método de validación.

Valor de mercado

El valor se define a partir de alguna transacción de mercado, ya sea a partir del mercado de capitales –si la compañía cotiza en la Bolsa de Valores- o bien al momento de la privatización. En realidad por estos mecanismos se releva el valor del patrimonio más que el valor de la base de capital, si la empresa se encuentra endeudada. Un método muy usual es valor de la privatización más las inversiones netas. Existen diferentes tratamientos para considerar estas inversiones netas, lo que da a lugar a una multitud de métodos.

Este criterio posee las siguientes características: (1) su administración es fácil y económica, minimizando el grado de disputa; (2) reduce el riesgo de cambio tecnológico para el operador; sin embargo, no emula las condiciones de mercado con respecto a las transferencias de eficiencia por cambio tecnológico al usuario; para activos de corta vida útil, es relativamente una buena aproximación; (3) minimiza la subjetividad y la complejidad en la determinación de nuevos costos; (4) en algunos casos el relevamiento contable de los activos no es completo o no es lo suficiente preciso; (5) los costos históricos ajustados por inflación no aseguran dinámicamente la eficiencia productiva, ya que no necesariamente los costos del equipamiento siguen un indicador de este tipo; adicionalmente los costos históricos no relevan los cambios tecnológicos; y (6) las inversiones que se realizan no necesariamente son las óptimas, mientras que los usuarios solo deberían pagar aquellas que mejoren la calidad o que por lo menos aseguren una expansión en condiciones semejantes.


Adicionalmente, cuando al momento de la transferencia de los activos se arma una nueva empresa capitalizándose el valor pagado por el negocio, surge un aspecto relevante ya que no puede afirmarse que éste sea el valor de los activos si no el valor de un negocio, y por ende puede estar inclinado hacia la baja por los riesgos que avizoraba el inversor o la situación de gestión real de la empresa con respecto a la considerada en tarifa, entre otros; y hacia el alza por la presunción de negocios no regulados, de activos estratégicos, u otros aspectos.

Por último, es importante observar que el valor ofrecido por el inversor al momento de la privatización incluye las ganancias de eficiencia anticipadas por el mismo pero desconocidas por el regulador. Esto puede llevar a sobre-remunerar al inversor, que se beneficiará tanto de las ganancias de eficiencia que el regulador no conocía, como de la mayor BRA.

3.6.1.2 Métodos basados en los costos de reposición de los activos

Estos métodos determinan el valor de un activo a partir del costo de comprar el mismo. Dado el carácter de largo plazo de los activos de empresas de redes eléctricas, la determinación del costo de reposición a lo largo del tiempo es complicada, debido al efecto combinado de la inflación, la depreciación de los activos y el cambio tecnológico. Existen muchas maneras de definir este costo, lo que da lugar a gran cantidad de mecanismos, los que generalmente presenten un trade-off entre la simplicidad y la precisión del cálculo.

A continuación se describen los enfoques más usualmente utilizados en empresas de redes.

3.6.1.3 Costo Actual

En este enfoque, se considera el costo histórico de compra, y se lo ajusta considerando la inflación y la depreciación de los activos ocurrida entre los dos momentos de tiempo.

Para determinar la depreciación es posible recurrir a valores históricos (contabilidad regulatoria), partir del reconocimiento de determinadas vidas útiles para cada tipo de activo por parte del regulador o bien de acuerdo a algún modelo previamente establecido por el regulador para determinar la vida útil remanente de los activos en servicio. La forma de depreciación, en general, responde al método lineal simple.

3.6.1.4 Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (DORC)

Uno de los métodos para determinar el valor de la BRA consiste en usar valor de reposición de los activos ponderado por la vida remanente de cada equipamiento. Esto resulta en un valor menor que el valor bruto, v.g. si la vida útil promedio del activo es de 30 años y se determina que en promedio los equipamientos tienen 15 años de instalación, el DORC (por sus siglas en inglés: Depreciated Optimized Replacement Cost) es aproximadamente la

mitad que el valor bruto. Este método requiere del reconocimiento explícito de gastos de amortización para asegurar la rentabilidad sobre la base de capital. Este método tiene un problema importante que radica en la complejidad y la asimetría de información que surge cuando se requiere calcular la vida remanente de los activos. Para ello las empresas deben llevar un sistema de contabilidad regulatoria que permita hacer un seguimiento de los activos.

En el método DORC, el seguimiento de los activos se realiza a partir de un seguimiento de los activos reales (contabilidad regulatoria, vidas útiles reconocidas, o bien un “modelo” para determinar la depreciación de los activos). En el método GORC se estima el VNR de una empresa modelo, un nuevo entrante. En este último método, en principio, hacer un seguimiento de los activos reales no es consistente con la metodología de VNR. Aún así, existen reguladores que aplican algún criterio de este tipo, como es el caso de la CNEE de Guatemala para la distribución, transformando en los hechos el método GORC en un DORC que, por defecto, asume que los activos tienen un valor remanente del 50% del VNR.


3.6.1.5 Valor Nuevo de Reposición (GORC)

El otro método usado con mucha frecuencia en la valoración de activos es el Valor Nuevo de Reposición (VNR), o sea, el costo de reposición de los activos existentes por nuevos activos. Este método es también conocido como Gross Optimised Replacement Cost (GORC), ya que no incluye la depreciación.

Los nuevos activos que se utilizarán para reponer los viejos se determinan generalmente mediante la construcción de una empresa de referencia que provee exactamente el mismo servicio que la empresa regulada, pero en condiciones de eficiencia. El proceso de sustitución de activos por otros equivalentes, incluye los cambios tecnológicos. Para determinar cuáles son esos activos se requiere hacer algunas hipótesis sobre el mercado, para así precisar cuáles activos son adaptados a la demanda que se proyecte.

La principal virtud conceptual de este método reside en que replica los costos de un nuevo entrante y, por lo tanto, las condiciones de mercado. En este sentido, es el que mejor aproxima la solución de mercado que se quiere emular. Define el valor máximo al que un competidor, si no estuviera prohibido (por el ya comentado concepto de subaditividad de costos), no tendría incentivos a realizar un by pass físico total o parcial de la red. De este modo, la base de capital está relacionada con su principal función, atender clientes existentes o potenciales.

Estos costos sólo se ajustan por inflación durante el período de aplicación, pero en cada negociación se recalculan a precios de mercado, es decir los índices de ajuste solo se utilizan para garantizar en términos reales los ingresos dentro del periodo tarifario, pero el índice clave es el valor del mejor equipamiento. Si dentro de un período la inflación fue superior al incremento de precios promedio del equipamiento, éste se corrige cada un determinado período, cuando se ajusta por este último, asegurando la eficiencia dinámica.

Los principales problemas están relacionados con la aplicación práctica del mismo. La elección de la tecnología más eficiente y la optimización de las redes puede redundar en criterios subjetivos a la hora de fijar los parámetros de reserva, calidad resultante, entre otros. Por esta razón, no minimiza la disputa entre el regulador - regulado.

Por último, cabe mencionar que en el caso de las empresas que poseen capacidad ociosa y activos desadaptados, el método DORC resultará en una base de activos mayor que el método VNR o GORC, aunque parcialmente compensada por las depreciaciones y por el uso efectivo de la capacidad, y, por lo tanto, mayores tarifas que las estimadas por este último método. Por el contrario, si la empresa tiene activos viejos, el método VNR resultará en valores más altos que los encontrados por el método DORC. En ese sentido, el enfoque VNR da resultados que son independientes de la edad de los activos.

Es importante tener en cuenta que el método DORC implica un seguimiento real de la BRA, mientras que en el GORC el seguimiento de los activos es por desempeño. En ese marco, cabe resaltar que pretender realizar un seguimiento de los activos dentro del GORC no tiene un sustento teórico.

En situaciones de equilibrio de largo plazo, los dos métodos arrojan resultados equivalentes, tanto en tarifas como en gastos de capital, siempre que la estimación de la vida útil regulatoria de los activos en servicio sea adecuada, es decir, que sea lo más parecida posible a la vida útil real de los activos en servicio.

Por último, interesa menciona que a diferencia del método DORC –donde el seguimiento de los activos se realiza a partir de los activos reales (contabilidad regulatoria, vidas útiles reconocidas, o bien un modelo ad -hoc para determinar la depreciación de los activos)- en el método GORC se estima el VNR de una empresa modelo, es decir, de un nuevo entrante. Ese nuevo entrante no tendría los mismos activos que el operador real, sino aquellos más adecuados para el servicio en el momento en que se simula que ingresaría a prestar la actividad. Por lo tanto, en este caso, en principio, hacer un seguimiento de los activos


reales no es consistente con la metodología de VNR. Sin embargo, como ya se mencionó, existen reguladores que aplican algún criterio de este tipo como el citadocaso de la CNEE de Guatemala6.

3.6.1.6 Métodos híbridos

Estos métodos determinan el valor de un activo a partir de reglas de decisión regulatorias que se basan en los valores obtenidos por los métodos anteriores. Los métodos híbridos de determinación de la base de capital representan una intersección entre los métodos de valor y los de costos. Una de las reglas híbridas más conocida es la denominada “Optimized Deprival Value (ODV)”.

Este se define como la pérdida que podría esperarse si la empresa es desprovista de los beneficios futuros potencialmente generables por el activo. Su forma de cálculo resulta bastante compleja ya que es el menor entre el DORC y el valor económico (VE).

Conceptualmente, el objetivo del método ODV es la determinación de los activos de forma que se asegure la sustentabilidad de largo plazo. El valor obtenido debe ser igual a la pérdida que enfrentaría el propietario de los activos si fuese privado de los mismos y buscase alguna alternativa para minimizar dicha pérdida. Por ejemplo, si la empresa fuese a contratar un seguro por una eventual pérdida de sus activos, no estaría dispuesta a pagar más que el mínimo entre el VE y el DORC: si el DORC es menor que el VE, y ocurre un accidente, la empresa cobra el seguro y compra un activo nuevo según el DORC; si el DORC es mayor que el VE y acontece un accidente, la empresa cobrará un seguro y no comprará un activo nuevo, dado que no tiene sentido económico invertir en este activo.

Esta regla presenta algunas ventajas conceptuales basadas en que estima resultados bastantes similares a los de mercado en competencia.

Este método es el aplicado por el regulador de Nueva Zelanda.

3.6.1.7 Análisis Comparativo

En la tabla siguiente se presenta un análisis comparativo de las distintas metodologías para determinar la BRA:

6 La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala, para determinar la base de capital a remunerar en las últimas dos revisiones quinquenales de distribución eléctrica, consideró por default que el activo neto de depreciación era la mitad (0.5) de los activos brutos (siendo el activo bruto determinado a partir de la metodología de VNR, y estando el modelo regulatorio basado en una empresa modelo eficiente). Sin embargo, dejo algún grado de libertad a las empresas reguladas para utilizar un factor [activos netos / activos brutos] distinto de 0.5, siempre y cuando la distribuidora lo pueda demostrar, basada en la realidad de su empresa.


Tabla 8 – Comparación de metodologías para determinar la Base de Capital

3.6.1.8 Comentarios finales: la depreciación

Un aspecto fundamental en la determinación de la BRA es la depreciación. Ésta, entendida en el sentido económico, es el cambio de valor de un activo en un mercado.

Cabe mencionar la importancia de asegurar la plena consistencia entre el método elegido para determinar la BRA y de otros componentes del requerimiento de ingresos, como la depreciación, de forma de asegurar que el método para determinar la BRA sea consistente con los riesgos que se le asignan a las empresas.

VENTAJAS DESVENTAJAS

Valor Presente Neto - Representa el valor económico del

activo, ya que se basa en la generación futura de caja.

- Requiere hacer supuestos sobre la evolución futura de los ingresos y

egresos, en contexto de incertidumbre. - Tiene el problema de circularidad.

Valor de Mercado

- De fácil administración y baja complejidad.

- Usa información de mercado para obtener el valor.

- Evita consideraciones subjetivas.

- No aplica si no existe información de mercado de empresas reguladas de

redes. - No incentiva a las inversiones

óptimas. - Incluye condiciones subjetivas del

comprador al momento de la privatización.

Costo Actual (Costo Histórico)

- Es de cálculo sencillo y eficiente desde el punto de vista administrativo.

- En tiempo de alta inflación o cambio tecnológico pueden no dar resultados

adecuados. - Puede dar lugar a inestabilidad en el

cálculo. - La información puede ser imprecisa, especialmente en el caso de activos

que fueron adquiridos mucho tiempo antes.

- Es inadecuado para estimular nuevas inversiones eficientes.

- Incluye condiciones subjetivas del comprador al momento de la

privatización.

Costo de Reemplazo

- En principio, brinda incentivos a las inversiones eficientes (depende de los

requisitos de calidad de servicio). - Le brinda al regulador la posibilidad

de reducir el valor de los activos cuando aparecen alternativas más

eficientes.

- Es complejo de implementar y calcular.

- Requiere mucha información. - Requiere tomar muchas

consideraciones subjetivas durante el proceso de optimización y la selección

de la tecnología más eficiente. - Puede llevar a precios altos.

Deprival value - Desalienta las inversiones ineficientes.

- Provee información sobre el valor económico de la BRA.

- Es complejo de calcular. - Requiere tomar supuestos sobre la

evolución futura del flujo de caja.


Figura 3 Consistencia entre la BRR y la depreciación

En resumen, el tratamiento de la vida útil de los activos debe ser coherente con el marco regulatorio general del sector, es decir, debe tener en cuenta la tasa de costo de capital reconocida, los riesgos asignados a las empresas, los costos reconocidos de operación y mantenimiento y los objetivos de calidad del servicio. Por ejemplo, un aumento en la calidad de los requisitos de servicio, ceteris paribus, implica necesariamente activos más nuevos.

Del mismo modo, la eliminación de la componente de riesgo regulatorio al estimar la tasa de costo de capital no es consistente con un cambio en la vida útil reconocida de los activos en servicio, ya que implica un cambio en las reglas del juego, alternado la estabilidad del regulador.

Existen los siguientes enfoques para interpretar el tema del retorno de capital:

Anualidad

A través de la anualidad7 del capital se asume que, mediante un plan de mantenimiento adecuado de los activos, éstos no pierden potencialidad de servicio, y por ende no necesitan ser depreciados. Los OPEX tienen que estar en concordancia con las posibilidades de mantener el activo con igual capacidad y calidad de producción, por lo tanto con igual valor económico. En el caso eléctrico, este horizonte suele responder a 25-35 años. Mediante este esquema, una determinada suma de dinero constante se separa anualmente, de modo tal que el valor futuro acumulado de estos montos iguala los requerimientos de flujos monetarios para el mantenimiento y renovación en el largo plazo.

La aplicación de este método posee una hipótesis central de vida infinita de los activos (entendida como capacidad de producción), esto requiere de algunas condiciones para su aplicación, por ejemplo que en el futuro la demanda no va a resultar continuamente menor (steady state), entre otros. Estas condiciones se dan en el caso eléctrico y en general en casi todos los servicios públicos de redes no contestables.

Cargos de depreciación

Por el criterio tradicional de depreciación, el activo se deprecia a lo largo de su vida útil para compensar las pérdidas progresivas de valor del activo. Generalmente se define el valor del activo como el valor inicial menos el valor del residuo o de realización final, y se lo asigna a

7 Sinking Fund en inglés.


lo largo de su vida útil. Además del valor inicial y final de un activo, el análisis de depreciación requiere determinar el período de depreciación y la forma de asignar la misma.

Hay varios mecanismos de asignación: 1) lineal: el criterio subyacente es que el activo se deprecia fundamentalmente por el paso del tiempo, es simple y transparente, sin embargo cuando el consumo del bien no es constante, u otros fenómenos distintos del tiempo, determinar el envejecimiento puede arrastrar errores importantes; 2) acelerada: basada en el criterio que el activo pierde valor más rápidamente que por su consumo físico (v.g. obsolescencia tecnológica); 3) unidades de producción: la depreciación se determina en función del uso del activo, obviamente la idea subyacente es que los activos pierden valor por su uso y no simplemente por el paso del tiempo.

El esquema temporal en que se asigne la depreciación afecta el volumen de los flujos de caja para compensar intereses, repago de deuda, inversiones, y la evolución de la tarifa de los usuarios finales, por lo cual no es de menor importancia. Así, por ejemplo, si se adopta una depreciación muy acelerada, se reduce el riesgo para el inversor del potencial hundimiento de activos, pero se generan fuertes inequidades intergeneracionales ya que los primeros consumidores van a pagar una tarifa mayor que las generaciones posteriores.

Con respecto al período de depreciación, la discusión se centra en si se debe considerar la vida económica del bien, es decir el período promedio en el cual el activo debe ser reemplazado por razones económicas, de seguridad o puramente técnicas, o si se debe considerar un período razonable para el recupero de la inversión.

Depreciación competitiva

El enfoque de la “depreciación competitiva” calcula la depreciación solo por el período tarifario, considerando la diferencia en el valor de los activos entre el principio y el final del período tarifario. No hace referencia directa a la vida útil de un activo. Básicamente es la diferencia entre el DORC al principio y al final del período tarifario. La diferencia de valor se asigna entre los años del período, generalmente está previsto un ajuste ex post, para corregir con valores reales el DORC al final. Este cálculo presenta bastante complejidad, sin embargo posee la ventaja de dejar a la depreciación como un cálculo residual en vez de un cálculo predeterminado de la pérdida de valor de un activo sobre un período de vida útil potencialmente acertado. Uno de problemas más graves que presenta este esquema es el incremento de riesgo que avizora el inversor con respecto al retorno de capital.

Es importante resaltar que la tasa de retorno se aplica sobre la parte no depreciada de un activo, independiente de cual sea el esquema. De hecho, aun en el caso del esquema VNR tradicional (utilización de anualidad) donde se aplica sobre el valor bruto de la base de activos, existe implícitamente un valor neto del activo. En efecto, el método de VNR no se limita a un criterio de valuación de activos sino que además suele estar asociado a un determinado enfoque para determinar la retribución del capital, usualmente calculada como como una anualidad fija, o anualidad constante. De este modo, con esta metodología no se requiere fijar un criterio explícito de depreciación. Al calcularse una anualidad en función de las vidas útiles reconocidas de los activos y de la tasa de retorno aprobada, se unifican en dicha anualidad dos conceptos: la recuperación del valor del activo representada por la depreciación y el retorno sobre el capital. Financieramente la anualidad fija lleva implícita una depreciación lenta de los activos (menor al inicio y mayor al final) y un retorno acelerado (mayor al inicio y menor al final) 8.

8 Para la determinación del costo de capital cuando se utiliza el método VNR para determinar la BRA (anualidad), se utiliza una tasa, denominada Factor de Recuperación de Capital –FRC-, la cual está integrada por dos componentes: (i) la depreciación –o reposición- (que se determina como una suma fija que resulta igual a los activos brutos divididos por sus vidas útiles reconocidas), y (ii) la renta -o retorno (que se determina sobre los activos netos, implícitamente considerados en la fórmula del


La relación entre el valor neto del activo respecto de su valor bruto es de especial importancia, pues de esto depende en gran parte la rentabilidad. Esta relación en los esquemas que no son del tipo anualidad, depende de varios elementos, pero sobre todo de la vida útil considerada de las instalaciones y la tasa de crecimiento histórica9.

En cambio en los métodos que utilizan el concepto de anualidad, esta relación puede ser algebraicamente despejada. Este análisis excede el objeto de informe, pero es importante mencionar que la relación mencionada termina dependiendo de la tasa de retorno, además de la vida útil considerada. Para los valores generalmente utilizados en Latinoamérica de tasas y vida útil, esta relación se encuentra en el rango 70% - 80%. En la realidad, en empresas maduras, esta relación, aunque variable, oscila entre 50% y 70% como máximo. Es por esta razón que desde un punto de vista más integral de la remuneración la capital, a las empresas, salvo raras excepciones, les conviene aplicar el criterio de VNR tradicional más allá del valor de los activos en sí mismo.

En general, los países latinoamericanos han optado por un criterio basado en el método VNR (Chile, Perú, Guatemala, Colombia, Nicaragua, entre otros). Bolivia y Panamá han transitado un camino un poco diferente al reconocer los activos existentes a valor de libros y las nuevas inversiones a costos eficientes. Brasil, en cambio, aplica el DORC.

3.6.2 La determinación de la Tasa de Retorno

El correcto diseño e interpretación metodológica de la tasa de retorno al capital invertido es parte crucial para que las reformas a los sistemas regulatorios de empresas de redes eléctricas funcionen eficientemente y alcancen sus objetivos. La tasa de retorno debe ser interpretada como la señal económica más relevante de todo el esquema regulatorio. Una inadecuada estimación de la misma puede atentar contra la sustentabilidad del conjunto de las medidas regulatorias.

Lo cierto es que la actividad regulada, en este caso la distribución o el transporte de electricidad, presenta el desafío de recrear hasta donde sea posible, condiciones de mercado libre y competitivo que permitan hacer de una actividad regulada, una actividad eficiente bajo criterios económicos definidos.

La participación del capital privado ciertamente descansa en las reglas, y a falta de un mercado competitivo, en la renta que esta regulación contempla para la inversión.

En el contexto de la reforma al sector eléctrico, la actividad de redes de energía eléctrica requiere sumas muy elevadas de capital para su mantenimiento, renovación, y expansión. Como se puede entender, las tasas de retorno a este capital son un elemento crucial para que la inversión fija sea depositada en las actividades de distribución y transmisión, la que suele tener plazos de maduración de entre 20 y 40 años. A falta de un mercado libre y competitivo y considerando la trascendencia en la prestación del servicio público eléctrico en el desarrollo social, es justamente la actividad regulatoria la encargada de establecer las tasas de retorno al capital privado.

Así, la determinación de la tasa es de suma importancia, no sólo por el fuerte impacto que tiene en los flujos de fondos, sino porque errores en su determinación pueden, por ejemplo, no atraer inversiones o bien no generar un negocio sustentable, obligando al inversor a posicionarse por debajo del óptimo de inversiones con el consecuente impacto en calidad. Por el contrario, si la tasa resultase en niveles altos, el negocio regulado ganaría una tasa

FRC). La fórmula del FRC incluye, entonces, una tasa de rentabilidad y la vida útil reconocida de los activos.

9 A mayor tasa de crecimiento, mayor relación, y por ende mayo remuneración al capital.


por encima de la que hubiese obtenido en el mercado, generando una distorsión de precios y por ende una mala asignación de recursos con cargo a los consumidores.

La reforma del sector energético en América Latina y la regulación producida en su marco generalmente, implícita o explícitamente, buscan que se provea a los participantes en las industrias de redes con una rentabilidad competitiva internacionalmente, que guarde relación con el grado de eficiencia operativa de la empresa, y que sea similar a otras actividades de riesgo similar o comparable. Si bien estos principios son reconocidos por toda autoridad regulatoria, el enfoque concretamente adoptado para cada caso varía, localizando la diferencia fundamental en la metodología para la estimación de la tasa. Por todo lo anterior, el cálculo de la tasa es motivo de amplio debate.

Se pueden reconocer en América Latina los siguientes enfoques para la determinación de la tasa de retorno:

Tasas fijas establecidas en la Ley:

o En Chile y Perú se establecen por Ley tasas fijas con bandas (se hace de forma posterior al cálculo tarifario un chequeo de rentabilidad). Cabe indicar, sin embargo, que en Perú la Ley estipula que la tasa de referencia pueda recalcularse si existen fundamentos, por ejemplo un incremento sostenido del riesgo país.

o En El Salvador se establece una tasa fija sin bandas.


Tasas calculadas con la metodología CAPM / WACC o Con aplicación efectiva: en Brasil, Colombia, Argentina (hasta 2001); la tasa -

tanto en los segmentos de distribución como de transmisión- se determina en cada proceso tarifario.

o Con aplicación potencial: En Guatemala –tanto en distribución como en transmisión-, la tasa se

calcula con un método CAPM / WACC y se compara con una banda de valores de referencia (establecidos en la Ley). Si la tasa calculada se encuentra dentro de la banda, se utiliza la misma; en caso contrario se utiliza el límite inferior o superior de la banda, según corresponda (el límite inferior si la tasa calculada es menor al mismo; y el límite superior si la tasa calculada es mayor al mismo).

En Panamá -tanto en los segmentos de distribución como de transmisión-, la tasa se calcula con un método CAPM / WACC y se compara con un valor surgido de un método por comparación establecido en la Ley (la tasa definida por el regulador no podrá diferir en más de 2 puntos porcentuales de la tasa resultante de sumarle 800 puntos básicos al rendimiento de los bonos del Tesoro de Estados Unidos a 30 años en el caso de la actividad de distribución; y 700 puntos básicos en el caso de la actividad de transmisión).

Tasas calculadas mediante comparación, sin aplicación potencial de la metodología CAPM / WACC: en Bolivia, para la determinación de las tarifas de distribución, las empresas debían10 calcular la tasa de retorno del capital propio como el promedio aritmético de las tasas de retorno anuales sobre el patrimonio del grupo de empresas listadas en la Bolsa de Nueva York (NYSE), e incluidas en el índice Dow Jones para empresas de servicios públicos de los últimos tres años. El costo de endeudamiento se reconoce de forma separada.

Hoy existe cada vez mayor consenso en señalar métodos estandarizados (aquellos cuya definición está dada por fórmulas matemáticas cuyas variables son claramente explicitadas) como los más adecuados y en cambio, la determinación de la tasa de manera fija o discrecional es cada vez menos utilizada. Los métodos estandarizados promueven la transparencia y ofrecen mayor certidumbre sobre cuáles son los elementos determinantes de la tasa y cómo la impactan. De esta manera, es decir, mediante la observación de reglas estándar, claras y transparentes, se pretende elevar la competencia por los flujos de inversión así como la certidumbre al interior de la industria. Entre los métodos estandarizados, el que mayor consenso ha adquirido es el método de Weighted Average Cost of Capital en combinación con el Capital Asset Pricing Model (CAPM/WACC). Cabe señalar que en América Latina, la variante más comúnmente utilizada de estos modelos es la del Country Spread Model que considera el riesgo país como variable independiente en la estimación de la tasa de retorno. Los métodos estandarizados buscan fortalecer el régimen de competencia en los mercados regulados. La mayor competencia es entendida como un incentivo para reducir la incertidumbre y con ella las tasas de rendimiento esperadas. No obstante, es común encontrar aún gran diversidad en los métodos, incluidos aquellos de corte discrecional, en los cuales la tasa está explícitamente establecida en la Ley.

3.6.3 La determinación de los Costos de Explotación

La metodología para determinar los OPEX no debe estar disociada del método para determinar la BRA. Por ejemplo, en aquellas regulaciones que se basan en el criterio de una empresa eficiente de referencia (lo que implica el diseño conceptual de una empresa ideal

10 A raíz de las recientes estatizaciones de empresas del sector energético, resta por ver si se continuará aplicando la misma metodología a las empresas estatizadas.


que opere eficientemente -con el mínimo costo total posible y adaptada a la demanda-, bajo las mismas condiciones en las que actúa la empresa real -tales como densidad de la demanda, mercados de insumos, régimen impositivo y laboral, entre otros-), la BRA se valoriza de acuerdo al concepto de VNR (que como ya se ha visto considera criterios de optimización de un nuevo entrante), y los OPEX se determinan a partir de la simulación de una empresa modelo. Dicho de otra manera, si se parte de que los activos están a nuevos, los costos de mantenimiento de los mismos son menores que si se trabaja con activos depreciados.

Considerando los procesos, los costos que se consideran son los siguientes:


Costos comerciales

Costos de administración

Considerando la naturaleza de los gastos, los costos que se consideran son los siguientes:

Personal (dentro de este grupo se encuentra la remuneración de los empleados,

prestaciones, aportes sociales. Sólo se incluyen los conceptos exigibles por la ley

laboral y las prácticas usuales en el sector eléctrico)

Administradores

Servicios de terceros

Materiales y suministros (Incluye materiales, elementos y repuestos empleados en el

mantenimiento de los equipos que se encuentran en el proceso productivo, así como

el combustible y lubricantes usado).

Arrendamientos y alquileres

Seguros

Tributos

Otros (seguridad, publicidad, gastos legales, telecomunicaciones, etc.)

A continuación se resumen las metodologías más usualmente utilizadas para determinar los OPEX de empresas de distribución o transporte de electricidad.


La siguiente figura resume los principales abordajes de análisis de benchmarking:

Figura 4 Métodos de benchmarking

Se observa que existen dos métodos principales:

1. Bottom–up, también conocido como benchmarking endógeno (ver figura) o teórico:

se determina a partir de una función teórica especificada sobre la base de la

tecnología del proceso productivo, frecuencias y recursos requeridos para ejecución

de procesos y actividades comparados.

2. Top–down, también conocido como benchmarking exógeno (ver figura) o empírico:

se realiza a partir de una función empírica basada en los mejores resultados

observados en la práctica.

Cualquiera que sea la metodología a emplear para un análisis de productividad y eficiencia, siempre es imprescindible una primera etapa en la cual se debe disponer de la información sobre costos actuales incurridos por la empresa regulada, basándose generalmente en los últimos registros contables preparados especialmente para tal fin.

A continuación se presentan los modelos más usualmente utilizados en América Latina:

Empresa Modelo o de Referencia

El concepto de la “empresa modelo” es sencillo de interpretar, pero requiere de una cuidadosa ejecución en su aplicación práctica, para evitar que el método pueda dar lugar a imprecisiones que son motivo de controversias. No obstante, el método es fácilmente adaptable a condiciones muy diversas, razón por la cual ha sido muy utilizado por los reguladores de la región.

El método de la empresa modelo es una verdadera “simulación” de la toma de decisiones de gestión en una empresa real en condiciones reales, conducida con el objetivo de maximizar (o minimizar) alguna variable económica de interés que representa el “desempeño” de la empresa. Este método tiene la capacidad de incorporar elementos o influencias que en la realidad afectan la variable de desempeño bajo análisis y que son imposibles de cuantificar o modelar matemáticamente mediante relaciones funcionales, por complejas que estas se conciban.


Aunque pueden darse variantes de procedimiento, generalmente la “construcción” de una empresa modelo comienza con la consideración de un grupo de empresas reales bajo la jurisdicción del regulador (un país, un estado), las que son más o menos homogéneas en cuanto al tipo de mercado que atienden, condiciones geográficas, densidad de servicio, ambiente económico, restricciones que soporta, etc. Para que la hipótesis de homogeneidad sea más aceptable puede dividirse el conjunto de empresas en subgrupos a conveniencia.

Del grupo de empresas en consideración se elige una que sea representativa del conjunto, procediendo a su análisis en cuatro etapas: i) se recoge y valida en detalle toda la información necesaria, histórica y proyectada, de la empresa real; ii) luego de un exhaustivo examen, se diseña una organización optimizada apta para cumplir todas las tareas requeridas para el funcionamiento eficiente de la empresa, siempre ateniéndose a las condiciones reales en que debe hacerlo; iii) se valorizan los recursos adoptados como eficientes a precios del mercado y se asignan convenientemente los costos (por nivel de tensión, generales, comercialización); y iv) se establecen los componentes de los costos eficientes así determinados.

En América Latina se encuentran suficientes ejemplos de aplicación de esta metodología: Chile, Brasil, El Salvador, Argentina, Guatemala, Perú, y hasta hace poco tiempo Brasil

Indicadores de Desempeño Key Performance Indicators (KPI)

El modo más simple de estimar costos es basándose en indicadores que relacionan componentes específicos de esos costos con información o datos concretos, fácilmente verificables, de la empresa regulada, lo que en inglés se conoce como KPI: Key Performance Indicators. Indicadores de este tipo son, por ejemplo, el gasto de mantenimiento por unidad de longitud de las líneas, por transformador, el costo comercial por usuario, entre otros. Este tipo de comparadores es útil para analizar información de costos homogénea, ya sea de empresas o zonas dentro de una misma empresa, y resulta útil para explicar apartamientos significativos respecto de los valores medios debido a las singularidades de las distintas empresas o zonas.

En consecuencia, el benchmarking a través de KPI es útil para hacer estimaciones rápidas que, aunque sean imprecisas, orientan bien sobre el orden de magnitud de los costos; pero resulta muy discutible su aplicación en el cálculo formal de tarifas reguladas, para las que son indispensables la transparencia y la ausencia de ambigüedad.

Frontera de Eficiencia

Hay diversas formas de estimar la frontera de eficiencia: a través de métodos no paramétricos (e.g., DEA) o a través de métodos econométricos (i.e. OLS, COLS, SFA). Todas estas herramientas estiman algún tipo de frontera (referencia) en donde se ubicarían las empresas eficientes y una distancia entre la frontera y el resto de las empresas. En el caso de la utilización de OLS se trata de una frontera promedio ya que se maximiza la función que mejor ajusta los valores medios de la muestra. En todos los casos es un requerimiento fundamental contar con una muestra de datos (empresas) lo más homogénea posible y con una cantidad de datos suficientes.

El DEA utiliza programación lineal para minimizar (o maximizar) una función objetivo (por ej., costos o producción) con base en una serie de productos (atributos de cada una de las empresas). El método determina una envolvente (frontera) y la distancia (ineficiencia) de los datos (empresas) que no forman parte de esa envolvente. El método DEA ha sido utilizado en algunos países europeos (Noruega, Holanda, Alemania, entre otros), y en Brasil.

Para determinar la frontera de eficiencia a través de métodos econométricos es necesario definir una forma funcional. Estos modelos tienen la virtud de poder ser contrastados estadísticamente. En efecto, a través de diversos indicadores (v.g. signo de los coeficientes, significatividad de cada coeficiente, significatividad conjunta de los coeficientes, ajuste global del modelo, verificación “ruido blanco” de los residuos, entre otros) es posible determinar la


bondad de ajuste de un modelo particular. Los métodos econométricos han sido utilizados en Inglaterra, Brasil y Panamá, por citar tres ejemplos.

3.7 La Evolución Reciente de la Regulación

En los últimos 30 años se ha observado en los distintos países un cambio en los modelos para regular las industrias de redes. En una etapa inicial, las empresas eran típicamente reguladas a partir del costo del servicio y del reconocimiento de una tasa de retorno sobre el capital invertido. Detrás, se observaba un contexto de lento desarrollo tecnológico y altas barreras a la entrada. Este mecanismo de regulación ha sido criticado por conducir a altos costos del servicio y bajos niveles de calidad, problemas que se encuentran relacionados con la asimetría de la información.

En una primera instancia, la evolución de la práctica regulatoria reflejó los esfuerzos para mitigar las desventajas de información que enfrentaban los reguladores, y en general los diseños regulatorios apuntaron a mejorar la eficiencia económica del sector. Así, los reguladores comenzaron a introducir nuevas formas de regulación basadas en incentivos, diseñados para introducir mayores estímulos a las empresas para reducir sus costos, a partir de separar la determinación de las tarifas reguladas de los reales costos incurridos por las empresas.

Los mecanismos de regulación de empresas de redes eléctricas implementados en los distintos países responden a realidades representativas de diferentes momentos de la historia, por lo que deben entenderse como mecanismos dinámicos. Lo anterior requiere que los países deban adaptar progresivamente sus marcos regulatorios y sus capacidades institucionales a los sucesivos nuevos escenarios, mejorando los modelos de regulación y las metodologías de remuneración a la luz de la evolución del mercado y los objetivos de la regulación.

En los últimos años se han dado una serie de circunstancias que han vuelto a afectar la dinámica de los mercados, tales como la volatilidad de los precios y disponibilidad de combustibles, la necesidad de lograr un desarrollo sustentable, el desarrollo de fuentes de energía renovables, el incremento de restricciones medioambientales, los cambios en el comportamiento de la demanda eléctrica; todo lo anterior en el contexto de avances tecnológicos significativos que están permitiendo la implementación de “redes inteligentes”. Todos estos aspectos han conducido, recientemente, a un amplio debate sobre como la regulación debe cambiar para acomodarse a este nuevo escenario.

En cualquier caso, no se trata de pensar estos modelos como diferentes, sino como el resultado de un proceso dinámico en donde regulador y regulado han ido aprendiendo.


Figura 5 – La Evolución de la Regulación

Muchas de las circunstancias arriba explicadas que han llevado a modificar los modelos regulatorios, representan externalidades a los mismos, que en algunos casos implican la necesidad de introducir una componente de planificación estratégica, en la medida en que para lograr determinado objetivo se debe primero invertir en infraestructura. Así, las necesidades de inversión pasaron al centro de la debate. En este contexto, una parte de la cuestión se orientó principalmente en dos enfoques para intervenir en las decisiones de inversión: las llamadas input-based regulation and output-based regulation.

La diferencia entre uno y otro enfoque descansa fundamentalmente en dónde está el foco de la regulación. El primero (input-based) se caracteriza por una fuerte sesgo en la búsqueda de la reducción de costos (insumos). El segundo (output-based) se caracteriza, en cambio, en que el foco está en la relación precio-servicio ofrecido, considerando especialmente el nivel de confiabilidad, seguridad y la calidad del servicio, la satisfacción de los consumidores, el impacto ambiental, la conexión de generación distribuida, entre otros, sobre la base de los cuales las empresas planifican, invierten y son compensadas o penalizadas siempre que no cumplan con los objetivos impuestos.

Este segundo enfoque ha sido el elegido reciente por la Ofgem. La remuneración de las empresas surge del plan de negocios que ellas determinen11, sobre la base de los productos establecidos y los mecanismos de incentivos (sistema de penalidades y compensaciones), y queda condicionada al cumplimiento de estos productos, los cuales condicionan las inversiones del sector.

Este enfoque presente importantes desafíos para el regulador, ya que éste debe definir un conjunto consistente y fácilmente medible de productos, así como penalidades y recompensas justas que eviten remunerar o castigar a las empresas ante situaciones fuera de su control.

11 Cabe notar que el proceso de revisión tarifario de la OFGEM dura dos años, durante los cuales básicamente se discute el plan de negocios de las empresas)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Ince

nti

vos

Tiempo

Tasa de Retorno Basada en IncentivosOutput-based, participación de usuarios, menu de conratos, etc. ?

Se incluyen los primeros incentivos en la regulación

Requerimientosde eficiencia

Requerimientos de calidad

Incentivos específicos paracada empresa?


Aún es muy pronto para analizar adecuadamente si los cambios regulatorios propuestos por la Ofgem han dado los resultados esperados, por lo que será necesario esperar al menos un período tarifario completo (unos seis a ocho años más). Indudablemente, para que el nuevo modelo sea exitoso deberá observarse que efectivamente las empresas incrementaron sus flujos de inversiones de capital y continuaron mejorando su eficiencia en la gestión del negocio, sin que esto haya impactado negativamente en las tarifas a los usuarios finales.

Adicionalmente, para que las decisiones de inversión de las empresas sean las correctas, el esquema para remunerar los costos de capital y los OPEX debe ser consistente y estar armonizado con una visión de largo plazo. En general, el análisis se hace a través de los costos totales (TOTEX), lo que representa una visión integral que busca que la empresa encuentre la solución que le permita minimizar sus costos totales, tanto de capital como de operación.

3.8 Reflexiones sobre esquemas regulatorios

En la actualidad es posible observar diversos enfoques de regulación basada en incentivos para la determinación de las tarifas eléctricas.

Con el pasaje de los modelos de costo de servicio a los modelos basados en incentivos, han surgido nuevas condiciones a analizar. Aspectos tales como el riesgo y la intertemporalidad de las inversiones (irreversibilidad de decisiones de inversión de largo plazo), que no se presentaban de manera muy específica cuando se regulaba según el costo de servicio, volvieron al centro de la escena en los enfoques de incentivos. En efecto, en un esquema de regulación según el costo de servicio, el riesgo queda del lado del consumidor, mientras que en un esquema de incentivos las empresas ya no tienen garantías de poder recuperar completamente los costos de inversión, por lo que el riesgo se transfirió a las empresas. Como contrapartida de este mayor riesgo, los reguladores permitieron mayores tasas de retorno. De esta forma, es posible afirmar que el nivel de la tasa de costo de capital considera implícitamente como se asigna el riesgo entre los consumidores y la empresa.

Una lección importante de la experiencia regulatoria es que no existe una combinación exacta de metodologías de remuneración que sea óptima bajo cualquier condición. La mejor alternativa dependerá de las características institucionales, del mercado atendido y de las empresas operadoras, entre otros aspectos., o sea, del contexto ambiental en que se mueve el regulador. Algunos aspectos del contexto ambiental que impactan sobre las decisiones regulatorias se muestran en la siguiente figura:

Figura 6 El contexto de aplicación del modelo regulatorio


Nivel de competencia. Si las firmas operan tanto en segmentos regulados como no, los

métodos que remuneran según el costo de servicio incentivan a las empresas a incluir costos compartidos en el sector regulado.

Asimetrías de la información. Las desventajas de la información que enfrenta el regulador son menores en los métodos basados en incentivos, debido a que los ingresos tarifarios no quedan atados a los costos reales. En particular, los métodos basados en análisis de benchmarking, si son posibles, permiten reducir las asimetrías de la información.

Credibilidad del regulador. Si el regulador tiene comportamientos oportunistas, los métodos menos discrecionales son más apropiados.

Posibilidades de los consumidores para tomar (y diversificar) riesgos. En los métodos de remuneración según el costo de servicio, el riesgo queda del lado del consumidor. Si éstos están poco organizados y no tienen capacidad de influir en las decisiones del regulador, una baja en los costos del servicio puede no trasladarse a las tarifas tan pronto como debiese. En los métodos basados en incentivos, en cambio, el riesgo queda del lado de las empresas.

Volatilidad del mercado. En general, los métodos basados en incentivos son más adecuados para tratar con mercados volátiles (cambio tecnológico, crecimiento de la demanda, entre otros), ya que al delegar decisiones en las empresas permite que éstas respondan a shocks exógenos más rápidamente de lo que lo puede hacer el regulador. Si el mercado es muy volátil puede ser necesario introducir mecanismos ex post de ajuste –por ejemplo, de la demanda- de forma de minimizar el riesgo de inversiones irreversibles que enfrentan las empresas. Por otro lado, la frecuencia de las revisiones tarifarias juega un rol importante: a mayor frecuencia, menor son los incentivos a invertir de las empresas.

Volatilidad de los precios que afectan los costos. Las fórmulas polinómicas de ajuste de tarifas en principio reducen el riesgo para las empresas, aunque pueden ser complejas cuando dicha volatilidad se traslada a las tarifas finales, trasladado riesgos desde las empresas a los consumidores. Por otro lado, si se espera que los precios de los bienes de capital bajen en el futuro cercano –dentro del período tarifario-, remunerar la base de capital a partir del costo de reemplazo puede desincentivar la inversión. Lo contrario sucede si se espera que los precios de los bienes de capital suban.

A modo de síntesis, en la Tabla 9 se presenta un breve resumen de las ventajas y desventajas de cada uno de los métodos de regulación expuestos en este informe. Sin embargo, cabe resaltar que dicho análisis es estático, en la medida en que no incorpora los efectos que las características del contexto de aplicación tienen sobre los resultados de la aplicación de un esquema regulatorio.


Tabla 9 Modelos Regulatorios comparados (I)

MECANISMO VENTAJAS DESVENTAJAS

Precio/Ingreso Máximo

- No permite el traslado de costos a tarifas, excepto en el año base; por lo tanto tiene incentivos al control de costos y a una

gestión eficiente (eficiencia productiva). - En empresas multiproducto, da más flexibilidad a la empresa para ajustar los precios relativos, siempre que en promedio se

cumpla con la restricción impuesta. Cabe notar que si la empresa actúa también en mercados competitivos, el cap debe establecerse en forma separada para los dos segmentos, para

asegurarse que la empresa no suba mucho los precios del segmento cautivo para poder bajar los precios del segmento en

competencia. - La amplitud del período de tiempo que media entre dos

revisiones tarifarias (que pueden ser vistas como decisiones discrecionales del regulador) es más amplia que en otras formas

de regulación, lo que disminuye la incertidumbre de la regulación.

- Puede incentivar comportamientos estratégicos del regulador, ya que algunos criterios no están exactamente

predeterminados (el factor X, el nivel inicial de precios). - No incentiva una gestión de la calidad de servicio, ya que los objetivos de regulación se separan de los niveles de calidad, para un dado nivel de precios. (Si bien este aspecto se puede

solucionar.) - No brinda incentivos a las empresas para incorporar mecanismos que promuevan la eficiencia energética.

- Aunque inicialmente fue defendida como un mecanismo sencillo de regulación, lo cierto es que en la práctica se requiere casi tanta información o más que en otras formas de regulación,

en particular para definir los factores de eficiencia (X).

Tasa de Beneficio (RoR) Costo del Servicio (Cost of Service)

- Dado que el riesgo de cambios en los costos es afrontado por los usuarios, tiene menores costos de capital.

- Brinda escasos incentivos para una gestión eficiente (eficiencia productiva).

- Brinda incentivos a elevar los costos necesarios para brindar el servicio.

Participación en beneficios (Earning-sharing)

- Incentiva a la eficiencia cuando la empresa tiene una tasa de retorno menor a la regulada.

- Evita que la empresa tenga beneficios/pérdidas extraordinarias.

- Aumenta el excedente del consumidor, cuando los beneficios extraordinarios de la empresa se trasladan a éste.

- La maximización del excedente del consumidor tiene como contrapartida una reducción de los incentivos a la eficiencia.

Comparación (Yardstick Competition)

- Incentiva a la eficiencia productiva y asignativa. - Soluciona el problema de la asimetría de la información.

- Permite realizar comparaciones internacionales.

- Solo es posible su aplicación si existen muchas empresas comparables.

- Complejidad para comparar el funcionamiento entre empresas.

- Puede existir riesgo de colusión entre las empresas reguladas.


Para mayor detalle, en la siguiente tabla se resumen con mayor detalle las principales ventajas y desventajas relativas de los distintos métodos regulatorios:

Tabla 10 – Modelos Regulatorios Comparados (II)

CONCEPTO

TASA DE BENEFICIO (ROR)

COSTO DEL SERVICIO (COST

OF SERVICE

PRECIO/INGRESO MÁXIMO

PARTICIPACIÓN EN BENEFICIOS

(EARNING-SHARING)

COMPARACIÓN (YARDSTICK

COMPETITION)

OUTPUT-BASED (OFGEM)

Condiciones de aplicación

- Existencia de información

contable de las empresas.

- Regulador con capacidad técnica y

credibilidad.

- Regulador con capacidad técnica y

credibilidad.

- Existencia de muchas

empresas para poder comparar adecuadamente

.

- Mercado maduro.

- Regulador con fuerte

capacidad técnica y

credibilidad.

Incentivos a la eficiencia

Bajos: hay incentivos a

sobredeclarar OPEX y CAPEX

Altos: las ganancias de eficiencia son

retenidas hasta la próxima

revisión tarifaria.

Medios: las ganancias de

eficiencia pasan rápidamente a

los consumidores

Muy altos, si los productos están

bien establecidos y el mecanismo

de recompensas y penalidades bien diseñado.

Dificultades de administración

Bajas: requiere capacidad para monitorear la contabilidad y

prevenir contra gastos

ineficientes

Alta: requiere mucha

información y capacidad del regulador para

analizarla.

Media: necesita muy buena información

sobre los beneficios.

Media: necesita información de

algunas variables

relevantes, y un regulador que

tenga capacidad da analizarla y

homogeneizarla.

Alta: requiere mucha

información y mucho análisis

Riesgo de “captura del regulador”

Medio: las revisiones tarifarias

frecuentes pueden

fomentarla.

Alta: las empresas

tienen muchos incentivos a que les fijen tarifas

altas. No es posible corregir una vez que las

tarifas se definieron.

Baja: altos beneficios se

comparten con los

consumidores.

Baja: excepto las empresas se

“cartelizen”.

Alta. Es preciso en regulador con mucha

credibilidad.


Para complementar las comparaciones anteriores, y también considerando un análisis estático, en la Figura 7 se presenta de forma gráfica una comparación de los distintos modelos regulatorios presentados, en función de cómo influyen en los siguientes conceptos:

Información: se refiere a la cantidad y complejidad de análisis de la información

necesaria para determinar los ingresos requeridos y las tarifas finales. La debilidad se asocia a un método que requiere analizar mucha información compleja.

Simplicidad: se refiere a los niveles de complejidad o simplicidad asociados a los

métodos de cálculo de los distintos modelos. La debilidad se asocia a un método de cálculo muy complejo.

Sostenibilidad: se refiere a la sostenibilidad financiera de la empresa regulada. La

debilidad se asocia a la inestabilidad de ingresos de la empresa.

Eficiencia productiva: se refiere a los incentivos para reducir los costos. La debilidad

se asocia a bajos incentivos.

Eficiencia asignativa: se refiere a la capacidad de la tarifa de reflejar los costos de

prestación del servicio. La debilidad se asocia a baja capacidad para reflejar costos.

Controversia: se refiere al grado de controversia que es posible encontrar en el

proceso de revisión tarifaria. La debilidad se asocia a mucha controversia.

CONCEPTO TASA DE BENEFICIO (ROR)

COSTO DEL SERVICIO (COST

OF SERVICE

PRECIO/INGRESO MÁXIMO

PARTICIPACIÓN EN BENEFICIOS

(EARNING-SHARING)

COMPARACIÓN (YARDSTICK

COMPETITION)

OUTPUT-BASED (OFGEM)

Riesgo de “Regulador

oportunista”

Baja: las tarifas se ajustan para cubrir costos.

Alta: dado que el regulador puede tomar

decisiones discrecionales. No es posible

corregir una vez que las tarifas se definieron.

Media: hay riesgo de esconder

beneficios.

Alta: el regulador

puede seleccionar

arbitrariamente las variables a utilizar para el benchmarking, favoreciendo a

algunas empresas más

que a otras.

Alta. Es preciso en regulador con mucha

credibilidad.

Riesgo de rechazo político

o social

Bajo: los precios reflejan costos.

Alto: altos beneficios o la

quiebra son socialmente inaceptables.

Media: se compaten los

beneficios, pero también las

pérdidas

Bajo. Bajo.

Restricciones de aplicación

Contabilidad regulatoria.

Información de detalle de datos

técnicos, económicos, financieros, contables.

Información contable y financiera.

Cantidad de empresas para

comparar.

La madurez del mercado, el

regulador y las empresas.


Figura 7 - Modelos Regulatorios comparados (II)


4 EXPERIENCIA REGULATORIA INTERNACIONAL

En lo referente al análisis de la experiencia internacional, el informe está organizado por país. Se presenta inicialmente, para cada país, una descripción general del sector eléctrico, incluyendo los siguientes aspectos:

Caracterización del sistema eléctrico

Marco Político, Legal e Institucional del sector

o Institucionalidad y normativa del sector

o Políticas ambientales

o Políticas para la incorporación de redes inteligentes

Posteriormente, se analizan las características de la regulación para las actividades de Transmisión y Distribución, incluyendo los siguientes puntos:

Marco Regulatorio específico de la actividad

Remuneración de las inversiones

Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento

Pérdidas

Calidad de Servicio

Transferencia a tarifas de los costos de las actividades – Subsidios

Evolución de las metodologías utilizadas y resultados

4.1 AUSTRALIA

4.1.1 Caracterización del Sistema Eléctrico

El análisis realizado refiere al denominado National Electricity Market (NEM), mercado mayorista de las regiones este y sur de Australia, que cubre seis jurisdicciones: Queensland, New South Wales, el Territorio de la Capital Australiana (Australian Capital Territory, ACT), Victoria, South Australia y Tasmania, constituyéndose en uno de los sistemas de corriente alterna con mayor distancia entre puntos extremos eléctricamente vinculados del mundo (4500km).

El sistema comprende cerca de 200 generadores de gran porte, cinco redes estaduales vinculadas entre sí por interconectadores y 13 grandes redes de distribución a clientes finales. Las características principales se detallan en la Tabla 11.


Tabla 11 – Australia: Mercado Nacional NEM – 2012

Fuentes: Australian Energy Market Operator (AEMO), AER (State of the Energy Market, 2012)

4.1.1.1 Demanda

El NEM suministra energía eléctrica a casi 10 millones de clientes residenciales, industriales y comerciales. En 2011-12, la generación fue 199 TWh, un 2.5% inferior a la del año anterior, continuando una tendencia declinante que se inició en 2007-08. Las razones de esta reducción de la demanda pueden encontrarse, en el caso de los clientes residenciales, en la reducción del uso de energía y la adopción de medidas de eficiencia energética (como el calentamiento de agua con energía solar) en respuesta a los aumentos tarifarios sufridos. En el caso del sector industrial, la reducción se asocia a la moderación de las tasas de crecimiento económico y un menor requerimiento de energía de las empresas.

Finalmente, el creciente uso de generación solar fotovoltaica también ha venido reduciendo los requerimientos de energía a ser transportada por las redes del NEM.

El operador del mercado preveía un crecimiento de la demanda nulo en el año 2012-2013 y un crecimiento anual de cerca de 1.7% en los siguientes 10 años, básicamente por la instalación de grandes proyectos industriales en Queensland.

La “energía verde” constituida por paneles solares fotovoltaicos y calentamiento de agua solar, fomentada por el objetivo de energía renovable (renewable energy target /RET), y los esquemas de eficiencia energética, explican el 50% de la reducción de demanda experimentada por el NEM desde 2008.

El pico de potencia del sistema se asocia al uso de aire acondicionado en verano y calefacción en invierno.

La reducción de demanda de energía eléctrica ha permitido que, en 2012, unos 3000 MW de generación a carbón permanecieran sin generar.

4.1.1.2 Generación

La generación a carbón representa el 57% de la capacidad instalada y el 79% de la energía total generada. Victoria, New South Wales y Queensland tienen una proporción mayor de generación a carbón que las demás regiones.

Jurisdicciones

participantes

Queensland, New South Wales, Victoria, South

Australia, Tasmania, Australian Capital Territory

Regiones del NEMQueensland, New South Wales, Victoria, South

Australia, Tasmania

Capacidad instalada 48,311 MW

Clientes 9.7 millones

Energía total generada

2011-2012199 TWh

Máxima demanda

invierno 2011-201231,084 MW

Máxima demanda

verano 2011-201230,322 MW

Máxima demanda

histórica (verano del

año 2009)

35,551 MW


La generación a gas representa el 21% de la capacidad instalada del NEM, pero solo el 11% de la energía generada. South Australia es la región con mayor participación de la generación a gas. En general, el 54% de la inversión en generación de la última década ha estado destinada a centrales a gas.

La generación hidroeléctrica constituye el 16% de la capacidad instalada pero menos del 7% de la energía generada. La mayor parte de la generación de Tasmania es de este tipo, y también hay generación hidroeléctrica en Victoria y New South Wales.

La generación eólica se está expandiendo por las políticas ambientales asociadas al cambio climático y representa hoy el 4% de la capacidad instalada y 3% de la generación. Su participación es mucho mayor en South Australia, donde alcanza al 24% de la capacidad y el 27% de la energía generada. En algunos días, ha llegado a representar el 64% del total diario generado en ese Estado.

La energía eólica ha contribuido a moderar los precios del mercado. La escala de las nuevas inversiones en este tipo de generación ha llevado a cambios en la forma de su integración al mercado. Así, desde marzo de 2009 los nuevos generadores eólicos de más de 30MW han sido clasificados como “semi-despachables” y participan del proceso centralizado de despacho económico.

El objetivo de energía renovable (RET) y otros subsidios para generación solar fotovoltaica instalada en techos han llevado a una rápida expansión de este tipo de generación solar en los últimos cuatro años.

Los subsidios incluyen “feed–in tariffs” establecidas por los gobiernos estaduales o

territoriales, las que los distribuidores y/o comercializadores deben pagar para comprar la energía producida por los clientes residenciales. Los subsidios son recuperados a través de cargos en la tarifa a los usuarios.

La energía solar fotovoltaica residencial no es comercializada en el NEM, sino que quien la produce recibe un descuento en su factura de electricidad. El operador (AEMO) registra la generación fotovoltaica como una reducción de la demanda a ser provista a través de la red nacional. La capacidad de fotovoltaica instalada aumentó desde 23 MW en 2008 a 1450 MW en 2012 y se espera que su contribución pase del 0.9% al 1.3% en el año en curso. La participación de este tipo de generación es máxima en South Australia donde representó el 2.4% en 2001-12, o sea unos 306 GWh.

AEMO espera un enlentecimiento en el crecimiento de las instalaciones solares fotovoltaicas residenciales, debida principalmente a una reducción de las feed in tariffs, hasta 2017 y

luego una aceleración de su crecimiento hasta representar un total del 6.4 % de la energía total requerida por el NEM.

4.1.1.3 Redes de Transmisión y Distribución

Las redes de transmisión de Victoria y South Australia y tres interconectadores (Directlink, Murraylink y Basslink) son de propiedad de privados, así como cinco redes de distribución de Victoria. La red de distribución de South Australia está concesionada a privados.

La red de distribución del ACT es propiedad conjunta del gobierno y privados. Las redes de transmisión y distribución de Queensland, New South Wales y Tasmania son de propiedad estatal.

En algunas jurisdicciones existe integración vertical parcial entre las redes y otros eslabones de la cadena del sector eléctrico:

En Tasmania y en el ACT se permite que una misma empresa realice las actividades de distribución y comercialización, con ring fencing para una segregación de la operación. El Gobierno de Tasmania anunció la separación de distribución y comercialización minorista y


la fusión de las actividades de red, transmisión y distribución, hoy realizadas por empresas distintas.

Queensland privatizó la mayor parte de su comercialización minorista en 2006-07, pero la estatal Ergon Energy sigue desempeñando actividades de distribución y comercialización.

Las tablas a continuación suministran información sobre la escala de las redes de transmisión y distribución, incluyendo el valor de la Base de Activos Regulatoria (RAB), que refleja el costo de cada red cuando fue construida más las inversiones adicionales menos la depreciación.

El valor total de la RAB de las redes de distribución es cercano a los 46 billones de dólares australianos, más de tres veces el valor de la infraestructura de transmisión (16 billones de dólares australianos).

En Australia, las redes de transmisión comprenden el equipamiento que transporta energía eléctrica en tensiones iguales o superiores a 220 kV y aquella infraestructura de tensión entre 66 y 220 kV que es paralela y da respaldo a tramos de la red de transmisión de 220 kV o más.

.


Tabla 12 – Australia: Infraestructura de transmisión del NEM

REDES REGIONALES

RED UBICACIÓ

N

LONGITUD LINEAS

(KM)

ENERGÍA TRANSPORTA

DA (GWH)

POTENCIA MÁXIMA

TRANSPORTADA (MW)

INGRESOS PERÍODO

REGULATORIO (millones

de dólares)(*)

RAB (millones

de dólares)(

*)

INVERSIÓN PREVISTA

EN EL PERIODO

REGULATORIO

PERÍODO REGULATORIO PROPIETARIO

Powerlink Qld 13986 47341 8109 4720 6260 2455 1 Julio 2012– 30 Junio 2017 Gobierno de Queensland

TransGrid NSW 13957 70828 13760 3880 4485 2620 1 Julio 2009– 30 Junio 2014 Gobierno de New South Wales

SP AusNet Vic 6553 52352 9982 2940 2365 830 1 Abril 2008– 30 Marzo 2014

Singapore Power International 51%

ElectraNet SA 5591 13045 3570 1365 1415 840 1 Julio 2008– 30 Junio 2013

Powerlink , YTL Power Investments, Hastings Utilities Trust, UniSuper

Transend Tas 3688 11185 1377 1010 1010 645 1 Julio 2009– 30Junio 2014 Gobierno de Tasmania

TOTALES NEM

43775 194751

13915 15535 7390

INTERCONECTORES

Directlink (Terranora) Qld– NSW 63 180 140 1 Julio 2005– 30 Junio 2015

Energy Infrastructure Investments (Marubeni 50%, Osaka Gas 30%, APA Group 20%)

Murraylink Vic–SA 180 220 130 1 Octubre 2003– 30 Junio 2013

Energy Infrastructure Investments (Marubeni 50%, Osaka Gas 30%, APA Group 20%)

Basslink Vic–Tas 375 (**)910 no regulada

CitySpring Infrastructure Trust (Temesek Holdings (Singapore) 37%)

(*) dólares australianos a junio de 2011 (**) Costo de construcción estimado Los interconectores que pertenecen a un operador de red regional están incluidos en esa red


Tabla 13 – Redes de Distribución del NEM

RED NÚMERO

DE CLIENTES

LONGITUD LINEAS

(KM)

DEMANDA MÁXIMA

(MW)

INGRESOS PERÍODO

REGULATORIO (millones de dólares)(*)

RAB (millones de dólares)(*)

INVERSIÓN PREVISTA EN EL

PERIODO REGULATORIO

PERÍODO REGULATORIO

PROPIETARIO

QUEENSLAND

Energex 1316295 53928 4875 6900 8120 5970 1 Jul 2010– 30 Jun 2015 Gobierno de Queensland

Ergon Energy 689277 160998 2429 6425 7380 5275 1 Jul 2010– 30 Jun 2015 Gobierno de Queensland

NEW SOUTH WALES Y ACT

AusGrid 1619988 49781 5812 9300 8965 8855 1 Jul 2009– 30 Jun 2014 Gobierno de NSW

Endeavour Energy 877340 34172 4069 4680 3925 3150 1 Jul 2009– 30 Jun 2014 Gobierno de NSW

Essential Energy 1301626 190531 2292 5920 4595 4415 1 Jul 2009– 30 Jun 2014 Gobierno de NSW

ActewAGL 168937 4922 701 770 635 325 1 Jul 2009– 30 Jun 2014

ACTEW Corporation (ACT Government) 50%; Jemena (Singapore Power International) 50%


VICTORIA

Powercor 723094 84791 2351 2570 2260 1600 1 Ene 2011– 31 Dic 2015

Cheung Kong Infrastructure/ Power Assets 51%; Spark Infrastructure 49%

SP AusNet 637810 48841 1798 2475 2120 1510 1 Ene 2011– 31 Dic 2015

SP AusNet (listed company; Singapore Power International 51%)

United Energy 641130 12875 1962 1700 1410 905 1 Ene 2011– 31 Dic 2015

DUET Group 66%; Jemena (Singapore Power International) 34%

CitiPower 311590 7406 1453 1240 1315 850 1 Ene 2011– 31 Dic 2015

Cheung Kong Infrastructure/ Power Assets 51%; Spark Infrastructure 49%

Jemena 314734 6043 1008 985 770 485 1 Ene 2011– 31 Dic 2015 Jemena (Singapore Power International)

SOUTH AUSTRALIA

SA Power Networks 825218 87226 3128 3620 2860 2225 1 Jul 2010– 30 Jun 2015

Cheung Kong Infrastructure/Power Assets 51%; Spark Infrastructure 49%

TASMANIA

Aurora Energy 275536 25844 1760 1290 1410 555 1 Jul 2012- 30 Jun 2017 Gobierno de Tasmania

TOTAL NEM 9702575 767358 47875 45765 36120


4.1.2 Marco político, legal e institucional del sector

4.1.2.1 Institucionalidad y normativa del sector

La reforma de la industria eléctrica australiana se inició en la década de 1990. Se desarrollaron empresas o estructuras comerciales separadas para los monopolios de red (transmisión y distribución) y para las funciones competitivas de generación y comercialización.

La gran reforma en el sector eléctrico australiano implicó el establecimiento del Mercado Eléctrico Nacional (National Electricity Market / NEM) en las regiones sur y este de Australia.

El NEM opera en los Estados de New South Wales, Victoria, Queensland, South Australia y Tasmania y en el Territorio de la Capital de Australia (Australian Capital Territory, ACT).

Western Australia y el Northern Territory no pertenecen al NEM, ya que sus redes no están interconectadas con las del NEM y las distancias entre sus centros de carga y la red interconectada de los estados que integran el NEM son muy grandes.

Western Australia tiene un mercado mayorista propio, que opera exclusivamente en ese Estado.

El operador del NEM es el Australian Energy Market Operator/AEMO, que también opera los mercados mayoristas y minoristas de gas del sur y este de Australia. El AEMO es responsable por el despacho de generación, la gestión confiable del sistema eléctrico y la liquidación de transacciones del NEM.

El AEMO fue creado en el año 2009, combinando en un único organismo las funciones de su predecesora (National Electricity Market Management Company/NEMMCO) con las de varios operadores de mercados de gas e instituciones de planificación eléctrica. Es una sociedad de responsabilidad limitada (Company limited by guarantee) de acuerdo con la Ley de Corporaciones (Corporations Act) y sus propietarios son organismos estatales en un 60% y agentes de la industria en un 40%.

El NEM había comenzado a operar en el año 1998, bajo una detallada regulación establecida en el denominado Código Nacional de Electricidad. Una organización separada, el Administrador del Código Nacional de Electricidad (National Electricity Code Administrator/NECA) era responsable de desarrollar y revisar las reglas del Código, administrarlo y asegurar el cumplimiento del mismo por parte de los participantes del mercado. El Código Nacional de Electricidad y cualquier modificación del mismo requerían la autorización de la Comisión Australiana de la Competencia y los Consumidores (Australian Competition and Consumer Commission/ACCC), una autoridad federal dedicada a la aplicación de la Ley de Prácticas de Comercio de la Commonwealth.

En 2001, y en virtud de la insatisfacción general con la gobernanza del NEM, el Consejo de Gobiernos Australianos (Council of Australian Governments /COAG) expresó la necesidad de una política energética nacional y acordó requerir una revisión independiente de la dirección estratégica para la estancada reforma del mercado energético. El informe final correspondiente a esa revisión fue publicado en los primeros meses de 2003 y recomendó cambios significativos en las organizaciones que administraban y operaban el NEM.

El COAG también acordó establecer un Consejo Ministerial de Energía (Ministerial Council on Energy /MCE) a efectos de disponer de un foro que permitiera el liderazgo nacional en asuntos energéticos. El MCE incluía a los ministros de energía federales, estaduales y de los territorios, además de los ministros de Nueva Zelanda y Papúa Nueva Guinea como observadores, y tiene como misión proveer un liderazgo efectivo en materia energética, de forma de gestionar adecuadamente los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector y supervisar el desarrollo permanente de la política energética nacional. Una de sus tareas claves era la identificación de políticas y programas para la mejora de la eficiencia


energética, mediante la acción coordinada de agencias gubernamentales federales y estaduales.

El MCE acordó una serie de reformas importantes del mercado de energía, que se plasmaron en un comunicado y en el informe del MCE al COAG sobre la Reforma de los Mercados de Energía de diciembre de 2003.

Las recomendaciones del MCE incluían la eliminación de la NECA y la creación de dos nuevas instituciones:

Comisión del Mercado Energético Australiano (Australian Energy Market Commission/ AEMC)

Regulador de Energía Australiano (Australian Energy Regulator/AER)

Las mismas fueron establecidas en el marco del Australian Energy Market Agreement (AEMA) alcanzado por el COAG que dio lugar a un nuevo marco legislativo del sector energético (Ley Nacional de Electricidad, Schedule to the National Electricity Act 1996 en 2005 y Ley Nacional de Gas en 2008)

El NEM opera ahora bajo las Reglas Nacionales de Electricidad (National Electricity Rules), autorizadas por la citada Ley Nacional de Electricidad.

El Standing Council on Energy and Resources (SCER) ha reemplazado al MCE. Tiene también representantes del Gobierno Federal, y todos los Gobiernos estaduales y territoriales, y de Nueva Zelanda. Es responsable de la fijación de políticas generales y del marco legal del NEM, aunque solo los ministros de las jurisdicciones que participan del NEM pueden modificar la Ley Nacional de Electricidad.

La AEMC es responsable de la formulación de las reglas y del desarrollo de mercado energético y reporta directamente al SCER, el cual tiene competencia para requerirle la realización de revisiones del funcionamiento del NEM y de las Reglas Nacionales de Electricidad.

El AER opera conforme la Competition and Consumer Act 2010; monitorea el mercado mayorista de electricidad y es responsable de la regulación económica de las redes de transmisión y distribución del NEM y de supervisar el cumplimiento de la Ley Nacional y las Reglas Nacionales de Electricidad.

La Ley Nacional de Comercialización Minorista (National Energy Retail Law, 2012, a Schedule to the National Energy Retail Law (South Australia) Act 2011), regula el suministro y venta de energía a consumidores minoristas. Se han aprobado Reglas Nacionales de Comercialización Minorista y se espera que los gobiernos de Estados y Territorios implementen un paquete de reformas destinadas a alinearse con la regulación nacional, a segregar la comercialización de la distribución, y a apoyar un mercado minorista eficiente con libertad de elección y adecuada protección al consumidor.

4.1.2.2 Políticas ambientales – Renovables y Cambio climático

Australia es uno de los países con más emisiones de gases de efectos invernadero de la OECD y el sector eléctrico contribuye con cerca del 35% de esas emisiones, básicamente por el uso de generación a carbón. Por otra parte, tiene baja participación de generación de energías renovables, por lo que está implementando políticas de incentivo al uso de tecnologías con bajas emisiones de carbono.

El elemento central de la política del país en relación al cambio climático es el precio del carbono introducido por el Gobierno en 2012 como parte de su Plan para un Futuro de Energía Limpia. El plan tiene como objetivo la reducción de emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero para el año 2020, a un nivel por lo menos 5% inferior con relación al del año 2000. El mecanismo central es la fijación de un precio de carbono por tres años, comenzando con 23 dólares (australianos) la tonelada de dióxido de carbono


equivalente emitido. El plan incluye asistencia financiera para diferir el aumento en el costo de la energía para los hogares de ingresos medios y bajos.

Este esquema de precio fijo será reemplazado por uno de comercialización de emisiones en julio de 2015, en el que el precio será el resultado del mercado.

En agosto de 2012, el Gobierno anunció cambios que vincularán estrechamente el precio de emisiones al precio de los permisos de emisiones de la Unión Europea, que en ese momento cotizaban a cerca de 10 dólares la tonelada.

Se esperaba que la introducción de un precio para las emisiones aumentara el precio spot en cerca de 20 dólares australianos por MWh pero el impacto inmediato fue mucho mayor, aunque unos meses después se había amortiguado a los valores esperados.

Además del precio de carbono el Gobierno de Australia también opera el esquema denominado RET (Renewable Energy Target), para alcanzar el compromiso de una participación de la energía renovable en la generación de electricidad de un 20% en 2020.

El esquema otorga subsidios a la generación renovable (eólica y solar), requiriendo que una parte de la energía vendida por los suministradores de energía se origine en fuentes renovables desarrolladas después de 1997.

El objetivo para proyectos de energía renovable de gran escala es de 41000 GWh para 2020. Los proyectos de energía eólica han aumentado mucho desde que el Gobierno expandió el esquema en 2007.

La energía de pequeña escala no contribuye al objetivo nacional fijado pero produce certificados de energía renovable que los comercializadores minoristas deben adquirir.

Hay señales de que las políticas implementadas, junto con la reducción de la demanda, han afectado el mix de generación del NEM, reduciendo la participación del carbón desde 2009. La generación con gas ha aumentado y la eólica ha crecido fuertemente desde 2007.

Durante los últimos 10 años se incorporaron en el este de Australia 4700 MW de centrales a gas y 750 MW de centrales a carbón.

4.1.2.3 Políticas para la incorporación de redes inteligentes

Las proyecciones de crecimiento de la demanda de energía y potencia fueron claves en las decisiones de inversión y en los requerimientos de ingresos resultantes para los últimos cinco años. Aunque la demanda se ha estacionado o reducido desde 2008, el AEMO proyecta un retorno al crecimiento en el mediano/largo plazo.

El dimensionado de las redes responde a la demanda máxima, que típicamente ocurre en días de clima extremo. Un 20 a 30% de la capacidad de las redes del NEM está ocioso durante 99% del tiempo. Aunque esa capacidad se utiliza solo unas 90 horas al año, todos los costos asociados a disponerla son pagados por los consumidores minoristas.

A efectos de responder adecuadamente al aumento de los picos de demanda, el AEMC propuso permitir a los consumidores gestionar su uso de energía y ahorrar mediante el desplazamiento de consumo fuera del pico. Sus recomendaciones incluyeron:

Instalar medidores con discriminación de intervalos horarios a consumidores residenciales y comerciales pequeños. El suministro del servicio de medición y de datos asociados debería ser prestado en competencia, con responsabilidad primaria de los comercializadores.

Mejorar la señal de precios a los clientes, introduciendo tarifas con discriminación horaria. Los consumidores residenciales deberían poder elegir entre tarifas planas o con discriminación horaria. Acompañar la introducción de este tipo de tarifas con una campaña educativa.


Suministrar a los consumidores opciones más flexibles para acceder a sus datos de consumo y un marco para que éstos negocien con suministradores de servicios de gestión de la demanda

Permitir a consumidores la venta de generación de pequeña escala (por ejemplo solar o almacenamiento en baterías) a terceros distintos de su comercializador

Permitir a los grandes clientes o a los comercializadores que agregan generación en el mercado mayorista una mayor participación de forma de ampliar las oportunidades de respuesta de la demanda en momentos de precios spot elevados.

La sustitución de los medidores existentes por otros con capacidad de medición en intervalos horarios y de comunicación para lectura remota y conexión del usuario a la red es esencial para muchas de las recomendaciones anteriores. Este tipo de medición, combinada con precios de energía con variación horaria, permitiría a los consumidores reducir su factura desplazando consumo fuera del pico. Además, en el largo plazo, puede facilitar la operación dinámica de la red.

En diciembre de 2012, el COAG aprobó en principio la adopción del conjunto de recomendaciones del AEMC, incluidas en la propuesta “Poder de elegir” (Power of choice).

También propuso la introducción de cargos tarifarios de red con variación horaria y un mecanismo de participación de la demanda para el mercado mayorista, para julio de 2014.

Se espera que este año Victoria complete la colocación de medidores con capacidad de medición en intervalos horarios y de comunicación remota para todos sus clientes, y que todos los clientes puedan acceder a tarifas horarias. Algunas empresas han creado portales que permiten a sus clientes con estos medidores controlar y gestionar su consumo y el costo asociado. A esos efectos pueden comparar el uso de energía con hogares similares, estimar la factura con base en el consumo y establecer un presupuesto para el gasto en electricidad y luego controlar la evolución del mismo.

Además de los desarrollos en medición, el gobierno australiano está invirtiendo 100 millones de dólares (australianos) en la iniciativa Smart Grid, Smart City, que prueba las capacidades de las tecnologías Smart grid. La iniciativa explora el uso de comunicación avanzada, sensores y equipo de medición para proveer información a los clientes sobre el uso de energía, implementación de automatismos y obtención de ahorros, y para mejorar la confiabilidad de las redes. También se están considerando opciones para conectar más generación distribuida (como la solar) y vehículos híbridos a la red.

El programa, que opera en Newcastle y parte de Sydney, opera desde 2010 a 2013.

El AER suministra esquemas de incentivos de gestión de la demanda para que los negocios de red investiguen e implementen enfoques no vinculados a la red para la gestión de la demanda. Los esquemas financian proyectos innovadores adicionalmente al gasto de capital que resulta del proceso regulatorio de revisión de tarifas.

El AEMC ha recomendado que los esquemas sean perfeccionados para capturar un rango más amplio de beneficios de mercado y de postergación de inversiones en redes más allá del período regulatorio. El AER se propone revisar el programa considerando los recientes cambios en las Reglas Nacionales y la revisión de Power of Choice realizada por el COAG.

Por otro lado, el AER está intentando fortalecer el involucramiento de los clientes en los procesos de revisión tarifaria de redes, en el entendido de que de esa forma también se promueve la gestión de la demanda.


4.1.3 Transmisión

4.1.3.1 Marco Regulatorio específico de la actividad

Como ha sido indicado antes, el AER realiza la regulación económica de todas las redes del NEM. El marco regulatorio para esta actividad está constituido por la Ley Nacional de Electricidad y las Reglas Nacionales.

La regulación que se describirá a continuación corresponde a aquella aplicada hasta la última revisión tarifaria, ya que la implementación de detalle de las modificaciones correspondientes al proyecto Better Regulation, cuyas características generales fueron señaladas antes, aún está en curso (se han aprobado modificaciones a las Reglas pero las Guidelines que deben ser desarrolladas por el AER están actualmente aún en proceso de consulta pública).

Las empresas de transmisión deben presentar periódicamente (típicamente cada cinco años), sus requerimientos de ingresos al regulador.

El Capítulo 6A de las Reglas Nacionales contiene el marco regulatorio específico que debe ser aplicado por el AER para regular los ingresos de las redes de transmisión.

De acuerdo con las Reglas Nacionales, el AER debe determinar un tope para los ingresos de cada negocio de transmisión, estableciendo el ingreso máximo que la red puede generar durante el período regulatorio (Revenue cap). Los períodos regulatorios son de 5 o más años y el ingreso máximo se determina para cada sistema de transmisión.

Como parte de su rol de regulador económico de las redes de transmisión, el AER ha desarrollado Guidelines que llevan a detalle los criterios aplicados en la revisión tarifaria, cuyo objetivo es apoyar a los interesados en el proceso de fijación de las tarifas y brindar más certeza a los transmisores en la preparación de sus propuestas de ingresos.

Para fijar el Revenue cap, el AER aplica un modelo de building blocks, que determina el ingreso que el negocio de transmisión requiere para cubrir los costos eficientes y además obtener una rentabilidad “comercial” o de mercado.

Las componentes del modelo de building blocks cubren:


Costos de capital

Depreciación de los activos

Impuestos

Rentabilidad de mercado sobre el capital

Además, de acuerdo con lo requerido obligatoriamente por las Reglas para la transmisión, el AER ha desarrollado esquemas de incentivos que forman parte del processo regulatorio:

1. Un esquema que permite compartir los beneficios de una mayor eficiencia suministra incentivos para lograr costos eficientes de operación y mantenimiento (Efficiency Benefits Sharing Scheme/EBSS). El esquema comparte las ganancias de eficiencia entre la empresa y sus clientes (reduciendo precios). Este esquema se aplica a todos los transmisores excepto EnergyAustralia, que está sometida a un esquema similar al aplicado a los distribuidores.

2. Un esquema que establece niveles de desempeño de la red, suministra incentivos para mantener o mejorar el desempeño (Service Target Performance Incentive Scheme/STPIS). Actúa como contrapeso del esquema de compartir beneficios de

eficiencia, para evitar que las empresas reduzcan gastos a costa de una peor calidad de servicio. Este esquema, que se aplica a todos los transmisores del NEM, se basa en la disponibilidad de la red y en su confiabilidad (medida por la frecuencia y duración de las faltas). El esquema además incluye una componente basada en el impacto de la congestión de la transmisión sobre el mercado. Si las empresas tienen


un desempeño mejor que el objetivo obtienen premios, en caso contrario se aplican penalidades.

En resumen, el modelo de building block para transmisión consiste básicamente en la aplicación de dos ecuaciones, conocidas como ecuación de ingresos y de formación de la base de activos:

Ingreso máximo permitido = rentabilidad del capital + depreciación del capital + opex + impuestos + pagos por esquemas de incentivos = (WACC * RAB) + D + opex + impuestos + pagos por esquemas de incentivos

RAB nueva = RAB anterior – depreciación + capex

La aplicación de este método requiere realizar estimaciones de los gastos eficientes de capital y de operación y mantenimiento requeridos por la empresa en los siguientes cinco años. Ello implica adoptar hipótesis sobre los costos eficientes de gestionar un negocio de red y proyectar la demanda futura y las expansiones necesarias para cubrirla.

El proceso de determinación del ingreso máximo permitido ha seguido un esquema de “propuesta-respuesta” en el que la empresa transmisora desarrolla un plan detallado y propone los capex y opex que requiere, y a continuación el AER responde a la propuesta. El AER debe aceptar el plan si el mismo refleja razonablemente los costos de una empresa eficiente, o presentar un plan alternativo.

De no estar de acuerdo con la determinación del AER, la empresa puede apelar la decisión ante el Tribunal de Competencia de Australia (Australian Competition Tribunal).

4.1.3.2 Remuneración de las inversiones

Como parte del proceso de building blocks el regulador necesita estimar la WACC de una empresa eficiente, a efectos de determinar la rentabilidad regulada sobre el capital. Se trata de obtener un valor estimado de los costos de capital reales que los negocios de red enfrentan para sus inversiones y se calcula con el promedio ponderado de los costos de deuda y capital propio considerando la proporción óptima en que estas fuentes son usadas.

[

( )

⁄ ]

Donde

ke es el retorno sobre el capital propio

kd es el costo de la deuda

y

son las proporciones eficientes en que son usados capital propio y deuda, 40% y 60%

en las últimas revisiones realizadas.

T es la tasa de impuesto a la renta empresarial

(gamma) es el porcentaje de imputación de créditos que puede ser utilizado por los accionistas.

El retorno sobre el capital propio es calculado como: ke= rf + βe ×MRP

rf es la tasa libre de riesgo, determineado por el rendimiento de los CGS a 10 años, calculado

sobre la fecha en que comenzará a aplicarse la nueva tarifa (promedio de 15 a 40 días)

βe es el beta de la firma y

MRP es el premio por unidad de riesgo de mercado (calculado utilizando el modelo CAPM).


El retorno sobre la deuda se calcula como: kd=rf+DRP

DRP es el premio riesgo de la deuda, determinado por el spread de bonos corporativos a 10 años calificados BBB+.

En lo que tiene que ver con la forma de reconocimiento de la base regulatoria de activos, RAB, hay cierto consenso en que la misma ha llevado a sobreinversión en equipamiento y a diferir estratégicamente las inversiones dentro del período regulatorio, pese a la aplicación de tests regulatorios de verificación de la adecuación de las inversiones. Las características del proceso (propuesta-respuesta), la asimetría de información y las tasas reconocidas superiores a las reales influyeron en este resultado.

4.1.3.3 Reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento

Teóricamente, en el esquema de building blocks, el AER debe reconocer los costos eficientes de operación y mantenimiento, los que dependen de muchos parámetros que incluyen perfiles de carga, densidad, edad de los activos, diseños de las redes, requerimientos regulatorios de autoridades locales, topografía y clima.

Las herramientas utilizadas por AER para la revisión de los costos propuestos por las empresas han incluido enfoques de ingeniería del tipo bottom up junto con una aplicación limitada de herramientas de benchmarking.

Al evaluar las proyecciones de gastos, el regulador considera los drivers de costos más relevantes, incluyendo el crecimiento de la demanda, mejora esperada en la productividad, y cambios en los costos laborales y de materiales y equipos. Los aumentos en los costos operativos también pueden reflejar nuevos requerimientos normativos que no estaban incluidos en el anterior período regulatorio. Así, por ejemplo, en la última fijación de precios de Victoria fue necesario reconocer los costos de cumplir con nuevas exigencias en seguridad, planificación de redes y comunicaciones con los clientes, muchas de ellas derivadas de los incendios de vegetación ocurridos en 2009.

El marco regulatorio provee de incentivos a las empresas para reducir sus costos con prácticas eficientes. En efecto, y a diferencia de lo que ha sucedido con los capex, una vez que el AER ha fijado el nivel objetivo de opex, la empresa puede quedarse con todos los ahorros con relación a ese nivel objetivo durante el mismo período regulatorio, y con una parte de los mismos (30%) en el siguiente período. Este incentivo es fuerte en el sentido de promover menores gastos, por lo que se ha contrarrestado con un esquema de incentivos asociados al desempeño para evitar que los ahorros se realicen reduciendo el nivel de desempeño de la red por debajo de lo aceptable.

4.1.3.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas en el NEM

Las pérdidas técnicas asociadas tanto a la red de transmisión como de distribución son consideradas en la gestión del NEM. De acuerdo con el principio de eficiencia económica, el despacho y localización de generación del NEM considera en el precio de la energía el costo total de producir y entregar una unidad adicional, incluyendo las pérdidas de red. Esto se realiza a través del cálculo aproximado de precios marginales nodales.

El precio marginal se implementa definiendo el precio spot como el costo incremental de generación adicional (o de una reducción de demanda) en cada intervalo de tiempo del mercado spot. Este precio marginal se lleva a una forma aproximada de determinación de precios nodales considerando las pérdidas de red para cada nodo en el que se localiza un participante del mercado. Para realizar este cálculo en forma precisa sería necesario calcular las pérdidas en cada intervalo de mercado, considerando además todas las restricciones al flujo de energía presentes en ese intervalo. La versión aproximada implementada por el NEM utiliza factores de pérdidas marginales: se definen regiones y se modela el flujo entre ellas incluyendo las restricciones derivadas de congestión en los vínculos; los factores de pérdidas inter-regionales varían en cada intervalo de tiempo de


mercado. Estos factores dinámicos se definen entre puntos específicos de conexión en cada región, denominados Nodos Regionales de Referencia (regional reference nodes/RRN). En ausencia de congestión inter-regional, el factor dinámico de pérdidas de un interconector es igual a la relación entre los precios spot en los respectivos RRN.

Dentro de cada región se calculan factores de pérdidas estáticos que representan aproximadamente el impacto de las pérdidas de red sobre los precios nodales en los puntos de conexión de generación y cargas. Estos factores estáticos se determinan en base a valores promedio de pérdidas marginales calculadas con información histórica del último año.

A nivel distribución, se realiza una aproximación adicional al precio marginal, que consiste en que los factores de pérdidas se calculan con las pérdidas promedio (no marginales) del año anterior, a menos que el AEMO requiera el cálculo de un factor de pérdidas marginales en puntos de conexión de generación despachada centralmente, en los que esta aproximación afectaría sensiblemente el despacho.

El precio spot nodal en un nodo dentro de una región es calculado como el producto del precio spot en el RRN (regional reference nodes) de esa región por el factor de pérdidas de transmisión adecuado y (si corresponde) por el factor de pérdidas de distribución.

4.1.3.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio

Los parámetros de desempeño de las redes de trasmisión de energía eléctrica incluyen:

Confiabilidad del suministro (la continuidad del suministro de energía a los clientes)

Administración de la congestión de la red.

El esquema nacional de incentivos para el desempeño conforme a metas de servicio, de AER, provee incentivos a las empresas de transmisión para mantener o mejorar el desempeño. Actúa como un contrapeso para el esquema de participación de los beneficios de la eficiencia de forma que las empresas no reduzcan costos a expensas de la calidad del servicio. El esquema fija metas de desempeño en:

Disponibilidad del sistema de trasmisión

La duración promedio de las salidas de servicio de trasmisión

La frecuencia de los eventos con corte de servicio

En lugar de imponer una meta de referencia común sobre todas las redes de transmisión, AER fija estándares separados que reflejan las características de cada red basados en su desempeño pasado. Bajo el esquema, el sub o sobre desempeño de una red respecto de sus metas puede generar pérdidas o ganancias de hasta uno por ciento de sus ingresos regulados.

El esquema incluye un componente separado basado en el impacto de la congestión de la trasmisión en el mercado.

Con este componente, una empresa puede ganar hasta un dos por ciento más de su ingreso regulado.

Los resultados están normalizados para cada red para obtener el denominado “factor s” que puede variar entre -1 (la máxima sanción) y +3 (la máxima bonificación).

En 2008 AER expandió el esquema de incentivos para dar incentivos a las empresas de redes a aplicar soluciones de relativo bajo costo a la congestión. El parámetro de impacto sobre el mercado opera como un esquema de bonificaciones solamente y recompensa a los propietarios de redes de transmisión por las mejoras sobre sus prácticas de operación para reducir la congestión. Estas prácticas pueden incluir duración y notificación de salidas de servicio más eficientes, la minimización del impacto de las salidas de servicio sobre los flujos


de red (por ejemplo llevando a cabo trabajos en línea viva, maximizando la capacidad de las líneas y reconfigurando la red) y el monitoreo de equipos.

El mecanismo permite a una empresa de transmisión ganar una bonificación anual de hasta dos por ciento de su ingreso si puede eliminar todos los eventos de falla sobre el servicio con un impacto sobre el mercado de más de $10 por megavatio hora.

TransGrid, Powerlink, ElectraNet y SP AusNet participan en el esquema, el cual parece estar llevando a un mejor desempeño de las empresas de transmisión. El análisis cualitativo de AER de los resultados del mercado encontró una reducción en los cortes vinculados con eventos de alto precio en todas las regiones que participan en el esquema.

Con la aplicación del esquema de incentivos para el desempeño las redes en general han recibido bonificaciones financieras por el desempeño global. Las únicas empresas que recibieron penalidades financieras en 2011 fueron TransGrid y Directlink.

En 2010-11 fue evidente el bajo desempeño en algunas áreas. En New South Wales, la disponibilidad del circuito de trasmisión estuvo por debajo de las metas. Queensland y Tasmania se desempeñaron en forma pobre en términos de disponibilidad de circuitos de trasmisión críticos. En Tasmania y Victoria la duración promedio de las salidas de servicio aumentó.

A raíz de una revisión, en Septiembre de 2012 AER emitió un borrador de propuesta para modificar el esquema de incentivos.

Dentro de la componente de servicio, se reubicaría el parámetro de disponibilidad de un circuito de transmisión. También las definiciones de otros parámetros serán normalizadas para las distintas empresas. Se introduciría un parámetro de “casi falla” (aunque sin incentivos o penalidades) que mida el número de veces que el equipamiento de protección y control no logra operar correctamente.

En la componente de impacto sobre el mercado, el desempeño de una red sería evaluado como un promedio sobre dos años calendario, y la meta estaría basada en los resultados en los tres años calendario previos, para estimular la consistencia en el desempeño de las redes.

Se propone introducir un componente de capacidad de red para incentivar a las empresas de trasmisión a encarar desembolsos para mejorar la capacidad de la red. Una empresa recibiría un permiso para comenzar un conjunto de proyectos aprobados, y estaría sujeta a penalidades si falla al conseguir su meta. AEMO cumpliría el rol de priorizar los proyectos de forma de optimizar el uso del dinero de los consumidores.

4.1.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad – Subsidios

Estructura del mercado mayorista

El mercado Nacional de Electricidad de Australia (NEM) responde a un despacho nodal en tiempo real establecido en forma zonal, conteniendo 5 regiones. Estas regiones representan geográficamente lós 5 estados que participan en el NEM (South Australia, Tasmania, Victoria, New South Wales y Queensland). Cada región contiene un nodo de precios, conocido como El Nodo de Referencia Regional (RRN), en el cual se fija el Precio de Referencia Regional para la región completa.

El precio refleja el costo o valor del suministro de energía eléctrica marginal en el RRN. La congestión en la transmisión que surge entre regiones es considerada en los precios de nodo pero no así la intrarregional.

Costos de conexión

La red compartida es de acceso abierto y aplican cargos de conexión “llanos”. Esto significa que las partes que se conectan pagan solo por los activos requeridos para conectarse a la


red. Sin embargo, un generador que requiere una expansión que no se justifica por los beneficios económicos netos o por la confiabilidad bajo la Prueba Regulatoria, puede elegir pagar por la expansión. No obstante, esto no le confiere derechos de propiedad sobre la capacidad de transferencia adicional que resulta de la expansión.

Costos de red compartida

Los costos de red compartida del NEM se recuperan 100% de las demandas. Las rentas por congestión y pérdidas provenientes de los vínculos de transmisión inter-regionales se usan para recuperar parte de los costos de red compartida. Estas rentas, conocidas como Sobrantes de Ubicación Inter-Regional (IRSR) se subastan entre los participantes vía Subastas de Sobrantes de Ubicación (SRAs).

Del resto de los costos de transmisión de la red compartida, aproximadamente la mitad se recuperan a través de cargos de “potencia garantida” sobre las cargas. El resto de los costos de red compartidos se recupera de las demandas sobre la base de la metodología de distribución “precificación que refleja los costos” (CRNP). La CRNP aplica el análisis de flujo de carga para distribuir los costos de varios elementos de la red (por ejemplo líneas, subestaciones, etc.) entre diferentes puntos de conexión de demanda basado en el alcance al cual un incremento hipotético de carga en cada uno de esos puntos lleva a incrementar el flujo a través de los elementos relevantes de la red. La lógica de los cargos basados en CRNP está en que refleja el costo marginal a largo plazo (LRMC) de usar la red en cualquier ubicación dada. Algunos estados solo usan este método para recuperar algo menos que la mitad de los costos de red compartida (donde la utilización de los elementos de la red es relativamente baja), de forma de no desalentar el empleo de infraestructura invertida. Grandes cargas conectadas directamente a la red de trasmisión (tales como acereras) también pueden aproximarse a la compañía de transmisión regional para obtener un descuento de la carga garantida si pueden demostrar que con el precio cobrado hay un riesgo de by-pass ineficiente de la red existente.

La precificación de la transmisión en el NEM opera dentro del contexto de un diseño de mercado regional. Los costos de transmisión compartidos se recuperan parcialmente a través del cargo por empleo de CRNP basado en el flujo de cargas, el cual está diseñado para señalar al LRMC de la red la carga de los usuarios. El elemento de localización no se aplica hoy a los generadores por lo que se podría dar una sub-señalización de los costos de red a nuevos generadores.

No obstante, la última Reseña de la Administración de la Congestión encontró que la congestión intra-regional en el NEM tendía a ser transitoria y/o inmaterial, justificando la falta de una precificación más refinada por localización.

Por otra parte, la Comisión del Mercado Energético Australiano está explorando actualmente opciones para imponer cargos de conexión importantes a generadores como parte de su revisión de las políticas de impacto de cambio climático.

4.1.4 Distribución


El 10 de Enero de 2008 el AER asumió la regulación económica de la distribución eléctrica en el NEM – previamente responsabilidad de los reguladores de cada estado o región.

Las empresas reguladas deben solicitar periódicamente al AER la evaluación de sus requerimientos de ingresos (típicamente cada cinco años). El capítulo 6 del Código Nacional de Electricidad indica el marco de trabajo que debe aplicar el AER para llevar a cabo este rol en las redes de distribución.

El marco de trabajo es muy similar al de transmisión, pero en este caso requiere al AER fijar un techo ya sea sobre los ingresos o sobre los precios durante un período regulatorio.


El Código de Electricidad requiere el uso de incentivos para optimizar el desempeño, pero permite al regulador elegir la forma de incentivo. Los marcos de trabajo regulatorios actualmente usados incluyen modelos que controlan el ingreso promedio por unidad vendida y otros que aplican topes sobre los precios promedio ponderados (los cuales permiten flexibilidad en las tarifas dentro de un tope global).

Igual que en el caso de las redes de transmisión, al determinar los ingresos o precios que una empresa puede cargar, el AER debe estimar los requerimientos de ingreso de la empresa para cubrir sus costos eficientes, incluyendo gastos de operación y mantenimiento, costo del capital, costo de depreciación de los activos y obligaciones impositivas, y proveer además una rentabilidad adecuada sobre el capital.

También en este caso el regulador sigue un enfoque conforme un modelo de building blocks (bloques constructivos) aplicándose las dos ecuaciones siguientes:

Ingreso requerido = rentabilidad del capital + devolución del capital + opex + impuestos + pagos por esquemas de incentivos = (WACC * RAB) + D + opex + impuestos + pagos por esquemas de incentivos

RAB nueva = RAB anterior – depreciación + capex

El proceso para la revision de la tarifa de distribución también es del tipo “propuesta-respuesta” en el cual cada empresa de redes desarrolla un plan detallado y propone el capex y opex que requiere, debiendo el AER responder la propuesta.

El AER debe aceptar el plan si el mismo refleja razonablemente los costos de un negocio eficiente o, en caso contrario, proponer un plan alternativo.

En el caso de distribución, el accionar posible de AER es aún más restringido por la cláusula 6.12.3(f) del Código, la cual establece que la nueva propuesta de AER debe estar basada en la propuesta original del distribuidor y puede ser alterada solo en la medida hacer razonable la propuesta de éste.


La determinación de la tasa de remuneración del capital y de la RAB es similar a la descrita para transmisión.


También aquí vale lo comentado para transmisión.

4.1.4.4 Tratamiento regulatorio de Pérdidas

La mayor parte de las pérdidas de transmisión y distribución son pérdidas técnicas y pueden variar dependiendo de la estructura de la red, la cantidad de energía eléctrica (o carga) que es transportada a través de la red y el tipo de equipamiento de la red (incluyendo conductores y transformadores).

Sin embargo también hay pérdidas no técnicas por hurto y errores de medida.

Las pérdidas en redes de transmisión y distribución representan aproximadamente diez por ciento del total de la electricidad transportada a través de las redes del Mercado Eléctrico Nacional (NEM).

Por lo tanto, el efecto de estas pérdidas debe ser considerado en la previsión de la demanda de forma que se genere suficiente electricidad y el mercado sea balanceado.

El costo de las pérdidas en distribución es tomado en cuenta en el NEM a través del cálculo de Factores de Pérdida en Distribución (DLFs). Los DLFs describen las pérdidas de energía eléctrica promedio que ocurren entre un punto de conexión de la red de distribución y un punto de conexión de la red de trasmisión. Los distribuidores calculan los DLFs de sus redes los cuales son aprobados por el AER y publicados por el AEMO.


El AEMO emplea esos DLFs en los procesos para determinar la cantidad de energía bruta que requieren los comercializadores minoristas. La suma de las pérdidas de distribución y trasmisión se incluyen entonces en la tarifa final que pagan los consumidores.

El AEMO ha añadido recientemente una norma relativa a pérdidas en distribución. La norma requiere a los distribuidores explicar cómo han tomado en cuenta el costo de las pérdidas de distribución en su gestión de activos y en su estrategia de inversión, al presentar el Informe Anual de Planificación de Distribución.

4.1.4.5 Tratamiento regulatorio de Calidad de Servicio y Potencia

Los parámetros de desempeño de las redes de distribución eléctrica incluyen:

Confiabilidad del suministro

Niveles de servicio al cliente

El esquema de incentivos de desempeño de metas de servicio alienta a las empresas de distribución a mantener o mejorar el rendimiento del servicio. El mismo se centra en la confiabilidad y el servicio al consumidor. Incluye un componente de nivel de servicio garantido (GSL) bajo el cual se compensa a los clientes si el desempeño cae por debajo de niveles mínimos. La componente GSL no es de aplicación si la empresa de distribución está sujeta a obligaciones de nivel de servicio jurisdiccionales.

El esquema de incentivos en general brinda bonificaciones financieras y penalidades de hasta 5 por ciento del ingreso a empresas de redes según su desempeño con relación a las metas de desempeño. Los resultados son normalizados para cada red para derivar un factor “s” que refleja las desviaciones respecto de los niveles de logro de las metas. Si bien el esquema apunta a ser coherente en la nación, el mismo tiene flexibilidad para tratar las diferentes circunstancias y ambientes de operación de cada red. El esquema actualmente se aplica en Queensland, Victoria, South Australia y Tasmania, y en forma experimental en New South Wales y el ACT (donde se establecen las metas pero no se aplican penalidades o recompensas).

Desde el 10 de Enero de 2012 las empresas de distribución de Victoria han sido sujetas a un esquema adicional con incentivos para reducir el riesgo de principios de incendio en una red. Un principio de incendio incluye cualquier incendio que es originado por una red, o que es causado por algo que entra en contacto con la red. Este esquema de “factor f” recompensará o penalizará las empresas con $25.000 por cada incendio por encima o por debajo de sus metas de principio de incendio.

Esquemas jurisdiccionales

Los esquemas de GSL jurisdiccionales financian los pagos a clientes que experimentan mal servicio. Los esquemas no están destinados a compensar legalmente a los clientes, sino a mejorar el desempeño del servicio de las empresas de distribución.

Estos esquemas imponen multas por mala calidad del servicio en temas como mantenimiento del alumbrado público, la frecuencia y duración de interrupciones del suministro, nuevas conexiones y avisos de interrupciones programadas.


El Código de Electricidad Nacional especifica que los proveedores de servicio de red eléctrica deben asignar los costos de acuerdo con métodos de asignación definidos. Los proveedores de servicio de red deben indicar cómo van a asignar sus costos entre los diferentes servicios que proveen, a efectos regulatorios.

El AER debe evaluar los métodos de asignación de costos para asegurar que:

los mismos estén de acuerdo con los requerimientos de la Ley Nacional de Electricidad (NEL) y las Reglas Nacionales (NER); y


den cumplimiento y sean consistentes con los lineamientos de asignación de costos del AER

Muchas jurisdicciones continúan regulando los precios minoristas para la energía suministrada bajo un contrato estándar de minorista. Todas las jurisdicciones excepto Victoria aplican alguna forma de regulación de precio minorista para los servicios de electricidad.

Los precios son fijados por agencias gubernamentales de Estado o Territorio; el AER no regula los precios minoristas en ninguna jurisdicción.

Las jurisdicciones generalmente aplican uno de dos métodos para regular los precios minorista de la energía:

Un enfoque de tipo building block, en que el regulador determina los componentes de

costo eficientes (por ejemplo costos mayoristas, costos de comrcialización minorista y costos asociados con las obligaciones regulatorias) y realiza el pass through de costos que fueron determinados por otros (por ejemplo costos de red). El regulador usa estos costos para determinar el ingreso máximo a ser reflejado en los precios que cobra el comercializador minorista. New South Wales, Tasmania y Queensland emplean este método.

Un índice de costos minoristas de referencia, con el que el regulador determina variaciones en los costos de referencia para calcular los ajustes anuales en los precios minoristas. ACT emplea esta metodología que también fue usada previamente en Queensland.

Los gobiernos de los estados australianos han acordado revisar si corresponde seguir regulando el precio minorista y se proponen eliminar el precio regulado en la medida en que se pueda demostrar que hay competencia efectiva. Los gobiernos estatales y territoriales tomarán la decisión final en este asunto.

4.1.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas y resultados

Los últimos cinco años han marcado un notorio aumento de las tarifas, no solo por los costos de generación, sino especialmente por los asociados a las redes de transmisión y distribución.

En buena medida, los precios crecientes de red han respondido a costos reales correspondientes al reemplazo de activos envejecidos y la expansión de las redes en respuesta a una demanda máxima esperada creciente y a las condiciones de los mercados financieros. Sin embargo, el regulador y los gobiernos, federal y estaduales, consideran que los precios elevados también han tenido una componente derivada de problemas de la regulación tarifaria, que deben ser resueltos para alcanzar un servicio confiable y económicamente eficiente.

En septiembre de 2011, el regulador (AER) presentó al AEMC un conjunto de propuestas de cambios a las Energy Rules, las reglas que regulan los negocios de red, a efectos de promover inversiones eficientes y uso eficiente de las redes, considerando el interés de largo plazo de los consumidores. El regulador reconoció los drivers que llevaban a mayores costos de redes, pero planteó la existencia de disposiciones redactadas en 2006, una época en que la preocupación predominante era la necesidad de inversiones de red, que llevaron a que los consumidores pagaran más de lo necesario por el servicio.

El AER argumentó lo siguiente sobre los problemas que habían afectado las últimas fijaciones tarifarias, y dado lugar a las reclamaciones subsiguientes de las empresas, con el resultado de un reconocimiento final de costos superiores a los definidos por el AER:

Las Reglas restringen la posibilidad de que el regulador realizara evaluaciones integrales e independientes de los requerimientos de inversión o gastos en las redes


La incorporación automática a la base de remuneración de los gastos realizados en capital, incluyendo montos superiores a las autorizaciones de AER, crea incentivos a la sobreinversión

La falta de consistencia entre los enfoques utilizados para establecer el costo de capital en los negocios de redes de electricidad y gas, junto con las restricciones que enfrenta el regulador para fijar un costo de capital que refleje las condiciones de mercado, llevan a sobrestimaciones de este costo.

Los procedimientos de consulta dificultan la efectiva participación de los interesados

Es importante señalar que las reclamaciones de las empresas a las determinaciones tarifarias del AER se han concentrado básicamente en el costo de deuda y en el tratamiento de las deducciones impositivas consideradas con relación al impuesto a la renta, para la determinación de la WACC. Adicionalmente es importante señalar que la regulación vigente hasta esta última fijación tarifaria solo permite al AER una revisión limitada de la propuesta realizada por las empresas reguladas.

Luego de una exhaustiva consulta, el AEMC emitió cambios a las Reglas Nacionales en Noviembre de 2012, fortaleciendo la capacidad de AER para fijar los precios de red. Los cambios incluyen:

Creación de un enfoque común para la fijación del costo de capital en electricidad y gas, mediante el cual el AER realice la mejor estimación posible del costo para un proveedor del servicio eficiente, al momento en que se realiza la determinación regulatoria

Requerimiento a AER de realizar una revisión pública completa de su enfoque para fijar el costo de capital cada tres años, la primera en Noviembre de 2013

Especificación clara de la competencia de AER para evaluar y corregir las propuestas de ingresos. Adicionalmente, AER deberá publicar informes anuales de benchmarking sobre la eficiencia relativa de las empresas

Mejores incentivos para la inversión eficiente, dando competencia a AER para revisar el gasto real en capital de los negocios de red, a efectos de asegurarse que fue prudente y eficiente. El gasto en exceso de lo aprobado por el regulador podrá ser removido de la base regulatoria, si AER lo considera no prudente o ineficiente.

Inicio del proceso regulatorio de fijación tarifaria cuatro meses antes para permitir una participación más efectiva de los interesados en las consultas. Preparación de información adicional que estará disponible en etapas tempranas del proceso para fortalecer el involucramiento del consumidor.

En noviembre de 2012, el Comité del Senado para Precios de Electricidad respaldó los cambios. En particular acordó que el regulador debe poder revisar la eficiencia del gasto de capital realizado o histórico y desarrollar nuevas guías (Guidelines) con criterios para fijar la renta de los negocios de red.

A partir de la modificación de las Reglas, el AER ha redactado y puesto en consulta la versión preliminar de las nuevas Guildelines, incluyendo aquellas para evaluación de propuestas de gastos, fijación de tasas de rentabilidad de activos, establecimiento de incentivos para inversión eficiente e involucramiento efectivo de los consumidores.

En relación a la WACC, las nuevas Reglas Nacionales requieren que la Guideline del AER

para la determinación del costo de capital considere las condiciones de mercado, los métodos de estimación, modelos financieros y toda otra información relevante.

La versión preliminar de las Guidelines está actualmente en consulta.


En la misma se prevé la utilización de benchmarking para respaldo del análisis de eficiencia

de las empresas de red.

Para que el benchmarking resulte útil será especialmente importante la definición precisa de los criterios para el suministro de información regulatoria por parte de los operadores de red. Las guías preliminares publicadas son insistentes en este aspecto.


4.2 Brasil


4.2.1.1 Demanda

El consumo de energía eléctrica registrado en Brasil en el año 2012 es 448.117 GWh, valor que representa un crecimiento de 3.5% respecto del consumo del año inmediato anterior.

Si se considera la demanda por subsistema eléctrico se puede ver que, la demanda de energía eléctrica de los sistemas aislados es marginal, en tanto que el subsistema Sur Este – Centro Oeste agrupa el 60% del consumo del año 2012, el subsistema Sur posee una participación del 17% en el consumo, y el Nordeste un 14%.

Figura 8 – Brasil: Evolución de la demanda de energía eléctrica en Brasil por región

En cuanto a la clasificación del consumo de energía eléctrica en función de la categoría de servicio, los segmentos industrial y residencial detentan el 67% del consumo del año 2012, si a dicha categoría se incorpora el consumo comercial dicho porcentaje acumulado se incrementa a 85%.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2008 2009 2010 2011 2012

233 230 251 262 269

66 6670 74 78

54 5460

60 6427 2629

30308 8

7 78

10

00

GW

h Sist. Aislados

Norte

Nordeste

Sul

SE/CO

Fuente: EPE


Figura 9 – Brasil: Evolución de la demanda de energía eléctrica en Brasil por tipo de consumidor

4.2.1.2 Generación

En el año 2012 el sistema de generación de Brasil tenía una potencia instalada y en operación de 121.104 MW y una generación anual de 513.747 GWh.

La composición de la potencia instalada en función de la fuente de generación es la que se presente en la figura siguiente:

Figura 10 – Brasil: Composición de la potencia instalada

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2008 2009 2010 2011 2012

176 162 179 184 183

95 101107 112 118

62 6569 73 7918 1719

21 23

10

00

GW

h

Propio

Serv Público

Ilumin Pública

Poder Público

Rural

Comercial

Residencial

Industrial

Fuente: EPE

Hidro-G; 65.9%

C-Fósil; 17.7%

C-Biomasa;8.1%

C-Otros;1.4%

Hidro-P;3.8%

Nuclear; 1.7% Eólica;

1.6%

Fuente: BRACIER



En lo referente a la actividad de Transmisión, el Sistema Interligado Nacional (SIN), es un sistema de base hidrotérmica de gran porte, con fuerte predominancia de centrales hidroeléctricas y con múltiples propietarios.

El SIN está constituido por cuadro grandes subsistemas:

Sur,

Sudeste/Centro-Oeste (el mayor del país por su demanda y porque atiende a la región de mayor población y producción industrial),

Norte y

Nordeste.

El conjunto de las centrales hidráulicas permite al sistema eléctrico disponer de una gran capacidad para almacenar energía en el período húmedo, y conservarla para el período seco.

Las interconexiones entre los subsistemas posibilitan la optimización conjunta de la generación en las diferentes cuencas hidráulicas, aprovechando su diversidad hidrológica. La actual configuración del SIN hace posible transportar gran parte de la energía generable en cualquiera de los subsistemas hacia la demanda.

Existen también sistemas no interconectados al SIN localizados principalmente en la Amazonia, cuya demanda de energía en 2012 fue alrededor del 2% del total del país.

Sin embargo se prevé la interconexión de la ciudad de Manaus, y de la ciudad de Boa Vista, de manera tal que para 2015 los sistemas no interconectados serán muy pequeños y esparcidos en la región amazónica

Las concesionarias de transporte son responsables por el mantenimiento y disponibilización de sus instalaciones, las que son operadas por el ONS. El acceso a la red por cualquier agente es libre, mediante resarcimiento del costo de transporte.

El sistema de transmisión de Brasil cuenta con más de 100.000 km de líneas de tensión mayor o igual a 230 kV y capacidad de transformación superior a 222.000 MVA, según datos del Plano Decenal de Energía Eléctrica 2021, desarrollado por la EPE.

La tabla siguiente presenta la segregación de la extensión de red del SIN.

Tabla 14 – Brasil: Evolución de la extensión de la red de transmisión

Fuente: EPE

El estado federal mantiene una participación importante en el sector, a través de la propiedad de la mayor parte de la red de transporte troncal.

En lo referente a la Distribución, la misma es llevada a cabo por 63 empresas concesionarias, nueve de ellas están ubicadas en la región Norte, once en la región Nordeste, cinco en el Centro-Oeste, 21 en el Sudeste (la región más rica del país) y 17 en el Sur del país.

Líneas SIN (km) 2008 2009 2010 2011 2012

230 kV 37.71 41.437 43.185 45.709 47.858

345 kV 9.772 9.784 10.06 10.062 10.224

440 kV 6.671 6.671 6.671 6.681 6.728

500 kV 31.868 33.196 34.356 35.003 35.726

600 kV CC 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224

750 kV 2.683 2.683 2.683 2.683 2.683

Total 91.928 96.995 100.179 103.362 106.444


Figura 11 – Brasil: red de distribuidoras de energía eléctrica

La figura anterior presenta un esquema de la localización geográfica de las distribuidoras de energía eléctrica.

En lo referente al número de usuarios y consumo de energía eléctricas de las distribuidoras se presenta la tabla a seguir con los valores correspondientes al año 2012.

Tabla 15 – Brasil: mercado cautivo

Fuente: ABRADEE

Categoría ClientesConsumo

GWh *

Residencial 61,107,909 118,487

Industrial 567,953 63,823

Comercial 5,228,664 75,036

Rural 4,033,066 19,768

Poder Público 534,679 14,057

Ilumin Pública 83,031 12,938

Serv Público 75,446 12,269

Propio 8,925 497

Total 71,639,673 316,876

* Se considera solo el Mercado Cautivo

Fuente: ABRADEE


4.2.2 Marco político, legal e institucional del Sector


El cuerpo normativo que regula el funcionamiento del sector eléctrico en Brasil se sustenta en las leyes 8.987/1995, 9.074/1995, 9.427/1996, 10.848/2004, y 12.783/2013 que se sintetizan a continuación:

Ley 8.987/1995 dispone sobre el régimen de Concesión y/o Permiso, aplicables a la prestación de los servicios públicos. Establece lo siguiente:

La prestación de los servicios públicos se efectúa mediante las figuras de Concesiones o Permisos, adjudicadas a través de un proceso licitatorio. El poder concedente es la Unión o Estado. Las Concesiones o Permisos son formalizados mediante un Contrato.

Los servicios prestados deben revestir el carácter de “Adecuados”, entendiéndose por tales a los que satisfacen condiciones de regularidad, continuidad, seguridad, universalidad y modicidad tarifaria, entre otros atributos.

Se establecen los derechos y las obligaciones de los usuarios, como también de las empresas prestadoras de servicios, los mecanismos de adjudicación correspondientes al proceso licitatorio y las cláusulas a incorporar en los contratos de concesión.

En lo referente a la política tarifaria, la ley establece que los contratos de concesión contendrán mecanismos de revisión tarifaria para mantener el equilibrio económico-financiero de las Concesiones. Adicionalmente se contempla como parte de las causas de revisión tarifaria a las modificaciones, creaciones o eliminaciones de impuestos y/o encargos.

Ley 9.074/1995, estipula los criterios y normas a considerar en el otorgamiento de Concesiones o Permisos de los servicios públicos en general y de Energía Eléctrica en particular.

Las Concesiones u Otorgamientos de licencias se efectúan a título oneroso a favor de la Unión.

Las vigencias de los contratos de concesión son estipuladas en los siguientes plazos: Generación (35 años más 20 de prórroga), Transmisión y Distribución (30 años, más 30 de prórroga como máximo).

Se establece la segmentación de actividades impidiendo a las concesionarias de distribución del Sistema Interligado Nacional (SIN) realizar actividades de generación, transmisión, etc. Igualmente las empresas de generación están impedidas de ser controladas por grupos económicos que desarrollen actividades de distribución, transmisión, etc.

Se especifican las actividades sujetas a otorgamiento mediante régimen de concesión, como ser aprovechamientos de potenciales hidráulicos, implantación de usinas termoeléctricas, autoproducción, etc.

Se reglamentan las opciones de compra de energía, se definen el mercado libre (>3.000 kW) y el mercado cautivo y se estipula la senda temporal de reducción del límite para acceder al mercado libre.

En lo referente a la actividad de Transmisión de energía eléctrica se reglamenta el funcionamiento de la red básica perteneciente al SIN.

Ley 9.427/1996, los preceptos salientes de dicha norma son los siguientes:

Creación de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL): la cual reviste el carácter de Autoridad Regulatoria del Sector. Constituida en organismo gubernamental semi-autónomo vinculado con el Ministerio de Energía y Minas (MEM). La ANEEL tiene por finalidad regular y fiscalizar las actividades de producción,


transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con las políticas del Gobierno Federal.

Establecimiento del régimen económico financiero de las Concesiones de Servicios Públicos.

Obligatoriedad de las empresas concesionarias de realizar las inversiones necesarias para la prestación de los servicios, las cuales revertirán al Gobierno al término del período de Concesión.

El derecho de las empresas a la apropiación de las ganancias de eficiencia y de productividad.

La descentralización de las actividades de supervisión de servicios y de instalaciones, las cuales podrán ser desarrolladas por los Estados o Distritos con excepción de los servicios de generación para el sistema interconectado y los de transmisión, para el segmento integrante de la red básica.

Ley 10.848/2004 a través de la cual se introducen nuevas reglas en el mercado.

Se mantuvieron las mismas instituciones pero algunas funciones de ANEEL fueron modificadas, por ejemplo, las actividades de coordinación y control de la operación de generación y transmisión de energía eléctrica del Sistema Integrado Nacional (SIN) pasaron a ser ejecutadas por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).

Se crearon nuevas instituciones, como la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y la Cámara de Compensación de Energía Eléctrica (CCEE).

La EPE tiene por finalidad prestar servicios de asesoramiento e investigación para contribuir en el planeamiento del sector energético, tanto en sus sectores de energía eléctrica, petróleo, gas natural, como así también sus derivados.

La CCEE tiene por función viabilizar la actividad de comercialización de energía eléctrica.

Ley 12.783/2013 mediante esta ley se definen las condiciones para la renovación de las

concesiones que se encuentran próximas al fin de su licencia.

A nivel tarifario se produce una reducción estructural o permanente en la tarifa media del 20% aproximadamente.

La prórroga de las centrales de generación hidroeléctrica es de 30 años y para las centrales térmicas es de 20 años; para los casos de transmisión y distribución de energía eléctrica, la prórroga estipulada en la presente Ley es de 30 años, por única vez.

Las concesiones no renovadas serán licitadas por un plazo de hasta 30 años.

El poder concedente define las tarifas iniciales de las concesiones renovadas de Generación, Transporte y Distribución. Todas determinadas por la EPE, las revisiones tarifarias posteriores son a cargo de la ANEEL.

Los bienes reversibles de las instalaciones de transmisión eléctrica constituyentes de la red básica, existentes al 31/05/2000, se consideran totalmente amortizados y no se incluyen en la tarifa o en indemnizaciones.

Adicionalmente, a partir del 1 de enero de 2013, las concesionarias y permisionarias del servicio de distribución de energía eléctrica se encuentran desobligadas de recaudar la cuota anual de la RGR.

4.2.3 Transmisión


Como se viera anteriormente, el nuevo modelo regulatorio del Sector Eléctrico de Brasil, dado por la promulgación de la Ley Nº 9.074/1995, posteriormente modificada por la Ley Nº 10.848/2004, postula como principal premisa la desverticalización de las actividades, situación que da origen al segmento y actividad de Transmisión de Energía Eléctrica.


El sector de Transmisión se caracteriza por la existencia de elevados niveles de inversión requeridos, largos períodos para la recuperación del capital, costos de AO&M relativamente fijos.

Dadas las características arriba enunciadas la prestación de los servicios de transmisión se da en condiciones de monopolio natural, donde es necesario fijar adecuados criterios de remuneración de la actividad regulada, para incentivar a la minimización de costos y a la maximización de la calidad.

El caso del segmento de transmisión eléctrica en Brasil presenta algunas características distintivas cuando se lo compara con el resto del mundo. Así, en la mayoría de los países las empresas de transmisión son monopolios naturales que tienen a su cargo tanto la operación y mantenimiento de la red como la expansión de la misma. Esta situación se presentaba en Brasil antes del proceso de desverticalización.

Con posterioridad a dicho proceso la responsabilidad de la expansión de redes quedó en manos del planificador, a través de subastas para la construcción y operación de ciertas líneas de tensión; las nuevas empresas se denominan Empresas Licitadas. Por otro lado a las empresas incumbentes, denominadas Empresas Existentes les quedó la responsabilidad de operar y mantener las redes ya existentes.

Acorde a la reglamentación de ANEEL, la fijación tarifaria difiere entre las empresas de Transmisión en función de la condición en la que se encuentra el activo; para lo cual se definen tres categorías:

Instalaciones licitadas (IL): activos licitados, constituyen las nuevas concesiones de los servicios de transmisión; no son sometidas a revisión tarifaria

Instalaciones de Red Básica del Sistema Existente: activos con tensión superior a 230 kV de uso compartido definidos en la Resolución Nº 166/2000 y demás instalaciones de transmisión e instalaciones de conexión al momento del contrato de concesión, cuyos ingresos anuales permitidos se denominan RBSE y RCM respectivamente. La suma de estos dos montos constituía el ingreso anual permitido de las concesionarias en el momento del contrato de concesión

Red Básica Nuevas Instalaciones (el ingreso correspondiente se denomina RBNI) y demás instalaciones de transmisión (el ingreso correspondiente es RDCM): son activos de refuerzo y ampliaciones de menor porte de la Red Básica autorizadas por resolución específica de ANEEL, posteriormente a los contratos de concesión

De acuerdo con lo establecido en el contrato de concesión que finalizaba en 2015 de las empresas FURNAS, CHESF, ELETRONORTE, ELETROSUL, CTEEP, COPEL, CEEE y CELG, los ingresos anuales RBSE y RPC fueron excluidos de revisiones tarifarias futuras. Para estas empresas la revisión tarifaria se ha limitado a los ingresos correspondientes a instalaciones posteriores al contrato de concesión. Sobre los montos RBSE y RPC solo se ha aplicado indexación por inflación.

Para CEMIG, CASTELO Energética y AFLUENTE, en cambio, la revisión se ha aplicado para los ingresos correspondientes a toda la base de activos (RBNI y RBSE).

Finalmente, cuando las concesionarias de transmisión cuyos contratos de concesión fueron resultados de licitación realizan refuerzos autorizados por resolución específica de ANEEL,

los aditivos al contrato de concesión que se celebran para incluir el refuerzo prevén que los ingresos correspondientes estarán sometidos a revisión tarifaria (montos RBNI/RCDM).

Es de destacar que recientemente fue aprobada la Ley nº 12.783/2013, que promovió la renovación de los contratos de concesión de las transmisoras existentes cuyo plazo de concesión finalizaba en 2015. En adelante, todos los activos existentes a la fecha del nuevo contrato pasarán a denominarse RBSE/RPC, y los nuevos refuerzos continuarán clasificándose como RBNI/RCDM.


La aplicación de la revisión a los ingresos correspondientes a estos activos se realizará conforme lo establecido en el respectivo contrato de concesión.

La determinación de los ingresos anuales reconocidos por concepto de remuneración de inversiones depende de si la revisión se aplica a todos los ingresos o apenas a aquellos que corresponden a refuerzos.

Las características de las empresas y sus contratos de concesión han determinado una composición notoriamente diferente de sus ingresos autorizados.

La Tabla 12 presenta la conformación de los ingresos requeridos para las empresas Licitadas en 2009-2010. Como puede verse, existe una marcada intensidad de uso del capital, los costos asociados a la remuneración del capital representan casi el 80% de los costos totales.

Tabla 16 – Brasil: Ingreso requerido para las Empresas Licitadas

Para las empresas existentes, conforme la siguiente tabla, se puede ver que en el 2CRTP había una marcada participación de la RBSE (Base Blindada) en la formación de los ingresos requeridos.

Tabla 17 – Brasil: Empresas Existentes de Transmisión

Fuente: Elaboración propia con base ANEEL

Empresa

Costos

Operacionales –

CAOM

Remuneración del

Capital - CAAETotal

CAAE /

Total

ATE 21,635 109,849 131,484 84%

CHESF LIC 84,338 446,147 530,485 84%

ETAU 508,365 2,613,681 3,122,046 84%

EVRECY 2,486,181 3,881,550 6,367,731 61%

SC ENERGIA 2,343,971 12,373,655 14,717,626 84%

STE 184,545 969,279 1,153,824 84%

STC 296,825 1,603,876 1,900,701 84%

SMTE 196,457 1,056,091 1,252,548 84%

ETES 132,676 720,869 853,545 84%

AFLUENTE 6,487,441 16,483,625 22,971,066 72%

Total 12,742,434 40,258,622 53,001,056 77%

Fuente: Elaboración propia con base en ANEEL

INGRESO REQUERIDO 2009-2010

Empresakm de Red

2008

km de

RBNI 2008

km de

RBSE 2008

RBSE /

Ativo Total

RBNI /

Activo Total

ELETROSUL 10,945 2,922 8,023 73% 27%

ELTRONORTE 7,875 1,221 6,654 84% 16%

FURNAS 19,121 2,467 16,654 87% 13%

CEEE 6,307 788 5,519 88% 12%

CTEEP 18,609 1,842 16,767 90% 10%

COPEL 7,251 638 6,613 91% 9%

CHESF 20,141 1,732 18,409 91% 9%

CEMIG 5,969 346 5,623 94% 6%

Total 96,218 11,956 84,262 88% 12%


Tabla 18 – Brasil: Ingresos requeridos de las Empresas Existentes

Fuente: Elaboración propia con base ANEEL

A continuación se detallan los principios y procedimientos para el 3CRTP de las empresas concesionarias de los servicios de transmisión eléctrica en Brasil, conforme el PRORET.

Reposicionamiento Tarifario

La revisión periódica de tarifas tiene como objetivo la definición del Reposicionamiento Tarifario, el que consiste en calcular el nivel de ingresos anuales compatibles con la cobertura total de los costos operacionales “eficientes”, y que a la vez garanticen un retorno razonable sobre el capital prudentemente invertido.

El reposicionamiento tarifario es un coeficiente de ajuste a aplicar a las tarifas actuales, el cual surge de la relación entre los Ingresos Requeridos (RR), netos de los ingresos por otras actividades, y los Ingresos Verificados (RV), según la siguiente ecuación:

(

)

Dónde:

es el reposicionamiento tarifario

es el ingreso requerido (o Receita Requerida) para el período tarifario.

es la fracción de los ingresos generados por otras actividades no correspondientes a la transmisión de energía.

es el ingreso vigente, determinado en el CRTP anterior.

Como surge de la fórmula, el Reposicionamiento Tarifario es el coeficiente por el cual hay que multiplicar las tarifas vigentes de manera tal de ajustar los ingresos requeridos de acuerdo a ciertos criterios definidos por la ANEEL.

El reposicionamiento se determina en cada Revisión Tarifaria, sin embargo en los períodos inter-revisiones se encuentran contemplados ajustes anuales por variaciones en los precios, en la escala, etc.

Los principales aspectos que componen el RT están constituidos por los bloques regulatorios específicos, que se presentan a seguir:

Empresa RBNI RBSE Total(%) RBNI /

Total

(%) RBSE /

Total% Total

ELETROSUL 317,641,953 423,690,897 741,332,850 43 57 100

ELTRONORTE 175,734,884 601,363,546 777,098,430 23 77 100

FURNAS 474,744,361 1,386,192,747 1,860,937,108 26 74 100

CEEE 80,914,828 301,998,908 382,913,736 21 79 100

CTEEP 319,563,494 1,399,889,071 1,719,452,565 19 81 100

COPEL 129,695,394 102,289,837 231,985,231 56 44 100

CHESF 219,303,454 760,057,767 979,361,221 22 78 100

Total 1,717,598,368 4,975,482,773 6,693,081,141 26 74 100

Ingreso Requerido - 2009-2010


a) Costos operacionales

Para el 3CRTP, la ANEEL propone que los costos operacionales eficientes sean determinados manteniendo el método de benchmarking empleado en los dos primeros ciclos de revisiones tarifarias.

Esta prescripción tiene por finalidad garantizar la estabilidad en las reglas establecidas para la aplicación de los métodos.

b) Remuneración del capital

En este bloque es necesario calcular los valores regulatorios de la tasa de remuneración del capital (WACC) y de la base de activos sobre la cual se aplica dicha tasa.

El costo de capital es determinado por la metodología del WACC/CAPM.

Para la determinación de la base de remuneración regulatoria se propone mantener los criterios definidos en el 2CRTP.

En este sentido se propone aplicar diferentes criterios para las concesionarias, que se encuadran en los siguientes grupos:

1) Concesionarias con revisión periódica de RBNI e RCDM

2) Concesionarias con revisión periódica sobre toda la base de activos RBSE, RPC, RBNI

y RCDM.

El método implementado para la valuación de los activos es el Costo de Reposición que consiste en calcular todos los costos en que debería incurrir una concesionaria para reemplazar el activo existente por uno de características idénticas, similares o bien que preste los mismos servicios.

c) Otros ingresos

La normativa establece que los otros ingresos deben contribuir al esquema de “modicidad tarifaria” (expresión que podría traducirse aproximadamente como reducción tarifaria) en la oportunidad de las revisiones de tarifas.

Tendrán especial tratamiento los siguientes casos:

1) Actividades complementarias, cuyos gastos ya se encuentren cubiertos por las ingresos procedentes de las actividades reguladas

2) Actividades atípicas, cuyos costos puedan ser perfectamente diferenciados de los correspondientes a la actividad regulada.


El tratamiento regulatorio de las inversiones es diferenciado según se trate de empresas en las que se aplica revisión sobre todos los ingresos o tan solo sobre RBNI y RCDM.

Base de Remuneración Regulatoria de Empresas Existentes en el caso en que solo se realiza revisión de RBNI y RCDM (también aplica a refuerzos de Empresas Licitadas)

Como se expusiera anteriormente, uno de los preceptos de la definición de tarifas es que sólo se deben remunerar los activos prudentemente invertidos para la prestación de los servicios. Así, los activos a incluir en la base son aquellos que efectivamente están prestando un servicio a los usuarios, de acuerdo con las condiciones técnicas y de calidad definidas en los respectivos contratos de concesión.

El valor monetario de la base de remuneración se determina aplicando a los activos que cumplen la condición antes descripta, los valores referenciales definidos por la ANEEL.

Para la valorización de los activos objeto de revisión se aplicará el siguiente procedimiento:


a) La base de remuneración correspondiente a RBNI del 2CRTP no se vuelve a valorizar, se considera “Blindada”

b) Se excluyen de la base blindada las bajas de activos ocurridas entre el 2CRTP y el 3CRTP

c) Se ajustan los valores remanentes por la variación de la inflación (IGP- M) d) Se incorporan las altas entre ambos CRTP

e) La base final de RBNI surge de la suma de la base blindada ajustada más las incorporaciones ocurridas entre ambos CRTP.

La valorización de los activos incrementales se realiza determinando el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), considerado como la suma de todos los costos necesarios para reemplazar el activo existente por uno idéntico, similar o que preste los mismos servicios.

La valorización se efectúa utilizando el Banco de Precios Referenciales definido por la ANEEL para las empresas Transmisoras. El banco de precios referenciales refleja los costos medios eficientes de adquisición de los activos y fue formulado a partir de una estructura modular de líneas de transmisión y equipamiento de las subestaciones. Se incluyen todos los costos para la puesta en funcionamiento, como así también los impuestos, seguros, etc.

Para reflejar las inversiones realizadas por las empresas, la ANEEL adopta un intervalo de tolerancia, así si el valor de las instalaciones obtenido por las concesionarias se encuentra dentro de la franja del 80% - 120% respecto del valor determinado por la ANEEL, se debe considerar en la valorización el valor aportado por la concesionaria. Esta política permite captar las condiciones particulares de compra o contratación de las concesionarias.

Sobre dichos valores se aplican los intereses por obra en curso (Juros sobre obras en andamento, JOA), o, estos valores se determinan regulatoriamente, considerando el valor de la tasa WACC después de impuestos, y en función de plazos estándares de construcción.

∑( )

JOA: Intereses de obra en curso

tasa wacc

es el plazo en meses de la obra

son los desembolsos mensuales en %.

BANCO DE PRECIOS REFERENCIALES

Activos de líneas de Transmisión

Los precios referenciales se conformaron para módulos constructivos de líneas de transmisión, tomando en consideración elementos tales como tipo de corriente, clase de tensión, tipo de circuito, estructuras, fundaciones, etc.

Activos de subestaciones

Los precios referenciales para las subestaciones se determinan como la sumatoria de todos los componentes estándares necesarios para su operación. Los módulos constructivos de las subestaciones se caracterizan en función de las siguientes variables: Nivel de Tensión, configuración y tamaño.

Adicionalmente se definen tres tipos de módulos para cada rubro de cuenta de costos con la siguiente desagregación:

Módulo de Infraestructura general

Módulo de Mano de Obra


Módulo de Equipamiento

CÁLCULO DEL COSTO ANUAL DE LOS ACTIVOS

La remuneración del capital se compone de la depreciación y a rentabilidad sobre el capital. En el caso de nuevas instalaciones (RBNI ou RCDM), la remuneración del capital se realizará por médio de una anualidade atribuída al activo o unidad modular durante toda su vida útil. Para ello se calcula el Costo Anual de los Activos (CAA) que toma en cuenta el capital total, la tasa de retorno y la tasa media de depreciación regulatoria.

La tasa de depreciación anual para cada módulo constructivo es un promedio de la tasa de depreciación de cada componente de dicho módulo, ponderado por la participación del componente en los costos totales del módulo.

Dónde

CAA: Costo Anual de los Activos de las nuevas instalaciones (RBNI o RCDM)

VNRi: Costo de reposición del módulo constructivo i

NMC : Número de módulos constructivos

rWACC: tasa de retorno real después de impuesto a la renta

T: alícuota tributaria marginal efectiva

: tasa media de depreciación regulatoria del módulo constructivo

Dónde:

TMD: tasa anual media de depreciación de la instalación de transmisión correspondiente al módulo constructivo ponderada por capital;

TDi: tasa anual de depreciación del componente “i” del módulo constructivo;

Ci: costo del componente “i” del módulo constructivo;

n: número de componentes del módulo constructivo.

Base de Remuneración Regulatoria de Empresas Existentes en que todos los ingresos están sometidos a revisión

La base de remuneración regulatoria en este caso toma en consideración la valuación de los activos RBSE, RBNI, RPC, y RCDM, según las definiciones antes citadas.

La Base de Remuneración Regulatoria se compone de los siguientes ítems:

Activo Inmovilizado en Servicio, valorizado y depreciado

Insumo de almacén para la operación

Activo diferido

Obligaciones especiales


Los criterios establecidos por la ANEEL para la determinación de la Base de Remuneración Regulatoria correspondiente al 3CRTP son los siguientes:

La base aprobada en el 2CRTP es considera “Blindada”. Se entiende por base blindada aquellos valores aprobados por laudo de valorización ajustados, incluyendo las bajas, adiciones y depreciaciones ocurridas y las respectivas actualizaciones.

Las incorporaciones de activos entre el 2CRTP y 3CRTP componen la llamada Base Incremental

La fecha para el laudo de valorización es el último día del sexto mes anterior a la fecha de revisión

La valorización final se obtiene sumando la base blindada con la base incremental

La BRR se actualiza por IGP-M hasta la fecha de la revisión.

TRATAMIENTO REGULATORIO DE LA BASE BLINDADA

El procedimiento para la valorización de los activos que componen la base blindada se sintetiza a seguir:

Eliminación de las Bajas ocurridas en el período

Actualización de los valores de los activos remanentes por medio del IGP-M

Ajuste por la depreciación acumulada

Aplicación de los Índices de aprovechamiento (que miden el grado de utilización efectiva de los activos, estos índices deben ser revisados en cada CRTP).

TRATAMIENTO REGULATORIO DE LA BASE INCREMENTAL

La base incremental se compone de las inversiones realizadas entre el 2CRTP y el 3CRTP,

Tomando en consideración la proporción efectivamente afectada al servicio (Índice de aprovechamiento) y la depreciación acumulada de los activos hasta la fecha de la revisión.

Criterio de elegibilidad de los activos

Los activos vinculados a la actividad de transmisión de energía son clasificados en elegibles y no elegibles. Sólo los activos elegibles son incorporados en la BRR.

Los criterios de elegibilidad son definidos por la ANEEL con base en las propiedades, funciones y aplicación de dichos activos.

Los objetivos de la implementación de tal cláusula de elegibilidad son evitar la activación de costos operacionales y garantizar que se remunere sobre activos efectivamente afectados al servicio.

Método de valuación de los activos

El método de valuación de los activos definido por la ANEEL para los activos de la base incremental es el del Costo de Reposición o el del Costo Histórico Corregido, (utilizado en los casos que no resulta aplicable el Costo de Reposición).

Por costo de reposición se entiende que los activos son valuados mediante la suma de todos los costos necesarios para adquirir y poner en operación un activo de idénticas condiciones o que preste los mismos servicios que el activo existente.

El costo histórico corregido se define como del valor de libros actualizado.

El proceso de valorización de los activos involucra las siguientes definiciones:

Valor Nuevo de Reposición (VNR): valor de mercado del activo o de uno similar que

preste los mismos servicios.

Valor de Mercado en Uso (VMU): es el valor que surge de deducir del VNR las

depreciaciones acumuladas.


Valor Base de Remuneración (VBR): surge de aplicar los índices de

aprovechamiento sobre el VMU.

En lo referente a las reformas, mejoras y repotenciación de los activos, las mismas sólo forman parte de la BRR desde la fecha de baja del bien originario que fue reformado.

Las actividades de limpieza y mantenimiento menor que no generan incremento en la vida útil de los activos no se consideran reformas y no forman parte de la BRR.

Procedimiento de valorización

Se presenta a continuación el procedimiento de evaluación para ciertos grupos de activos.

Máquinas y equipos

Los activos clasificados como máquinas y equipos son los que se listan a seguir:

Subestaciones

líneas de transmisión

equipos de medición

sistemas de telecomunicación y telecontrol

sistemas de despacho de cargas,

otras máquinas

El Valor Nuevo de Reemplazo para esta categoría de activos se determina como la suma de los cuatro componentes siguientes:

EP, Equipamientos principales: se valúan con base en un banco de precios de la

concesionaria conformado a partir de las compras de los últimos dos años, o de una homologado por la ANEEL. Para los activos que no registraron compras en los últimos dos años, su valor se determina por su costo histórico ajustado por el IPCA

COM, Componentes Menores: son materiales y accesorios a los componentes

principales que se valorizan mediante porcentajes de costos, obtenidos del análisis de la totalidad de proyectos ejecutados, por la concesionaria, desde la última revisión tarifaria.

CA, Costos adicionales: son las erogaciones correspondientes a gerenciamiento,

montaje, flete, etc. Son obtenidos como porcentajes, definidos, para cada concesionaria, en la misma forma que los COM.

JOA, (Juros sobre Obras em Andamento): remuneraciones de la obra en curso, cuyo

valor se determina aplicando la WACC real después de impuestos sobre el plazo promedio de ejecución de la obra y el valor de los desembolsos mensuales.

Terrenos y Edificios

La valuación de los terrenos y edificios se realiza por el método del costo histórico corregido por IPCA. Sobre dicho valor contable actualizado se debe aplicar el índice de aprovechamiento (IA).

La ANEEL considera IA de hasta 20% como reserva operacional (para ampliación edilicia) y de hasta 10% por espacios verdes.

Servidumbres

Las servidumbres también son evaluadas por el método del costo histórico corregido por IPCA.

Edificios y Obras Civiles

El VNR de las edificaciones se obtiene a partir de costos unitarios de construcción predefinidos con base en la NBR 12.721 de la ABNT (Asociación Brasilera de Normas Técnicas).


Vehículos

La verificación de la existencia de la inversión en vehículos se efectúa mediante un proceso muestral por medio del cual se corrobora la validez de la Lista de Control Patrimonial. La ANEEL establece las condiciones para la definición del tamaño muestral.

Una vez identificados los activos, son valorizados por la actualización del valor contable de los mismos.

Stock de Operaciones

Se trata de activos vinculados a la operación y mantenimiento de máquinas, instalaciones y equipos necesarios para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica. Se considera el stock promedio de los últimos doce 12 meses de las cuentas materia prima, material, compras en curso, etc.

Valuación del Activo diferido

Son inversiones realizadas en mejoras en propiedades de terceros, como también costos pre-operacionales en curso. Su método de valuación es el valor contable actualizado por el IPCA.

Depreciaciones

El Valor de Mercado en Uso de cada activo se calcula considerando las depreciaciones acumuladas de cada bien, la ANEEL estableció como criterio para el cálculo de las depreciaciones el método lineal.

Adiciones y Bajas

Las adiciones y bajas a la base incremental deben seguir la metodología establecida en el Manual de Contabilidad del Sector Eléctrico (MCSE).

Obligaciones Especiales

En este rubro se consideran las participaciones financieras de consumidores, los aportes presupuestarios del gobierno, etc. Las obligaciones especiales conforman la BRR como reductoras del Activo Inmovilizado.

Para su valuación se aplica, sobre el saldo de las obligaciones especiales, la misma variación verificada entre el VNR y el Valor Contable de la respectiva cuenta del Activo a la cual ajustan.

Naturalmente, la depreciación de los activos adquiridos con recursos provenientes de Obligaciones Especiales, a los efectos de la revisión tarifaria, no se computa en el cálculo de los ingresos requeridos.

CÁLCULO DE LA ANUALIDAD DE LOS ACTIVOS

Una vez determinada la BRR, la misma es un insumo en el cálculo del Costo Anual de los Activos. Este último, es el componente de inversión o Capex en el Reposicionamiento Tarifario.

La especificación matemática del Costo Anual de los Activos es la siguiente:

donde

es el costo anual de los activos

es la remuneración del capital

es la depreciación denominada Cuota de Reposición Regulatoria

La remuneración del capital se obtiene de la siguiente expresión:


La ecuación anterior establece que la remuneración del capital para el año i es la

suma de la Reserva Global por Reversión por su costo de capital más la Base de

Remuneración Regulatoria Líquida ( ) menos la RGR valuadas a la tasa wacc. La RGR es determinada por el saldo deudor de las inversiones realizadas con recursos de Eletrobras, por ende son restados de la Base de activos, y la tasa a la cual se valúa su rentabilidad está dada por el costo de la deuda y no por la tasa wacc.

Por otra parte la QRR se determina aplicando la tasa de depreciación promedio sobre la Base de Remuneración Regulatoria Bruta.

Cálculo del costo de oportunidad del capital

La ANEEL utiliza para determinar la tasa de remuneración del capital el método de “Weighted Average Cost of Capital” en combinación con el “Capital Asset Pricing Model” (WACC/CAPM).

En dicho método la remuneración sobre el capital invertido es determinada como un promedio de las remuneraciones específicas a las distintas fuentes de financiamientos de la inversión (capital propio y capital de terceros o deuda).

Se presenta a continuación una tabla con los valores adoptados por ANEEL para cada uno de los elementos que componen el cálculo del costo del capital en el tercer ciclo tarifario.

Tabla 19 – Brasil: Costo de capital para Transmisión 3CRTP

Fuente: ANEEL

En cuanto a los principales criterios asumidos por la ANEEL en la determinación de los distintos parámetros de la WACC se puede indicar lo siguiente:

i. Nivel de apalancamiento

1CRTP: ANEEL procedió a diferenciar el grado de endeudamiento de las empresas Licitadas respecto del de las empresas Existentes. Las empresas Licitadas tuvieron acceso a financiamiento del BNDES con líneas de crédito que permitían un límite de 70% máximo de endeudamiento. Las empresas Existentes por su parte, registraron restricciones más severas en cuanto al endeudamiento.

Componentes Sigla I RTP II RTP III RTP

Estrutura de Capital

Capital Próprio (P/V) 49,60% 36,45% 40,00%

Capital de Terceros (D/V) 50,40% 63,55% 60,00%

Costo de Capital Próprio

Tasa Libre de Riesgo Rf 5,32% 5,09% 4,59%

Premio Riesgo de Mercado Rm-Rf 6,09% 5,45% 5,79%

Beta apalancado Brr (apalancado) 0,495 0,627 0,880

Riesgo de Negocio B*(Rm-Rf) 3,01% 3,42% 5,07%

Riesgo País Rb 4,91% 5,23% 3,52%

Costo de Capital Propio Nominal Rp 15,02% 13,74% 13,17%

Premio Riesgo de Crédito Rd 1,74% 1,93% 2,01%

Costo de Deuda Nominal Rd 13,75% 12,25% 10,11%

WACC

WACC nominal antes de impuestos Rwacc 12,02% 10,15% 9,27%

WACC real despues de impuestos Rwacc 9,18% 7,24% 6.64%


Por ello ANEEL adoptó un esquema de bandas de tolerancia para el máximo endeudamiento, con los siguientes límites:

límite inferior: valor promedio de empresas existentes

límite superior: valor promedio de empresas licitadas.

2CRTP: ANEEL adoptó una única estructura tarifaria eliminando la diferencia entre empresas Licitadas y empresas Existentes. Sin embargo, en el entendimiento de que las empresas existentes poseen sus activos amortizados, prácticamente se excluyen de la determinación del grado de apalancamiento.

El valor objetivo adoptado de 63.55% fue el promedio ponderado del gearing de las empresas Licitadas.

En el 3CRTP, se optó por utilizar como muestra de empresas similares los datos de

empresas licitadas con más de cinco años de operación, obteniéndose una participación óptima de capital de terceros de 60%.

ii. Costo de Capital Propio

1CRTP: la ANEEL, a diferencia del tratamiento dado al segmento distribución, para la

transmisión de energía eléctrica no incorporó el premio por riesgo regulatorio. La justificación para tal decisión es su entendimiento de que el negocio de transmisión tiene garantido un ingreso fijo independientemente del flujo de carga de sus instalaciones.

2CRTP y 3CRTP: al igual que en el 1CRTP en el costo de capital propio no es incluido el

premio regulatorio. Adicionalmente, desde el segundo ciclo se excluyó el riesgo cambiario, por considerar que ya se encuentra incorporado en el riesgo país.

iii. Costo de Capital de Terceros

1CRTP: se aplicó una metodología diferenciada para empresas existentes y para empresas

licitadas.

Para empresas existentes se seleccionaron empresas americanas con igual clasificación crediticia a la de las empresas brasileras, con ellas se obtuvo el premio de riesgo de crédito como el spread entre ambas series de empresas.

Para las empresas licitadas se utilizó un método de benchmarking financiero de las condiciones crediticias, se simuló el caso de una empresa eficiente entrante en el mercado y dichos parámetros se consignaron para el cálculo del costo de la deuda.

2CRTP: no hubo modificaciones metodológicas respecto del 1CRTP.

En el 3CRTP, para el costo de capital de terceros de las empresas existentes se adopta un

abordaje similar al del capital propio, o sea, se adiciona a la tasa libre de riesgo los premios de riesgo exigidos para prestar recursos a una concesionaria de transmisión en Brasil. El costo del capital de terceros se calcula por el método CAPM de deuda de acuerdo con la expresión

rd = rf +rC +rB

en que:

rd: costo de capital de terceros y

rC: premio de riesgo de crédito


El objetivo de la ANEEL con la metodología aplicada es identificar costos eficientes para la prestación de los servicios en condiciones de calidad predeterminadas.


El método aplicado es del tipo Top-down, es decir se parte de los costos realizados por las

empresas, se los depura de los costos asociados a otras actividades no reguladas y se efectúa un análisis histórico y comparativo con otras empresas.

La metodología involucra dos etapas:

Etapa 1: estimación de parámetros de eficiencia aplicando DEA

Etapa 2: corrección de las estimaciones de la Etapa 1 por la inclusión de variables ambientales.

Etapa 1: Eficiencia método DEA

La especificación del modelo considera como insumo a los costos operacionales (opex).

En lo referente al producto se definen tres variables representativas de producto, cuyas cantidades son aproximadas por las variables que se listan a seguir:

Tabla 20 – Brasil: Productos considerados en los Modelos DEA

Fuente: ANEEL

Etapa 2: Variables Ambientales

Con las variables ambientales se modifican los parámetros obtenidos en la Etapa 1.

Las variables ambientales son aquellas que afectan a los costos operacionales y que no son gestionables por parte de las empresas transmisoras.

Aplicación de la metodología

Los costos de AO&M se definen como la suma de los costos de administración (CA) y los costos de Operación y Mantenimiento (COM)

Los costos eficientes de las empresas reguladas son determinadas mediante la siguiente ecuación

es el costos de AO&M eficiente para la empresa i

son los costos contables de la empresa i

es el parámetro de eficiencia de la empresa i

son otros costos operacionales, los cuales serán evaluados en procesos de revisión

específicos considerando las características propias de las empresas

Para las empresas de pequeño porte, que no son sujetas al análisis de benchmarking arriba descripto, corresponde la determinación de los costos eficientes como una proporción del costo de reposición de los activos, según la formulación a siguiente:

.

∑

Producto Variable

Líneas de Transmisión Extensión de la Red (Km)

Módulos de Maniobra Suma de los Módulos EL, CT e IB

Módulos de Equipamiento Cantidad de Transformadores

Capacidad Instalada de Transformación (MVA)


donde

es el costo de AO&M eficiente para la empresa i

Fracción máxima del costo de reposición de los activos que se reconoce como Costo de AO&M

costo de reposición de la unidad modular k

número de unidades modulares.


El tratamiento regulatorio de la calidad de los servicios de transmisión se encuentra contemplado en la Resolución Nº 270/2007 de la ANEEL.

Se establece que la calidad del servicio de transmisión de energía es medida con base en la disponibilidad y en la capacidad plena de las Funciones de Transmisión (FT), las cuales se consideran no disponibles cuando ocurre alguna de las siguientes interrupciones:

Desligamiento programado

Otros desligamientos

Atraso en la entrada en operación.

La forma de sancionar por los incumplimientos en las metas de calidad de los servicios es mediante la aplicación de un descuento sobre el Pago Base de una FT. Dicho descuento se determina en función de la indisponibilidad del servicio.

Los valores estándar de Duración y Frecuencia de las interrupciones del servicio son estipulados conforme la tabla que se presenta a seguir:

Tabla 21 – Brasil: calidad de servicio en la Transmisión

Referencias:

LT- Línea de Transmisión TR- Transformación CR- Control de Reactivo

Función

Transmisión

Familia de

Equipamiento

Duración -

Programado

(hora/año)

Duración -

Otros

(hora/año)

Padrón de

Frecuencia Otros

Desligamientos

(desl/año)

Factor

Ko

Factor

Kp

LT <= 5km 26 0.5 1 150 10

LT > 5km y <=50 km 26 1 1 150 10

LT > 50km - 230 kV 21 1.5 3 150 10

LT 345 kV 21 1.5 2 150 10

LT 440 kV 38 1.5 2 150 10

LT 500 kV 38 2 2 150 10

LT 750 kV 38 2.3 3 150 10

LT Cable Aislado 54 0.5 50 25

TR <= 345 kV 21 1 1 150 10

TR >345 kV 27 1 1 150 10

CR-REA <= 345 kV 58 2 1 150 10

CR-REA >345 kV 26 1.5 1 150 10

CR-CRE * 73 19.17 3 150 7.5

CR-CSI * 666 17 3 50 2.5

CR-BC * 46 3 3 100 5

CR-CSE * 20 5.6 3 150 7.5


REA- Reactor CRE- Compensador Estático CSI- Compensador Síncrono BC- Banco de Capacitor CSE- Compensación Serie Ko- Factor multiplicador para Otros Desligamentos (Otras Desconexiones) Kp- Factor multiplicador para Desconexiones Programadas.

La aplicación de los descuentos se efectúa cuando las indisponibilidades de las FT, registradas en el período de doce meses anteriores a la fecha de verificación, superen los valores referenciales contenidos en la tabla anterior.

El descuento surge de multiplicar el pago base de la FT por la sumaproducto del número de interrupciones por la duración de las mismas.

Esta formulación es equivalente a descontar de los ingresos a percibir por las concesionarias el monto correspondiente al servicio no suministrado durante las interrupciones.

La especificación matemática para la determinación de los descuentos a aplicar es la siguiente:

∑

∑

es el Pago Base de la FT

ΣDVDP y ΣDVOD sumatorios de duración verificada de la interrupción (desligamiento)

programada y de otros desligamientos, son las sumas de las duraciones de las interrupciones (en minutos) ocurridas durante el mes anterior.

Para computar las duraciones de las interrupciones del servicio en el cálculo del descuento del pago base de FT se presentan las siguientes situaciones:

a) Si en los once meses anteriores al de referencia la suma de la duración de las interrupciones supera los valores referenciales, entonces la totalidad de la interrupción del mes es considerada en el cálculo del descuento

b) Si la suma de las duraciones de las interrupciones de once meses anteriores es menor que los valores referenciales, se considera solo la diferencia entre la duración acumulada y el valor de referencia

Ko Factor multiplicador para Otras Desconexiones con duración de hasta 300 minutos

Kp Factor multiplicador para Desconexión Programada.

NP Número de Desconexiones Programadas en el mes;

NO Número de Otras Desconexiones ocurridas a lo largo del mes.

Adicionalmente a la aplicación de descuentos, la normativa considera la aplicación de penalizaciones por la demora en la entrada en operación de las FT.

4.2.4 Distribución


El enfoque regulatorio adoptado por Brasil consiste en el otorgamiento de Concesiones para la prestación de los servicios de Distribución. Dichas concesiones son asignadas bajo el esquema de “exclusividad territorial”. El órgano concedente es el Gobierno Federal, quien realiza las concesiones a través de la ANEEL.


El modelo tarifario adoptado por Brasil es un modelo del tipo precio techo (Price-cap), el

período tarifario es específico para cada Concesionaria y su duración es de tres, cuatro o cinco años, según cada con contrato.

La determinación del nivel tarifario se efectúa mediante Ciclos de Revisiones Tarifarias Periódicas (CRTP), en los que se fijan las tarifas, que tendrán vigencia en el siguiente período tarifario, como así también los mecanismos de ajustes tarifarios a aplicar dentro de dicho periodo. El esquema de traslado de parte de la eficiencia alcanzada por las firmas hacia los consumidores opera mediante la aplicación de un factor de eficiencia productiva (Factor X).

Hasta el momento se realizaron 3CRTP:

1 CRTP se realizó entre los años 2003-2005

2 CRTP corresponde al período tarifario 2007-2011

3 CRTP corresponde al período tarifario 2011-2014

La revisión tarifaria del 3CRTP comprende, primordialmente, el cálculo del Reposicionamiento Tarifario (RT), es decir el nuevo nivel de tarifas que regirá para el siguiente período tarifario, y del Factor X.

Los resultados del proceso de revisión tarifaria se encuentran plasmados en las Notas Técnicas (NT) y en los Procedimientos de Regulación Tarifaria (PRORET), publicados por la ANEEL.

Las NT y los PRORET se refieren al tratamiento de ciertos temas regulatorios particulares, por ejemplo, definición y valuación de la base de activos, método de cálculo de los costos operacionales, aplicación de los factores de eficiencia, etc. Dichos temas regulatorios en la regulación brasilera son denominados “Bloques Regulatorios”.

Para el 3CRTP se definieron los siguientes bloques regulatorios:

Procedimientos Generales (trata a cerca de la determinación del Reposicionamiento Tarifario)

Costos Operacionales

Base de Remuneración Regulatoria

Costo de Capital

Factor X

Pérdidas de Energía

Otros Ingresos

Generación Propia de Energía

Reposicionamiento Tarifario (RT)

El RT es un porcentaje de ajuste que se aplica sobre las tarifas de distribución actualmente vigentes, las que fueron definidas en el 2CRTP.

La formulación matemática es la que se presenta a continuación:

[(

) ]

Dónde:

RT es el reposicionamiento tarifario (porcentaje promedio de ajuste en la tarifa), RR es el ingreso requerido, OR son los otros ingresos y


RV los ingresos verificados, calculados con base en las tarifas del 2CRTP aplicadas sobre el mercado relevante12.

A continuación se describen cada uno de los componentes de la fórmula antes mencionada:

i. Ingreso Requerido (RR)

Conceptualmente, es el nivel de ingresos que le garantiza a las distribuidoras de energía eléctrica cubrir todos los costos “eficientes” de prestación de los servicios, como así también obtener una adecuada tasa de rentabilidad sobre el capital invertido razonablemente.

Dicho Ingreso Requerido surge de la suma de dos componentes de renta denominados “valor de la parcela A” (VPA) y “valor de la parcela B” (VPB).

El VPA se refiere a costos de distribución relacionados con las actividades de transmisión y generación de energía eléctrica, y tienen la particularidad de ser, mayoritariamente, no gestionables por parte de las distribuidoras. Sin un análisis exhaustivo de dichos costos, los mismos comprenden el costo de generación y adquisición de la energía eléctrica, el cual incluye las pérdidas reconocidas por el regulador, el costo por el uso del sistema de transmisión y los encargos sectoriales13 definidos por ley.

El VPB, el mismo involucra costos asociados directamente con la actividad de distribución de energía eléctrica, básicamente se incluyen los costos de administración, operación y mantenimiento, y las anualidades de los activos. Opuestamente al VPA, estos costos son gerenciables por las empresas distribuidoras.

La Figura 12 presenta un esquema con las variables incluidas en la determinación del RR.

Figura 12 – Brasil: Ingresos requeridos en la Distribución

ii. VPA

El valor de la Parcela A se obtiene de la suma de los siguientes componentes:

Costo de Generación y Compra de Energía (CE): es el monto de la energía eléctrica comprada para atender al mercado de referencia, valuado al precio de los contratos vigentes a la fecha de la revisión o al valor de la generación propia. En el monto de la energía comprada se incluyen las pérdidas eléctricas del sistema de

12 El mercado relevante comprende la energía y potencia facturados en el período de referencia (últimos doce meses previos a la revisión tarifaria)

13 Por encargos sectoriales se hace referencia a impuesto específicos de la actividad.

CE Costo de Generación

VPA (incluye pérdidas reconocidas por ANEEL)

Valor Parcela A CT Costo de Transmisión

RR ES Encargos Sectoriales

Ingresos Requeridos

VPB CAOM Costos de AO&M Distribución

Valor Parcela B CAA Costo Anual de Activos

Fuente: Elaboración propia con base en PRORET Submodulo 2.1. Procedimientos Generales - ANEEL


distribución reconocidas regulatoriamente. Estas pérdidas se dividen en Técnicas y No Técnicas; y fueron definidas por ANEEL para el tercer ciclo de revisión tarifaria.

Costo de Transmisión (CT): tiene dos componentes, costo de conexión, y el costo de uso de la infraestructura de transmisión. Para calcular el costo de conexión se consideran los valores vigentes a la fecha de la revisión, en tanto que para el uso de la infraestructura de transmisión se consideran los valores de potencia contratados en el período de referencia, valorados a las tarifas vigentes.

Encargos Sectoriales (ES): Para los ES se consideran los valores vigentes a la fecha de la revisión tarifaria. Es importante destacar que la Ley 12.783/2013 dispone, entre otras cosas, una fuerte reducción de los encargos sectoriales.

iii. Valor de la Parcela B (VPB)

El VPB se determina a través de la cuantificación de los costos de Operación y Mantenimiento y del Costo Anual de los Activos.

iv. Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (CAOM)

Los CAOM incluyen costos operacionales propiamente dichos y un componente asociado a la cartera de incobrables, en virtud de que la misma representa una pérdida financiera para las empresas. La ANEEL considera que la pérdida financiera potencial por incobrables es, al menos parcialmente, “gestionable”, por tal motivo no es adecuado aplicar un esquema de pass-through sobre dicha pérdida, pues con ello se estaría desincentivando a las empresas

en la búsqueda de la eficiencia en el combate de tales pérdidas.

La metodología adoptada por ANEEL en el 2CRTP consistió en, agrupar las distribuidoras en tres clusters, y calcular un porcentaje de incobrables basado en la mediana de los valores registrados por las propias empresas para el período 2004/2006. Naturalmente, el estudio de clusters arrojó un patrón regionalizado de la incobrabilidad, que obedece a diferencias socioeconómicas de las regiones consideradas. Es así que las regiones norte y centro norte presentan condiciones socioeconómicas similares entre sí y diferenciadas del resto de las regiones, en cambio en las regiones sur y sureste se asiste una elevada heterogeneidad incluso dentro de un mismo cluster.

En el 3CRTP se modificó y amplió la metodología del 2CRTP y se calculó, para cada cluster, un porcentaje regulatorio de incobrables por categoría tarifaria. Dicho cálculo se realizó con datos correspondientes al período 2007/2009, a través de la mediana de los incobrables a 18, 21 y 24 meses.

Los valores del Porcentaje Regulatorio de Incobrables por categoría tarifaria y por grupo son presentados en la tabla siguiente:

Tabla 22 – Brasil, Ingresos incobrables en Distribución

Categoría Grupo 1 Grupo 2 Grupo 3

Residencial 0.89% 0.46% 0.18%

Industrial 0.79% 0.57% 0.02%

Comercial 0.87% 0.59% 0.13%

Rural 1.40% 0.28% 0.04%

Iluminación Pública 0.67% 0.14% 0.00%

Poder Público 0.89% 0.26% 0.00%

Servicio Público 0.36% 0.00% 0.00%

Otros 0.00% 0.00% 0.00%

Fuente: ANEEL


Con relación a los encargos sectoriales, se propuso la utilización del porcentaje de incobrables realmente verificado por cada una de las empresas. Este porcentaje se determinó como el promedio de los tres años anteriores al proceso de revisión tarifaria.

v. Costo Anual de los Activos (CAA)

La anualidad de los activos se determina como la suma de los siguientes tres componentes:

1- Costo del capital

2- Depreciaciones, incluidas para computar una Cuota de Reintegración Regulatoria que tiene por fin reponer los activos (eléctricos) a lo largo de su vida útil.

3- Costo anual de las instalaciones muebles e inmuebles, para remunerar la inversión en activos no eléctricos.

La valuación de cada uno de los componentes anteriores se realiza de la siguiente manera:

Costo de capital: el costo del capital tiene dos componentes, por una parte se encuentra la remuneración de la base de activos eléctricos o Base de Remuneración Regulatoria (BRR), la cual está dada por la WACC14. El segundo componente es la remuneración de la Reserva Global para Reversión (RGR). La RGR es determinada por el saldo deudor de los financiamientos con recursos de encargo tarifario junto a Electrobras; esta reserva es remunerada por medio del costo de la deuda en términos reales, situación que hace sentido, debido a que se trata de activos con financiación de terceros.

La especificación matemática para la remuneración o costo anual del capital es la siguiente:

Donde

BRRl es la Base de Remuneración Regulatoria Neta

RGR es la Reserva Global para Reversión

rwacc es la tasa WACC o costo de oportunidad del capital

rrgr es la tasa de la deuda

Depreciaciones: se determinan como el producto entre la Base de Remuneración Regulatoria Bruta por la tasa de depreciación regulatoria

Costo anual de instalaciones muebles e inmuebles: son las anualidades de las inversiones en activos de corto plazo de recuperación y activos no eléctricos, tales como informática, vehículos y la infraestructura de edificios administrativos. El costo de las mismas se calcula a través del método de depreciación lineal y se remunera sobre el 50% de la inversión.

La especificación matemática es la siguiente:

CAi es el monto anual de la categoría i, (edificios, vehículos o sistemas);

14 La metodología para el cálculo del WACC del 3CRTP se encuentra consignada en el Submodulo 2.4 del PRORET.

= × 1

𝑈+

𝑊

2 × (1 )


BARi es la base de activos correspondientes a la categoría i, y

VU es la vida útil media de los activos considerados. La vida útil consignada para cada categoría de activos es la siguiente:

Bienes muebles e inmuebles de administración: 28 años

Vehículos: 9 años

Bienes de Informática: 6 años.

Ajuste del Factor X en función de las inversiones realizadas

La regulación específica del 2CRTP (Res. ANEEL Nº 234/2006) incorporaba un ajuste al Factor X en función de la diferencia entre las inversiones efectivamente realizadas y las proyectadas, este ajuste se debía aplicar al VPB del 3CRTP.

El mecanismo de aplicación del ajuste es el siguiente: en el 3CRTP se releva la información de las inversiones realizadas por cada concesionaria con base en datos contables deflactados por IGP-M. Si las inversiones reales resultan menores a las utilizadas en el cálculo del Factor X del 2CRTP, se recalcula dicho factor y la diferencia se resta del VPB del siguiente período tarifario.

Con la aplicación del ajuste del Factor X; la fórmula para la determinación de los ingresos requeridos del 3CRTP es la siguiente:

Dónde:

Pm es un factor de ajuste de mercado, que se incluye para considerar las ganancias de productividad originadas en economías de escala15.

ΔX es la variación del Factor X generada por diferencias entre las inversiones proyectadas y realizadas.

m es un multiplicador, determinado en función del número de años del período tarifario de la concesionaria, y de la WACC del 2CRTP. Dicho multiplicador se utiliza para computar la capitalización de la diferencia en el Factor X de cada año del 2CRTP, llevada a valores de inicio del 3CRTP.

Factor X El objetivo perseguido por la ANEEL con la aplicación del Factor X fue garantizar que se mantenga durante todo el ciclo tarifario el equilibrio entre los ingresos y los costos eficientes alcanzado con oportunidad de la revisión tarifaria. El Factor X se define a partir de las ganancias de productividad compatibles con el crecimiento de la escala del negocio (dado por la evolución del mercado, el número de unidades consumidoras), incluyendo un esquema de transición para los costos eficientes y una pauta de incentivo a la calidad del servicio.

La especificación matemática de dicho factor es la siguiente:

15 La determinación del factor de escala es tratada detalladamente en el bloque correspondiente al Factor X

= + × 1 𝑚 × 1 𝑚∆


Dónde:

= ganancias de productividad,

= componente calidad del servicio, = componente ajuste de costos operacionales.

Los componentes y se definen de forma ex–ante, en tanto que el componente Q en forma ex–post, es decir en cada reajuste tarifario posterior a la revisión del 3CRTP.

i. Componente Pd

El componente Pd es incorporado a los fines de considerar el impacto de las variaciones de productividad sobre los costos de las distribuidoras.

Se estima a partir de la productividad media del sector, del crecimiento promedio del mercado facturado y de la variación del número de clientes de la distribuidora entre el 2CRTP y el 3CRTP.

La fórmula matemática es la siguiente:

Donde

PTF: productividad media del sector distribución 1.11% anual

Var MWh(i): variación promedio anual de mercado de la concesionaria (i) entre 2CRTP y 3CRTP

Var Med MWh: variación anual promedio de mercado para todas las concesionarias en el período de las simulaciones del 3CRTP (4.25%)

Var UC(i): variación promedio anual de clientes facturados de la concesionaria (i) entre 2CRTP y 3CRTP

Var Med UC: variación anual promedio de clientes facturados para todas las concesionarias en el período de las simulaciones del 3CRTP (3.58%)

A los fines de captar los diversos efectos que afectan la productividad de las distribuidoras se establecieron regresiones entre los índices de productividad y algunas variables potencialmente explicativas de las mismas.

Los datos utilizados corresponden a la variación de una serie de variables registradas por todas las empresas entre el 1CRTP y 2CRTP.

Las variables que resultaron estadísticamente más significativas fueron las variaciones en la cantidad de clientes, y la variación en la energía facturada ponderada por nivel de tensión.

El coeficiente de las variaciones en la cantidad de clientes resulto negativo, en tanto que el de la energía facturada positivo. Así, los incrementos en el mercado facturado, por encima de la media, generan mayores ganancias de productividad y los incrementos en la cantidad de usuarios, por encima de la media, reducen las ganancias de productividad. Con estos fundamentos se definió la ecuación arriba especificada.

= + 0.313 × 𝑊ℎ 𝑒 𝑊ℎ 0.260

× 𝑈 𝑒 𝑈


ii. Componente Q

El objetivo de la inclusión de este componente, en la determinación del Factor X, es incentivar las mejoras en la calidad del servicio a través de la modificación de las tarifas, de acuerdo al comportamiento de ciertos indicadores de calidad.

Los indicadores de calidad considerados son:

DEC - Duración Equivalente de Interrupción por consumidor

FEC - Frecuencia Equivalente de Interrupción por consumidor

La metodología consiste en comparar año a año los indicadores medidos de DEC y FEC (DEC med y FEC med) con los límites definidos por la ANEEL (DEC lím y FEC lím).

La especificación matemática de los indicadores de calidad para cada distribuidora, es la que se presenta a continuación:

Los valores de Q se definen en cada reajuste tarifario de acuerdo con la variación anual de DEC y de FEC, la ANEEL determina el valor del componente Q con base en dicha variación, mediante la aplicación de la fórmula general que se presenta a continuación:

Para el 3CRTP los valores definidos por la ANEEL son los que se presentan en la Tabla 23.

Tabla 23 – Brasil: Componente Q del Factor X

= 1

2× (

𝑚𝑒

𝑚 +

𝑚𝑒

𝑚 )

/ ( ) = 1

2× (

1

1) + (

1 1)

Var DEC/FECRegla

General

Mejores

prácticas

Peores

prácticas

Mayor que 20% 1.00% 0.50% 1.00%

17%a20% 0.95% 0.47% 0.95%

14%a17% 0.79% 0.40% 0.79%

11%a14% 0.64% 0.32% 0.64%

8%a11% 0.49% 0.24% 0.49%

5%a8% 0.33% 0.17% 0.33%

´-5%a5% 0.00% 0.00% 0.00%

´-8%a-5% -0.33% -0.33% -0.17%

´-11%a-8% -0.49% -0.49% -0.24%

´-14%a-11% -0.64% -0.64% -0.32%

´-17%a-14% -0.79% -0.79% -0.40%

´-20%a-17% -0.95% -0.95% -0.47%

Menor que -20% -1.00% -1.00% -0.50%

Fuente: ANEEL


iii. Componente T

El componente T representa una transición entre dos metodologías diferentes para la definición de los costos operativos, y busca establecer una trayectoria en la definición de costos eficientes.

El ajuste del Factor X, a través de su componente T, surge de la comparación entre los costos operativos del 2CRTP actualizados, y ajustados por la ganancia de escala, y el intervalo de costos operativos esperados definido en la Fase II (incorporación de variables ambientales) del mecanismo de determinación de costos de AO&M eficientes.

Para cada distribuidora, el ajuste en el Factor X opera sólo en los casos en que los costos operativos del 2CRTP, definidos por el método de ER, no se encuentren en el intervalo de costos operativos esperados, definido mediante el método de benchmarking.

El Factor T tiene un límite de +/- 2 puntos porcentuales del VPB, valor que es equivalente a +/- 4% de los costos operativos.


En el cálculo de la remuneración de las inversiones intervienen dos factores, la Base de Activos y el Costo de oportunidad del capital.

Para la determinación de la Base de Activos o Base de Remuneración Regulatoria (BRR) cobran particular relevancia dos aspectos: la identificación de los activos que forman parte de la misma, y la forma de valuación de dichos activos.

A seguir se presentan los distintos criterios regulatorios considerados por la ANEEL respecto del presente tópico.

Primer Ciclo de Revisiones Tarifarias Periódicas (1CRTP)

En el 1CRTP la ANEEL adoptó un método similar al Costo de Reemplazo Optimizado Depreciado (DORC). Dicho método considera la base de activos real o brownfield. Sobre dicha base se realizan deducciones por el uso efectivo de los activos a través de un factor o índice de aprovechamiento, aplicado fundamentalmente a sub-estaciones de transformación y transformadores.

La valorización de los activos se efectuó a través de las siguientes etapas:

Inventariado de todos los activos afectados a la prestación de los servicios, con su correspondiente conciliación contable,

valorización de los activos identificados mediante el costo de reemplazo, para ello se consideraron cotizaciones de precios de los proveedores para equipos de características similares. Las condiciones de contratación fueron registradas a partir del análisis de las compras realizadas por las distribuidoras en los últimos cinco años

aplicación del índice de aprovechamiento.

Segundo Ciclo de Revisiones Tarifarias Periódicas (2CRTP)

A partir del 2CRTP la BRR fue segmentada en dos componentes: Base de Capital Inicial (aprobada en el 1CRTP) y Base Incremental, dada por las inversiones netas realizadas entre ambos CRTP.

a) Base de capital Inicial

La base de activos aprobada en el 1CRTP se consideró “blindada”.

El concepto de Blindaje abarca tanto los activos físicos como sus respectivas valuaciones. Sin embargo, sobre la base inicial se aplicaron los ajustes correspondientes a las depreciaciones y bajas de aquellos activos que completaron su vida útil económica con antelación a su vida útil contable.


Inicialmente la ANEEL estableció que cada tres ciclos tarifarios se efectuaría una revisión integral de la base de capital inicial. Por consiguiente, se esperaba que en el 3CRTP se analizara nuevamente la base de capital “blindada” definida en el 1CRTP, sin embargo, en el 3CRTP se optó por mantener “Blindada” la base de capital del 2CRTP y no se efectuó la revisión integral. En la NT correspondiente la ANEEL argumentó que la revisión integral de la Base se efectuaría en el 4CRTP, hecho facilitado por el desarrollo de herramientas georreferenciales y por la implementación del Manual de Control Patrimonial del Sector Eléctrico (MCPSE).

b) Base de capital Incremental

El método utilizado para la valuación de las incorporaciones de activos fue el DORC. En forma análoga al 1CRTP, se aplicó sobre los activos un coeficiente de aprovechamiento

En cuanto a la valuación de los activos no se pudo aplicar el esquema de “banco de precios referenciales”, debido a la falta de homologación, por ende se mantuvo, al igual que en el 1CRTP, el método de valuación por cotizaciones de proveedores propios de cada concesionaria.

En el 2CRTP se les otorgó un tratamiento diferenciado (respecto del 1CRTP) a los siguientes rubros:

Obligaciones especiales Durante el 1CRTP las empresas distribuidoras recibieron un monto de depreciación anual por las obras realizadas por terceros (e.g., Estado, usuarios, etc.). En el 2CRTP la ANEEL decidió eliminar la retribución en estos casos.

Intereses intercalares A partir del 2CRTP la ANEEL incorporó al valor de los activos el costo de financiamiento durante el periodo de construcción de las obras.

Índices de aprovechamiento Si bien se mantuvo la característica de “Blindada”, de la base de capital inicial, en el segundo ciclo se revisaron los índices de aprovechamiento (IA), tanto para la base incremental como para la inicial.

Tercer Ciclo de Revisiones Tarifarias Periódicas (3CRTP)

La característica distintiva del 3CRTP respecto de la BRR es que la ANEEL propuso considerar dos bases de activos, una referida a los Activos Eléctricos (BRR) y otra para Activos No Eléctricos (BAR)16.

Base de Remuneración Regulatoria (BRR)

Conceptualmente la BRR está integrada por los Activos Eléctricos (por ejemplo líneas de transmisión, estaciones de transformación, etc.). Los rubros contables que conforman la BRR son los siguientes:

• Activo Inmovilizado en Servicios (AIS), revaluado y depreciado

• Stock de Operaciones

• Activo Diferido

• Obligaciones especiales

En el 3CRTP la ANEEL implementó nuevamente la segmentación de la base de capital en sus dos categorías, Base de Capital Inicial y Base de Capital Incremental.

Base de capital Inicial del 3CRTP

El principal debate referido a la BRR para el 3CRTP estuvo dado por la interrogante respecto a sí se debía hacer una revisión global y revalúo de todos los activos en servicio, o si por el contrario, se debía “blindar” la base aprobada en los laudos de valuación del 2CRTP.

16 Los activos que en el 3CRTP se considera integrantes de la BAR, en los dos ciclos anteriores se los consideró como costos operacionales.


La ANEEL se pronunció en favor de mantener el Blindaje de la Base Inicial de capital, argumentando que en la actualidad se encuentran en desarrollo la implementación de herramientas georreferenciales y el Manual de Control Patrimonial del Sector Eléctrico, estos instrumentos permitirán en el futuro contar con un Banco de Precios Referenciales, dotando de alto dinamismo al proceso de valuación de los activos.

En síntesis, para el 3CRTP se mantuvo el Blindaje sobre la Base Aprobada en el 2CRTP, en tanto que los activos adquiridos entre ambos ciclos forman parte de la Base Incremental.

Base de capital Incremental del 3CRTP

Los aspectos centrales de la determinación de la Base Incremental son la elegibilidad de los activos a incluir en la base, y la forma de valuación de los activos seleccionados.

Con relación a la elegibilidad, las incorporaciones de activos están sujetas a un proceso de fiscalización por parte de la ANEEL. En dicho proceso se clasifican los activos en “Elegibles” y “No elegibles”, en función a su relación con la prestación del servicio.

Los activos de una concesión son elegibles cuando son efectivamente utilizados en el servicio público de distribución de energía eléctrica y son Activos Eléctricos, por tal razón no se consideran como elegibles los activos que componen la BAR. Otros activos no elegibles son los bienes cedidos u ocupados por gremios, clubes, fundaciones, etc. Acorde a lo manifiesto en la NT, la aplicación de los criterios de elegibilidad requiere un análisis calificado del uso, función y las atribuciones de cada activo.

Dicha fiscalización tiene por objetivo, no sólo corroborar la existencia de los bienes declarados por las empresas, sino también evitar la sobre activación de costos operativos.

Determinación de la Base de Remuneración Neta

Como conjunción del tratamiento dado a la Base Inicial y a la Base Incremental, el valor de los Activos Inmovilizados en Servicio (AIS), al inicio de cada período tarifario estará determinado por el siguiente procedimiento de inventario permanente:

1- Actualización por IPC-M de los AIS definidos en el anterior CRTP, neto de las bajas ocurridas en dicho período.

2- Incorporación de las inversiones (netas de depreciaciones) realizadas en el período.

3- Ajuste por depreciación acumulada de los AIS.

Matemáticamente:

Dónde:

BRR0 es la Base de Remuneración Regulatoria del Período anterior, actualizada por precios, depreciada y con el ajuste de las bajas del período.

Capext son las inversiones anuales ocurridas en el período tarifario anterior

Deprect son las depreciaciones anuales correspondientes

Valuación de los activos

El método utilizado para la valuación de los activos es el de costo de reposición o costo histórico corregido, según la disponibilidad de precios de referencia.

𝑒 , +1 = 0 + ∑ 𝑝𝑒𝑥

=1

∑ 𝑒𝑝 𝑒

=1


El método del costo de reposición implica que cada activo es evaluado por todos los costos necesarios para la reposición del activo por un activo idéntico, similar, o equivalente al existente, para la prestación de los servicios de distribución de energía eléctrica. En tanto que el método de costo histórico corregido consiste en la valuación de un activo a través de la actualización del valor contable del mismo.

Se presenta a continuación un detalle del mecanismo de determinación del valor de los activos eléctricos según lo estipulado por ANEEL.

Valor Nuevo de Reposición (VNR): Valor del bien determinado a partir de un banco de precios de la concesionaria, o de precios referenciales17 (Costo de Reposición) o bien por el costo contable actualizado (Costo Histórico Corregido).

Valor de Mercado en Uso (VMU): es el valor nuevo de reposición (VNR) menos las depreciaciones acumuladas consignadas al porcentaje contable de las mismas.

Índice de aprovechamiento (IA): representa el porcentaje del activo afectado a la prestación de los servicios de distribución de Energía Eléctrica.

Valor Base de Remuneración (VBR): es el producto entre el VMU y el IA.

Cálculo del índice de aprovechamiento

El IA es un factor o coeficiente que surge del producto entre el “Factor de Uso” de cada subestación, por la “Expectativa de Crecimiento de la Carga” de dicha subestación,

Factor de Uso: se determina como el cociente entre la Demanda Máxima (en MVA),

verificada en los últimos dos años, y la Potencia Total Instalada de la Subestación.

𝑈

Expectativa de crecimiento para la carga atendida por la subestación: se

proyecta para los próximos 10 años, y su base de cálculo es el crecimiento de la carga verificado en los últimos cuatro años.

ECC es el crecimiento estimado de la carga para los próximos 10 años, TCA es la tasa de crecimiento anual de la carga de la subestación.

Finalmente el IA surge de la siguiente especificación matemática:

𝑈 Como resultado de las contribuciones de la Audiencia Pública correspondiente al proceso de revisión tarifaria, se determinó lo siguiente:

La actualización (y revisión) de los índices de aprovechamiento aprobados para la base blindada, en especial de la del 1CRTP, en virtud del plazo transcurrido desde su aprobación.

La aplicación de los índices de aprovechamiento solamente sobre los transformadores de subestaciones, y sobre los equipamientos de conexión de transformadores.

17 Los bancos de precios referenciales deben ser homologados por la ANEEL. En la actualidad el banco de precios referenciales está en proceso de elaboración y se estima estará disponible para su aplicación en el 4CRTP.


En los apartados siguientes se exponen los criterios implementados en la valuación de los principales rubros componentes de la BRR.

Valuación de Máquinas y Equipos

Los activos eléctricos correspondientes a esta categoría son:

• Subestaciones transformadoras,

• líneas y redes de distribución,

• equipos de medición,

• sistemas de telecomunicación y telecontrol,

• sistemas de despacho de cargas,

• usinas hidroeléctricas y térmicas,

• otras máquinas

El método de valuación implementado es el del VNR.

Los ítems que conforman el VNR de Máquinas y Equipos son los que se muestran en la siguiente fórmula:

EP, Equipamientos principales: se valúan con base en un banco de precios de la

concesionaria, conformado a partir de las compras de los últimos dos años. En caso de no existir compras de un determinado bien, en el período de dos años considerado, su valor se determina por su costo histórico ajustado por el IPA

COM, Componentes Menores: son materiales y accesorios a los componentes

principales que se valorizan mediante porcentajes de costos, obtenidos del análisis de la totalidad de proyectos ejecutados, por la concesionaria, desde la última revisión tarifaria.

CA, Costos adicionales: son las erogaciones correspondientes a gerenciamiento,

montaje, flete, etc. Son obtenidos como porcentajes, definidos, para cada concesionaria, en la misma forma que los COM.

JOA, (Juros sobre Obras em Andamento): remuneraciones de la obra en curso, cuyo

valor se determina aplicando la WACC real después de impuestos sobre el plazo promedio de ejecución de la obra y el valor de los desembolsos mensuales estipulados por la ANEEL. Matemáticamente se tiene:

Dónde:

r es la WACC real después de impuestos

di desembolsos mensuales (en porcentaje)

N meses promedio de construcción. Es definido por ANEEL en función del tipo de obra a construir.

Valuación de Activos de Generación

Para el caso de activos menores, que por su escala no configuran un negocio de generación en sí mismo, y para aquellos activos que verifiquen alguna de las condiciones establecidas

= ∑( 1 + +1 /12 1) ×

=1


en el numeral 6 del artículo 4 de la Ley 9.074/199518, el valor de reposición se obtiene con base en parámetros de referencia o drivers de costos (R$/kW), los cuales fueron determinaron a partir de estudios específicos de usinas de construcción reciente, como así también estudios específicos realizados por la FGV19.

Valuación de Terrenos

Los Terrenos se valúan mediante actualización de valores contables por el Índice de Precios al Consumidor Amplio (IPCA), aplicando un índice de aprovechamiento, que corresponde al porcentaje del terreno afectado a las actividades de distribución de energía eléctrica.

Para los terrenos, el IA es la razón entre el área efectivamente utilizada (incluyendo área de seguridad, estacionamiento, maniobras, etc.) y la superficie total del terreno.

La ANEEL reconoce:

Hasta un 20% sobre el IA efectivo, como área de reserva operacional, para potenciales incrementos en la escala de operación.

Hasta un 10% de la superficie total del terreno como espacio verde.

Valuación de Edificios y Obras Civiles

El VNR de las edificaciones se obtiene a partir de costos unitarios de construcción predefinidos con base en la NBR 12.721 de la ABNT.

Valuación del Stock de Operaciones

Se trata de activos vinculados a la operación y mantenimiento de máquinas, instalaciones y equipos necesarios para la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica. Se consideró el stock promedio de los últimos doce 12 meses de las cuentas materia prima, material, compras en curso, etc.

Valuación del Activo diferido

Son inversiones realizadas en mejoras en propiedades de terceros, como también costos pre-operacionales en curso. Su método de valuación es el valor contable actualizado por el IPCA.

Depreciaciones

El Valor de Mercado en Uso de cada activo se calcula considerando las depreciaciones acumuladas de cada bien, la ANEEL estableció como criterio para el cálculo de las depreciaciones el método lineal.

Adiciones y Bajas

Las adiciones y bajas a la base incremental deben seguir la metodología establecida en el Manual de Contabilidad del Sector Eléctrico (MCSE).

Obligaciones Especiales

En este rubro se consideran las participaciones financieras de consumidores, los aportes presupuestarios del gobierno, etc. Las obligaciones especiales conforman la BRR como reductoras del Activo Inmovilizado.

18 Dichas condicones son; 1) abastecimiento a sistemas eléctricos aislados, 2) abastecimiento a su propio mercado, siempre que éste sea inferior a 500 GWh/año 19 “Análise do cálculo do valor econômico da tecnologia específica da fonte – VETEF para implantação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA – Fevereiro de 2004


Para su valuación se aplica, sobre el saldo de las obligaciones especiales, la misma variación verificada entre el VNR y el Valor Contable de la respectiva cuenta del Activo a la cual ajustan.

Naturalmente, la depreciación de los activos adquiridos con recursos provenientes de Obligaciones Especiales, a los efectos de la revisión tarifaria, no se computa en el cálculo de los ingresos requeridos.

Base de Anualidad Regulatoria (BAR)

En la BAR, se consignan las anualidades de los Activos No Eléctricos (ANE). La BAR está compuesta por:

• Software y Hardware

• Vehículos

• Muebles y útiles

• Edificios utilizados con fines administrativos o comerciales

El método de cálculo de la BAR consiste en determinar el monto total de activos no eléctricos a partir de los AIS y luego calcular las anualidades para cada categoría de activos no eléctricos tomando en consideración la vida útil regulatoria de los mismos.

El monto total de la BAR fue determinado a partir de la relación existente entre el costo de los activos eléctricos y el porcentaje de activos de la BAR, obtenidos con información referida a períodos tarifarios anteriores. (Ver Figura 13).

Figura 13 – Brasil: Tratamiento de Activos no Eléctricos

La especificación matemática de la BAR es la que se presenta a continuación:

Dónde:

BAR es la base de remuneración regulatoria de los Activos No Eléctricos (ANE),

AIS, activo inmovilizado en servicio aprobado para el 3CRTP,

= 4.4956 × 0.21+1 × ( 1

0)

0.21


IA, índice de aprovechamiento sobre los AIS aprobado para el 3CRTP.

IGPM índice general de precios de mercado.

Una vez definida la base regulatoria, se segrega dicha base de activos en las tres categorías identificadas:

Edificios administrativos y gerenciales (25%),

Vehículos (25%),

Sistemas (50%).

Los porcentajes de asignación de la BAR a cada categoría de Activos fueron determinados con base en la participación media de todas las empresas del sector.

Finalmente, las anualidades para cada grupo se calculan por método de depreciación lineal y con un factor de remuneración del 50% sobre la inversión.

CAi es el monto anual de la categoría i,

i (edificios, vehículos o sistemas);

BARi es la base de activos correspondientes a la categoría i,

VU es la vida útil de los activos considerados.

Los valores de VU para cada categoría son los siguientes:

Edificios y mejoras, 28 años;

Vehículos, 9 años, y

Sistemas, 6 años.

Costo de Capital

La metodología utilizada para determinar la tasa de remuneración del capital es la del Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC), con la determinación del costo del equity mediante la técnica del CAPM.

Los valores del costo de capital real anual después de impuestos, calculados para cada uno de los CRTP presentan una notoria tendencia decreciente, tal como se puede ver a continuación:

1CRTP: 11.00%

2CRTP: 9.95%

3CRTP: 7.50%

Esta tendencia tiene su origen en la política regulatoria de “modicidad tarifaria”, que implica un reducción de las tarifas finales a los usuarios, en cambios de los fundamentos de la economía brasilera, y en redefiniciones metodológicas.

Se destaca que en el 1CRTP y 2CRTP el cálculo de la WACC incluyó componentes asociados a riesgo regulatorio y a riesgo cambiario. En el 3CRTP no se consideraron tales variables.

En lo referente al riesgo cambiario, ANEEL adoptó en el 2CRTP como medida el riesgo país Brasil, en lugar del riesgo soberano, es decir la diferencia entre el riesgo soberano (medido por el EMBI+ Brasil), y el riesgo de crédito del país. Para el 3CRTP se propuso de la utilización del riesgo soberano en su totalidad, el cual incluye la prima exigida por el

= × 1

𝑈+

𝑊

2 × (1 )


mercado relacionada con la incertidumbre en los siguientes aspectos: evolución del tipo de cambio, ataques especulativos, políticas de control de capital, etc. Adicionalmente se verificó una alta correlación entre la variación del riesgo país y el tipo de cambio, esta situación indica una estabilidad en la percepción del riesgo país por parte de los mercados.

Con respecto al riesgo regulatorio, en el 2CRTP se incluyó una prima de riesgo para captar el efecto diferenciado del esquema regulatorio de Price-cap (aplicado en Brasil) respecto de los esquemas de Cost-plus (aplicados en Estados Unidos, cuyo mercado es el utilizado para la determinación de la prima de riesgo de mercado). En el 3CRTP la ANEEL argumentó que, de la misma forma que existen riesgos impuestos por la regulación, también existen ciertos riesgos mitigados por la misma.

En Brasil el modelo de price-cap implementado como mecanismo de incentivar la eficiencia se limita básicamente a costos gerenciables, como ser los costos operacionales, las pérdidas no técnicas, el costo de capital, etc. Respecto de los otros egresos poco gerenciables, la regulación considera que el esquema de pass-through mitiga en forma total o parcial el riesgo; por ejemplo costos de compra de energía, encargos tarifarios, etc.


Con relación al tratamiento de los costos operacionales, se presenta un cambio metodológico, pasando de un esquema de Empresa de Referencia (aplicado en los dos primeros CRTP), a un esquema de Benchmarking20 en el 3CRTP.

Como consecuencia de dicho cambio de enfoque, resultó necesario incorporar un mecanismo de transición entre ambas metodologías. Este mecanismo se incluye en el cálculo del Factor X, precisamente en su componente T.

Dicho mecanismo es asimilable a considerar los valores de costos eficientes, obtenidos a partir de la comparación de empresas, como meta o punto de llegada al final del 3CRTP, y establecer una senda de convergencia anual hacia dicha meta con origen en los costos operacionales actualizados aprobados en el 2CRTP.

En términos generales la determinación de los costos eficientes para el 3CRTP fue desarrollada en dos etapas:

Etapa 1: actualización y adecuación de los costos regulatorios definidos en el 2CRTP para expresarlos en moneda homogénea a inicio del 3CRTP. El argumento de esta metodología es que los costos regulatorios aprobados en el 2CRTP son eficientes.

Etapa 2: análisis de benchmarking de costos operativos y determinación de un intervalo de valores esperados por distribuidora. La definición de los intervalos de costos toman en consideración ciertas características específicas de las áreas de concesión.

Las diferencias en los valores registrados entre las etapas 1 y 2 forman parte del ajuste al cálculo del Factor X.

Etapa 1: actualización de costos de AO&M aprobados en el 2CRTP

La Etapa 1, consiste primordialmente en la actualización de los costos eficientes aprobados en el 2CRTP, por las ganancias de productividad debidas a las economías de escala.

Los ajustes aplicados a los costos del 2CRTP son los que se presentan a seguir:

Exclusión los costos de Generación, debido a que en el 3CRTP son considerados en la parcela A, mientras que en el 2CRTP fueron considerados como componente de costo;

20 Uno de los principales objetivos perseguidos por la ANEEL en la implementación del método de Benchmarking es la reducción de la asimetría de la información.


Exclusión de Anualidades de vehículos, sistemas y edificios, este ajuste es debido a que tales egresos son incorporados en la BAR en el presente ciclo de revisiones tarifarias, siendo que en el 2CRTP se imputaron como costos.

Actualización por precios; por los índices IPCA (para las cuentas de personal) y por el IGP-M (Materiales y servicios).

Crecimiento del producto, de manera tal de ajustar las variables representativas del producto (consumidores, redes y consumo de energía por nivel de tensión), en función de la evolución registrada entre ambos CRTP, como una forma de aproximar a la variación en la escala.

Productividad: El índice de productividad fue calculado con base en la media de las economías de escala verificada en el período 2003-2009. Este valor es 0.782% anual y es único para todas las empresas. Las técnicas aplicadas a la estimación de los índices de eficiencia individual, para cada distribuidora, fueron la del Índice de Tornqvist, que para el período 2003-2009 dio por resultado 0,726% y la del índice de Malmquist que arrojó de 0,837% promedio. La proximidad de los valores de ambos índices, a nivel global como así también a nivel de cada empresa, demuestra la robustez de los métodos de estimación.

Como resultado de las actividades realizadas en la Etapa 1, se obtiene el valor actualizado de los costos de AO&M eficientes para el 3CRTP, este valor está dado por la siguiente fórmula:

∆

Dónde:

CO2: costos operacionales 2CRTP ajustados por inflación ΔP: variación del producto (dada por la suma de la tasa de crecimiento de clientes, la tasa de crecimiento de redes y la tasa de crecimiento del consumo facturado; ponderado por nivel de tensión) n: número de años entre la fecha base de 2CRT y el 3CRT. Etapa 2: análisis comparativo de empresas

El método utilizado en esta etapa es el conocido como Top-down, que consiste en partir de costos reales verificados por las distribuidoras, y hacer un análisis comparativo (benchmarking) de los indicadores de eficiencia.

El resultado de la Etapa 2 fue la definición de intervalos de costos eficientes para cada empresa definidos a partir de un benchmarking de mejores prácticas y considerando las variables ambientales que afectan los costos operacionales de cada área de concesión.

La estimación de los intervalos de eficiencia se hace en dos Fases:

Fase I: evaluación de los ratios insumo/producto.

Fase II: inclusión de las variables ambientales, es decir evaluación de las características específicas de cada área de concesión que afectan los costos operacionales de las Distribuidoras y definición de intervalo esperado de costos.

Fase I: Evaluación de los ratios insumo-producto

La Fase I se inicia con la conformación de dos grupos de empresas con base en el siguiente criterio:

Empresas Grandes: consumo anual > 1TWh;

Empresas Pequeñas: consumo anual < 1TWh


Posteriormente se realizan análisis de eficiencia, buscando identificar fronteras y mejores prácticas, para lo cual se recurrió a dos métodos: uno paramétrico Mínimos Cuadrados Ordinarios Corregido (COLS) y otro no paramétrico Análisis Envolvente de Datos (DEA).

El modelo DEA consideró rendimientos no decrecientes a escala, y se estimó una sola frontera para todos los años analizados con la técnica de datos panel, a los fines de contar con mayor número de observaciones para evitar el problema del tamaño muestral.

Los insumos considerados en el análisis de eficiencia fueron todos los costos operacionales, compuestos básicamente por personal, servicios de terceros, materiales e insumos, y otros costos operacionales.

Para el caso del método COLS, se especificó una función Cobb-Douglas:

𝑈

COit son los costos operacionales de la empresa i en el período t

MCit es el mercado de la empresa i en el período t, especificado por la energía entregada por nivel de tensión

UCit son las unidades consumidoras de la empresa i en el período t

R es la extensión de la red de la empresa i en el período t

La Tabla 24 presenta los resultados de las regresiones con base en la función arriba especificada.

Tabla 24 – Brasil: análisis paramétrica de la ANEEL

Fuente: NT 294/2011 - ANEEL

Para cada empresa se calculó la puntuación de eficiencia mediante el promedio aritmético de los índices de eficiencia obtenidos por cada uno de los métodos analizados.

Finalmente se calcula un índice de productividad relativa, dividendo el índice de eficiencia de cada empresa por la eficiencia media de las empresas que verificaron ganancias de eficiencia en el período 2003-2009.

Fase II: Incorporación variables ambientales

En esta fase se relevan los datos de las variables ambientales, es decir, de variables externas a las empresas, que afectan los valores unitarios de costos de AO&M.

Para cada grupo de empresas, Grandes (A) y Pequeñas (B), se identificaron diversas variables ambientales, y mediante la realización de regresiones se determinaron las variables que resultan significativas para explicar variaciones en los costos operacionales. La variable dependiente de las regresiones fue el índice de eficiencia promedio obtenido anteriormente.

Variable Coeficiente P_valor Variable2 Coeficiente3 P_valor4

Constante 6.68 0.00 Constante 5.86 0.00

U Consumidoras 0.25 0.00 U Consumidoras 0.12 0.11

Mercado 0.54 0.00 Mercado 0.72 0.00

Extensión de Red 0.11 0.00 Extensión de Red 0.12 0.00

R2 0.85 R2 0.92

Grupo A (Mayores a 1TWh) Grupo B (Menores a 1TWh)


Las variables ambientales que superaron los test de significación son las que se consignan en la siguiente tabla.

Tabla 25 – Brasil: variables ambientales

Para tener una aproximación del impacto de las variables ambientales se presenta la Figura Siguiente en la que se calcula dicho impacto como la diferencia entre el índice de eficiencia de la primera fase y el índice de eficiencia determinado con la inclusión de dichas variables ambientales.

Figura 14 – Brasil: Ajuste de eficiencia por variables ambientales – Distribuidoras de Gran Porte

Grupo A Grupo B

Nivel salarial Nivel salarial

Nivel de lluvias Nivel de lluvias

Complejidad en el combate

de PNT

Unidades consumidoras

por extensión de red

Unidades consumidoras por

conjunto

Fuente: Elaboración propia con base en ANEEL


Figura 15 – Brasil: Ajuste de eficiencia por variables ambientales – Distribuidoras de Pequeño Porte

Finalmente en la Fase II se determinan los límites del intervalo de eficiencia para cada empresa, tomando en consideración el impacto de las variables ambientales.

Adicionalmente se fija un límite a la aplicación de variables ambientales que consiste en un rango de variación máximo de 20 puntos porcentuales a la eficiencia de la fase 1, como una forma de acotar la variación en los registros de eficiencia consecuencia de las variables ambientales.

Construcción del intervalo final

En términos generales, la metodología para la determinación de los intervalos finales es la siguiente:

Se actualizan los costos operacionales contables del año 2009. (La actualización es por índice de precios, por variación de escala y por eficiencia.)

Se aplica el factor de eficiencia relativa definido en la fase I

Se aplican los límites por variables ambientales definidos en la etapa II

Finalmente de la comparación de los costos obtenidos por el método de ER de la Etapa I, y el método de Benchmarking de la Etapa II surge el ajuste a aplicar al factor X.

Ajustes en el cálculo del Factor X

Como se mencionara anteriormente, en el 3CRTP se definió un componente T, aplicado en el cálculo del Factor X, que tiene por finalidad el establecimiento de una trayectoria de transición en la determinación de los CO eficientes. El mecanismo de aplicación es el siguiente: Si los CO del 2CRTP actualizados, y ajustados por la ganancia de escala, se encuentran dentro del intervalo final de costos operativos (método de benchmarking) no se aplica el ajuste T al Factor X; de lo contrario se ajusta el Factor X por medio del componente T. El Factor T tiene un límite de +/- 2 puntos porcentuales del VPB, valor que es equivalente a +/- 4% de los CO, aproximadamente.



El tratamiento regulatorio general aplicado por ANEEL a las pérdidas de las distribuidoras consiste en definir valores “Objetivo”, tanto de Pérdidas Técnicas (PT) como para las Pérdidas No Técnicas (PNT). Una vez fijados tales valores, las empresas pueden apropiarse de las ganancias de eficiencia, en caso de que su desempeño resulte mejor que el objetivo regulatorio.

La clasificación de las pérdidas es la siguiente:

Pérdidas Técnicas PT: son pérdidas de distribución inherentes al proceso de

transporte, transformación de tensión y medición en energía en la red de la concesionaria.

Pérdidas No Técnicas PNT: son todas las demás pérdidas asociadas al proceso de

distribución de energía eléctrica, como ser hurto de energía, error de medición y/o de facturación. Las PNT se determinan de manera residual como la diferencia entre las pérdidas de distribución y las PT.

Las pérdidas regulatorias totales son incorporadas en la tarifa como un componente del VPA, básicamente en lo que se refiere al costo de generación y compra de energía (CE).

El incentivo al combate de las pérdidas no técnicas es consignado en los costos de AO&M eficientes, y constituyen por lo tanto un componente del VPB.

Pérdidas Técnicas

La ANEEL publicó en el Submódulo 7 del Procedimiento de Distribución (PRODIST) el mecanismo para la determinación de las PT, y el tratamiento regulatorio que se sintetiza a seguir:

AT: se calcula mediante flujos eléctricos con parámetros reales de las líneas y

equipos.

MT: se calculan las PT sobre la base de un modelo simplificado aproximado con

datos reales de la red (longitud de troncales, ramales, secciones, etc.).

BT: se calculan sobre la base de módulos típicos de red (transformador de MT/BT) y

red eléctrica asociada que cubren la demanda del área de concesión. Cada concesionaria realiza sus estudios, los cuales confronta con los estudios realizados por la ANEEL aplicando un programa específico (PERTEC).

Pérdidas No Técnicas

El enfoque regulatorio desarrollado por ANEEL para el tratamiento de las PNT presentó modificaciones en los distintos CRTP:

1CRTP las pérdidas objetivo para las concesionarias se determinaron con base en los valores verificados por cada concesionaria en años recientes;

2CRTP se incorporó, a los valores de PNT de años recientes, una comparación con algunas empresas de condiciones operacionales similares.

3CRTP se aplican técnicas de benchmarking donde los valores objetivos de PNT para

una distribuidora surge de la comparación de concesionarias con áreas de distribución de características semejantes, efectuada a través de un ranking de complejidad en el combate de pérdidas.

El esquema seguido por ANEEL es el siguiente:

La ANEEL, mediante un modelo econométrico, correlacionó los niveles de PNT de las empresas con variables “no controlables” como ser: entorno social (nivel de

criminalidad, educación, etc.) y entorno económico (e.g., acceso al servicio de agua por ductos).

En forma simplificada el modelo econométrico adoptado por ANEEL es el siguiente:


Donde la variable explicada es el porcentaje de PNT de baja tensión medido con relación a las PT calculadas para el 2CRTP.

La variable se refiere a las características socioeconómicas del área de concesión, es la fracción de PNT explicada por ineficiencia general de la

concesionaria i, y es la constante que recoge los efectos de las demás variables no especificadas en el modelo.

Es decir, el porcentaje de PNT es determinado por los efectos de las variables socioeconómicas, por la ineficiencia general de la distribuidora y por el efecto de otras variables no especificadas en la relación.

El método de estimación utilizado fue el de datos panel con efectos aleatorios, y los datos corresponden al período 2003-2008.

Se confeccionó un ranking de complejidad socioeconómica de la eliminación de las PNT por empresa. Este ranking surge de considerar los valores de las variables explicativas del modelo de regresión, observadas en el año 2008 para cada una de las empresas y multiplicarlas por los respectivos coeficientes de regresión.

Se desarrollaron tres modelos con la inclusión y exclusión de diferentes variables explicativas, (NT031/SRE/ANEEL). El índice de complejidad para cada empresa se obtuvo como la media simple de los índices calculados por los tres modelos.

A partir de dicho ranking se definió una Potencial Reducción de PNT, que surge de un benchmark para la concesionaria a partir de otras firmas con menores PNT de áreas de concesión comparables desde el punto de vista de la complejidad socioeconómica.

La meta para cada empresa es obtenida por un promedio ponderado (o esperanza matemática) de las pérdidas de la propia concesionaria y de las pérdidas de su benchmark, los ponderadores están dados por la incertidumbre estadística respecto a la probabilidad de cometer errores en la comparación entre las dos empresas.

Donde

Meta (aj)= Meta de PNT empresa i [%], conforme al modelo j; Prob (i,j) = Probabilidad que el benchmark esté en un área más compleja, conforme al modelo j; P(bench) = porcentaje PNT benchmark; P(i)= porcentaje PNT empresa i.

Como se aprecia, el esquema regulatorio definido por la ANEEL depende fuertemente de la correcta identificación de las empresas comparables.

En tal sentido la ANEEL, para dotar de mayor flexibilidad al análisis, determinó la meta de PNT de cada distribuidora con base en la formulación anterior, de este modo se suaviza la posibilidad de error dado que, a mayor certeza de que la empresa benchmark corresponda

efectivamente a un área más compleja, la meta se aproxima al nivel de PNT de dicha empresa, por el contrario, si la incertidumbre es muy alta se consideran las PNT de la empresa bajo análisis como límite regulatorio, y no las PNT de la empresa de referencia.

, = , × 𝑒 ℎ + 1 , ×


Trayectoria de reducción de PNT

Una vez identificada la meta a alcanzar para cada empresa, se estableció una trayectoria regulatoria de reducción de pérdidas, que es el resultado de la comparación entre la meta definida y el punto de partida (Nivel de PNT de la concesionaria para el año inmediato anterior al de inicio del período tarifario).

Las trayectorias están limitadas por una tasa máxima de reducción anual, que varía en función del cluster al que pertenezca la empresa analizada. De este modo, las empresas que se ubiquen en clusters de mayor dificultad de reducción de pérdidas tendrán un plazo mayor para alcanzar la meta regulatoria impuesta.

La conformación de los clusters toma en consideración las siguientes tres características:

• 1-Complejidad socioeconómica,

• 2-Nivel de pérdidas no técnicas,

• 3-Tamaño de la concesionaria.

Se establecieron dos grupos de clusters de reducción de PNT, para empresas con índices de complejidad superior a 0.16 y para índices de complejidad inferior a 0.16, los cuales se presentan a continuación.

Tabla 26 – Brasil: Clusters de reducción de PNT para complejidad > 0.16

Tabla 27 – Brasil: Clusters de reducción de PNT para complejidad < 0.16


El tratamiento de la calidad de los servicios se encuentra contemplado de dos maneras en el marco regulatorio de Brasil, por una parte el incumplimiento de los valores objetivos de calidad del servicio y la potencia genera, para las concesionarias, la aplicación de multas y la obligación de compensaciones a los usuarios. Por otra parte los incentivos a la mejora en la calidad de los servicios se incorporan a la tarifa de las concesionarias a través del componente Q del Factor X.

Cluster Característica Critério de enquadramentoLimite de redução

anual

Cluster 1 Dist com PNT altas PNT/BT > 20% 2.0%

Cluster 2Dist pequeno porte com PNT

médias

8,5% < PNT/BT < 20%

Consumidores > 1,6 M1.4%

Cluster 3Dist de grande porte com

PNT médias

8,5% < PNT/BT < 20%

Consumidores < 1,6 M1.0%

Cluster 4Dist com PNT médias e

baixasPNT/BT < 5% 0.0%

Fuente: ANEEL

Cluster Característica Critério de enquadramentoLimite de redução

anual

Cluster 1 Dist com PNT altas PNT/BT > 20% 2.5%

Cluster 2Dist pequeno porte com PNT

médias

8,5% < PNT/BT < 20%

Consumidores > 1,6 M1.7%

Cluster 3Dist de grande porte com

PNT médias

8,5% < PNT/BT < 20%

Consumidores < 1,6 M1.4%

Cluster 4Dist com PNT médias e

baixas5% < PNT/BT < 8,5% 0.6%

Cluster 5 Dist com PNT muito baixas PNT/BT < 5% 0.0%

Fuente: ANEEL


En cuanto al tratamiento regulatorio de la calidad del servicio, en el módulo N° 8 del PRODIST, se fijan los estándares, criterios y el mecanismo de verificación para el cumplimiento de la calidad.

Los aspectos de la calidad del servicio sujetos a evaluación por parte de la ANEEL son:

Calidad del producto: se refiere a la conformidad de la tensión, y a las

perturbaciones de la misma.

Calidad del servicio: se vincula con la continuidad del suministro, es decir,

con la frecuencia y la duración de las interrupciones del servicio. Continuidad del suministro

El desempeño de las concesionarias en cuanto a continuidad de servicio es medido por ANEEL con base en indicadores promedios e indicadores individuales.

Los indicadores promedio son los siguientes:

• Duración Equivalente de Interrupción por Unidad Consumidora (DEC): número de horas promedio que un consumidor se queda sin servicio de energía eléctrica durante un período de observación mensual.

• Frecuencia Equivalente de Interrupción por Unidad Consumidora (FEC): número de veces en promedio que una unidad consumidora se queda sin servicio durante un período de observación mensual.

Las metas de DEC y FEC se definen en una Resolución específica de ANEEL, a partir de los valores promedios móviles de los últimos doce meses.

En el año 2000, la ANEEL implantó adicionalmente, tres indicadores individuales de calidad, de este modo los indicadores DEC y FEC se continúan registrando y utilizando para incentivo a la eficiencia, y para su incorporación en la fórmula del Factor X, sin embargo las penalizaciones y compensaciones a los usuarios por deficiencias en la continuidad del suministro se aplican con base en los indicadores individuales.

Los indicadores individuales de calidad son:

• Duración de Interrupción a la Unidad Consumidora (DIC)

• Frecuencia de Interrupción a la Unidad Consumidora (FIC)

• Duración Máxima por Interrupción de la Unidad Consumidora (DMIC).

Los indicadores DIC y FIC miden cuanto tiempo, y el número de veces respectivamente, que una unidad consumidora específica quedó sin servicio de energía eléctrica, durante un período determinado.

El DMIC limita el tiempo máximo de cada interrupción. Este indicador se fiscaliza desde el año 2003.

Los límites para los indicadores de continuidad individuales (DIC, FIC y DMIC) para los niveles de tensión comprendidos entre 69kV y 230 kV se presentan a seguir:

Tabla 28 – Brasil: Tolerancias Continuidad del Servicio Individual.

DMIC (Horas)

A T M A T M M

Interconectado 5.0 3.0 2.0 5.0 3.0 2.0 1.5

Aislado 6.0 4.0 3.0 6.0 4.0 3.0 2.5

Fuente: PRODIST Módulo 8

Unidades consumidoras con Tensión 69kV<T<230kV

SistemaDIC (Horas) FIC (Interrupc)


Los límites de los indicadores individuales DIC se encuentran vinculados a los límites anuales establecidos sobre los indicadores promedios DEC, de la misma forma, los límites de los indicadores FIC están determinados en función a los límites de los indicadores FEC.

Compensaciones

Los usuarios para los cuales se verifiquen incumplimientos, por parte de las distribuidoras, en los límites de tolerancias mensuales, trimestrales o anuales, deberán ser compensados por las mismas.

El cálculo de las compensaciones se efectúa con base en el porcentaje de exceso del límite de tolerancia, valorizado al costo promedio de uso del sistema de distribución y ajustado por un coeficiente asociado al nivel de tensión al cual se encuentra conectada la unidad consumidora.

Compensación DIC

La formulación matemática es:

(

)

𝑈 𝑚

𝑒

Dónde:

es la duración de la interrupción verificada.

es la duración de la interrupción límite para el período.

𝑈 𝑚 es el costo promedio de utilización del sistema de distribución

730 es el número de horas promedio de un mes

𝑒 es un factor de ponderación asociado a la tensión, de la siguiente manera:

BT = 15

MT = 20

AT = 27 De esta forma la compensación por incumplimiento del parámetro DIC en baja tensión es de 15 veces el costo promedio de uso del sistema de distribución, en tanto que en alta tensión la compensación se fija en 27 veces el costo de uso del sistema.

Compensación FIC

La especificación matemática de la compensación es:

(

)

𝑈 𝑚

𝑒

Dónde:

es la Frecuencia de la interrupción verificada.

es la Frecuencia de la interrupción límite para el período.

Nivel de tensión

Para cada región, ANEEL determina los valores en los cuales las concesionarias deben garantir niveles de tensión estables.


La fiscalización del cumplimiento de dichas metas, es realizada por la ANEEL, con base en indicadores individuales:

Duración Relativa de Transgresión de la Tensión Precaria (DRP)

Duración Relativa de Transgresión de la Tensión Crítica (DRC)

Índice de Unidades Consumidoras con Tensión Crítica (ICC), el cual es un indicador colectivo.

Aquellos clientes en los que las condiciones de los servicios prestados por las distribuidoras no cumplieron con los límites definidos en los indicadores DRP o DRC deben ser resarcidos. Análogamente al caso de la continuidad del suministro, el resarcimiento es determinado en función al porcentaje de exceso de los indicadores DRP y DRC respecto de los límites de tolerancia, valorizados al costo de uso del sistema de distribución y ponderados por el nivel de tensión al que se encuentran conectados los consumidores (esto último se aplica específicamente al indicador DRC).

La formulación matemática para el cálculo del resarcimiento es la que se presenta a continuación:

[(

) (

) ] 𝑈

Dónde: k1 = 0, si DRP ≤ DRPM; k1 = 3, si DRP > DRPM; k2 = 0, si DRC ≤ DRCM; k2 = 7, para unidades consumidoras atendidas en BT, si DRC > DRCM; k2 = 5, para unidades consumidoras atendidas en MT, si DRC > DRCM; k2 = 3, para unidades consumidoras atendidas en AT, si DRC > DRCM; DRP = valor del indicador DRP en %, correspondiente a la última verificación; DRPM = 3 %; DRC = valor del indicador DRC en %, correspondiente a la última verificación; DRCM = 0,5 %; EUSD = cargo por uso del sistema de distribución referente al mes de inicio de la medición


La estructura tarifaria, de los servicios de distribución de energía eléctrica, vigente en el presente período tarifario se encuentra definida en la Res 498/2012, submódulo 7.1 del PRORET.

El punto de partida para la determinación del esquema tarifario es el cálculo del Ingreso Requerido, el cual se obtiene en los respectivos PRORET.

El Ingreso Requerido contiene los distintos aspectos tarifarios que forman el VPA y el VPB, estos elementos incluyen los costos de inversión, los de AOM, las pérdidas técnicas y no técnicas, y los costos no gestionables vinculados a la parcela A relacionados con las compras de energía y con los cargos de uso del STN. Adicionalmente se definen funciones de costos, las cuales se agrupan para formar las tarifas.

Se distinguen así, los siguientes tipos de tarifa con base en dichas funciones de costos:

a- TUSD: Tarifa de Uso del Sistema de Distribución

b- TE: Tarifa de Energía

A partir de dichas funciones se determinan diferentes modalidades tarifarias considerando, bandas horarias de consumo, modalidad y grupo tarifario.


Las TUSD se diferencian por: período, grupo y modalidad tarifaria.

En lo relacionado con la banda horaria se tiene:

1- Punta: período de tres horas consecutivas definidas por la ANEEL, con base en la curva de carga del sistema.

2- Intermedio: período de 2 horas, una anterior y una posterior al período punta.

3- Fuera de Punta: horas consecutivas complementarias a las definidas anteriormente.

En cuanto a la modalidad tarifaria se tienen las siguientes alternativas:

1- Modalidad Tarifaria Azul: se aplica a unidades del grupo tarifario A, se presenta un esquema de tarifa diferenciada, para el consumo de energía y para la demanda de potencia, de acuerdo con la banda horaria.

2- Modalidad Tarifaria Verde: se aplica al grupo A, se trata de una única tarifa por demanda de potencia y tarifas de energía diferenciadas por banda horaria.

3- Binómica Convencial: tarifas de demanda de potencia y de energía independientes de la banda horaria de consumo.

4- Modalidad Tarifaria Blanca: se aplica a las unidades del grupo B (excepto al grupo B1 de baja renta y al grupo B4), se trata de tarifas de energía diferenciada de acuerdo a las horas del día.

5- Monómica Convencional: se aplica a las unidades del grupo B. Se trata de tarifas por consumo de energía independientes de la banda horaria.

6- Tarifa de Generación: aplicada a las centrales generadoras conectadas a los sistemas de distribución, se fija tarifas de demanda de potencia independientes del horario del día.

7- Tarifas de distribución: se aplica a distribuidoras interconectadas, son tarifas de potencia diferenciadas por banda horaria y tarifas de energía.

El esquema regulatorio brasileño incluye un esquema de subsidios para los consumidores de bajos recursos, Baixa Renda, que pagan una menor tarifa por kWh. El costo de ese esquema se traslada a los restantes consumidores a través de subsidios implícitos en la tarifa.


En octubre de 2013 la ANEEL emitió las NT 452 y 453 con la finalidad de sentar las bases para la discusión conceptual referida a la metodología a definir para el 4CRTP.

Se presenta a seguir, un resumen con el tratamiento dado en cada ciclo de revisión tarifaria, a los principales bloques regulatorios. Se incluyen también las propuestas para el 4CRTP que se desprenden de las NT 452 y 453 de 2013.

Ciclos Tarifarios

Hasta la fecha se han desarrollado 3 ciclos de revisiones tarifarias periódicas

1CRTP 2003 a 2006,

2CRTP 2007 a 2010

3CRTP 2011 a 2014

Es reconocido por la ANEEL que las largas discusiones respecto de las definiciones metodológicas aplicables a las revisiones tarifarias han conducido a una serie de problemas y a la adopción de revisiones tarifarias provisorias. Esta situación atenta contra el incentivo a la eficiencia que se pretende dar mediante otro instrumento como es la estabilidad en las reglas.


En tal sentido ANEEL propone la eliminación de los ciclos tarifarios. En su reemplazo se contará con una regla de revisión aprobada para todas las concesionarias. Cada tema o bloque regulatorio sería tratado de manera independiente y se fijarían las reglas para aplicar a las revisiones tarifarias de todas las concesionarias.

En la medida en que las empresas pasan por revisiones tarifarias en momentos diferentes, los parámetros aplicables a cada una de ellas serán diferentes, sin embargo la regla metodológica sería única y predeterminada.

Procedimientos Generales

En los procedimientos generales desarrollados en todos los CRTP se define el reposicionamiento tarifario que como se vio anteriormente, depende de los componentes VPA y VPB.

En cuanto a los ítems que conforman el VPB no hay alteraciones significativas entre diferentes CRTP, sin embargo, una fuerte discusión se genera en lo atinente a la referencia temporal o Año Base:

En la segunda revisión tarifaria de Escelsa (2001) se adoptó el método de Año Base Realizado, costos y mercado se definían con referencia a los últimos doce meses verificados.

1CRTP y 2CRTP: Año Base Proyectado: se proyectaban los próximos doce meses.

3CRTP: se vuelve al Año Base Realizado

En la práctica lo que ocurre es que los costos en general crecen menos que el mercado, ello debido a la parcela de costos fijos. Por ello al usar el Año Base Realizado es necesario descontar de la tarifa proyectada las ganancias de productividad proyectadas.

Para el 4CRTP la ANEEL propone continuar con el esquema del 3CRTP dadas sus ventajas de simplicidad y robustez.

Costo de Capital

Para los tres CRTP se aplicó el método WACC/CAPM, sin embargo, hubo algunas modificaciones en los parámetros considerados:

1CRTP: para el costo del equity se utilizó el beta calculado a partir del mercado americano ajustado por la estructura de capital de Brasil. Se adicionaron los premios de riesgo cambiario y regulatorio.

2CRTP: se mantuvieron los parámetros del 1CRTP.

3CRTP: para la estructura del capital se usaron series construidas con información de

empresas de Brasil. Además se eliminaron los riesgos regulatorios y cambiarios.

En cuanto a las propuestas para el 4CRTP se tienen las siguientes:

Considerar series del mercado de USA

No considerar los premios adicionales (cambiario y regulatorio)

Estandarizar el tamaño de las series a través de la aplicación de una ventana móvil.

Base de Remuneración

El enfoque genera adoptado fue el de la segmentación de la BRR en una base inicial Blindada (Brownfield) y una base incremental.

1CRTP el método para evaluar la base de activos fue Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (DORC). No se consideraron las innovaciones tecnológicas y se aplicó un índice de aprovechamiento.

2CRTP la base de activos aprobada en el 1CRTP se consideró blindada. Y se definió la base incremental.


3CRTP se repitió la metodología del segundo ciclo, nuevamente se utilizó el banco de precios de las concesionarias debido a que ANEEL no disponibilizó el banco de precios referenciales.

Alternativas propuestas:

En cuanto al método de valuación se considera que el CROD es un método maduro y que representa una regla estable y simple, por ello se propone continuar con tal esquema.

Una cuestión adyacente es si corresponde efectuar un blindaje o una re evaluación de la base. Se sugiere mantener el criterio de blindaje pues refleja la decisión tomada en un momento determinado a los precios disponibles.

Costos operacionales

En lo referente al tratamiento de costos operacionales se dieron las siguientes modificaciones:

1CRTP: se aplicó el método de Empresa de Referencia (ER) que consiste en estimar, en forma desagregada, los costos de cada actividad o proceso.

2CRTP: se vuelve a usar el enfoque de ER pero se incorpora un esquema de análisis de consistencia global. Dicho esquema no fue disponibilizado por la ANEEL ni discutido en Audiencia Pública.

3CRTP: no se aplica más el ER debido a la alta asimetría de la información. Los valores obtenidos en el 2CRTP se actualizan por la ganancia de productividad y se incorpora un análisis de benchmarking, estableciendo también una senda de convergencia a la eficiencia.

Para el 4CRTP se propone continuar con el método de benchmarking. En cuanto a la firma peer o referencia, se propone que las tarifas sean definidas considerando una única referencia de eficiencia. Adicionalmente se sostiene que las empresas muy ineficientes no deben ser parte de la muestra para determinar la eficiencia media, pues se generaría un premio sobredimensionado para las empresas eficientes.

Factor X

1CRTP y 2CRTP, se utilizó la metodología del Flujo de caja descontado.

3CRTP se incorpora la metodología de la Productividad Total de los Factores y un factor T de transición.

Para el 4CRTP se propone continuar con el método de TFP pero incorporar en el factor T a los capex, de manera de considerar toda la parcela B.

Pérdidas no Técnicas

1CRTP, el valor de referencia se basaba en la media histórica de la concesionaria

2CRTP se adopta un método de benchmarking para definir el valor regulatorio de las perdidas. La comparación se hace con un índice de complejidad en el combate de pérdidas, que recoge las condiciones socioeconómicas del área de concesión.

3CRTP se mantiene el esquema del 2CRTP pero se fijan dos cluster de diferentes velocidades para la convergencia la meta regulatoria

Para el 4CRTP se propone mantener el esquema de benchmarking pero adicionalmente se plantea buscar un mecanismo de incentivar a combatir las pérdidas a empresas con niveles muy bajos de ellas. Al igual que el establecimiento de un máximo tolerable de pérdidas para las empresas menos eficientes en el combate.


Calidad

1CRTP se aplicaba un componente Xc para ajustar el Factor X, ese componente se definía a partir del Índice ANEEL de Satisfacción del Consumidor – IASC. El valor de Xc estaba acotado a -1% y +1%.

2CRTP se excluye el factor Xc debido a la subjetividad del IASC

3CRTP se incorpora el componente Q en el Factor X. El valor del componente Q depende del desempeño considerando los indicadores DEC y FEC. El factor Q está también acotado a -1% y +1%.

4.3 Chile


4.3.1.1 Demanda y generación

En Chile existen básicamente seis sistemas eléctricos independientes: el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abastece la Primera y Segunda Regiones administrativas; el Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece desde la Tercera a la Décima Región; el Sistema de Aysén en la Décimo Primera Región y el Sistema de Magallanes en la Décimo Segunda Región, que incluye tres sistemas denominados medianos. Cada uno de los dos primeros sistemas posee capacidad instalada de generación superior a los 200 MW, además se les llama sistema interconectado, en el sentido que configuran cada una red que es operada en forma coordinada por su propio organismo coordinador, denominado Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC); los restantes cuatro sistemas son sistemas medianos, es decir, cada uno posee capacidad instalada de generación inferior a 200 MW y superior a 1.500 KW y al igual que los sistemas interconectados, no se encuentran conectados entre sí. Este último grupo de sistemas se agrupa en dos sistemas eléctricos a saber, el sistema eléctrico de Aysén que incluye las instalaciones del sistema del mismo nombre y el sistema eléctrico de Magallanes que incluye las instalaciones de los sistemas medianos de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir.

La generación en Chile depende principalmente de recursos hídricos y de la importación de hidrocarburos. El país carece de recursos petroleros significativos, por lo que el petróleo es importado. El gas natural también es importado mediante dos terminales de regasificación de GNL, Quintero y Mejillones. Existen seis gasoductos desde Argentina, aunque los volúmenes transados en los últimos años prácticamente han sido nulos.

El SIC es el principal sistema eléctrico chileno, que alimenta al 92% de la población del país. El SIC abastece una demanda que corresponde mayoritariamente a clientes regulados, y que constituye el 69% del consumo total. El SIC tiene una capacidad instalada de 13.481MW pertenecientes en su mayor parte a tres empresas generadoras (Endesa 39% y Colbún 19%, ambas con relevante generación hidráulica, y AES Gener, 10% mayoritariamente térmica). El SING contaba con una capacidad instalada de 3988 MW en 2012 y el 89% de la demanda corresponde a grandes consumidores mineros e industriales.

El SING tiene una interconexión en 345 kV con una central generadora emplazada en Argentina, cuya capacidad instalada es de 642,8 MW. Durante 2012 el aporte de esta central al SING fue nulo.


Figura 16 – Chile: Sistema Eléctrico Chileno

Fuente: Desafíos del sector eléctrico en Chile, presentación del Ministro Jorge Bunster Betteley en el Seminario SONAMI, abril 2013

4.3.1.2 Red de transmisión

La casi totalidad del sistema de transmisión de alta y extra alta tensión (154-220 y 500 kV), pertenece a la empresa privada Transelec S.A. junto a su filial Transelec Norte. Esta empresa es la propietaria y operadora de la gran mayoría de las instalaciones troncales de transmisión eléctrica que conforman el Sistema Interconectado Central, SIC, como asimismo de una parte del Sistema Interconectado del Norte Grande, SING.

A los efectos regulatorios el sistema de transmisión chileno se divide en tres sistemas:

Sistema Troncal: constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que son económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico respectivo. El sistema de transmisión troncal tiene instalaciones en tensiones de 220 kV y superiores y presenta una variabilidad relevante en la magnitud y dirección de los flujos de potencia para diferentes escenarios de disponibilidad del parque generador.

Sistema de Subtransmisión: cada sistema de subtransmisión está constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras.

Sistema Adicional: constituido por las instalaciones de transmisión que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, y por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico.

Las tensiones de transmisión más utilizadas en Chile son: 500 kV, 220 kV, 154 kV, 110 kV y 66 kV. Las siguientes tablas muestran las longitudes de las líneas de los sistemas SIC y SING en diciembre de 2011.


Tabla 29 – Chile: Líneas de Transmisión del SIC – Dic. 2011

Fuente: CNE con base en Anuario CDEC-SIC

Tabla 30 – Chile: Líneas de Transmisión del SING – Dic. 2011

Fuente: CNE con base en Anuario CDEC-SING

4.3.1.3 Redes de distribución

La distribución sujeta a regulación de precios se define como aquella actividad que realiza el transporte de potencia y energía eléctrica a niveles de voltaje de 23 KV o menos, y se encarga del suministro de energía a consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a los 2.000 KW (kilowatts), con excepción de aquellos clientes que contraten condiciones especiales de suministro o que, teniendo una potencia conectada superior a los 500 KW e inferior o igual a los 2.000 KW, hayan optado por suscribir un contrato libre. Por otro lado, las empresas generadoras pueden vender energía a clientes de potencia conectada superior a 2.000 KW, o bien clientes que contraten condiciones especiales de suministro o que, teniendo una potencia conectada superior a los 500 KW e inferior o igual a los 2.000 KW, hayan optado por suscribir un contrato libre, algunos de los cuáles se encuentran físicamente instalados en las zonas de concesión de una distribuidora y por lo cual deberán pagar un peaje de distribución, en caso de que usen la red de la distribuidora. Este peaje también se encuentra regulado en la Ley.

En síntesis, la actividad de distribución comprende dos subactividades:

1) Transporte de potencia y energía eléctrica en redes de 23 kV o menos 2) Suministro de energía a consumidores con potencia conectada de 2.000 kW o

menos.

Tensión

(kV)

Longitud

Aprox.

(km)

Proporción

(%)

500 1.001,3 7,8%

220 4.299,7 33,3%

154 990,2 7,7%

110 2.662,4 20,6%

66 3.527,1 27,3%

44 309,3 2,4%

33 128,6 1,0%

TOTAL 12.918,6 100,0%

Tensión

(kV)

Longitud

Aprox.

(km)

Proporción

(%)

345 408,0 5,7%

220 4.966,6 70,0%

110 1.311,9 18,5%

100 57,6 0,8%

69 17,0 0,2%

66 338,8 4,8%

TOTAL 7.099,8 100,0%


El punto 2 no implica que no puedan conectarse usuarios de más de 2.000 kW (con límites técnicos), sino que en ese caso son consumidores libres, a los que el distribuidor está obligado a suministrar transporte a cambio de un peaje pero NO energía a precio regulado.

Los clientes con demanda mayor o igual a 500 kW pueden optar por ser clientes libres pero si deciden permanecer como clientes regulados, el distribuidor está obligado a suministrarles energía a precio regulado. Los consumidores con cargas mayores a 2MW son obligatoriamente clientes libres.

Aunque hay 34 empresas distribuidoras, el 81% del total de los clientes es abastecido por seis empresas. Chilectra y CGED son las empresas con mayor participación de mercado; en conjunto, ambas abastecen a 2.8 millones de clientes y suministran cerca del 63% de la energía entregada al sistema.

La siguiente tabla detalla las principales características de las empresas distribuidoras consideradas por la CNE en la fijación tarifaria del año 2012.


Tabla 31 – Chile: empresas Distribuidoras de energía eléctrica

Fuente: CNE



El marco regulatorio que introdujo la competencia en el mercado de generación fue implementado hace ya treinta años. Actualmente, no hay participación empresarial del Estado en el sector.

El marco regulatorio vigente está compuesto por una serie de leyes, reglamentos y normas, que regulan la producción, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, y la provisión de los servicios complementarios a estas actividades y los servicios asociados al suministro de electricidad.

A continuación se listan los principales cuerpos normativos vigentes:

Ley General de Servicios Eléctricos (DFL-4/2007)

Nombre

empresakm red AT km red BT Clientes Energía MWh

Emelari 317,647 539,985 67,877 234,785

Eliqsa 585,132 529,474 84,626 444,202

Elecda 647,196 1,041,805 152,688 749,589

Emelat 998,267 718,489 88,119 553,497

Chilquinta 2,930,369 4,200,792 504,013 1,982,603

Conafe 4,194,233 3,132,769 338,677 1,301,670

Emelca 68,312 52,437 5,499 13,848

Litoral 314,125 523,706 47,941 61,397

Chilectra 4,851,888 9,229,996 1,587,632 10,674,790

EEC 71,234 131,102 19,841 62,707

Til Til 71,920 52,647 3,208 12,317

EEPA 124,971 316,210 50,622 201,724

Luz Andes 6,747 17,159 178 721

Emelectric 6,453,987 2,904,964 224,888 973,713

CGED 9,999,947 11,220,522 1,306,029 6,245,364

Coopelan 1,337,142 417,068 14,882 59,409

Frontel 10,847,503 5,578,302 300,301 692,174

Saesa 8,885,788 4,203,362 345,142 1,592,863

Edelaysén 1,704,507 515,635 35,232 109,034

Edelmag 319,684 521,261 52,976 243,887

Codiner 1,860,899 234,083 1,097 41,448

Edecsa 454,304 77,988 4,274 4,037

CEC 357,574 120,367 84 94,808

Emetal 1,383,169 397,236 20,791 84,337

LuzLinares 1,108,027 501,596 2,488 82,091

LuzParral 1,504,968 445,885 17,637 50,537

Copelec 3,041,628 1,104,869 39,554 91,181

Coelcha 998,467 360,754 10,266 37,255

Socoepa 979,455 99,341 473 21,812

Cooprel 609,041 11,589 5,469 24,992

Luz Osorno 2,977,328 280,985 18,386 107,337

CRELL 976,594 564,947 20,055 53,168

Enelsa 638,685 135,827 11,072 42,974


o Rige las concesiones y permisos, el transporte de energía eléctrica, la explotación de los servicios eléctricos y el suministro y las tarifas. Incluye lo dispuesto en la LGSE, la Ley Corta I, Ley Corta II y Ley ERNC, entre otras.

o Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto 327): Reglamenta la ejecución y aplicación de la Ley General de Servicios Eléctricos.

o Reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras (Decreto 62) Reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras.

o Reglamento de servicios complementarios (Decreto 130) Reglamento que establece las disposiciones aplicables a los servicios complementarios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema.

o Norma para la aplicación del artículo N°148 del DFL-4 (Resolución 386 exenta)

o Reglamento que establece normas para la adecuada aplicación del artículo 148 del DFL-4, que dice relación con los aumentos o disminuciones temporales de consumo que pueden convenir las empresas generadoras con los clientes regulados con el fin de regular el consumo eléctrico.

o Reglamento del Panel de Expertos (Decreto 181) Reglamento que establece los procedimientos para la operación del Panel de Expertos, instancia establecida en el título VI de la Ley General de Servicios Eléctricos.

o Reglamento para la fijación de Precios de Nudo (Decreto 86) Reglamento que establece los procedimientos para la determinación y la fijación de los Precios de Nudo.

Ley ERNC (Ley 20.257/2008)

o Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, estableciendo la obligatoriedad para las empresas de generación eléctrica de acreditar un mínimo de 5% de sus inyecciones de energía con fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC), ya sea directa o indirectamente. El porcentaje debe aumentar paulatinamente hasta alcanzar 10% en el año 2024.

o Reglamento de la Ley ERNC (Resolución 1.278 Exenta) Norma la implementación de la Ley ERNC (Ley 20.257), que exige a las empresas de generación eléctrica inyectar un determinado porcentaje de energía a partir de fuentes renovables no convencionales.

Ley Corta I (Ley 19.940/2004) o Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos con el

objetivo principal de regular la toma de decisiones y el desarrollo de la expansión de la transmisión de electricidad. También establece incentivos para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación.

o Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación (Decreto 244). Reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación establecidos mediante las modificaciones de la ley corta I a la ley general de servicios eléctricos. Establece condiciones de conexión, la posibilidad de optar a vender la energía a régimen de precio estabilizado y establece ciertas exenciones del pago por el uso del sistema de transmisión troncal.

Ley Corta II (Ley 20.018/2005)


o Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos con el objetivo principal de estimular el desarrollo de inversiones en el segmento de generación a través de licitaciones de suministro realizadas por las empresas de distribución.

o Reglamento de las licitaciones de suministro de energía (Decreto 4) Reglamenta el proceso de las licitaciones de suministro de energía para satisfacer el consumo de los clientes regulados que, de acuerdo a la Ley General de Servicios Eléctricos, deben realizar las empresas de distribución. Versión de 06-02-2010.

Ley para el pago de generadoras residenciales (Ley 20.571/2012)

o Ley que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos con el objetivo de regular el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales. Autoriza a los usuarios finales a inyectar energía eléctrica a la red de distribución a través de su empalme de conexión, sujeto a que se trate de generación ERNC y que la capacidad no exceda los 100 kW. Versión con vigencia diferida sujeta a la publicación del reglamento de la ley.

Ley 19657/2000 sobre concesiones de energía geotérmica

o Regula la otorgación de concesiones y licitaciones para la exploración o la explotación de energía geotérmica, las servidumbres, las funciones del Estado y las condiciones de seguridad. Fija también el marco para las relaciones entre los concesionarios, el Estado, los dueños del terreno superficial, los titulares de pertenencias mineras y las partes de los contratos de operación petrolera o empresas de exploración y explotación de hidrocarburos, y los titulares de derechos de aprovechamiento de aguas.

Reglamento subsidio líneas de transmisión para facilitar acceso a troncal a proyectos ERNC (Res. 370)

o Establece un subsidio para líneas de transmisión adicionales destinadas a dar conexión al SIC o SING a proyectos de generación ERNC. El subsidio opera en caso de una demanda menor a la proyectada, reduciendo el riesgo de la inversión. Con el objeto de favorecer la asociación, el transmisor que postule al subsidio deberá dar conexión a al menos tres proyectos ERNC. El monto del subsidio tiene un tope de 18.000 UF anuales (del orden de 700.000 US$), y aplica entre los años 6 y 10 de la operación de la línea.

Franquicia tributaria para colectores solares (Ley 20.365/2009)

o La ley entrega una franquicia tributaria -que va entre un 20% a un 100% del valor del sistema solar térmico- a la instalación de colectores solares en viviendas nuevas de hasta 4.500 U.F

o Reglamento de la franquicia tributaria para colectores solares (Decreto 331) Norma la implementación de la Ley 20.365, estableciendo condiciones técnicas de los sistemas solares térmicos.

Ley para resguardar la seguridad en el suministro a los clientes regulados y la suficiencia de los sistemas eléctricos (Ley 20.220/2007).

Creación del Ministerio de Energía (Ley 20402/2009)

Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) Documento técnico que establece exigencias mínimas para diseño de instalaciones y estándares de seguridad y calidad de servicio, entre otros.

Procedimiento para otorgar concesiones eléctricas (Ley 20.701/2013) Esta ley ha sido promulgada hace pocos días y responde a modificaciones al DFL N° 1 que hará más expeditos los procedimientos para otorgar concesiones, contribuyendo al impulso de la inversión y la competitividad en el mercado eléctrico, dando mayor certeza al sistema y evitando problemas de abastecimiento.


Ley 20/25 de ERNC que duplica meta de ERNC de 10% al 2024 contemplada en la Ley N° 20.257 de 2008 para pasar a un 20% el 2025.

En lo que refiere a la organización institucional del sector, la Ley Nº 2.224 de 1978 creó la Comisión Nacional de Energía (CNE), órgano encargado de la regulación de precios, elaboración de la política y promoción de los cambios legales, reglamentarios, y normativos para el buen funcionamiento del sector. La Ley Nº 18.410 de 1985 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción fijó las atribuciones y responsabilidades de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), órgano fiscalizador del sector.

La actual organización institucional del sector energético quedó definida a partir de la aprobación de la Ley Nº 20.402 que crea el Ministerio de Energía, que entró en vigencia el 1 de febrero del año 2010. Este ministerio fue concebido como el órgano superior de colaboración del Presidente de la República en las funciones de gobierno y administración del sector de energía.

El objetivo general del Ministerio de Energía es elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía.

Con las definiciones de la Ley Nº 20.402, quedó establecido que el sector energía comprende todas las actividades de estudio, exploración, explotación, generación, transmisión, transporte, almacenamiento, distribución, consumo, uso eficiente, importación y exportación, y cualquiera otra materia que concierna a la electricidad, gas, petróleo y derivados, energía nuclear, geotérmica y solar, y demás fuentes energéticas.

La siguiente figura describe la organización institucional vigente.

Figura 17 – Chile: Organización del sector energético

Fuente: Ministerio de Energía de Chile


4.3.2.2 El Mercado Mayorista

Mercado Spot

El precio spot es igual al costo marginal de corto plazo del sistema o el costo de falla si se está en racionamiento, excluyendo de la formación de precios las máquinas en operación forzada por razones técnicas. Los precios spot de energía y potencia en el mercado mayorista en los distintos nudos se calculan utilizando factores de penalización de energía y de potencia de punta que consideran las pérdidas marginales de transmisión de energía y de potencia.

Al mercado spot concurren exclusivamente los generadores, para comercializar en él las diferencias entre su generación real y las ventas pactadas en contratos.

Los distribuidores no participan en el mercado spot y deben adquirir la totalidad de su energía mediante contratos21. En el caso de los clientes sujetos a fijación de precios, dichos contratos deben ser licitados públicamente.

Las distribuidoras eléctricas están obligadas a disponer de manera permanente de contratos de suministro eléctrico para abastecer a sus clientes regulados para un horizonte mínimo de tres años. A esos efectos, deben licitar públicamente el 100% del suministro destinado a abastecer el consumo de sus clientes regulados.

Mercado de contratos

La regulación de los contratos se modificó como resultado de las disposiciones de la Ley Corta II.

Los precios de los contratos entre generadores y distribuidores suscritos con anterioridad a la promulgación de la Ley Corta II, están regulados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y deben ser iguales a los denominados precios de nudo (hoy precios de nudo de corto plazo), calculados cada seis meses. Existen precios de nudo de energía y potencia.

Para el cálculo de los precios de nudo de corto plazo de energía se parte de un precio básico de la energía, que es el promedio móvil actualizado de los precios spot de energía esperados durante los siguientes 48 meses, en el nudo que representa el centro de carga del sistema. Los precios de nudo de la energía en los demás nudos resultan de multiplicar el precio básico en el centro de carga por factores de penalización originados en las pérdidas marginales de cada sistema.

Para el cálculo de los precios de nudo de la potencia, se parte del precio básico mensual de la potencia firme, que se determina como la mensualidad por kW instalado de los costos de capital y costos fijos de operación y mantenimiento de una turbina a gas de referencia, con un margen de reserva. Existe un factor de penalización para determinar el precio de nudo de la potencia en los distintos nodos del sistema, a partir de dicho precio básico.

En el caso de que los precios monómicos resultantes de los precios de nudo de energía y potencia tuviesen un desvío de más de un 5% respecto del precio medio de mercado (precios monómicos de los contratos realizados por los clientes libres con generadores en el mercado mayorista y precios de los contratos suscritos con posterioridad a la vigencia de la Ley Corta II), la CNE debe modificar los precios regulados de nudo de modo que entren dentro de una banda alrededor del promedio de los precios libres, cuyo ancho puede variar entre un 5% y un 30%, dependiendo de la magnitud de la desviación entre el precio de nudo teórico y el promedio de los precios pagados por los clientes libres. (A diciembre de 2012

21 Las actividades de Distribución y de Comercialización se encuentran integradas, con excepción del caso de los clientes libres.


quedaba una fracción muy minoritaria de contratos suscritos a precios de nudo de corto plazo).

Para los contratos entre generadores y distribuidores que entraron en vigencia a partir del 1° de enero de 2010, los precios de la energía deben proceder de licitaciones públicas que se deben realizar con bases de licitación aprobadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Los precios resultantes de las licitaciones, denominados precios de nudo de largo plazo, se traspasan a las tarifas reguladas.

Los contratos pueden tener una duración máxima de 15 años y se adjudican al proponente que ofrezca el menor precio de energía.

En cada licitación el valor máximo admisible de los precios ofertados por la energía será el equivalente al límite superior de la banda alrededor de la cual debe situarse el precio de nudo vigente al momento de licitación, incrementado en un 20%. En caso de declararse desierta la licitación, se debe realizar una segunda licitación con un precio máximo incrementado en un 15% respecto de la primera licitación.

El precio de la potencia continúa siendo regulado y es el fijado por el decreto de precio de nudo vigente al momento del llamado a licitación. Los precios de energía y potencia resultantes de las licitaciones públicas se denominan “precios de nudo de largo plazo”.

Si el precio promedio de compra de energía de una distribuidora sobrepasa en más del 5% el promedio ponderado del precio de energía calculado para todas ellas, el precio promedio de tal concesionaria debe ajustarse de modo de suprimir dicho exceso, el que debe ser absorbido en los precios promedio del resto de las distribuidoras del sistema, a prorrata de las respectivas energías suministradas para clientes regulados. El precio que se transfiere a cliente final es, entonces, el precio promedio ponderado de todos los contratos vigentes del distribuidor para abastecer a sus clientes regulados, tanto de corto como de largo plazo, a los que se les adiciona el ajuste señalado.

Los consumidores con potencia conectada superior a 2000 kW (“clientes libres”) deben contratar su suministro directamente con generadores o con distribuidores. Los contratos de los distribuidores con generadores destinados a abastecimiento de clientes libres no están regulados y deben ser independientes de los contratos destinados al suministro de clientes regulados. Los consumidores con una potencia conectada entre 500 kW y 2.000 kW tienen la opción de contratar su tarifa a precio libre, por un periodo mínimo de 4 años, para lo cual deberán informar a la distribuidora con 12 meses de anticipación.

Los clientes libres no pueden comprar en el mercado spot por lo que para abastecerse tienen necesariamente que contratar con generadores o distribuidores. Los distribuidores no están obligados a suministrar energía a los consumidores cuyas características los habilitan a ser clientes libres.

Remuneraciones de capacidad de generación y reservas

Cada generador debe estar en condiciones de satisfacer, en cada año, la demanda de los clientes con quienes ha contratado, coincidente con la punta del sistema, mediante potencia firme propia y eventualmente la adquirida a otros generadores. Los generadores que resulten deficitarios deben adquirir la potencia de punta a los que resulten excedentarios. Se entiende por horas de punta aquellas en las que existe mayor probabilidad de pérdida de carga del sistema.

Se crea de esta manera un mercado de transferencias de potencia de punta, cuyos principios generales están contenidos en el reglamento de la ley de servicios eléctricos.

Se entiende por potencia firme preliminar a la potencia que el generador puede aportar con un porcentaje de confiabilidad predeterminado en las horas de punta. En su cálculo se debe considerar las indisponibilidades mecánicas, variabilidad hidrológica, nivel de los embalses y características técnicas de las unidades. La potencia firme de un generador se obtiene


multiplicando la potencia firme preliminar por el cociente entre la demanda máxima del sistema y la suma de las potencias firmes preliminares de todos los generadores.

Cada año el CDEC calcula en diciembre, las transferencias de potencia previstas para el año próximo, de acuerdo a los contratos vigentes, lo que genera pagos mensuales. Una vez ocurrida la demanda máxima de cada año, el CDEC recalcula las transferencias de potencia según las demandas reales.

4.3.2.3 Estrategia Nacional de Energía 2012-2030

El sector de la electricidad chileno fue el primero en América Latina y uno de los primeros en el mundo en desregular y privatizar su sector generador, introduciendo competencia entre estos agentes.

Desde la reforma, el precio de electricidad ha sido bastante razonable, y la estabilidad ha facilitado el flujo de inversiones al sector.

No obstante, la dependencia del país del gas de argentino y las restricciones climáticas y operativas, pusieron de manifiesto vulnerabilidades en el sistema chileno. Las restricciones en la importación de gas resultaron en una gradual sustitución de este energético por carbón y otras fuentes, que fueron insuficientes para evitar una situación de emergencia al inicio del 2008. Durante esa crisis alrededor de 30% de la generación se realizaba con base en diesel. La interrupción y cancelación de los contratos de exportación de gas de parte de Argentina hizo obsoleta una parte importante de las inversiones recientes en generación (a gas), y concomitantemente se tuvo una importante baja en los aportes hidrológicos, con secas históricas, acompañadas de precios altos de los combustibles líquidos y la salida de servicio por falla de una gran planta termoeléctrica (Nehuenco).

No es de extrañar entonces que el centro de la política energética 2012-2030 sea contar con energía suficiente, segura y económica.

Así, la estrategia energética plantea: “Chile se enfrenta al desafío de contar con recursos energéticos suficientes y competitivos para alcanzar el anhelado desarrollo en las próximas décadas.”

La Estrategia Nacional de Energía, ENE, adopta una posición con respecto del desarrollo futuro de la matriz energética, y provee orientaciones para su materialización.

La ENE se basa en los siguientes seis pilares fundamentales:

I. Eficiencia energética - Política de Estado

II. Despegue de las energías renovables no convencionales

III. Rol de energías tradicionales en el futuro de la matriz energética

a. Mayor preponderancia al recurso hídrico. Incrementar sustancialmente la participación de la hidroelectricidad.

b. Profundizar las medidas de mitigación, así como también minimizar el impacto que las líneas de transmisión puedan causar al trasladar energía.

c. Combustibles fósiles: Se debe avanzar hacia tecnologías que permitan el uso más eficiente y sustentable del carbón.

d. Gas Natural Licuado: reconocer como una alternativa cierta de suministro en el futuro, promoviendo la exploración y el desarrollo de este tipo de energía.

IV. Nuevo enfoque en transmisión. Hacia una carretera eléctrica pública

V. Hacia un mercado eléctrico más competitivo

VI. Avance sostenido en las opciones de interconexión eléctrica regional


4.3.2.4 Políticas ambientales. Renovables y Eficiencia energética

Como se señaló, la estrategia energética de Chile contiene elementos específicos con relación a la promoción de la eficiencia energética y la incorporación de energías renovables, convencionales (hidro) y no convencionales.

De acuerdo a la ley 20.257 en Chile, se incluyen dentro del concepto de energía renovable no convencional la energía eólica, la pequeña hidroeléctrica, la biomasa y el biogás, la geotermia, la solar y la mareomotriz. Esta última incluye la energía generada por las corrientes marinas, mareas, olas y gradientes térmicos.

Los medios de generación renovables no convencionales descritos anteriormente agrupan un conjunto de subclasificaciones a las que la ley 19.940, ley 20.257 y el reglamento del DS 244 han conferido derechos y obligaciones particulares. De esta manera se puede destacar la siguiente clasificación:

PMG (Pequeño Medio de Generación): Son medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean menores o iguales a 9.000kW conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema troncal, de subtransmisión o adicional.

PMGD (Pequeño Medio de Generación Distribuido): Son medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000kW, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público. A los PMGD se les confiere el derecho a conectarse a las redes de distribución.

MGNC (Medios de Generación No Convencional): Son medios de generación cuya fuente no sea convencional y sus excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000 kW.

La Ley 19.940 (Ley Corta I) marcó un hito para las ERNC en Chile, pues por primera vez se establecieron beneficios especiales para éstas. Entre los beneficios incorporados destacan los siguientes:

Se garantiza el acceso a las redes de distribución para generadores de menos de 9 MW

Exención del pago de peajes por el uso del sistema de transmisión troncal para fuentes de ERNC.

La Ley 20.018 (Ley Corta II) modificó el modelo tarifario para consumidores regulados, permitiendo establecer contratos de suministro de largo plazo entre generadores y distribuidores lo cual otorga estabilidad a la remuneración de la energía en el periodo de los contratos. Con ello, las empresas tradicionales con contratos de largo plazo pudieron incluir con menor riesgo en su carpeta a proyectos de generación intensivos en uso de capital y de bajos costos operacionales, como son los proyectos ERNC.

La Ley 20.257 (Ley Corta III o ley de ERNC tuvo como principal objetivo crear condiciones adecuadas para incentivar la materialización de proyectos de ERNC. Los principales cambios fueron los siguientes:

Los comercializadores de energía que operen tanto en el SIC como en el SING deben acreditar a partir del año 2010 que un porcentaje de la energía comercializada procede de fuentes de energía renovables no convencionales.

La exigencia que regiría durante 25 años (hasta el 2034) recae sobre los contratos de suministro firmados con posterioridad al 31/08/2007.

El porcentaje a acreditar es 5% para los cinco primeros años (2010-2014), incrementándose anualmente en un 0,5% hasta llegar al 2024, fecha a partir de la cual se debería acreditar que un 10% de la energía procede de ERNC.


La ley estableció sanciones por incumplimiento y los importes recaudados se traspasan a los clientes (consumidores) de las empresas que cumplieron la obligación, en forma proporcional a la energía consumida por cada cliente.

Se estimaba que esta legislación tendría un impacto en la capacidad instalada de aproximadamente 1.400 MW acumulados al 2020.

La Ley N° 20.365 otorga franquicia tributaria a las constructoras que instalen sistemas solares térmicos de agua potable en viviendas. Establece que las empresas constructoras tendrán derecho a deducir, del importe de sus pagos obligatorios a la Ley sobre Impuesto a la Renta, un crédito equivalente a todo o parte del valor de los Sistemas Solares Térmicos y de su instalación que instalen en viviendas de nueva construcción. La ley rige hasta el 31 de diciembre del año 2013.

Finalmente, la recién promulgada Ley 2025 ha aumentado la apuesta a las ERNC. Los principales cambios introducidos son los siguientes:

1. Se duplica meta de ERNC de 10% al 2024 a 20% al 2025

Una cantidad de energía equivalente a un 20% de los retiros de las empresas eléctricas en cada año calendario deberá haber sido inyectada por medios de energías renovables no convencionales, propios o contratados, al año 202522.

2. Creación de nuevas licitaciones exclusivas para ERNC

El Ministerio de Energía llevará a cabo licitaciones públicas anuales de bloques de energía provenientes de medios de generación de energía renovable no convencional, que servirán para el cumplimiento de las cuotas de ERNC exigidas, con las siguientes características:

Licitación pública anual de bloques de energía (GWh), que podrá ser en cada sistema eléctrico por separado, hasta dos licitaciones por año. El bloque de energía ERNC dependerá de la proyección de cumplimiento de ERNC proyectada para los próximos tres años.

Cada participante en la licitación entrega una oferta por una cantidad de energía (GWh) y un precio (US$/MWh).

Se adjudican los proyectos por menor precio de oferta hasta completar el bloque de energía definido en la licitación, contemplando un precio máximo igual al costo medio de la tecnología de generación más eficiente del sistema eléctrico que puede instalarse en el largo plazo.

El mecanismo contempla una banda de 0,4 UTM, que se define por encima y bajo el precio ofertado de cada proyecto adjudicado, la cual define los abonos y cargos recibidos por cada proyecto adjudicado, dependiendo de la variación de los costos marginales.

3: Sobre los contratos, el proyecto indica que las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios, deberá acreditar ante la Dirección de Peajes del CDEC respectivo, que una cantidad de energía equivalente al 20% de sus retiros en cada año calendario ha sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados.

El sistema contempla una aplicación escalonada de la norma en la siguiente línea: 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir del año 2015. Este aumento

22 La Normativa no veda la posibilidad de los distribuidores de tener generación de pequeña escala.


progresivo se aplicará de tal manera que los retiros afectos a la obligación al año 2015 deberán cumplir con un 5,5%, los del año 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar el año 2024 el 10%, para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013.

Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será de un 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta llegar al 12% el año 2020, e incrementos de 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al 18% al año 2024, y un incremento de 2% al año 2025, para llegar al 20% al año 2025.

Con relación al tema de emisiones de gases de efecto invernadero, como se señaló antes, la estrategia nacional energética incluye el uso del carbón, combustible de origen nacional que otorga seguridad de contar con respaldo firme propio. Sin embargo, sus indeseables características ambientales serán motivo de requerimientos tecnológicos adicionales para asegurar una razonable aceptabilidad ambiental. La ENE indica que la proyección de matriz futura no puede prescindir de combustibles fósiles como el carbón pero que se debe avanzar hacia tecnologías que permitan el uso más eficiente y sustentable del carbón y que se diseñarán mecanismos que permitan incentivar la adopción de tecnologías limpias, y se analizará la incorporación de instrumentos tributarios destinados a desincentivar las externalidades negativas para reorientar la matriz eléctrica.

La ENE también insiste en la eficiencia energética como uno de los pilares del desarrollo del sector en Chile. Se impulsará como una política pública la búsqueda de una reducción del consumo y de desacople entre crecimiento y demanda energética. Se propone que al 2020 se pueda alcanzar una disminución del 12% en la demanda de energía final proyectada hacia ese año.

Para llegar a esta meta la ENE propone las siguientes medidas:

a. Desarrollo del Plan de Acción de Eficiencia Energética 2020: guía para que el

sector público y privado puedan emprender las acciones necesarias para materializar el potencial de EE en distintos sectores productivos.

b. Sello de Eficiencia Energética: Buscará identificar y premiar a las empresas líderes en el desarrollo de medidas pro EE.

c. Estándares Mínimos de EE para la comercialización de productos y materiales.

d. Programas de Iluminación Residencial Eficiente y de Alumbrado Público e. Conformación de una Comisión Interministerial de Desarrollo de Políticas de

EE para que las distintas medidas y acuerdos sean integrados en las distintas políticas sectoriales.


Dentro de los cambios propuestos por la ENE en lo que refiere al nuevo enfoque para la transmisión, se plantea la facilitación de la conexión para Pequeños Medios de Generación y la incorporación de Redes Inteligentes: Se indica que se mejorarán los mecanismos de transparencia de la información y la regulación de conexión de pequeños medios de generación y se incorporará a la SEC para su supervisión. También que se buscará implementar una red de distribución de energía eléctrica inteligente utilizando la tecnología informática para optimizar la producción y la distribución de electricidad (Smart grid).

Asimismo, en lo que refiere a las líneas de acción para promover un mercado más competitivo, la ENE propone la consolidación del Net Metering, indicando que se

implementará el diseño regulatorio que contempla que usuarios finales generen energía que pueda ser utilizada para el autoconsumo o para ser inyectada a la red, pudiendo recibir un pago por la electricidad que aporte al sistema.

Chilectra y ahora también SAESA han desarrollado planes pilotos de medición inteligente.


4.3.3 Transmisión


El modelo regulatorio que enmarca el funcionamiento del segmento de transmisión, se encuentra formalizado en las disposiciones legales del DFL Nº1 de 1982 del Ministerio de Minería - Ley General de Servicios Eléctricos. El mismo ha sufrido varias modificaciones desde 1982, siendo la más importante en lo que refiere a la transmisión la introducida por la Ley Nº 19.940/2004.

Desde el punto de vista reglamentario, el principal cuerpo normativo es el DS Nº 327, denominado Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos. El DS Nº 327 derogó, compendió y actualizó la totalidad de la reglamentación vigente al momento en que fue dictado, constituyéndose en el único reglamento de la ley. La propia Ley Nº 19.940 dispuso adecuaciones reglamentarias y/o la elaboración de nuevas reglamentaciones. Una de ellas es la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio que establece exigencias y procedimientos técnicos en materia de seguridad y calidad en los segmentos de generación, transmisión y distribución.

En el segmento de transmisión, la ley se presenta en dos bloques temáticos referidos respectivamente a los derechos y obligaciones de los operadores de sistemas de transmisión, y a la definición tarifaria.

Hasta la entrada en vigencia de la Ley Nº 19.940, el DFL Nº1 concebía al transmisor como propietario de instalaciones de transporte sobre las cuales cualquier interesado en su utilización podía imponer una servidumbre de paso. Como contrapartida el propietario

afectado tenía derecho a recibir una indemnización o compensación equivalente a la prorrata de los costos de capital de la inversión involucrada, más los costos de operación correspondientes, medida a partir de la potencia transitada por el interesado respecto de la potencia total transitada por las instalaciones en cuestión.

La obligación de aceptar la imposición de esta servidumbre recaía sólo sobre las instalaciones que se hubiesen constituido al amparo de una concesión o que en su trazado utilizaran bienes nacionales de uso público. La norma no efectuaba distinciones respecto al tipo o funcionalidad de la instalación afectada, tratando a todas las instalaciones de transmisión bajo la denominación de instalaciones de transporte.

Sin embargo, desde el punto de vista de la regulación de los pagos que por el uso de las instalaciones de transporte debían efectuar quienes accedieran a ellas a través de la mencionada servidumbre de paso, la legislación diferenciaba las instalaciones de transporte que constituían el área de influencia de las centrales generadoras, sobre la cual cada central debía pagar el denominado peaje básico, de aquellas instalaciones que el propietario de la central requería para acceder a aquellos consumos a los que comercializaba su energía, y sobre las cuales pagaba los denominados peajes adicionales.

De esta forma, quien desarrollara sistemas de transmisión, ya fuera para evacuar hacia el sistema la generación de centrales, para alimentar consumos puntuales de grandes clientes, para abastecer grandes zonas de distribución, o para reforzar tramos del sistema interconectado, podía optar por constituirse como concesionario de transporte o no. Si optaba por la concesión, podía utilizar bienes nacionales de uso público e imponer servidumbres sobre terrenos particulares para construir las líneas, y a cambio tenía la obligación de aceptar las servidumbres de paso de la energía sobre sus instalaciones eléctricas.

Si bien la solicitud de la concesión aparece formalmente en términos opcionales, la constitución de la concesión y/o la solicitud de permisos para utilizar bienes nacionales de uso público eran la única alternativa práctica para desarrollar las redes, por lo cual, en los hechos, el acceso abierto a las redes de transporte estaba asegurado.


Desde el punto de vista tarifario, establecida la remuneración del transmisor como el derecho derivado de la imposición de la servidumbre de paso, la ley establecía los procedimientos para asignar los pagos entre los diferentes usuarios. Estos pagos se denominaron peajes de transmisión.

La Ley Nº 19.940 modificó sustancialmente la regulación descrita, efectuando distinciones en el segmento conforme la funcionalidad y objetivos de cada instalación de transporte, estableciendo a la actividad como un servicio público, es decir, un servicio de interés de la comunidad, asociado a un producto que, por ser de primera necesidad, requiere una prestación continua, regular, uniforme y permanente, por lo que queda sujeto a la obligación de servicio, y a la obligación correlativa de inversión.

De esta forma, la totalidad de las instalaciones de transmisión interconectadas a un sistema eléctrico se califican en tres categorías:

las instalaciones que conforman el Sistema Troncal, o de uso común;

las instalaciones que conforman los sistemas de Subtransmisión, y que abastecen

las zonas de distribución; y

las instalaciones que constituyen los sistemas Adicionales, correspondientes a

instalaciones de uso restringido al servicio de pocos clientes.

La ley definió a las dos primeras como segmentos de servicio público, con acceso abierto y obligación de servicio. Los sistemas Adicionales, por su parte, aun cuando no son calificados como un segmento de servicio público, se entienden de acceso abierto siempre que utilicen bienes nacionales de uso público (ej carreteras, caminos, vías férreas, etc.) y dispongan de capacidad remanente.

En cada caso la Ley estableció una forma de remuneración consistente con los objetivos y usos concebidos.

El Sistema de Transmisión Troncal corresponde al conjunto de instalaciones de uso común por todos los agentes del sistema, sean ellos generadores o comercializadores. Esta calificación del uso supone entonces que el costo del sistema troncal será solventado en cierta proporción por los generadores, en tanto el sistema sostiene la actividad económica de producción permitiendo la colocación de la energía a precios determinados por su disponibilidad geográfica, y por los comercializadores, en tanto el sistema opera como respaldo de los contratos que comprometen sus operaciones de comercialización. Se entiende además que los costos de comercialización, incluidos los costos por uso del sistema troncal, serán traspasados a los precios finales. Se entiende entonces que el sistema troncal es financiado conjuntamente por la generación y por la comercialización o demanda.

Este uso común se distingue del uso que los agentes hacen de otras instalaciones del sistema como, por ejemplo, los sistemas de subtransmisión. En efecto, en este caso las instalaciones no están dispuestas para el uso de todos los agentes, sino que para el uso de un conjunto restringido determinado por la localización de la demanda final, debiendo ser solventadas por ella. Lo mismo puede plantearse respecto del uso de aquellas instalaciones de transmisión dispuestas para la inyección de energía de centrales específicas, o respecto de aquellas instalaciones destinadas a abastecer a un cliente en particular.

Por otra parte, la Ley Nº 19.940 mantuvo los conceptos y procedimientos relativos a la concesión de transporte. En efecto, las instalaciones de transmisión cualquiera sea su objeto en términos de su funcionalidad en el sistema eléctrico, pueden constituirse como instalaciones concesionadas o no, facilitándose en el primer caso todas las tramitaciones administrativas requeridas para su puesta en servicio. La obligación de proporcionar el servicio de transmisión en cambio, proviene de su calificación en las categorías de instalaciones troncales o de subtransmisión, decretada por el Ministerio de Economía.


Para las instalaciones adicionales, se mantuvo la obligación de acceso abierto para aquéllas que opten por constituirse bajo una concesión y/o utilicen en su trazado bienes nacionales de uso público, en la medida en que dispongan de capacidad remanente.

En resumen, la Ley Nº 19.940 modificó sustancialmente el régimen regulatorio de la transmisión, sacrificando los altos niveles de descentralización en la aplicación de las regulaciones del segmento que la norma anterior entregaba a los acuerdos directos de los agentes, a cambio de la instauración de una regulación más centralizadora y ordenadora, que proveyera certezas respecto del desarrollo de inversiones oportunas y eficientes conforme una visión integradora, y al mismo tiempo otorgara certidumbre a todos los agentes respecto a los flujos de ingresos y costos esperados originados en este segmento

La siguiente tabla detalla las principales modificaciones introducidas por la Ley 19.940.

Tabla 32 – Chile: Comparación DFL No 1 1982 con Ley 19.940

Fuente: Comisión Nacional de Energía de Chile

Finalmente, en lo que refiere al marco normativo de la actividad, cabe mencionar que acaba de promulgarse la Ley de Concesiones Eléctricas, que surge con el objetivo de agilizar la tramitación y plazos asociados a la concesión eléctrica. En lo medular, simplifica el proceso

CARACTERÍSTICA DFL Nº 1 1982 DFL Nº 1 con LEY Nº 19.940

Carácter de la Transmisión No es servicio público Servicio público, con excepción del

Sistema Adicional

Distinción estructural de

subsegmentos

No distingue, si bien identifica

funcionalidad a la generación y a la

comercialización

Distingue tres: Troncal, Subtransmisión y

Adicional

Requisito de concesión o permisos No es obligatorio,si bien útil en la

práctica

No es obligatorio, si bien útil en la

práctica

Obligación de acceso abierto

Sólo a instalaciones establecidas bajo

concesión o que utilicen bienes

nacionales de uso público (BNUP)

Acceso abierto a Troncal y a

Subtransmisión, y a Adicional en la

medida que se ha establecido bajo

concesión, utilicen bienes públicos y

tengan capacidad disponible.

Obligación de ampliación A instalaciones establecidas bajo

concesión y mediante acuerdo bilateral

Sólo en troncal y en subtransmisión,

requerimiento del crecimiento general

de la demanda

Decisión de ampliación Descentralizada y mediante acuerdo

bilateral operador-usuario

Centralizada en troncal, unilateral en

subtransmisión conforme criterio del

operador

Determinación de la remuneración

Acuerdo bilateral con procedimiento

supletorio y mecanismo de resolución de

conflictos

Peajes fijados por la autoridad en troncal

y subtransmisión. Acuerdo bilateral en

adicional

Períodos de vigencia de pagos 5 años 4 años

Sujeción a cumplimiento de calidad de

servicio Sí Sí

Sujeción a instrucciones de

coordinación Sí Sí

Mecanismo de resolución de

conflictos Sólo respecto de conflictos bilaterales

Respecto de conflictos bilaterales y

conflictos con la autoridad

Limitaciones a integración vertical No existen limitaciones

Limita la participación de operadores de

otros segmentos en la transmisión

troncal


de concesión provisional y fortalece el procedimiento para obtener la concesión definitiva, ya que adecúa los tiempos de tramitación, reduciendo los plazos de 700 a 150 días, precisa las posibles observaciones y oposiciones, modifica el proceso de notificaciones, moderniza el procedimiento de tasación de los inmuebles y soluciona los conflictos entre diferentes tipos de concesión.

4.3.3.2 Planificación y Remuneración de las inversiones

Con relación a la planificación del Sistema de Transmisión Troncal, cada cuatro años un Comité conformado por representantes del Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, las empresas generadoras, de transmisión troncal, las distribuidoras y los clientes no sujetos a fijación de precios (clientes libres) contratan la realización de un estudio a un consultor independiente con el objeto de valorizar cada tramo del sistema de transmisión troncal y definir sus ampliaciones y expansiones para cada escenario previsto de expansión de la generación.

Sobre la base de los resultados de este estudio, anualmente los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) deben analizar la consistencia entre los resultados del estudio y los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación y evolución de la demanda. Como resultado de este análisis deben emitir un informe a la CNE con sus propuestas sobre las obras que deben realizarse o iniciarse en los siguientes 12 meses para posibilitar el abastecimiento de la demanda. Por su parte, en un plazo de 30 días después de recibido el informe del CDEC, la CNE presenta el plan de expansión para los doce meses siguientes.

Figura 18 – Chile: Proceso de Expansión del Sistema Troncal

Fuente: ¿Cambios en la transmisión otra vez? S. Mocarquer

Las obras de ampliación de las instalaciones existentes deben ser ejecutadas en forma obligatoria por sus propietarios, mientras que las nuevas obras deben ser licitadas por los CDEC y adjudicadas a las empresas que ofrezcan hacerlas por la menor remuneración anual.


En el caso de los sistemas de Subtransmisión no existen planes de inversión obligatorios; para los Sistemas Medianos, la Ley establece Planes de Inversión cuadrienales obligatorios.

Hasta la fecha se han desarrollado dos Estudios de Transmisión Troncal, que aplicaron criterios distintos para decidir las inversiones. En el primer caso se utilizó un criterio de optimización de mínimo costo, lo que dio un plan con bajo nivel de inversiones, en tanto en el segundo caso el criterio fue minimizar el máximo arrepentimiento, aumentando notoriamente el nivel de inversiones.

Con relación a la remuneración de las inversiones, desde el inicio de la aplicación del DFL Nº 1 la valoración del costo de los sistemas de transmisión y de distribución se efectuó, para fines tarifarios, conforme el concepto de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) entendido como el costo de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a prestar determinado el servicio, incluyendo los intereses intercalarios, los derechos, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, los bienes intangibles y el capital de explotación.

El VNR sirvió de base para establecer la remuneración que los propietarios de los sistemas de transmisión tenían derecho a percibir por la imposición de las servidumbres de paso. Dicha remuneración se estableció como la anualidad de las inversiones más los costos de operación y mantenimiento: el AVNR + CO&M de las instalaciones. En esta base tarifaria, la anualidad de las inversiones era determinada considerando una tasa de descuento de 10% real anual, y una vida útil para las instalaciones de 30 años.

La Ley Nº 19.940, en lo básico, mantuvo este concepto para su consideración en los segmentos de transmisión troncal y subtransmisión, si bien sustituyó su nombre por el de Valor de Inversión (V.I.), para distinguirlo de la definición formal de VNR del DFL Nº1 para el segmento de distribución.

El artículo 71°-10 de la norma define el V.I. de una instalación de transmisión como la suma de los costos de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores de mercado.

En el caso de las instalaciones existentes del sistema de transmisión troncal, el V.I. se determina en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes, excepto en lo que se refiere a los derechos relacionados con el uso de suelo, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, para los que se considerará el valor efectivamente pagado, indexado de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor.

En el caso de instalaciones futuras, que resulten recomendadas como expansiones óptimas para sistemas de transmisión troncal en el estudio de transmisión troncal, el V.I. económicamente eficiente será el que resulte de la licitación a realizarse para la concreción de la inversión. El monto de esta remuneración, debidamente indexado, se mantiene por los cinco períodos tarifarios siguientes (20 años) y luego las remuneraciones son determinadas cada cuatro años en la misma forma que las demás instalaciones existentes del sistema de transmisión troncal.

La anualidad del V.I., en adelante “A.V.I.” del tramo, se calcula considerando la vida útil económica de cada tipo de instalación que lo componga, considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 100 de la ley.

Esta definición, precisa dos aspectos: que el VI de una instalación existente incorpora el costo derivado del uso del suelo conforme el valor efectivamente pagado - si bien indexado - y que la vida útil a efectos de determinar la anualidad respectiva no corresponde a 30 años como en la normativa derogada, sino que esta anualidad se determina según la vida útil de cada componente de la instalación en cuestión. La vida útil de las instalaciones se determina en el estudio que se realiza con una periodicidad de 4 años.


Por otro lado, en el caso de la subtransmisión se reconoce el Valor Nuevo de las Instalaciones de un Sistema Económicamente adaptado a la demanda23. A diferencia del sistema troncal, la subtransmisión no asegura un monto específico de recaudación anual ya que esta depende de la demanda efectiva, sino que establece un precio que refleja el costo medio de un sistema adaptado. Esto se debe a que en el segmento no existen planes de inversión obligatorios. Luego el precio fijado no sólo pretende cubrir los costos presentes en el sistema sino que también entregar una señal de desarrollo eficiente.

En resumen la remuneración de activos reconocida es la siguiente:

Sistema de Transmisión Troncal: Para las instalaciones existentes el concepto por el que

se remunera el activo es el AVI, el cual es la anualidad del valor nuevo de inversión de las instalaciones a precios de mercado vigentes. La tasa de descuento para el cálculo de la anualidad es del 10% real anual, determinada por ley y la vida útil se determina por cada componente de la instalación. El monto de la remuneración del Sistema Troncal (junto con las respectivas fórmulas de indexación) es determinado por un estudio cuadrienal llevado a cabo por consultores independientes, y se define como un ingreso anual, el cual incluye la anualidad del valor de las inversiones contenidas en el sistema.

El valor anual de la transmisión por tramo (VATT) de cada sistema de transmisión troncal se fija cada cuatro años por el Ministerio de Energía, conforme al estudio ya señalado.

Sistema de Subtransmisión: Las instalaciones sirven para tomar la energía del Sistema Troncal y conducirla hasta la entrada de los sistemas de distribución para su posterior direccionamiento a los clientes finales ubicados en dichas zonas. Se entiende entonces que no deben ser solventadas por todos los agentes del sistema, sino que por la demanda final que en cada caso es abastecida por el sistema de subtransmisión respectivo.

Para determinar la remuneración de estas instalaciones, estas últimas son agrupadas en sistemas con demandas asociadas identificables. Una vez definidos los sistemas y las demandas a abastecer, la normativa legal dispone la ejecución de estudios (a desarrollar cada 4 años) para establecer el valor de subtransmisión, y cuyo objetivo es determinar el costo de capital (entre otros) de un sistema óptimo o adaptado que cubre la demanda proyectada, en un horizonte de entre 4 y 10 años. En las instalaciones de subtransmisión se remunera la anualidad del valor de inversión del conjunto de instalaciones económicamente adaptadas a la demanda.

Sistemas Adicionales: Los Sistemas Adicionales se corresponden con aquellas instalaciones de transmisión de uso particular, estando constituidas por las líneas eléctricas dispuestas para la inyección de energía al sistema por parte de centrales o para el retiro de grandes clientes. En caso de que terceros hagan uso de ellas, se establece un procedimiento de acuerdo bilateral24. Los generadores y los demandantes pagan peajes que se rigen por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones. La ley establece, que el monto de los peajes a percibir por el propietario de un sistema adicional se determinará con base a un valor de transmisión anual, equivalente al valor presente de las inversiones involucradas menos su valor residual, más los costos proyectados de operación, mantenimiento y administración.

Sistemas Medianos: Son sistemas con capacidad de generación superior a 1.500 kW e inferior a 200 MW, los cuales se encuentran integrados verticalmente en todos los segmentos (generación, transmisión y distribución). El monto de las tarifas para transmisión

23 La red eficiente es desarrollada mediante la aplicación del modelo PECO de manera de cubrir, en forma optimizada, la demanda de cada ATD.

24 En dicho acuerdo se especifican las responsabilidades de cada agente en diversos temas tales como calidad de los servicios.


- a ser remuneradas por los clientes finales en ausencia de otros agentes - se determina conforme al costo total de largo plazo obtenido de los planes de inversión. La estructura tarifaria, por su parte, se determina conforme el costo incremental de desarrollo resultante del estudio de expansión."


El valor anual de la transmisión por tramo de cada sistema de transmisión troncal se fija cada cuatro años por el Ministerio de Energía, conforme al estudio realizado por un consultor independiente ya señalado. El consultor determina el AVI, la vida útil y los COMA, la fórmula de indexación y el VATT (valor anual de transmisión por tramo).

Respecto de los costos anuales de operación y mantenimiento, la ley redefine también el habitual CO&M del DFL N°1 de 1982 agregando a este costo anual el costo de administración. En efecto, conforme el Artículo 71º-9, la base tarifaria de cada tramo del sistema troncal queda definida del siguiente modo:

Para cada tramo de un sistema de transmisión troncal se determinará el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la anualidad del “valor de inversión - V.I.” del tramo, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, “COMA”.

La incorporación o agregación del costo de administración se hizo explícita al entender formalmente la ley que las instalaciones de transmisión troncal son operadas por empresas cuyo giro u objetivo es el de empresas transmisoras.

La metodología aplicada para determinar los COMA del segmento de Transmisión en Chile, ha sido la tradicionalmente utilizada para el segmento Distribución, que consiste en dimensionar una empresa de referencia. En este caso se dimensionó una Compañía de Transmisión Troncal, CTT, que opera y mantiene la casi totalidad de la transmisión troncal, partiendo del alcance de la actividad hoy desarrollada por Transelec. Se diseñó la estructura central requerida y se estimaron los costos directos de materiales y mano de obra asociados a las actividades de operación y mantenimiento sobre las líneas y estaciones de transmisión troncal.


Los agentes generadores y comercializadores (demanda) son los que asumen los costos de pérdidas y congestión, remunerándose al transmisor sólo sus costos anuales fijos de inversión, administración, operación y mantenimiento. Para el caso de los Sistemas de Subtransmisión, la Ley Nº 19.940 efectuó una excepción al respecto, asignando en el segmento de subtransmisión el costo de las pérdidas a los operadores de dicho segmento. La normativa legal ordena expresamente incorporar las pérdidas como un costo de producción propio de los operadores de subtransmisión, elemento que al ser reflejado en el estándar tarifario resultante del sistema adaptado, otorga una señal de eficiencia a estos operadores en términos de orientar las mejores decisiones de inversión y operación en el sistema.


La normativa referente específicamente a Transmisión puede encontrarse en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio Capítulo V: "Exigencias para Estándares de Seguridad y Calidad del Servicio", en sus títulos: [5-4] Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Estado de Alerta, [5-5] Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta, [5-8] Estándares de Generación y Transmisión para Estado de Emergencia, [5-9] Límites de Transmisión en Estado de Emergencia y [5-12] Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Generación y Transmisión.


4.3.3.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad

A continuación se describen los criterios para asignación a los agentes de los costos de la transmisión.

Transmisión troncal

Se define un “ingreso tarifario” que resulta de la estimación mediante simulación de la diferencia resultante de valorar a los costos marginales de energía y potencia las inyecciones y retiros en los extremos del tramo. La diferencia que no es cubierta por este ingreso tarifario, se define como el peaje.

Para determinar los peajes por uso de la transmisión troncal, se define dentro de la misma un conjunto de instalaciones llamadas área de influencia común (AIC). El área de influencia común (AIC) dentro de la transmisión troncal, se define como el mínimo conjunto de instalaciones entre dos nodos de dicho sistema, tales que entre ellos se realice al menos el 75% de la inyección de energía del sistema, y el 75% de la demanda del sistema y que se maximice el cociente: (porcentaje de inyecciones en AIC respecto al total del sistema) / (porcentaje del valor de inversión en AIC respecto al total del sistema).

Por las instalaciones del AIC los generadores pagan el 80% de los peajes de cada tramo en proporción al uso esperado que hagan del mismo y los consumos el 20% restante también en proporción al uso esperado.

Por las instalaciones del sistema de transmisión troncal que no pertenece al AIC, los generadores y cargas pagan de acuerdo al uso esperado. El uso esperado se determina considerando un conjunto de escenarios que incluyen en su definición las condiciones de hidrología y disponibilidad de centrales, bajo condiciones de demanda máxima. En los escenarios en los que el flujo por una instalación se dirige hacia el AIC la cuota parte del costo del tramo se asigna a los generadores ubicados aguas arriba en proporción a sus inyecciones en el tramo. En los escenarios en los que el flujo por una instalación no se dirige hacia el AIC, la cuota parte del costo del tramo se asigna a las empresas que efectúan retiros aguas debajo de los flujos, en proporción a esos retiros.

La determinación de los flujos esperados resulta de una simulación del sistema de generación y transmisión para los siguientes cuatro años.

Subtransmisión

Los generadores pagan por concepto de inyección anual esperada de energía y potencia a los sistemas de subtransmisión y los demandantes por concepto de retiro de energía y potencia.

El pago anual por parte de centrales generadoras que inyectan en estos sistemas se determina en los estudios de simulación y corresponde al valor esperado que resulta de ponderar, para cada condición esperada de operación, la participación de pago de las centrales en cada tramo del sistema de subtransmisión. Se considera que en los tramos del sistema de subtransmisión que presentan dirección de flujos hacia el sistema troncal en la correspondiente condición operacional, los pagos se asignan a las centrales que se ubican aguas arriba del tramo respectivo. Los tramos que en la condición operacional presentan la dirección de flujos contraria, se asignan a los retiros de energía del sistema.

Los peajes regulados aplicados sobre los retiros de energía y potencia de un sistema de subtransmisión, resultan de la diferencia entre el monto de los costos anuales de inversión, operación y administración a que tiene derecho el transportista por el sistema y el pago anual de los generadores descrito en el párrafo anterior.

Sistema adicional

Los generadores y los demandantes pagan peajes que se rigen por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones.


Para los demandantes sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde sistemas de transmisión adicional, los precios deben reflejar los costos que éstos importan a los propietarios de los sistemas.


Los problemas de falta de las inversiones necesarias para el desarrollo de la red de transmisión llevaron a que la regulación de la transmisión en Chile haya evolucionado a un esquema de planificación centralizada. En ese esquema, la remuneración de instalaciones futuras que resulten recomendadas como expansiones óptimas para sistemas de transmisión troncal se realizará con base en los valores de VI resultantes de la licitación. El monto de esta remuneración, debidamente indexado, se mantiene por los cinco períodos tarifarios siguientes (20 años) y luego las remuneraciones son determinadas cada cuatro años en la misma forma que las demás instalaciones existentes del sistema de transmisión troncal.

4.3.4 Distribución


En Chile los servicios públicos de distribución son prestados por empresas privadas, reservándose para el Estado el Rol Regulador, Fiscalizador y Subsidiario.

El establecimiento, operación y explotación de instalaciones de distribución de electricidad se realiza mediante Concesión de Servicio Público (Art 2° del LGSE y Art 7° del Reglamento). La Concesión puede ser de dos tipos:

Provisional, en cuyo caso debe ser solicitada directamente a la SEC (Art 18° del

Reglamento). La concesión provisional tiene por objeto permitir el estudio de proyectos de obras de aprovechamiento de la concesión definitiva, y no constituyen un requisito previo para obtener la concesión definitiva, ni una obligación de solicitar esta última (Art 4° LGSE). El plazo de otorgamiento de las concesiones provisionales es de dos años.

Definitiva, son otorgadas por el Presidente de la República por intermedio del

Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción (Art 11°LGSE).

Las concesiones definitivas son otorgadas sin límite temporal y finalizan por caducidad25 o por renuncia. (Art 30° LGSE).

Existe disputabilidad para usuarios no regulados de más de 2 MW, y los clientes con consumos de entre 0,5 y 2 MW pueden decidir entre mercado regulado o no regulado.

La Ley admite la posibilidad de zonas de concesión superpuestas (Art 17° LGSE). Es decir, se faculta a que un nuevo distribuidor interesado pueda solicitar y obtener una nueva concesión en parte o en la totalidad del territorio ya concesionado.

Naturalmente, a los fines de cumplir con el criterio de no discriminación, se impone al nuevo concesionario las mismas obligaciones y derechos que posee la empresa incumbente.

Las distribuidoras están obligadas a dar servicio, en su zona de concesión, a quien lo solicite, sea que el usuario este ubicado en la zona de concesión o que se conecte a las instalaciones de la distribuidora por líneas propias o de terceros (Art 74° LGSE).

25 Las concesiones definitivas de servicio eléctrico caducarán, antes de entrar en explotación, si: 1. el concesionario no redujere a escritura pública el decreto de concesión; 2. si no se iniciaren los trabajos dentro de los plazos señalados; 3. si no se hubiesen ejecutado por lo menos los dos tercios de las obras dentro de los plazos establecidos y no mediare fuerza mayor. La caducidad será declarada por el Presidente de la República mediante decreto supremo fundado.


El esquema regulatorio establecido en Chile para la distribución es el de Yardstick Competition con Precio Techo.

Las revisiones tarifarias se realizan cada 4 años (Art 110° LGSE). La duración del período tarifario es idéntica para todas las distribuidoras.

Los niveles y esquemas de precios de la industria en general, están segmentados y asociados al eslabón de la cadena que se está remunerando.

Las distribuidoras eléctricas traspasan a sus clientes regulados los precios que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme con los respectivos contratos de suministro con los generadores.

De conformidad a las nuevas disposiciones legales vigentes a partir de 2010, en el caso de que el precio promedio de energía de una distribuidora sobrepase el 5% del precio calculado para todas las distribuidoras del sistema, el exceso se suprime y es absorbido por todos los consumidores de precio regulado del sistema eléctrico correspondiente.

El mecanismo de traslado a tarifas de los costos en el mercado mayorista para clientes regulados no genera riesgos financieros ni pérdidas económicas para los distribuidores.

La remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica propiamente dicha está determinada por el Valor Agregado de Distribución (VAD).

Conceptualmente el VAD debe generar ingresos suficientes a la Distribuidora para la cobertura de los costos eficientes de operación y mantenimiento, las inversiones requeridas para la adecuada prestación de los servicios, como así también generar una razonable rentabilidad sobre los activos.

El VAD considera costos fijos por usuario (gastos de administración, facturación y atención), pérdidas de distribución en energía y potencia, y costos de inversión, mantenimiento y operación de la concesión de distribución, por unidad de potencia suministrada. La misma normativa establece que los costos anuales de inversión se calculan considerando el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones adaptadas a la demanda, la vida útil de esas instalaciones y una tasa de actualización del 10% real anual. Dada la diversidad de tamaño y densidad de consumo de las empresas chilenas, la Ley concibió que el cálculo del VAD se realice por áreas típicas de distribución, que representan a empresas con VAD similares. Las componentes del VAD para cada área típica se calculan sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión. Para la elaboración del Estudio, la consultora supone eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa modelo que actúa como distribuidora en el país. Dado que se realiza un Estudio de Costos por ATD, existe una empresa modelo por área típica.

Los Términos de Referencia para la realización del Estudio de determinación del VAD son elaborados por la CNE.

El mencionado estudio de costos también puede ser llevado adelante por consultores contratados por las empresas concesionarias de distribución, ya sea en conjunto o individualmente. Para ello la Comisión informa cuáles son las áreas típicas y cómo se clasifican las empresas en su interior.

En caso que las empresas presenten estudios de costos propios, y que no se llegue a acuerdo entre los valores entregados por el consultor de la Comisión y los valores de los estudios encargados por las empresas, éstas últimas preservan los valores presentados en sus correspondientes Estudios de costos. Sin embargo, para efectos de determinar los VAD definitivos, la Comisión calcula para cada ATD el promedio aritmético ponderado de los VAD resultantes de los estudios de la Comisión y de las empresas. Los coeficientes de ponderación correspondientes son dos tercios para los que resulten del estudio encargado por la Comisión y un tercio para los valores del estudio encargado por las empresas como conjunto, o para el promedio de los valores resultantes en los estudios encargados


individualmente por más de una empresas. Si las empresas no contrataren ningún estudio o si todos ellos fueran declarados fuera de bases, los VAD serán aquellos que resulten del estudio de la Comisión.

Adicionalmente la Ley establece que se deben revisar para cada ATD los precios de los Servicios Asociados, (SSAA26). En caso de existir discrepancias los valores finales son fijados por un Panel de Expertos, integrado por profesionales designados por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, mediante concurso público de antecedentes.

La vigencia de las fórmulas tarifarias del VAD es de cuatro años. Sin embargo, existe la posibilidad de revisiones extraordinarias de tarifas dentro del período tarifario.

Se procederá a la revisión extraordinaria y al recálculo de tarifas si se verifica alguna de las siguientes condiciones:

Si en el período tarifario se registra una variación acumulada del 100% en el índice de precios al consumidor.

Si la rentabilidad del promedio de las empresas difiere en más de cinco puntos porcentuales respecto al valor definido por la Ley de 10% real anual antes de impuestos

La Normativa regulatoria establece una limitación a la rentabilidad que las distribuidoras pueden obtener, en tal sentido se estipula el siguiente mecanismo de verificación de la rentabilidad:

Determinado el VAD en la forma antes especificada, cada empresa debe calcular los ingresos que hubiera obtenido al aplicar las tarifas aprobadas sobre la totalidad de suministros realizados el año anterior al de análisis. Luego se procede a la determinación de una tasa de rentabilidad con la consideración de los VNR, los costos operacionales y los ingresos antes descritos.

Seguidamente se efectúa la agregación de todas las distribuidoras para obtener un índice de rentabilidad de la industria en su conjunto.

La ley establece que las concesionarias deben mantener una rentabilidad a nivel de toda la industria dentro de una banda del 10% (real antes de impuestos) ± 4% al momento de la determinación del VAD. En caso que, al momento de la determinación del VAD, la rentabilidad se encuentre fuera de los límites aquí establecidos, se debe ajustar proporcionalmente el VAD de todas las distribuidoras hasta alcanzar el límite más cercano (inferior o superior). Y dentro de una banda del 10% (real antes de impuestos) ± 5% durante los 4 años de vigencia de la misma. En caso que la rentabilidad conjunta de las empresas de la industria se encuentre fuera de esta banda, la CNE deberá efectuar un nuevo estudio para determinar nuevas fórmulas tarifarias.

En el decreto tarifario de distribución que se dicta cada cuatro años, se establece un porcentaje de reducción del VAD para cada año de vigencia de las tarifas por concepto de economías de escala.

Las revisiones tarifarias tienen lugar cada cuatro años. Entre revisiones tarifarias el VAD de cada área típica es indexado mensualmente según un índice de la tasa de cambio del dólar y aranceles aplicables a los equipos importados, índices de precios locales al consumidor, índice de precios al por mayor de productos nacionales, e índice de precios del cobre.

26 La Ley establece 25 actividades o servicios asociados, los cuales engloban básicamente los procesos de distribución de facturas, inspección de conexiones, mantenimiento de alumbrado público, gestión de conexiones, etc.


La existencia de ingresos adicionales por actividades no reguladas no afecta las remuneraciones reguladas, puesto que la empresa modelo se dimensiona para prestar sólo el servicio de distribución y las actividades distintas a la distribución que usualmente emplean los activos de distribución (tal como el apoyo de líneas de telecomunicaciones) tienen precios regulados.


Como se señaló antes, la normativa establece que los costos anuales de inversión se calculan considerando el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones adaptadas a la demanda (o sea de una empresa eficiente modelo o de referencia), la vida útil de esas instalaciones y una tasa de actualización del 10% real anual.

Por otra parte, la misma normativa establece el requerimiento de verificación de rentabilidad de las empresas reales.

Por lo tanto, en lo referente a la base de capital, en el esquema normativo chileno se determinan dos valores de base de capital, con metodologías de cálculo marcadamente diferentes y que aplican a distintas etapas del proceso de revisión tarifaria:

1- Base de capital tipo Greenfield, aplicada en la determinación del VAD.

2- Base de capital VNR de activos inventariados, aplicada en el Mecanismo de Verificación de la Rentabilidad General de la Industria.

Base Greenfield

La base de capital greenfield se determina a partir del VNR de instalaciones adaptadas a la demanda.

La metodología para identificar los activos necesarios para la prestación de los servicios de distribución consiste en modelar a través de un software específico, la red necesaria para abastecer la demanda real de las empresas que representan cada ATD. Por las características propias de la demanda (orientada al abastecimiento de los consumidores), el trazado de red determinado por el modelo refleja en gran medida la disposición geográfica de los consumidores.

Una vez identificada la demanda, y modelada la red, con la identificación de sus componentes fundamentales, se procede a la valorización de dichos componentes por el método del VNR.

Con relación a la tasa de retorno para el cálculo de la anualidad, la Ley determina la aplicación de una tasa de retorno de 10% real anual, antes de impuestos. Merece destacarse que la normativa chilena no contempla la posibilidad de modificaciones de dicho valor, y en los hechos esta tasa se ha mantenido estable desde la promulgación del DFL 1/1982.

Base para el mecanismo de revisión de la rentabilidad

A los fines de la implementación del esquema de verificación de la rentabilidad, la cuantificación de la base de capital consiste en la determinación de un VNR inicial para cada concesionaria.

El VNR debe considerar el costo de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos incluyendo intereses intercalarios, servidumbres, bienes intangibles y capital de explotación.

Los bienes intangibles se consideran como un 2% del valor de los bienes físicos. Y el capital de explotación se determina como un doceavo de las entradas de explotación, (entendiéndose por entradas de explotación a los ingresos obtenidos por la prestación de los servicios de distribución).


La primera valuación se efectúa con base en un inventario de todos los activos afectados a la prestación del servicio.

Posteriormente se recalcula el VNR cada cuatro años (en el año anterior a la aplicación de las fórmulas tarifarias). El recálculo debe ser efectuado por la concesionaria y comunicado a la Superintendencia quien deberá aprobar el nuevo VNR, en caso de existir diferencias respecto a la determinación del VNR, se recurrirá a una comisión pericial.

Las ampliaciones realizadas por las concesionarias también deben ser aprobadas por la Superintendencia para su inclusión en el VNR.

Los ajustes de precios al VNR se efectúan por aplicación del Índice General de Precios al Consumidor.


Las componentes de costos de administración, operación, mantenimiento y comercialización del VAD, son determinadas por los consultores para la empresa de referencia que es objeto de modelación. Los costos reales no son considerados.

La metodología para la determinación de los costos eficientes de explotación, a reconocer en la tarifa, es la siguiente:

Se construye una empresa de referencia lo más representativa del conjunto de empresas del ATD.

Se elige un área de Concesión determinada, a modo de referencia y se establecen los parámetros de una firma que produce la cantidad demandada al mínimo costo técnicamente posible; simulando así, el ingreso de un nuevo agente en el mercado, con gestión y tecnología moderna, pero considerando las condiciones del entorno vigente.

Con este enfoque se busca considerar los antecedentes de territorio operacional, clientes, consumos y los puntos de inyección de energía, propios de la empresa analizada, así como las condiciones locales que la afectan, pero suponiendo operación eficiente.


Las pérdidas técnicas y no técnicas se encuentran formalmente reconocidas por la legislación como parte integrante del VAD.

De este modo, en la oportunidad de determinación del VAD, resulta necesario cuantificar las pérdidas a reconocer y remunerar en la tarifa.

La regulación permite reconocer aquellas pérdidas técnicas y no técnicas que tienen sentido económico. Es decir, aquellas pérdidas cuyo costo de eliminarlas es mayor que el beneficio asociado a tal eliminación.

El cálculo de los valores referenciales de pérdidas se define de la siguiente forma:

Pérdidas técnicas: Se calculan analíticamente sobre la base de las instalaciones de distribución adaptadas a la demanda dimensionada para la empresa modelo.

Pérdidas no técnicas: Se considera un porcentaje de pérdidas de hurto residual cuya eliminación no resulta económica, el cual no debe exceder el 2% de la energía vendida a clientes regulados BT.

El nivel de pérdidas técnicas de la red adaptada a la demanda, adicionado al de las pérdidas no técnicas justificadas, constituye la meta de eficiencia.


En lo referente al tratamiento de la calidad de servicios la normativa establece que la calidad del suministro debe ser evaluada diferenciando los sistemas de generación, transporte y distribución.


Respecto de la medición de la calidad establece dos modalidades:

En un punto específico de la red, para determinar el nivel de calidad del suministro entregado al usuario; y

En un conjunto de puntos de la red o de usuarios, seleccionados de acuerdo a procedimientos

Continuidad del Servicio

Se lleva un registro del cumplimiento de un índice de calidad del servicio, para cada período de doce meses. Los parámetros evaluados son:

a) Frecuencia media de interrupción y su desviación estándar;

b) Duración media de la interrupción y su desviación estándar;

c) Tiempo total de interrupción.

Para los parámetros referidos a la Frecuencia y Duración media de interrupciones se consideran los siguientes índices:

a) Frecuencia Media Interrupción por Transformador (FMIT);

b) Frecuencia Media Interrupción por kVA (FMIK);

c) Tiempo Total Interrupción por Transformador (TTIT);

d) Tiempo Total Interrupción por kVA (TTIK);

Los valores exigidos dependerán del ATD de que se trate y son definidos por la CNE con ocasión del cálculo de los VAD.

La normativa vigente (Res CNE 053/2006), establece los límites o valores máximos de tolerancia por zona, para cada uno de los indicadores arriba consignados. La Tabla 33 resume dichos valores.

Tabla 33 – Chile: Limites de Tolerancia Continuidad del Servicio

En la misma resolución, se establecen las condiciones para la clasificación de alimentadores rurales en dos zonas típicas de la siguiente manera:

Condiciones de clasificación para zona rural tipo 1

Se entenderán como zonas rurales tipo 1, a aquellas comunas que cumplen simultáneamente con las siguientes dos condiciones:

Condición 1:

Población total inferior a 70.000 habitantes;

Población total mayor a 70.000 habitantes y relación entre viviendas urbanas y superficie total de la comuna, inferior a 350 viviendas/km2 (NºViv.Urb./km2 < 350).

Condición 2:

Número de clientes de la empresa dentro de la comuna inferior a 10.000;

Tipo de ZonaFMIK

[veces/año]

FMIT

[veces/año]

TTIK

[horas/año]

TTIT

[horas/año]

URBANO 3.5 5.0 13.0 22.0

RURAL TIPO 1 5.0 7.0 18.0 28.0

RURAL TIPO 2 8.0 11.0 27.0 42.0

Fuente: Res CNE 53/2006


Número de clientes de la empresa dentro de la comuna mayor a 10.000 y una relación entre la potencia total vendida y los kilómetros de línea de media tensión, inferior a 15 kW/km (kW/km MT <15).

Condiciones de clasificación para zona rural tipo 2

Se entenderá como zonas rurales tipo 2 a aquellas zonas que cumplen con las condiciones establecidas para ser clasificada como zona rural tipo 1 y, adicionalmente, en forma simultánea, se cumplen las siguientes condiciones:

Condición 1:

Ser suministradas por un alimentador cuya longitud total conectado a través de líneas de media tensión sea superior a 75 km

Condición 2:

Ser suministradas por un alimentador cuya relación entre la suma de las potencias de las subestaciones de distribución (transformación MT/BT), conectadas a dicho alimentador mediante líneas de media tensión y medida en kVA, respecto de la suma de las longitudes de esas mismas líneas de media tensión expresada en kilómetros, sea inferior a 50 kVA/km.

En lo referente a las penalidades, existen dos tratamientos: por un lado, se aplican multas a las concesionarias, por aquellos alimentadores que excedieron los límites de tolerancia correspondiente a la subzona en la cual se encuentran ubicados; y por otro lado, las concesionarias deben compensar a los usuarios por las interrupciones en el suministro eléctrico.

Multas por alimentadores fuera de norma:

Las multas por los alimentadores de las concesionarias que superaron los límites de tolerancia establecidos en la Res CNE 053/2006, se aplican con base en Unidades Tributarias pre determinadas, las cuales pueden ser anuales o mensuales.

Compensaciones por Cortes Eléctricos

Las empresas distribuidoras de electricidad están obligadas a compensar automáticamente a sus clientes -sin que medie trámite alguno-, cuando se produzcan interrupciones o suspensiones no autorizadas en el suministro, de manera tal que se hayan superado los límites establecidos.

Dichos límites son:

Usuarios Urbanos

En puntos de conexión a usuarios finales en baja tensión: 22 interrupciones, que no excedan, en conjunto, de 20 horas;

En todo punto de conexión a usuarios finales en tensiones iguales a media tensión: 14 interrupciones, que no excedan, en conjunto, de 10 horas;

Usuarios Rurales

En puntos de conexión a usuarios finales en baja tensión: 42 interrupciones, que no excedan, en conjunto, de 30 horas;

En todo punto de conexión a usuarios finales en tensiones iguales a media tensión: 26 interrupciones, que no excedan, en conjunto, de 15 horas;

En el caso de puntos de entrega a usuarios finales en tensión inferior a media tensión, las suspensiones temporales programadas no deberán superar, para ningún


cliente, un período de 12 horas en doce meses, ni de 8 horas continuas en ninguna ocasión.

En el caso de puntos de entrega a usuarios finales en tensión igual a media tensión, las suspensiones temporales programadas no deberán superar, para ningún cliente, un período de 8 horas en doce meses, ni de 6 horas continuas en ninguna ocasión.

El artículo 16 bis de la Ley 18.410/1985 establece que las interrupciones o suspensiones del suministro de energía eléctrica no autorizadas, darán lugar a un resarcimiento o compensación a los usuarios.

El monto del resarcimiento se determina como el doble de la energía no suministrada, valorizada al costo de racionamiento vigente.

La compensación se efectiviza, descontando dicho monto en la factura del mes siguiente o en las que determine la autoridad de aplicación.

En síntesis, la formulación matemática para la determinación de la compensación es la siguiente:

Donde

C es la compensación por interrupciones superiores a los límites de tolerancia

ENS es la energía no suministrada

CF es el costo de falla o de racionamiento que compone el Precio Nudo, vigente en el período de análisis.

La energía no suministrada al cliente se calcula como el consumo promedio del cliente (en segundos) multiplicado por el tiempo que las interrupciones no autorizadas exceden el límite (en segundos).

Nivel de Tensión

Las variaciones permitidas de la tensión nominal en el punto de conexión son:

En BT, excluyendo períodos con interrupciones, el valor de la tensión deberá estar dentro del rango de -7,5% a +7,5% durante el 95% del tiempo de cualquiera semana del año o de siete días consecutivos de medición y registro.

En MT, excluyendo períodos con interrupciones, el valor de la tensión, deberá estar dentro del rango -6,0% a +6,0% durante el 95% de cualquiera semana o de siete días.

Calidad del Servicio – Atención al cliente

En diciembre de cada año, la SEC prepara un ordenamiento de las empresas distribuidoras, en función de la calidad de servicio entregado. Para esto se consideran tres factores:

El índice de continuidad

Los reclamos directos de clientes presentados a SEC durante los doce meses anteriores.

La encuesta anual de calidad de servicio, la cual es llevada a cabo anualmente por una empresa especializada.

Las ponderaciones utilizadas para la conformación del ranking de calidad de las empresas distribuidoras son: Continuidad 50%, Reclamos 12.5%, Encuesta usuarios 37.5%


El índice de continuidad es determinado a través de los indicadores FMIK urbano y rural, y TTIK urbano y rural, anteriormente definidos.

La encuesta de calidad del servicio eléctrico ECSE, evalúa aspectos como: calidad del producto, servicio técnico, boleta o factura, canales de contacto, medidor, etc.

A continuación se presenta la Tabla 34con los resultados de la ECSE correspondiente al año 2012.

Tabla 34 – Chile: Ranking ESCE 2012

Fuente: SEC


En la formulación del sistema chileno de precios de la electricidad se contempló como objetivo central reflejar en ellos los costos reales de producir, transmitir y distribuir eficientemente los suministros eléctricos.

Dada la separación existente entre las actividades de generación, transmisión y de distribución, la regulación de precios a nivel de clientes regulados de empresas distribuidoras concibe los precios a nivel de distribución como la suma del precio de compra de energía, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, de un valor agregado por concepto de costos de distribución y de cargos por concepto del uso del sistema de transmisión.


A partir de las modificaciones introducidas por la Ley Corta II, el componente de precio de nudo se determina sobre la base del promedio ponderado por volumen de suministro de los precios vigentes en los contratos de compra de la distribuidora, para abastecer a los clientes regulados en la zona de concesión.

Dado que las empresas distribuidoras se conectan al sistema en subestaciones de subtransmisión, el precio de nudo final, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, debe incorporar el costo asociado a la subtransmisión y a la transmisión troncal. A partir de las modificaciones introducidas por la Ley Corta I, la Ley establece un proceso de tarificación formal tanto para la obtención de los peajes de subtransmisión como el de transmisión troncal.

El componente de precio de distribución consiste en el Valor Agregado por concepto de costos de Distribución (VAD). El esquema planteado refleja el costo de capital y de operación y mantenimiento ocasionado por el suministro a un consumidor final. Es decir, el costo medio para la empresa distribuidora de atender a un nuevo cliente

En este sentido, cada consumidor se hace cargo de la potencia y energía consumida. Sin embargo, cabe señalar que los costos que agrega la distribución de electricidad están principalmente asociados a potencia y no a energía suministrada. Lo anterior debido a que el dimensionamiento de la red de distribución y, por lo tanto, sus costos de inversión y explotación, dependen de la potencia suministrada.

A ello se suma que, a nivel de los sistemas de distribución, se producen pérdidas de energía, cuyos costos deben ser agregados a la tarifa del consumidor final.

Por lo tanto, todo cliente implica para una empresa distribuidora los siguientes conceptos de costos:

a) Costos administrativos debido a la existencia del cliente: Este es un cargo fijo mensual, independiente del consumo del usuario.

b) Costo por consumo de energía del cliente: Cada kWh consumido por el cliente obliga a la empresa distribuidora a comprar ese kWh, más las pérdidas de distribución correspondientes, al sistema generador.

c) Costo por consumo de potencia de punta del cliente: Cada kW consumido por el cliente

obliga a la empresa distribuidora a comprar ese kW, más las pérdidas de distribución correspondientes, al sistema generador.

d) Costo por demanda de potencia del cliente en las horas de demanda máxima local del sistema: Este costo se refiere a la capacidad requerida de las instalaciones para hacer

frente al momento en que el consumo del cliente coincide con la demanda máxima que enfrenta la distribuidora. Ello obliga a la empresa distribuidora a ampliar sus subestaciones, líneas y transformadores en alta y baja tensión, para abastecer cada kW adicional que el cliente demanda a las horas de mayor consumo de potencia.

e) Costo por demanda de potencia del cliente no coincidente con la demanda máxima del sistema: Ello no tiene incidencia en las inversiones a nivel de subestaciones, líneas y transformadores alejados del cliente, pero sí incide en las inversiones que están más cerca de él y son más específicas al comportamiento de demanda.

Básicamente, la estructura tarifaria a nivel de cliente final de distribución, tiene la siguiente composición:

T final = PNdx + VAD + CUTx

T final = CFCLIENTE + PNdx · FPERDg + CD · FCOINCd + CUTx

T final = CFCLIENTE + PNdx-E· FPERDg – E + PNdx – P · FPERDg – P · FCOINg + CD · FCOINCd + CUTx


Tal como se ha señalado a lo largo de este documento, la estructura básica considera la adición de las tres componentes, tal como lo muestra la primera ecuación, estas son:

Precios de compra de energía en el punto de conexión con las instalaciones de distribución;

cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal; y

valor agregado por concepto de costos de distribución.

La combinación de dichos valores a través de fórmulas, permite que el precio resultante de suministro corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos empleados a nivel de producción, transporte y distribución.

El término asociado al CFCLIENTE representa la componente tarifaria por concepto de recuperación de los costos fijos asociados a los gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo. Esta componente tendrá distintos valores de acuerdo al tipo de medidor que posea el cliente, esto es medidor simple de energía, medidor simple de energía y demanda máxima leída, o bien, medidor simple de energía y demanda máxima leída, y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. Se expresa en $/cliente.

El término de la suma asociada a PN_dx representa la componente tarifaria por concepto de recuperación de compras de energía y potencia a los suministradores, cuyos precios de nudo (PN_dx) consideran los costos de generación incluidos los costos medios de subtransmisión hasta el punto de ingreso al sector de distribución correspondiente, los factores de coincidencia (FCOINg) aplicables sólo en el caso de la potencia y los factores de pérdidas en las redes de una empresa modelo (FPERDg-E y FPERDg-P) calculados en el caso de la potencia, en la hora de demanda máxima del sistema de generación. Además, esta componente se separa en dos partes, una asociada a las compras de energía (PNdx-E, FPERDg-E) y otra a las compras de potencia en horas de punta del sistema eléctrico (PNdx-P, FPERDg-P, FCOINg). Se expresa en $/kWh para la energía y $/kW/mes para la potencia.

El término asociado al CD representa la componente tarifaria por concepto de recuperación de los costos de distribución en base a costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Esta componente se diferencia entre alta y/o baja tensión de distribución (CDAT y CDBT), según se aplique a clientes conectados en alta o baja tensión, respectivamente. Se expresa en $/kW/mes.

El término asociado a CUTx corresponde al cargo único en base a uso del sistema de transmisión troncal.

Así, los parámetros relevantes de la estructura tarifaria de distribución son:

precios de compra de energía en el punto de ingreso al sector de distribución;

factores de coincidencia para horas de máxima demanda de Generación y para horas de máxima demanda de Distribución;

costos de distribución; y

factores de pérdidas.

El proceso tarifario establecido en la Ley se centra principalmente en el procedimiento de cálculo de los costos de distribución y factores de pérdidas.


La metodología utilizada en el segmento de distribución se ha mantenido prácticamente incambiada desde la primera revisión.


4.4 Gran Bretaña


4.4.1.1 Demanda y generación de electricidad

La Tabla 35 siguiente presenta la evolución del consumo final de electricidad en Gran Bretaña en los últimos 10 años. La misma muestra que el consumo, luego de alcanzar un pico en el año 2008, se ha reducido.

Tabla 35 – UK: Cconsumo final de electricidad

Fuente: Department of Energy and Climate Change

La producción se basa fundamentalmente en generación térmica y nuclear, con una participación menor pero creciente de las energías renovables, como puede apreciarse en la Tabla 36 que se incluye a continuación.

Tabla 36 – UK: Generación de electricidad

(1) Incluye turbinas a gas y motores y térmicas con fuentes renovables

(2) hidro, eólica, mareomotriz y solar fotovoltaica

(3) Energía bruta menos energía utilizada en bombeo

Fuente: Department of Energy and Climate Change

Año Industriales Domésticos Otros Total

N° de

consumidores

(miles)

2003 109,93 123,00 103,94 336,87 28.247

2004 112,09 124,20 103,28 339,57 28.379

2005 116,70 125,71 106,94 349,35 28.498

2006 115,53 124,70 105,63 345,87 28.875

2007 113,41 123,08 105,78 342,26 29.105

2008 114,72 119,80 107,87 342,39 29.212

2009 100,34 118,54 103,47 322,35 29.365

2010 104,94 118,84 105,47 329,25 29.591

2011 102,72 111,60 103,92 318,24 29.687

2012 98,32 114,70 105,06 318,07

Consumo final de electricidad (TWh)

Año Total

Térmicas

convencionales

y otros (1)

CCGT Nuclear

Renovables

no térmicas

(2)

BombeoGeneración

neta

2003 380.073 162.138 128.882 81.911 4.5 2.641 376.528

2004 376.896 153.653 140.243 73.682 6.76 2.559 373.399

2005 380.486 155.493 139.382 75.173 7.662 2.776 376.78

2006 378.779 170.464 126.554 69.237 8.802 3.722 373.861

2007 379.136 158.594 149.127 57.249 10.32 3.846 374.064

2008 372.532 140.186 168.364 47.673 12.234 4.075 367.161

2009 360.182 120.052 159.159 62.762 14.537 3.672 355.339

2010 365.651 124.396 167.898 56.442 13.776 3.139 361.439

2011 351.026 124.366 139.702 62.655 21.408 2.895 347.183

2012 345.834 158.824 94.08 63.949 26.025 2.956 341.856

Generación Bruta


Como puede inferirse, el nivel de capacidad ociosa del mercado eléctrico de Gran Bretaña se diluirá rápidamente en los próximos años.

El impacto de reemplazar las centrales antiguas de carbón y petróleo para cumplir con la normativa ambiental de la Unión Europea, junto con los cambios del mix de generación de la próxima década implican desafíos a la seguridad de suministro. Los acontecimientos recientes han reforzado esta visión, ya que varias centrales han comenzado a salir del sistema antes del plazo final de 2015.

Las viejas plantas de carbón están siendo parcialmente reemplazadas por generación eólica y con biomasa. Otras deberán cerrar por requerimiento de la legislación ambiental europea y además varias de las centrales de ciclo combinado más antiguas han salido de producción para un reacondicionamiento. Algunas nucleares también deberán ser retiradas.

La situación descrita, que también afecta plantas en el resto de Europa, hace que las interconexiones presenten incertidumbres en cuanto a disponibilidad de energía para importación en los momentos críticos. Esto lleva a que el riesgo de falla alcance en los años inmediatos a 2015 valores mucho más altos que los actuales.

La política energética, entonces, enfoca como prioritario el objetivo de suficiencia de energía, con energías más limpias. Esto requiere enormes inversiones y a la vez, obligó a la regulación ha acompasarse a este marco político.


Las redes de transmisión son propiedad de tres transmisores regionales; el operador responsable de la red total de transmisión es National Grid.

Figura 19 – UK: Regiones de Redes de Transmisión

Fuente: Ofgem

La red de transmisión tiene más de 25 mil km de líneas de alta tensión que transportan energía desde las grandes centrales de generación a la demanda. La mayor parte de la red fue construida en la década de 1950 y 1960, lo que implica que se diseñó para evacuar la energía de las plantas de carbón que eran consideradas la tecnología eficiente en ese


momento. Por lo tanto hay gran densidad de líneas en las zonas que eran productoras de carbón y pocas líneas que puedan utilizarse para transportar energía generada con fuentes renovables.

Las redes regionales de distribución tienen más de 800 mil km de líneas en tensiones de 132 kV e inferiores, lo que hace que sean potencialmente aptas para inyección de pequeña generación conectada directamente a distribución.

Hay 14 empresas regionales de distribución en Gran Bretaña, que tienen licencia para realizar esa actividad. En 2010-11 las 14 licencias estaban en manos de siete compañías. La Figura 20 muestra el nombre y localización de los sistemas de distribución de las 14 licencias.

Figura 20 – UK: Sistemas Regionales de Distribución

1. Central Networks: West (CN West), ahora Western Power Distribution: West Midlands (WMID)

2. Central Networks: East (CN East), ahora Western Power Distribution: East Midlands (EMID)

3. Electricity North West Limited (ENWL)

4. CE Electric UK6: Northern Electric Distribution Limited (NEDL), ahora Northern Powergrid: Northeast Ltd (NPGN)

5. CE Electric UK: Yorkshire Electricity Distribution plc (YEDL), ahora Northern Powergrid: Yorkshire Plc (NPGY)

6. Western Power Distribution: South Wales (SWALES)

7. Western Power Distribution: South West (SWEST)

8. UK Power Networks: London Power Networks (LPN)


9. UK Power Networks: South East Power Networks (SPN)

10. UK Power Networks: Eastern Power Networks (EPN)

11. Scottish Power: Distribution (SPD)

12. Scottish Power: Manweb (SPMW)

13. Scottish & Southern Energy: Hydro (SSEH)

14. Scottish & Southern Energy: Southern Electric Power Distribution (SSES).

Fuente: Ofgem



Gran Bretaña fue pionera en el establecimiento del modelo competitivo para la generación, acompañado de la desverticalización de los segmentos del sector.

La Electricity Act de 1989 sentó las bases legislativas para la restructuración y privatización de la industria en Gran Bretaña. La ley permitió privatizar las empresas y la introducción de mercados competitivos y un sistema de regulación independiente.

En marzo de 1990 la nueva estructura fue introducida en Inglaterra y Gales, dividiendo la CEGB en tres empresas generadoras y una transmisora: National Power, Powergen, Nuclear Electric and the National Grid Company (NGC).

Las centrales con combustibles fósiles fueron transferidas a National Power y Powergen, las nucleares a Nuclear Electric y el sistema de transmisión, junto con las centrales de bombeo de Gales y las interconexiones con Escocia y Francia a NGC.

Las oficinas regionales de distribución fueron reemplazadas por empresas regionales (RECs), a las que se transfirieron los sistemas de distribución locales y se atribuyó a cada REC la obligación de atender cualquier solicitud de suministro razonable en el área asignada. Las REC en su conjunto eran propietarias de NGC.

Con la restructuración se estableció el pool como el mecanismo de mercado mayorista para la compra-venta de electricidad en Inglaterra y Gales.

Además, se abolió el Electricity Council y se creó un sistema de regulación independiente, encabezado por el Director General de suministro de electricidad, que cubría Inglaterra, Gales y Escocia, respaldado por una oficina reguladora, la Offer, para regular el nuevo sector eléctrico privatizado.

Además, se estableció una serie de comités de consumidores regionales para reemplazar los consejos consultivos.

En ese momento, aunque la reforma clave en la privatización era la desverticalización del sector, algunas integraciones verticales subsistieron, las REC estaban a cargo de distribución y comercialización y podían participar por hasta 15% de su volumen de ventas en generación. Asimismo, National Power y Powergen tenían algunos clientes directos.

Desde ese momento se establecieron numerosos ajustes y modificaciones, profundizando la reforma y las medidas contra el poder de mercado de algunos agentes.

La regulación fue actualizada completamente con la Utilities Act 2000, que reformó el marco institucional de la regulación de la industria eléctrica y los parámetros legislativos de su estructura.

Con relación a los cambios institucionales y regulatorios se destacan:


Se reemplazó el regulador individual, Director General de Suministro de Electricidad, con un concejo, la Autoridad de Mercados de Gas y Electricidad (Gas and Electricity Markets Authority)

Se fusionaron las oficinas regulatorias de gas y electricidad en la Ofgem.

Se sustituyeron los comités de consumidores con un concejo independiente del consumidor para gas y electricidad, conocido como Energywatch

Cambios en las atribuciones y responsabilidades del Secretario de Estado para Comercio e Industria y traslado de responsabilidades a la Ofgem

Atribución de nuevos poderes al Secretario de Estado y a la Ofgem

Estos cambios se hicieron mediante modificaciones de la Electricity Act 1989. La nueva ley también eliminó el concepto de suministrador de servicio público e introdujo una única licencia tipo para todos los suministradores, poniéndolos en pie de igualdad.

En la Ley también se estableció el requerimiento formal de separar los negocios de distribución y comercialización o suministro y se introdujo la obligación de que la actividad de distribución fuera licenciada en forma independiente del suministro. Esos cambios tuvieron un fuerte impacto en la estructura de propiedad de la industria.

La Utilities Act 2000 también cambió la implementación de los esquemas de comercio mayorista, reemplazando el “pool” con el NETA (new electricity trading arrangements), basado en contratos o acuerdos bilaterales entre generadores, suministradores, comercializadores y clientes a través de negocios en mercados a futuro y de corto plazo.

La Climate Change Act de 2008 y la Energy Act de 2011 han tenido impacto en la regulación del sector eléctrico, de forma de acompañar las nuevas necesidades de política energética dictadas por los compromisos ambientales asumidos por el Gobierno.


La ley de Cambio Climático (Climate Change Act) fue aprobada en 2008 para mejorar la gestión de emisiones de carbono y hace la transición a una economía baja en carbono mostrando el compromiso del Reino Unido con la reducción de los gases de efecto invernadero.

Las disposiciones claves de la ley incluyen la introducción de un compromiso vinculante a reducir las emisiones en 80% en 2050 y 34% en 2020, con relación a los niveles de 1990.

En línea con estos objetivos, se establecieron presupuestos de carbono para cinco años, con topes de emisiones decrecientes.

La Ley creó el Department of Energy & Climate Change (DECC), una institución independiente y experta establecida con la intención de asesorar al Gobierno sobre temas asociados al cambio climático y los niveles apropiados de presupuestos de emisiones.

La Ley de Energía fue introducida en Octubre de 2011 y busca aumentar la eficiencia energética, asegurar el suministro de energía con bajo contenido de carbono y mejorar la competencia en los mercados de energía, permitiendo la inversión en el desarrollo de tecnologías limpias.

El sector eléctrico enfrenta desafíos particulares para asegurar la suficiencia del suministro, bajando las emisiones de la generación y manteniendo un costo accesible para la población.

Se estima que serán necesarios 110 billones de libras de inversión en generación y transmisión para la presente década para lograr los objetivos fijados.

Para cumplir los objetivos descritos se ha planteado la reforma del mercado eléctrico, que el Gobierno entiende vital para lograr la diversificación de las fuentes de generación, la gestión


de la demanda y uso eficiente, desarrollo de almacenamiento y construcción de interconexiones.

Sin esa reforma, la expansión de la generación se haría solo con gas natural. Aunque se considera que ese combustible será fundamental en la matriz, se entiende que es prioritario lograr que las tecnologías renovables sean apoyadas en estas etapas iniciales para alcanzar costos competitivos en el mediano y largo plazo.

El Gobierno establecerá la política global para la Energy Market Reform estableciento los parámetros para las subastas de capacidad, precio del carbono durante la primera fase y parámetros claves para las subastas de bajo carbono en las fases siguientes. Para ello se basará en la información del operador del sistema (National Grid).

El operador administrará dos nuevos mecanismos de mercado que se implementarán en el mercado mayorista:

Feed-in Tariffs con contratos por diferencias (CfDs) – Contratos de largo plazo que

dan certeza de ingresos a los inversores en generación de bajo carbono como renovables, nuclear y plantas equipadas con captura de carbono. Los CfDs facilitarán la inversión removiendo la exposición a la volatilidad de precios de largo plazo y estabilizando el precio a un nivel denominado strike price. Ver ejemplo en Figura 21.

Acuerdos de capacidad (dentro de un Mercado de Capacidad) – Pagos por

capacidad confiable que esté disponible cuando se requiere, aportando a la seguridad de suministro

Estos mecanismos serán financiados con:

El precio piso de Carbono, un impuesto para el carbono en el esquema de comercio de emisiones

una norma de desempeño de emisiones, medida regulatoria que limita las emisiones de las centrales generadoras

Estos esquemas se agregan a los apoyos existentes para renovables:

La Obligación Renovable (RO) para incentivar renovables de gran escala, requiere a los suministradores contratar con renovables un porcentaje creciente de la demanda. La RO recompensa la producción durante la vida útil de un proyecto

La Feed-in Tariff (FiT), diseñada para generación renovable de pequeña escala, con

la que los generadores son remunerados por cada unidad de energía que producen.


Figura 21 – UK: Contratos por Diferencia

Fuente: Electricity Market Reform: Policy Overview – Department of Energy and Climate Change


El Foro DECC/Ofgem para Redes Inteligentes fue creado por el Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) a los fines de apoyar la transición del Reino Unido a un sistema energético seguro, de bajas emisiones y costo razonable.

El punto principal discutido en el Foro es cómo las empresas eléctricas podrán hacer frente a los nuevos desafíos que encontrarán al cumplir su rol en la reducción de carbono del suministro eléctrico.

Los objetivos del foro son los siguientes:

Identificar desafíos para las redes y suministro del sistema incluyendo barreras presentes y potenciales a la incorporación eficiente de Smart Grids.

Guiar las acciones a ser adoptadas para remover esas barreras y ayudar a la implementación eficiente de Smart Grids.

Identificar acciones que DECC, Ofgem, la industria y terceras partes pueden tomar para facilitar la implementación de Smart Grids

Facilitar el intercambio de información y conocimiento entre partes claves, incluyendo aquellas fuera del sector energía

Ayudar a todos los interesados a comprender mejor los desarrollos futuros de la industria que necesitan para preparase a efectos de:

o Realizar el seguimiento de los desarrollos de Smart grids y sus drivers

o Realizar el seguimiento de las iniciativas en Europa y el resto del mundo

Como se aprecia, el alcance del Foro es amplio. Con la tarea de observar los servicios y funcionalidades que se requerirán de las redes a medida que evolucionan a un sector de bajo carbono, debe considerar los desafíos y oportunidades de las empresas relacionadas con la generación distribuida, electrificación de la calefacción y el transporte y las


implicaciones de la medición inteligente en la gestión de la demanda. El Foro atiende los aspectos comerciales y técnicos de los cambios y las barreras que las empresas encuentran al hacer esos cambios.

4.4.3 Transmisión


El marco regulatorio general está plasmado en los principios definidos en el RIIO. Los aspectos particulares del sector de transmisión de energía eléctrica se desarrollan en el documento denominado Decisión de la estrategia para la revisión tarifaria de transmisión – RIIO-T1 (Decision on strategy for the next transmission price control - RIIO-T1).

Finalmente los ingresos reconocidos regulatoriamente a cada una de las empresas que opera en el sector y la aplicación de las distintas herramientas de detalle se reflejan en un documento, con carácter de resolución (Document Decision) denominado Final Proporsal. A modo de ejemplo, el documento Final Proposals for the transmission price controls for National Grid Electricity Transmission (NGET) and National Grid Gas Transmission (NGGT) from 1 April 2013 to 31 March 2021 detalla los ingresos regulatorios para una de las tres empresas de transmisión eléctrica que opera en Gran Bretaña (NGET), así como también y para la empresa de transmisión de gas.

En todos los casos la Propuesta Final de remuneración para cada una de las empresas de transmisión está respaldado por cinco documentos, a saber:

1. Productos, incentivos e innovación. RIIO-T1: Final Proposals for XX – Outputs, incentives and innovation

2. Análisis de costos e incertidumbre. RIIO-T1: Final Proposals for XX – Cost assessment and uncertainty.

3. RIIO-T1: Final Proposals – Real price effects and ongoing efficiency appendix 4. Modelo Financiero. RIIO-T1: Final Proposals Financial Model 5. Reporte de auditoria sobre el modelo financiero. Audit letter on the financial models

Un aspecto a resaltar de la regulación en Gran Bretaña es la calidad en el proceso regulatorio, respetando formas y tiempos. La fortaleza del proceso son las consultas públicas, las cuales aseguran trasparencia y participación activa y vinculante de las partes interesadas.

4.4.3.2 Características generales del modelo de remuneración

a) Retorno permitido. Corresponde a la remuneración del capital invertido (depreciaciones y retorno del capital neto) y a los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento,

b) Financiabilidad del Plan de Negocios – Análisis de Rentabilidad sobre el Capital Regulatorio Propio. La Ofgem utiliza el análisis de Rentabilidad sobre el Capital Regulatorio Propio (Return on Regulatory Equity analysis, RoRE) con un doble

propósito. 1. Verificar el efecto global de las medidas regulatorias 2. Determinar la estructura óptima de capital (Notional gearing level).

c) Mecanismo de incertidumbre en los costos. El modelo RIIO parte de la base que el

fuerte nivel de inversiones y cambio técnico que operará en el sector incorporará elementos de incertidumbre en la estimación de costos para el periodo tarifario definido en ocho años. En consecuencia, la Ofgem ha establecido un mecanismo para mitigar los riesgos y la incertidumbre de costos durante el periodo tarifario. Los principales conceptos del mecanismo definido por la Ofgem son:

Línea base. Es el monto de costos permitidos al inicio de cada año del RIIO-

T1. La línea base incluyen los costos, para la obtención de los productos definidos, con un razonable grado de certidumbre en cuanto a su necesidad y valor.


Mejor proyección (best view). Es la estimación de los costos totales basados

en el escenario central de cambios en la generación y la demanda.

Mecanismo de incertidumbre. Se compone de ajustes automáticos cuando los

productos difieren de los definidos en la línea base, cláusulas gatillo definidas en las Licencias de transmisión o ajustes temporarios durante el periodo tarifario.


Esquema general

El transportista recibe una remuneración por las inversiones realizadas que consiste en dos componentes:

a. La aplicación del costo de capital sobre la Base Regulatoria de Activos (BRA, en inglés Regulatory Asset Value - RAV). La BRA es la base de activos reconocida regulatoriamente neta de depreciaciones.

b. Cuota anual de depreciación regulatoria de los activos la cual depende de la vida útil promedio establecida por el regulador.

El método de remuneración de las inversiones adoptado por la Ofgem en el modelo RIIO es conceptualmente similar al utilizado en el modelo RPI-X, asimilable al modelo DORC detallado en el Informe N° 1. En virtud del volumen de inversiones previsto en el sector para cumplir con las metas de reducción de carbono, cobra un rol central en el modelo RIIO el concepto de optimización de las inversiones. El concepto de optimización y eficiencia en el modelo RIIO tiene un alcance más amplio, integral y de largo plazo que el aplicado en el modelo RPI-X:

Amplio, ya que se vincula al objetivo general del modelo RIIO que consiste en proveer energía sustentable, con niveles máximos emisión de carbono, a largo plazo (usuarios actuales y futuros).

Integral, ya que para la incorporación de nuevos activos se pondera aquellos proyectos que incorporan tecnologías que minimicen los costos totales (TOTEX) de proveer energía sustentable en el largo plazo.

De largo plazo, ya que si bien el periodo tarifario es de ocho años, el Plan de Negocios considera un horizonte de largo plazo (30 años).

Base Regulatoria de Activos

La BRA al final de cada año es el resultado de adicionar a la BRA valuada al inicio del año los ajustes por transferencias de activos (shadow RAV) e incrementos de BRA y de deducir las depreciaciones generadas en el año, en término de fórmulas:

Dónde:

es la Base Regulatoria de Activos, el stock de activos al final del año t.

son las Transferencias de activos realizadas durante el año t.

son los Incrementos de BRA ocurridos durante el año t.

son las depreciaciones de la BRA generadas durante el año t.


Un aspecto distintivo del modelo RIIO con respecto al modelo RPI-X es que a los efectos de la valuación no se distinguen inversiones (CAPEX) de gastos de administración, operación y mantenimiento (OPEX), sino que analiza la suma de ambos componentes (TOTEX).

Posteriormente, y a los efectos de la remuneración, el TOTEX es desagregado en dos componentes:

i. Recuperación lenta del TOTEX (slow money). Corresponde a la

parte del TOTEX que se adiciona a la BRA ( en la fórmula presentada anteriormente)

ii. Recuperación rápida del TOTEX (fast money). Corresponde a la parte del TOTEX que se recupera anualmente, en forma similar al tratamiento que reciben los OPEX.

Como se verá posteriormente, los Totex de recuperación rápida no son activables y su tratamiento contable es equivalente al de los Opex, en tanto que los Totex de recuperación lenta si son activables.

El TOTEX incluye todos los gastos correspondientes a las actividades reguladas con excepción de:

Déficit del esquema de pensiones

Administración del esquema de pensiones

Costos asociados con esquemas específicos de incentivos

Márgenes de partes relacionadas

Intereses y otros costos financieros e impuestos

Vida útil de los activos

Si bien en el documento final de la cuarta revisión tarifaria de distribución eléctrica (DPCR4), en noviembre de 2004, quedó plasmada la necesidad de revisar la vida útil regulatoria de los activos, recién en el documento de consulta del modelo RIIO publicado en enero de 2010 este tema fue discutido en detalle considerando:

La necesidad de balancear los intereses de usuarios presentes y futuros, en un escenario de fuertes inversiones que tiene como principal objetivo el reducir los niveles de carbono en el sector.

La necesidad de dar señales correctas de precios.

La necesidad de calibrar el esquema de incentivos. Un esquema de depreciación acelerada de las inversiones puede opacar el esquema de incentivos operacionales y de calidad de servicio.

La Ofgem encomendó al grupo consultor conformado por Cambridge Economic Policy Associates (CEPA), Sinclair Knights Merz (SKM) y GL Noble Denton la elaboración de un estudio acerca de la vida económica de los activos de redes de electricidad y gas. A continuación se detallan los principales resultados del estudio referente a los activos eléctricos:

La vida útil técnica promedio se ubica entre 54 y 60 años.

Los activos tienen un nivel de antigüedad promedio (vida útil transcurrida) de 33 años.

Los operadores de red utilizan en su contabilidad regulatoria una vida útil que, dependiendo del equipamiento, se ubica en el rango entre 10 a 80 años, estando la mayor parte del equipamiento ubicado entre 30 a 60 años.


El estudio analizó numerosos escenarios sobre la utilización de redes de transmisión en Gran Bretaña, llegando a la conclusión que las mismas se incrementarán como consecuencia de la utilización de energías en base a fuentes renovables y el cumplimiento de las metas de emisión de carbono.

La determinación de la Ofgem se basó en una recomendación realizada por la consultora CEPA de adoptar una vida útil promedio del entorno entre 45 y 50 años.

Figura 22 – UK: Antigüedad de la redes - MEAV (replacement costs)

Fuente: CEPA, Ofgem.

Tabla 37 – UK: Transmisión: vida útil de los activos utilizada en la contabilidad regulatoria según empresa

Fuente: Ofgem.


Tabla 38 – UK: Distribución: vida útil de los activos utilizada en la contabilidad regulatoria según empresa

Fuente: Ofgem.

Como resultado del estudio anterior y del procedimiento de consulta llevado a cabo por la Ofgem, el regulador determinó un cambio en la vida útil promedio de los activos de transmisión pasando a ser de 45 años a partir del inicio del nuevo periodo tarifario (1 de abril de 2013). Este valor aplica para todos los activos regulatorios reconocidos y para todas las empresas.

Los activos existentes, incluidos los nuevos proyectos que ya comenzaron bajo el esquema denominado Inversiones en Transmisión para Generación Renovable (Transmission Investment for Renewable Generation, TIRG) se depreciarán a la tasa de depreciación

vigente en la última revisión tarifaria de transmisión (TPCR4, 20 años).

Como consecuencia del cambio regulatorio operado en este parámetro se definió un periodo de transición máximo equivalente a dos periodos tarifarios (16 años). La Ofgem aceptó a la empresa SP Transmission Ltd (SPTL) un periodo de transición más corto (8 años).

Recuperación lenta del TOTEX

La proporción de TOTEX que se activa (slow money) es determinada por la Ofgem con base en distintos criterios, entre los que se destacan:

Plan de Negocios: la Ofgem analizará las tasas de capitalizacón propuestas en el

Plan de Negocios de la empresa. Los activos de tres o menos años de vida útil serán considerados TOTEX de recuperación rápida.

Antecedentes: La Ofgem revisará los criterios de capitalización utilizados por las

empresas y los comparará con los criterios de capitalización proyectadas incluidos en el Plan de Negocios.

Excepción: En el caso que el Plan de Negocios esté correctamente justificado y la

empresa proponga un plan de innovación técnica con activos cuya vida útil sea un poco superior a los 3 años, la Ofgem podrá igualmente considerar ese costo para ser recuperado en forma rápida (fast money).


En la primera revisión tarifaria correspondiente a transmisión (RIIO-T1), la Ofgem determinó un porcentaje general para las tres empresas de transporte de 85%, siendo el 15% restante recuperado a través de costos.

Costo de capital

El modelo RIIO establece cuatro criterios principales para la determinación del costo de capital que asegure que una empresa, que actúa eficientemente, pueda financiarse tanto a través de su propio capital como de capital de terceros:

1. Continuar con el criterio determinado en el modelo RPI-X de calcular el costo de capital a través del modelo WACC (Weighted Average Cost of Capital).

2. Determinar el costo de la deuda con base en información de promedios de largo plazo con actualización anual.

3. Continuar con el criterio determinado en el modelo RPI-X de determinar el costo del equity a través del modelo CAPM (Capital Asset Pricing Model).

4. Establecer niveles de Estructura de Capital (EdC) que reflejen la exposición al riesgo de cada una de las empresas. La EdC puede variar entre sectores y en el interior de cada sector (por empresa).

Estructura de capital

La Ofgem propone estimar la EdC en base a la información provista por las empresas en el Plan de Negocios. La EdC deberá ser consistente con el riesgo del flujo de caja presentado por las empresas.

Costo de la deuda

El modelo RIIO incorpora importantes modificaciones con respecto a la metodología aplicada en el modelo RPI-X, a saber:

Determinar el costo de la deuda con base en el promedio simple del índice provisto por iBoxx GBP Non-Financials Indices con un maturity de más de 10 años (10+years) para ranking de créditos calificados entre A y BBB.

Ajustar anualmente el costo de la deuda durante el periodo tarifario de 8 años.

Aplicar el ajuste de inflación con una ventana de 10 años, en base a la información provista por el Banco de Inglaterra.

Se mantienen los supuestos aplicados en el modelo RPI-X con respecto al premio por riesgo de inflación, el premio por nueva emisión y los cargos por emisión deuda y gerenciamiento de liquidez.

El cambio de Índice de Bloomberg a iBoxx fue unos de los aspectos de mayor análisis en el documento de consulta que definió la estrategia para la revisión tarifaria de transmisión. La Ofgem decidió el cambio ya que el índice iBoox tiene una mayor representación de empresas de redes y aplica una metodología más transparente.


Figura 23 – UK: Costo de la deuda, característica de los índices Bloomberg e iBoxx

Fuente: Ofgem.

La Tabla 39 a continuación contiene las ponderaciones realizadas por Ofgem respecto al grado de adecuación en el cumplimiento de ciertos criterios, de cada uno de los índices evaluados.

Tabla 39 – UK: Costo de la deuda, criterios analizados por la Ofgem para decidir el índice a utilizar

Fuente: Ofgem.


La Figura 24 muestra la evolución, durante el periodo 1998 – 2011, del índice utilizado por la Ofgem para la determinación del costo de la deuda (Bloomberg), del índice iBoox y de los valores de costo de la deuda determinados por la Ofgem en diferentes revisiones tarifarias de electricidad y gas.

Figura 24 – UK: Costo de la deuda (1998 – 2011), evolución índice Bloomberg, índice iBoox y valores determinados por la Ofgem

Fuente: Ofgem.

En primer lugar se observa que los valores regulatorios se han ubicado por encima de los valores promedio del mercado, reflejados en los índices Bloomberg e iBoxx. Este es una de los motivos por el cual la Ofgem ha decidido realizar ajustes anuales sobre este parámetro. En segundo lugar se observa que la evolución de ambos índices es muy similar, facilitando la decisión de la Ofgem en cambiar de índice.

Costo del capital propio

La Ofgem determinó un rango indicativo para el costo del capital propio, ubicado en un mínimo de 6,0% y un máximo de 7,2%. Estas tasas son reales, después de impuestos.

La Ofgem realiza un benchmarking de este rango de valores con otros valores recomendados para la Unión Europea, por consultoras (CEPA, NERA, OXERA), otros valores determinados por la Ofgem en revisiones tarifarias recientes de gas y electricidad y valores regulatorios utilizados en Europa y USA.

Tabla 40 – UK: Costo de capital, valores recomendados por la Unión Europea y consultoras


Fuente: Ofgem

Tabla 41 – UK: Costo de capital, valores determinados por la Ofgem en revisiones tarifarias recientes de electricidad y gas

Fuente: Ofgem

Figura 25 – UK: Costo de capital, valores regulatorios determinados para el sector de electricidad y gas en países de Europa (nominal, antes de impuestos)

Fuente: Ofgem


Figura 26 – UK: Costo de capital, valores regulatorios determinados a empresas de electricidad y gas en USA (nominal, antes de impuestos)

Fuente: Ofgem

4.4.3.4 Remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento

La remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento se realiza a través de los llamados costos permitidos (Allowed Costs) los cuales se agrupan en los

siguientes conceptos:

Recuperación rápida del TOTEX (fast money). Corresponde a la parte de TOTEX no

activada, la cual se recupera en un año. En la primera revisión tarifaria correspondiente a transmisión (RIIO-T1), la Ofgem determinó un porcentaje general de recuperación rápida de TOTEX para las tres empresas de transporte de 15%.

Costos no controlables.

Otros costos. (e.g. pensiones y resultados de revisiones tarifarias anteriores)

Impuestos permitidos.


Las pérdidas técnicas son analizadas en forma integral dentro de los planes de negocio presentados por las empresas.


La calidad de servicio y potencia son analizadas en forma integral dentro de los planes de negocio presentados por las empresas.


Los costos de transmisión se trasladan en forma pura a las tarifas finales, no existiendo subsidios a la actividad.


4.4.3.8 Resumen

La Tabla 42 detalla el resultado de la aplicación del modelo RIIO-T1 para la empresa National Grid (NGET) en su función de transportista27. La misma detalla en cada fila los conceptos analizados precedentemente.

Tabla 42 - UK: Resultados Revisión Tarifaria RIIO-T1 NGET

Fuente: RIIO-T1: Final Proposals for NGET – Diciembre de 2012, página 70, Tabla A1.2.

Se observa la importancia de las inversiones en el programa de remuneración previsto:

1. Como porcentaje de los ingresos regulatorios, ubicándose en valores que varían entre 70% y 85%.

2. Los montos previstos de inversiones en los siguientes 8 años superan el valor de los activos existentes. En efecto se prevé un incremento da la BRA de 9.598 millones de libras esterlinas durante el periodo 2013/14 a 2020/2021, superior a la BRA inicial de 8.691 millones de libras esterlinas.


Durante más de 20 años la Ofgem aplicó el modelo RPI-X, completando 4 revisiones tarifarias de transmisión (y distribución) de energía eléctrica.

Actualmente, el sector energético en Gran Bretaña está inmerso en su mayor desafío de las últimas décadas. Las demandas en mejoras medioambientales tienen como uno de sus puntos centrales la reducción en los niveles de carbono y, por consiguiente, la reducción de una de sus principales fuentes contaminantes: la generación térmica. Esto ha incentivado la incorporación de nuevas tecnologías de generación asociados a fuentes de energía renovables, muchas de las cuales se conectan directamente a la red de distribución,

27 NGET también recibe ingresos regulados por su función de operador del sistema (NGET-SO, System Operator).


generando una nueva forma de producir, transportar y utilizar la energía eléctrica y el gas. Un estudio de la Ofgem estima que para lograr las metas medioambientales serán necesarias inversiones de aproximadamente 200 billones de libras, siendo los requerimientos financieros de las empresas de transporte y distribución de energía hasta el año 2020 de aproximadamente 32 billones de libras. Este monto casi duplica las inversiones realizadas por el sector en los últimos 20 años y representa el 75% del valor de los activos del sector (43 billones de libras). El escenario tecnológico plantea un gran desafío e incertidumbre acerca de cómo se va a desarrollar el cambio y qué tipos de tecnologías serán las más efectivas y eficientes para transportar energía con bajo contenido de carbono. Según el regulador el modelo RPI-X, que tuvo un buen desempeño para los intereses de los consumidores con un descenso de las tarifas y un incremento de la calidad de servicio no es el modelo adecuado para el nuevo escenario previsto en el sector energético, caracterizado por un altísimo volumen de inversiones en tecnologías a ser desarrolladas y un importante grado de incertidumbre. La visión del regulador británico puede sintetizarse en una frase del documento final:

“One thing is clear: Business as usual is not an option”. Networks will need to be smarter, integrating increasing local renewable and intermittent sources of gas and electricity production and encouraging customers to make their demand more flexible aided by the rollout of smart meters.”

Los objetivos del nuevo modelo RIIO buscan incentivar a las empresas de redes a:

jugar un rol protagónico en el transporte de energía sustentable, y

prestar un servicio que asegure el máximo costo-beneficio-calidad en el largo plazo para los usuarios actuales y futuros.

Los productos (outputs) son el corazón del modelo RIIO. Los productos serán consistentes con los objetivos del marco regulatorio y, en particular, serán determinados para incentivar a las empresas a jugar un rol crucial en la entrega de energía sustentable. La base de ingresos y los mecanismos de incentivos deberán estar armonizados con el objetivo de entrega efectiva y eficiente de los productos.

Los productos serán determinados para cada periodo tarifario de ocho años, con la expectativa que se mantengan en el largo plazo a no ser que cambien las condiciones iniciales. Las empresas tendrán un rol protagónico en la determinación de cuál es la mejor manera (mejor relación costo–calidad) para la entrega de los productos en el largo plazo. La Ofgem revisará, en la mitad del periodo tarifario, los requerimientos de los productos y los comparará con los determinados por las empresas para establecer posibles cambios.

4.4.4 Distribución


La última revisión tarifaria de distribución realizada por Ofgem fue la quinta, vigente en el período 2011-2015. La regulación con el enfoque RIIO será introducida en distribución en la revisión del año 2015.

La estrategia para la siguiente revisión tarifaria está contenida en el documento Strategy decision for the RIIO-ED1 electricity distribution price control.

El documento suministra una visión general de la decisión de la Ofgem en cuanto al enfoque para la siguiente revisión (RIIO-ED1), que determinará los productos que las 14 empresas de distribución deberán entregar y los ingresos que les serán autorizados en el período entre el 1 de abril de 2015 y el 31 de marzo de 2023.

RIIO-ED1 será la primera revisión de distribución que refleje el nuevo modelo RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs). Se espera que este nuevo modelo dará a las empresas fuertes incentivos para poder enfrentar los desafíos de alcanzar un sector sustentable y con


bajas emisiones a un costo menor que el que tendría un enfoque regulatorio con el modelo anterior.

La Ofgem publicó en 2012 como serán evaluados los Planes de Negocio presentados por las empresas, incluyendo el rol del tratamiento proporcional y de la innovación. Las empresas deben presentar en este año 2013 la primera versión de esos planes.

Como se indicó, con el nuevo modelo, el regulador debe establecer los productos que las empresas deben entregar y los ingresos que pueden recaudar de los consumidores por esos productos. Los ingresos serán determinados utilizando un enfoque de building block, cuyos elementos fundamentales están ilustrados en la Figura 27 siguiente.

Figura 27 – UK: Building blocks para la próxima revisión de distribución (2015-2023)

Fuente: Ogem

Con relación a los productos, el marco RIIO tiene seis categorías primarias, asociadas a los desempeños que se busca incentivar para RIIO-ED1 los cuales son:

Seguridad: asegurar que se provee una red segura que cumple las normas de

seguridad de Health and Safety Executive (HSE)

Ambiente: incentivar a las empresas a alcanzar objetivos ambientales más

generales, en particular la reducción de emisiones de carbono, y minimizar el impacto ambiental de las actividades de la empresa gestionando su propia huella de carbono, polución visual y contaminación.

Satisfacción de cliente: mantener altos niveles de satisfacción de los clientes y

mejorar el servicio donde sea necesario. Asumir e integrar el punto de vista de los accionistas en la operación de los negocios.

Conexiones: Conectar a los usuarios en forma rápida y eficiente, incluyendo la

respuesta a las necesidades específicas de los clientes, y simultáneamente facilitar la competencia

Obligaciones Sociales: Adoptar un enfoque estratégico, coordinando y asociándose

con otras redes, suministradores y agencias para el uso más efectivo de datos y conocimiento a los efectos de beneficiar a los consumidores vulnerables.


Confiabilidad y disponibilidad: Proveer confiabilidad de largo plazo, minimizando el

número de interrupciones y asegurando la adaptación al cambio climático.

Para cada categoría de producto Ofgem ha considerado un rango de mecanismos para incentivar a las empresas en el sentido deseado. En algunos casos se han fijado límites superiores y /o inferiores al ajuste de ingresos. Esos límites serán determinados en la forma de cierta cantidad de dinero.

No en todos los casos se tendrán incentivos financieros. Para la seguridad, por ejemplo, no habrá premio o penalidad porque existen normas absolutas vigentes y la HSE puede actuar en caso de incumplimiento.

4.4.4.2 Características generales del modelo de remuneración

Aplican las mismas características que las descritas para el sector de Transmisión, a lo cual se agrega el llamado Proceso de Iteración Anual (Annual Iteration Process, AIP).

En efecto, el modelo RIIO incorpora, para el negocio de distribución eléctrica (RIIO-ED1) el AIP, el cual permite ajustar anualmente la Base de Ingresos tomando en consideración el desempeño y los niveles de productos alcanzados por las empresas. El AIP plantea un cambio sustancial con respecto al modelo RPI-X ya que en dicho modelo los ingresos regulatorios no se ajustaban durante los cinco años que duraba el periodo tarifario.

El análisis de desempeño se realiza a través de un grupo de variables predeterminadas. La Ofgem calcula, al 30 de noviembre de cada año, el llamado término MOD que refleja el Cambio Incremental en la Base de Ingresos. El MOD se aplica a partir del 1 de enero del siguiente año. Las reglas para la determinación de las variables y la metodología de cálculo del AIP están incorporados en las Licencias de las empresas y en las Guías Financieras y el Modelo Financiero de la Revisión Tarifaria (Price Control Financial Model and Handbook, PCFM).

La Ofgem prevé incorporar el PCFM, junto con los procedimientos para su modificación, dentro de las Licencias de los operadores. El PCFM operará a precios constantes del periodo 2011/12. Asimismo el PCFM estará disponible en el sitio web de la Ofgem a los efectos de promover transparencia y que las partes interesadas puedan realizar proyecciones de ingresos y cargos.

Matemáticamente la especificación del ajuste mediante la aplicación del factor MOD es la siguiente:

Dónde:

es la Base de Ingresos para el año t.

es la Base de Ingresos Inicial para el año t.

es el término que refleja la Modificación de la Base de Ingresos para el año t.

Ajustes previstos en el AIP:

El cálculo del valor es un proceso dinámico ya que el PCFM incluye los efectos encadenados entre variables. Por ejemplo, un incremento del TOTEX podría afectar la estructura óptima de capital propio de la empresa. El AIP puede implicar la revisión del valor de las variables contenidas en el PCFM, inclusive de valores anteriores. Sin embargo una


vez estimado el MOD para un año determinado, este valor no sufre variaciones como consecuencia de resultados posteriores del AIP.

Variables de gestión del PCFM

Ingresos permitidos.

Costos permitidos.

Porcentajes.

Ajuste de ingresos permitidos.

Ajuste de Incrementos de Base Regulatoria de Activos


Aplican idénticas consideraciones que las descritas para el sector de Transmisión.


El esquema general es similar al detallado para transmisión. El modelo RIIO-D1 introduce un par de modificaciones con respecto a los criterios establecidos en la revisión tarifaria anterior (Distribution Price Control Review 5, DPCR5) al considerar en el TOTEX a:

CAPEX no operacionales

Costos de soporte del negocio, o sea aquellos costos que no están directamente relacionados con la producción.


La Ofgem señala que las pérdidas en el sistema son la contribución más importante de las distribuidoras a su huella de carbono y que son una consecuencia inevitable de transferir electricidad en una red. Las mismas pueden ser reducidas con varias acciones por parte de las empresas y otros interesados. Es claro que el tema refiere a pérdidas técnicas ya que las pérdidas no técnicas no son un problema relevante en Gran Bretaña.

Ofgem indica que ha tenido problemas significativos con los mecanismos de incentivos de reducción de pérdidas de la revisión anterior, DPCR5, debido a fluctuaciones importantes de los datos y que ello resultó en la eliminación del mecanismo. Dado que asume que los mismos problemas se tendrán hasta que se coloquen medidores inteligentes, entiende que hasta ese momento no habrá mecanismos objetivos para implementar incentivos ya que no habrá forma de medir el consumo adecuadamente.

En lugar de una medida de las pérdidas, Ofgem colocará una cláusula de obligación de reducir pérdidas en la licencia de las distribuidoras, junto con la posibilidad de éstas de justificar gastos en sus Planes de negocio con base en la reducción de carbono. Las empresas deberán publicar informes anuales en que comparen las reducciones planificadas y logradas.

También habrá una recompensa monetaria discrecional de hasta 32 millones de libras, disponible durante el período RIIO-ED1 para premiar iniciativas eficientes e innovadoras de reducción de pérdidas.

La Ofgem prevé revisar los mecanismos de incentivo para reducción de pérdidas en la revisión RIIO-ED2 una vez que evalúe si las tecnologías de medidores inteligentes y otras innovaciones permiten una medida confiable de las pérdidas.


La calidad de servicio y producto serán analizadas en forma integral dentro de los planes de negocio presentados por las empresas.


Actualmente, las normas de desempeño eléctrico (Electricity Standards of Performance)

especifican niveles mínimos de desempeño esperados de las empresas. Si éstos no son alcanzados el cliente tiene derecho a recibir compensación, con alguna excepción.

Las normas cubren un rango de actividades incluyendo la restauración del suministro, calidad de tensión y períodos de aviso. La comparación del desempeño de las empresas con relación a estos estándares es un indicador de calidad muy útil.

El servicio al cliente ha sido una de las prioridades claves de Ofgem para la regulación de redes. Los clientes esperan que la empresa distribuidora sea fácil y rápidamente contactable y que responda a sus necesidades y requerimientos.

Ofgem ha establecido incentivos financieros para que las empresas provean un nivel adecuado de servicio al cliente, basados en la disposición a pagar de esos clientes. Las licencias de las empresas también tienen cláusulas con obligaciones al respecto.

Este punto ha sido fundamental en la revisión actualmente vigente y también lo será en la próxima con el modelo RIIO. Ofgem prevé continuar monitoreando el desempeño en esta área y considerar los resultados del relevamiento de la satisfacción general del cliente realizada en 2012/2013.


Los costos de distribución de energía eléctrica se trasladan a las tarifas finales, no existiendo subsidios a la actividad.


Durante más de 20 años la Ofgem aplicó el modelo RPI-X, completando 5 revisiones tarifarias de distribución de energía eléctrica. El marco general de análisis aplicado no varío en forma significativa durante todo ese periodo, ajustándose algunos parámetros en forma puntual (e.g. vida útil de los activos, estimación de costos operacionales eficientes).

Los motivos por los cuales comienza a aplicar el modelo RIIO en la determinación de la remuneración de las empresas de red fueron señalados en el subcapítulo de transmisión y en el Informe N°1.


4.5 Irlanda del Norte


Irlanda del Norte forma parte del Reino Unido y se ubica al noreste de la isla de Irlanda. Esta condición geográfica llevó a que los dos países que comparten la isla también compartan el mercado mayorista - System Electricity Market (SEM), diseñado para la comercialización mayorista de energía.

El SEM, además de coordinar la oferta y demanda del sector, responde por el buen funcionamiento de la red física de conexión entre Irlanda del Norte e Irlanda, promoviendo un esquema competitivo entre las empresas, incentivando la eficiencia del sector y velando por la seguridad de suministro.

Cabe mencionar que la empresa Northern Ireland Electricity LTd (en adelante NIE) está a cargo de las redes eléctricas en Irlanda del Norte, pues posee las licencias del principal sistema de trasmisión y del mercado de distribución. El papel de operador del sistema de trasmisión - Transmission System Operator (TSO), está en manos del System Operator Northern Ireland (SONI Ltd).

En total, los sistemas de transmisión y distribución de Irlanda del Norte cuentan con alrededor de 45.000km de líneas aéreas y cables subterráneos.

La Figura 28 presenta un esquema del mercado eléctrico en la Isla de Irlanda.

Figura 28 – IN: Representación del mercado eléctrico en la isla de Irlanda

Fuente: Background to the structure of the Electricity Industry in Ireland- Single Energy Market Operator


4.5.1.1 Demanda

El sistema eléctrico de Irlanda del Norte cuenta con 840.118 consumidores. En 2012, la demanda alcanzó un total de 1.919 GWh28. De ese total de consumidores, el 93% corresponde al sector residencial.

Es pertinente señalar que Irlanda del Norte cuenta con un gran porcentaje de consumidores ubicados en zonas rurales. Según el Departamento de Desarrollo Social “Department for Social Development”, en 2008 el 32% de los habitantes de Irlanda del Norte se encontraba radicado en zonas con esas características. Esta distribución de la demanda por supuesto impacta sobre el formato de las redes de distribución y transmisión así como sobre el tipo y cantidad de activos necesarios para prestar el servicio.

Además, cabe mencionar que la demanda energética manifiesta un alto factor de carga, asociado a una reducida variación horaria del consumo durante el día. La siguiente gráfica, surgida del Reporte anual 2011 del SEM, ilustra lo indicado.

Figura 29 – IN: Demanda diaria promedio

Fuente: SEM Committee Annual Report 2011

28 RETAIL MARKET MONITORING, Quarterly Transparency Report. Agosto 2013.


4.5.1.2 Generación

La oferta de generación está integrada por las empresas generadoras radicadas en la Isla de Irlanda, y también por aquellas firmas que tienen la capacidad de exportar energía desde el sistema interconectado de Escocia.

La normativa define que aquellos oferentes con una capacidad de generación por encima 10 MW deben adquirir una licencia al SEM para poder operar. Además, estas firmas tienen la obligación de vender el total de su producción eléctrica al SEM.

La generación disponible se compone principalmente de centrales que funcionan con combustibles fósiles. Las plantas térmicas más grandes de Irlanda del Norte se encuentran ubicadas en Kilroot y Coolkeeragh.

Sin embargo, esta situación ha evidenciado importantes cambios en los últimos años asociados a una mayor participación de fuentes de energías renovables. Particularmente, Irlanda del Norte es rica en el recurso eólico. Actualmente, la matriz energética cuenta con más de 29 parques eólicos y numerosas estructuras de pequeños generadores eólicos que proveen más del 11% de la energía total consumida.

Según el informe anual del mercado del 2012 del SEM, en el 2011 la generación eólica creció un 53%, alcanzando los 576 MW en diciembre de ese año. Esto se representa en la Figura 30.

Figura 30 – IN: Potencia eólica generada

Fuente: SEM Committee Annual Report 2011


En Irlanda del Norte, los activos requeridos para la trasmisión y distribución de energía son propiedad de Northern Ireland Electricity Ltd. NIE fue adquirida por ESB en diciembre 2010. La empresa está a cargo de la planificación, desarrollo y mantenimiento de la red, en coordinación con SONI Ltd.

Las redes eléctricas en Irlanda del Norte se componen de líneas aéreas y de cables subterráneos. La red de transmisión tiene cerca de 2,020 km de líneas aéreas y 80km de cable subterráneo. El sistema de distribución, por otro lado, cuenta, aproximadamente, con un total de 29.800 km de líneas aéreas, 13.100 km de cable subterráneo, 250 subestaciones


y 75.000 transformadores29. Es decir, casi dos tercios de la red se componen de líneas aéreas, lo que se explica por una distribución dispersa de la población en el territorio irlandés y con alto porcentaje de poblados rurales.

La red de transmisión opera en tensiones de 275kV y 110kV, mientras que la red de distribución opera en tensiones de 33 y 11kV y baja tensión.

Figura 31 – IN: Diagrama del Sistema de Transmisión

Fuente: Understanding Northern Ireland´s Electricity Network- Northern Ireland Electricity

A su vez, el sistema de trasmisión de Irlanda del Norte se conecta con el sistema de la República de Irlanda por medio de sus redes de interconexión en 275kV y 110kV y también con Escocia por medio del “sistema de interconexión Moyle”. A la fecha se está desarrollando un tercer sistema de interconexión con Irlanda, propuesto por NIE y Eirgrid, líneas en 400 kV. Asimismo, está planificada una nueva interconexión con Gran Bretaña con capacidad de transporte de 500 MW.

Numerosos estudios de consultorías y acuerdos nacionales e internacionales insisten en la necesidad de profundizar la transformación de las redes de la región a los fines de disponer de un sistema eléctrico que sea renovable, inteligente y más eficiente.

Los desafíos propuestos por el SEM en esta área se resumen en la siguiente tabla:

29 Transmission and Distribution RP5 Price Control. Response to the Utility Regulator’s Draft. Determination. 19 Julio 2012.


Tabla 43 – IN: Desafíos propuestos por el SEM



El sistema eléctrico de Irlanda del Norte es regulado por el Northern Ireland Authority for Utility Regulation (NIAUR - The Utility Regulator). El objetivo del regulador es establecer un

esquema tarifario que alcance costos de producción eficientes, respetando las normas de calidad y entrega de servicio eléctrico, y protegiendo a los consumidores frente a los poderes de mercado característicos del sector.

Por medio del proceso de revisión tarifaria (Control Price -RP- en Irlanda del Norte), el NIAUR establece un precio límite de energía que refleje los niveles de eficiencia deseados.

La coordinación de la compra y venta de energía se establece por medio del System Electricity Market (SEM). El Comité del SEM (SEMC), gobernado en conjunto por la República de Irlanda y de Irlanda del Norte, es la autoridad que define las directrices del SEM en cuanto a la protección de los usuarios del mercado, la competitividad y el desarrollo.

La legislación que define la estructura del mercado eléctrico es la Electricity Regulation (Amendment) (Single Electricity Market) Act 2007. El SEM nació en el año 2007 y desde entonces quedó establecido el vínculo del mercado entre Irlanda e Irlanda del Norte que fue resultado de un acuerdo entre el operador del sistema en Irlanda del Norte - System Operator for Northern Ireland Limited (SONI)- y su contrapartida de Irlanda, EirGrid Plc.

El SEM trabaja junto con el Northern Ireland Department of Enterprise, Trade and Investment (DETI) y el Irish Department of Communications, Energy and Natural Resources (DCENR), actualizando normas y procesos. La “Commission for Energy Regulation (CER)” y el NIAUR representan los organismos reguladores del mercado eléctrico para la República de Irlanda e Irlanda del Norte, respectivamente.

En el SEM los generadores ofrecen su disponibilidad de energía y cuando son despachados reciben a cambio el Precio Marginal del Sistema - System Marginal Price (SMP), además de un pago por capacidad. Por otro lado, la demanda de energía paga el SMP, más los cargos por el uso del sistema y por la capacidad puesta a disposición. La reglas de este esquema se encuentran definidas por el “Trading and Settlement Code”.

En cuanto a los operadores de redes y de mercado, en Irlanda del Norte se han otorgado tres licencias de transmisión, una licencia de distribución y una licencia para operar el mercado eléctrico del país.

ESTRUCTURA PASADA OBJETIVOS A FUTURO

DEPENDIENTE DE

COMBUSTIBLE FÓSILGENERACIÓN RENOVABLE

GENERACIÓN DE GRAN

ESCALAGENERACIÓN DISTRIBUIDA

RED PASIVA, POR EJ.

FRENTE A GENERACIÓN

DISTRIBUIDA

RED DINÁMICA PARA

ADAPTARSE A NUEVAS

FORMAS DE GENERACIÓN

INDEPENDENCIA DE REDESINTEGRACION E

INTERCONEXIÓN DE REDES

RED CONVENCIONAL RED INTELIGENTE


La empresa Northern Ireland Electricity LTd (NIE) posee la licencia para el sistema de trasmisión principal, así como para el mercado de distribución, lo que le otorga considerable participación sobre el operador del sistema, SONI. Una segunda licencia de trasmisión fue adjudicada a Moyle Interconnector Limited, que es responsable de los activos de transmisión que conectan Irlanda del Norte y Escocia.

Por otro lado, en 2010 surgió efectivamente la figura del comercializador (Supplier), a pesar de haber sido autorizada regulatoriamente algunos años antes, que puede adquirir energía en el SEM y venderla a sus clientes, en un esquema competitivo.

La revisión tarifaria, “Price Control”, realizada sobre NIE, busca captar en cada periodo los avances en metodologías regulatorias de otros países y adaptarse a las innovaciones técnicas.

En este sentido, se observa que la definición de las normas regulatorias no descansa en decisiones unilaterales del ente regulador, sino por el contrario suele existir un trabajo mancomunado entre diversas comisiones del sector, departamentos estatales y los propios actores participantes del sistema. En este sentido, cabe indicar que desde el año 2010 se iniciaron los trabajos de consultoría para el quinto proceso de revisión tarifaria, conforme a las nuevas demandas del mercado eléctrico.

El quinto Price Control (RP5) buscó incorporar las nuevas exigencias legislativas y políticas en lo que respecta a direccionar el sistema eléctrico hacia una matriz más inteligente y renovable.

La determinación final del regulador respecto del RP5 fue adoptada en octubre de 2012, y expresada en el documento “Northern Ireland Electricity Transmission and distribution price controls 2012-17, Final determination, 23 October 2012. Utility Regulator Electricity, Water and Gas”. Ante la reclamación de la empresa regulada, la determinación final del regulador ha sido remitida a decisión de la Comisión de Competencia.

Entre los objetivos planteados está la consideración de las recomendaciones de:

Third European Internal Market Directive (IME3)

The Renewable Energy Strategy (RES) y programa “Delivering a Secure Sustainable Electricity System" (DS3).

Directive and the Strategic Energy Framework (SEF)

En particular, el proyecto Third European Internal Market Directive (IME3) pretende quebrar el poder monopólico en la gestión de la red de transmisión, permitiendo la participación de nuevos agentes en las decisiones de inversión. En Irlanda del Norte se estima que esto podría lograrse disociando la parte operativa del área de planificación y desarrollo.

A su vez, IME3 define una serie de políticas asociadas a la modernización de las redes como es el caso de los medidores inteligentes. Así, para fines del 2012 se debería llevar a cabo un estudio sobre el impacto económico de la implementación de medidores inteligentes en el sistema y se sugirió a los Estados comenzar a preparar sus estructuras eléctricas para tener un 80% de consumidores con este tipo de medidores para el año 2020.


El ente regulador (NIAUR) pretendió incorporar en su quinta revisión tarifaria inversiones destinadas a una red eléctrica con estándares de sustentabilidad ambiental elevados.

Irlanda del Norte dispone de potencial en fuentes de recursos renovable, principalmente el viento. La utilización de estos recursos ha manifestado un sólido incremento en los últimos años como componente de la matriz de energía en la isla de Irlanda. El compromiso ambiental asumido por la isla es proveer un 40% de energía renovable para el año 2020. El


actual estado de participación de la energía renovable en la Isla de Irlanda se detalla en el siguiente gráfico.

Figura 32 – IN: Energía Renovable Isla de Irlanda 2011-2013

Fuente: EIR Grid

Los objetivos ambientales se encuentran enmarcados dentro del programa “Delivering a Secure Sustainable Electricity System" (DS3) que promueve el trabajo en conjunto entre los operadores de sistema, SONI y EirGrid Group, y las diferentes firmas generadoras en el territorio, fijando ciertas metas de sustentabilidad: mejorar el desempeño de los oferentes energéticos, nuevas políticas de eficiencia, incorporación creciente de energías renovables y la integración de redes inteligentes en el sistema.

Al respecto, el operador de Irlanda del Norte (SONI) ha dado a conocer un plan para alcanzar un sistema de trasmisión moderno que permitiría la conexión de 1500 MW provenientes de fuentes renovables, con alta participación de energía eólica on-shore y off-shore. Cabe mencionar que actualmente, el sistema de transmisión impone un límite máximo de captación de energía renovable de 50% de su capacidad.

En la solicitud de tarifas que presentó la firma NIE se destina un total de 291 millones de libras en infraestructura para promover proyectos de desarrollo en generación renovable y de interconexión (cerca del 25% de las inversiones totales previstas).

En lo que respecta al programa “Renewable Energy Strategy” (RES) del 2009, el Reino Unido se comprometió a cumplir con el objetivo del departamento de energías renovables de Europa “EU Renewable Energy Directive” de reducir las emisiones de dióxido de carbono y promover la seguridad energética. Entre sus compromisos, se estipuló un 30% de generación eléctrica por medio de fuentes renovables, como la energía eólica, la biomasa y la mareomotriz. En este marco, las autoridades de Irlanda del Norte han iniciado estudios preliminares y evaluado algunos programas a los fines de garantizar las metas en energías renovables:

Una primera estrategia a desarrollar es la “North Seas Offshore Grid Initiative” que pondría una mayor atención sobre el acuerdo entre Irlanda y Gran Bretaña y las asociaciones reguladoras u operadores de sistema europeos en pos de maximizar el potencial renovable en el Mar del Norte y otras áreas del Atlántico.

Una segunda estrategia sería promover el sector de bioenergética y financiar proyectos geotérmicos. La tercera estrategia involucraría el desarrollo de tecnologías renovables como por ejemplo avances para la generación de energía a partir de la marea de los océanos, y la


cuarta estrategia estaría asociada a desarrollos sustentables en tecnologías en el sector de transporte de energía y en el sector eléctrico.


El ente regulador en Irlanda del Norte ha reconocido la necesidad de mayores inversiones en tecnología sobre el sistema eléctrico. En particular, pretende trabajar en la sinergia entre los sistemas de redes inteligentes, los medidores inteligentes, la generación, la trasmisión y el consumo eléctrico.

Hasta el cuarto proceso de revisión tarifaria (RC4) no se había incluido entre los componentes tarifarios ningún elemento que permitiera a NIE financiar inversiones en redes inteligentes. Sin embargo, en la RP5 la propuesta del regulador garantiza inversiones en tecnologías para modernizar la red.

La discusión para la incorporación del reconocimiento de las inversiones en redes inteligentes se originan al elaborarse el plan estratégico “Strategic Energy Framework for Northern Ireland” (o SEF). El primer boceto de este programa fue presentado por DETI en el 2009, proponiendo un 40% de generación en energías renovables para el año 2020 y enfatizando la necesidad de acompañar esta meta con inversiones tecnológicas sobre la red. Así, SEF determina cuatro principales objetivos para la red en Irlanda del Norte: competitividad, seguridad de oferta, sustentabilidad e infraestructura.

Simultáneamente, se da paso a un “Programa de Smart Grid”, iniciado por Eirgrid y SONI's Smart Grid, el cual busca detectar las dificultades que surgirán al aumentar la participación en la matriz energética de fuentes de generación menos predecibles, como las renovables y el requerimiento del uso de nuevas tecnologías inteligentes en la red. El programa es un conjunto de proyectos a los fines de modernizar el sistema, llevar innovación al mercado, promover una matriz baja en carbón y mejorar la operatividad y la seguridad del sistema. Se entiende que Irlanda del Norte mantiene un sistema eléctrico relativamente pequeño con respecto a otros países, por lo que se encontraría en una situación privilegiada para encarar y resolver estos asuntos.

El programa se enfoca en cuatro puntos conforme el esquema contenido en la figura a continuación


Figura 33 – IN: Esquema programa Smart Grid

Fuente: EiRGRiD Group: Annual Renewable Report 2012

4.5.3 Tratamiento regulatorio de transmisión y distribución


Desde la privatización del sector eléctrico, Irlanda del Norte ha experimentado cuatro estudios tarifarios.

Debido a que el sistema de distribución eléctrica y la red principal del sistema de transmisión se encuentran bajo el control de una misma empresa (NIE), el ente regulador realiza un único estudio tarifario para ambas actividades. La metodología regulatoria define el monto total de costos eficientes de la empresa NIE T&D.

Se observan sustanciales modificaciones en cada proceso con respecto a sus antecesores, en especial incorporaciones de elementos regulatorios que resultaron exitosos en otros países y a su vez adaptaciones a innovaciones técnicas de cada período.

Las normas regulatorias definidas para cada etapa de revisión surgen de un trabajo en conjunto de diversas instituciones y agentes del sector. Desde el 2010 el ente regulador ha realizado estudios de consultoría para ajustar su metodología tarifaria en función de las nuevas exigencias del mercado y existe un proceso de participación abierta en el marco del cual todos los agentes del mercado presentaron al regulador los puntos críticos y sugerencias para el quinto estudio tarifario. Estos documentos están disponibles para su consulta. (ver “Utility Regulator´s Determination RP5 Price Control”).

El quinto Price Control (RP5) corresponde a los ingresos eficientes de NIE para el periodo 2013/2017. Es pertinente mencionar que debido a ciertas diferencias de criterios entre el estudio del regulador y el da la empresa (NIE T&D), la determinación final respecto a los ingresos a ser reconocidos será adoptada por la Comisión de Competencia (Competition Commission).


Por esta razón, no existe aún certeza en cuanto al contenido definitivo de esa determinación final.

Sin embargo, sí están disponibles los principales lineamientos del estudio llevado a cabo por el regulador así como las principales diferencias con respecto al estudio de la empresa.

Durante los años 2010 y 2011 el ente regulador, con asistencia de varios consultores, elaboró un informe sobre aquellos puntos críticos observados en las revisiones tarifarias previas y sobre aquellos elementos que deberían ser incorporados en las siguientes, por el estado de avance de nuevas tecnologías y por las exigencias ambientales, promoviendo la participación de todos los actores comprometidos con el sector.

Las determinaciones finales del regulador se encuentran expuestas en el archivo: “Northern Ireland Electricity Transmission and distribution price controls 2012-17, Final determination, 23 October 2012. Utility Regulator Electricity, Water and Gas”.

Al respecto corresponde señalar:

El esquema tarifario utilizado para incentivar a la empresa NIE a gestionar sus costos de operación y de capital de manera eficiente, responde a la regulación de tipo ingresos máximos, Revenue Cap, con esquema RPI-X.

Además, se establece un factor de corrección anual (K) que recupera cualquier divergencia ocurrida entre los ingresos permitidos y los recibidos por la revisión anterior.

Los ingresos a ser percibidos por NIE deben ser suficientes para financiar las inversiones requeridas (CAPEX), para realizar la actividad de operación y mantenimiento de la red (OPEX), para cubrir la tasa de depreciación de sus activos y para que la empresa obtenga un retorno razonable.

En particular, NIAUR remarca que su foco fue puesto en los siguientes elementos:

Gastos de capital (CAPEX);

Prácticas de capitalización;

Gastos operativos (OPEX);

Pensiones;

Conexiones;

Incentivos;

Innovación;

Medio ambiente, seguridad y salud;

Tasa de costo de capital (WACC);

Base de activos regulatoria (RAB);

Depreciación

Capacidad de la empresa de financiar las inversiones necesarias

Además, el regulador señala que durante el cuarto periodo tarifario hubo diferencias de criterios entre el regulador y la empresa en cuanto a la contabilización de gastos, que regulatoriamente habían sido previstos como operativos, a las cuentas de CAPEX. Los criterios utilizados por NIE llevaron a activar gastos operativos.

En efecto, el regulador encontró que los altos niveles de eficiencia en los OPEX del cuarto periodo, que habían permitido a la empresa apropiarse de la diferencia entre los costos reconocidos (determinados por una metodología bottom-up de empresa modelo) y aquellos finalmente “incurridos”, se explicaba por el hecho de que varios gastos operativos habían


sido asignados a cuentas de CAPEX. En la anterior revisión, los CAPEX reconocidos habían sido los reales conforme la contabilidad de la empresa.

En esta quinta revisión el regulador realizó un proceso de auditoría sobre las cuentas de NIE

T&D para asegurar que las prácticas de capitalización de la empresa son las adecuadas y considera necesario corregir la RAB para evitar que el consumidor pague dos veces por concepto de esos costos operativos activados.

La fórmula tarifaria es:

MDt = COt-5 + Pt-5 + UOt + (RABt x CoCt) + Taxt+ Dept + CoLt + Dt + Kt30

Donde,

MDt i es el máximo ingreso permitido;

COt-5 son los OPEX controlables del año t-5 (excluyendo costos de pensiones) ajustados por eficiencia y por inflación RPI al año base t;

P t-5 son los costos de pensiones en el año t-5 (menos un descuento por deficiencias en costos de retiro adelantado) ajustado por inflación al año base t;

UOt es el OPEX incontrolable real en el año base t en términos nominales;

RABt es la base regulatoria promedio del año t, a precios nominales;

CoCt es el costo de capital autorizado (WACC);

Taxt es el monto reconocido de impuestos;

Dept corresponde a la depreciación de la RAB;

CoLt representa a los ajustes en los ingresos derivados de cambios en la normativa

Dt representa a ajustes que derivan de ganancias o pérdidas de eficiencia del gasto de Capital, e ingresos necesarios para programas de smart grids. Estos ajustes requieren aprobación regulatória

Kt es el factor de corrección debido a sobre o sub recaudación de ingresos en el período anterior.


La remuneración de las inversiones se calcula en función de la Base de Activos Regulatorios (RABt). Su valoración se efectúa por medio de un proceso de reconocimiento de las inversiones efectuadas por NIE T&D y aprobadas por el ente regulador. La metodología regulatoria impone que todo programa de inversión en CAPEX que aumente la RAB está sujeto a la aprobación del ente regulador.

Durante el proceso de elaboración de los costos regulatorios del quinto proceso tarifario, NIE

T&D informó sus planes de inversión en activos para el período, con base en las exigencias de modernización de la red y de incorporación de energías no convencionales, mencionadas en los apartados previos.

El ente regulador solicitó a la consultora SKM evaluar los proyectos informados por NIE T&D y a su vez desarrollar un modelo que comparara los montos de inversión de empresas similares en Gran Bretaña para evaluar si los costos presentados por NIE T&D responden al mismo.

Los CAPEX fueron agrupados en tres categorías según sus fines en:

30http://www.uregni.gov.uk/uploads/publications/2009-08-26_NIE_plc_-_Licensing_Scheme_Transmission_Licence_-_Consolidated.pdf


Fondo 1: Activos para renovación de la red (planificada y no planificada)

Fondo 2: Inversiones relacionadas a conexiones de nuevas cargas, medidores

(excluyendo medidores inteligentes), conexiones y otras inversiones poco predecibles.

Fondo 3: Programas de inversiones para promover la generación renovable y los

proyectos de interconexión, en los que hay cierta incertidumbre sobre el momento y la magnitud de gastos comprometidos.

En los informes presentados por el ente regulador para el RP5, se había propuesto un tratamiento independiente en las inversiones del Fondo 3. El objetivo era disminuir los riesgos presentes en este tipo de inversión, comparado con los riesgos y compromisos que tiene la empresa en lo que respecta a los fondos 1 y 2. En este sentido, se pensaba en una remuneración diferencial de las inversiones del fondo 3.

Sin embargo, finalmente la tasa WACC recomendada por el regulador en su determinación definitiva es la misma para los tres tipos de inversiones.

La suma de todos los fondos sería el tope de inversión que debe asumir la firma NIE T&D durante el periodo tarifario, cumpliendo con las exigencias en cuanto a estándares de calidad de servicio, disminuciones en pérdidas de energía, cumplimiento con las exigencias legales y nuevas normativas del sistema, y otras variables del desempeño de la empresas.

A su vez se estipula que cualquier alejamiento de los costos en los programas de inversión avalados por el ente regulador con respecto a la realidad será reflejado en la revisión de precios siguiente, si es necesario. Esta metodología deriva a la empresa los riesgos de cumplimiento con las inversiones estipuladas para desarrollar un servicio eléctrico eficiente. En la medida en que las inversiones realizadas sean inferiores a las contempladas por las tarifas, se harán los ajustes correspondientes en la subsiguiente revisión tarifaria.

La rentabilidad del capital se determina conforme al costo promedio ponderado del capital (WACC). Para el cuarto periodo tarifario la WACC utilizada había sido determinada conforme al porcentaje obtenido por los operadores en el sistema de distribución en Gran Bretaña - the Distribution Network Owners (DNOs) – considerando un ajuste para incorporar el área de transmisión. Ese criterio fue el defendido por la empresa para esta revisión.

La propuesta de WACC de NIE consideró:

un costo de capital propio real después de impuestos de 7.7% (en línea con el promedio autorizado por Ofgem en la DPCR5);

un costo de deuda antes de impuestos de 3.6% real; y

un nivel de apalancamiento ajustado de 57.5% para T&D

El regulador, en cambio calculó el costo de deuda promedio de las actividades de distribución y transmisión realizadas por NIE T&D, no encontrando justificación para la solicitud de NIE T&D de utilizar el método de la Ofgem, que considera el valor de dos bonos corporativos AAA (Iboxx Indices) a diez años, con un plus como riesgo extra para empresas de Irlanda del Norte (como un premium).

El regulador, por su parte, indica que su decisión se alinea con los estudios tarifarios realizados por la “Competition Commission” en los Price Control de empresas reguladas de otras áreas (Heathrow/ Gatwick (2007), Stanstead (2008), and Bristol Water (2010). Además, señala que este método obtiene un costo de deuda por encima del rendimiento de mercado secundario para bonos clasificados A y BBB. Considerando que el rendimiento de los bonos ha caído sistemáticamente desde fines de 2009, no ve dificultades en que NIE consiga endeudarse con un costo a un nivel similar a su deuda actual. El costo real de deuda reconocido por el regulador es 3,39%, con un valor nominal de 6,65%.


Con relación al nivel de apalancamiento, el regulador finalmente propone un 50%, en el entendimiento de que un nivel más bajo es más apropiado a un período de crecimiento de las inversiones. El nivel de apalancamiento de 50% también es más parecido al valor real de NIE al comienzo de la revisión RP5 y entonces reduce el riesgo de inconsistencia entre la evaluación de capacidad financiera de la empresa y la propia fijación tarifaria. El regulador opina que ese nivel le debe permitir a NIE mantener un rating de investment grade sólido.

Con relación al costo de capital propio, el argumento manejado por NIE es que Ofgem ha reconocido a las empresas una rentabilidad superior a la WACC en forma deliberada y que eso debería ser imitado por el regulador en Irlanda del Norte. El regulador responde que sería difícil justificar el otorgar un premio similar al que las empresas de Gran Bretaña obtuvieron en virtud de buen comportamiento en un mecanismo que no rige en Irlanda del Norte, y que por lo tanto lo correcto es establecer la rentabilidad de acuerdo con el perfil de riesgo de NIE, independientemente de si la misma es superior o inferior a la de Ofgem.

El beta de los activos adoptado es de 0.42.

Con estos parámetros, el costo reconocido por el regulador para el capital propio es 5,70% real después de impuestos.

Con relación a la tasa de depreciación calculada sobre la RAB, la misma se basa en los siguientes dos elementos:

por un lado, aquellos bienes existentes en Junio de 1993 (pre-vesting part of the RAB) se deprecian de acuerdo con la metodología propuesta por Monopolies and Mergers Commission MMC de Gran Bretaña.

Las nuevas inversiones se deprecian en 40 años de acuerdo con la metodología “kinked” que define una tasa de 3% para los primeros 20 años y 2% en los segundos veinte.

La última revisión tarifaria dividió la Base de Activos Regulatorios de NIE T&D en 18% para la actividad de transmisión y 82% para distribución.

Durante los avances para la RP5, NIE T&D informó al regulador que para cumplir con las metas del DETI en alcanzar un 40 % de energía renovables en la red, deberá sobrellevar importantes inversiones en la red. A la fecha, existe desacuerdo en cuanto al verdadero monto que significaría modificar las redes para alcanzar las exigencias del DETI. Asimismo, a partir del IME3, mencionado con anterioridad, se estaría trabajando en una reforma estructural que promovería la diferenciación de los procesos de revisión tarifaria en el área de transmisión y distribución. Es decir, lograr un “Price Control” para el área de transmisión otro para la actividad de distribución.


La determinación del regulador para el reconocimiento de los gastos de administración, operación y mantenimiento (OPEX) en la RP5 discrimina un tratamiento de los OPEX en “gestionables o controlables” y “no gestionables”.

Los primeros se obtienen al calcular un monto total de gastos permitidos en base a los cargos que un operador eficiente incurriría, considerando las características del sistema eléctrico del país.

El regulador propone un mecanismo de cálculo en función del comportamiento histórico de la firma (“rolling opex mechanism”) que implica que los gastos de OPEX de años previos se ajustan anualmente para los subsiguientes periodos, conforme a inflación y ajustes por eficiencia de cada periodo.

A su vez, separa los OPEX en “negocios gestionables usuales”, haciendo referencia a aquellos ítems de gastos que mostraban continuación con la revisión anterior, y en “nuevos OPEX gestionables”, para referirse a nuevos gastos surgidos desde entonces.


El cálculo de los primeros, se realizó tomado como base los OPEX reales auditados de NIE para el periodo 2009/2010 (realizando ajustes necesarios sobre aquellos ítems de carácter excepcional) y sometiéndolos a dos análisis de eficiencia: uno en función de una metodología Bottom-up y otro por un estudio de “Benchmarking”. El objetivo fue detectar el nivel óptimo de eficiencia de la empresa y de ajustar los valores que fueran necesarios31. El resultado final de estos análisis de eficiencia fue que la determinación final del regulador propone reducir un 7% los costos controlables de base y un 1% anual adicional cada año del período.

En lo que refiere a los “nuevos OPEX” surgidos en esta revisión, NIE T&D presentó varios ítems que fueron tratados de manera independiente, observándose que el regulador rechazó varias de las propuestas.

En relación a los OPEX “no gestionables” la metodología permite traspasarlos directamente a tarifas (pass through), entendiendo que NIE T&D no posee capacidad de realizar mejoras en

estos componentes .Aquí la discusión se basó en definir los conceptos que resultan no gestionables.

Se presenta a continuación la comparación con los valores homologados durante la revisión anterior.

Figura 34 – IN: Opex Homologados

Por último, se contempla el surgimiento de costos que no hayan sido captados por el proceso de revisión tarifaria. Esto se ubicarán bajo el rotulo de “Costs outside the Price control (CoLt,)”.

Adicionalmente, existe un reconocimiento por separado del costo de pensiones, como una categoría especial de OPEX, de acuerdo con las condiciones de la licencia.


En la revisión 5, se definió como área de interés e incentivo la mejora de los índices de pérdidas de energía. En este sentido, se ha solicitado a la empresa NIE T&D que comente su postura al respecto. El objetivo fue proponer nuevos esquemas para disminuir los valores de pérdidas de distribución y mejorar los índices de desempeño del sistema.

31 Desarrollado por “Commission Economic Consultants - Cambridge Economic Policy Associates (CEPA)”.


Al respecto, el SEM es responsable de establecer un mercado de compra y venta de energía de acuerdo a principios de eficiencia económica, aplicando un criterio marginalista. A los fines de mantener los incentivos de un mercado competitivo y eficiente, el marco regulatorio en Irlanda del Norte define un factor de ajuste de pérdidas de transmisión (Transmission Loss Adjustmen Factor - TLAF) y otro factor de ajuste de distribución (Distribution Loss Adjustment Factor – DLAF). Su objetivo es asignar el costo de las pérdidas técnicas en función de la contribución de cada participante a las mismas.

El cómputo de las pérdidas en la red de transmisión surge de modelar los flujos de carga y despacho de energía en Irlanda conforme a las características técnicas de la red y las proyecciones de demanda del periodo a calcular. El valor marginal de perdidas (location-based Marginal Loss Factor (MLF)) es estimado al desarrollar dos escenarios sobre los cuales se aplica una variación marginal a la demanda de energía (+ 5 MW y – 5MW) para cada estación de trasmisión y finalmente detectar la variación de la generación requerida en cada estación.

∆ 𝑒 𝑒𝑚 𝑒 𝑒𝑚

∆ 𝑒 𝑒 𝑒𝑚 𝑒 𝑒 𝑒 𝑝 𝑒 𝑒𝑚

Por otro lado, el importe correspondiente a las pérdidas técnicas de las líneas distribución es adjudicado a los usuarios en función de los niveles de tensión. Este valor se obtiene por medio de las pérdidas registradas en el último año, como la diferencia entre el total de energía kWh distribuida en la red y la energía total que fue inyectada. Este monto se distribuye, luego, entre los diferentes niveles del sistema de distribución de acuerdo a un registro de los flujos de carga. Estos valores se contrastan con los registros de consumos de los diferentes medidores y se obtiene un ratio de ingreso de energía y consumo de energía para cada uno de los niveles del sistema de distribución.


NIE T&D propuso un esquema de incentivos basado en el desempeño, utilizando como indicador los minutos de corte de suministro (Customer Minutes Lost – CML) de interrupciones no programadas en la red de distribución. El objetivo es excluir los cortes por interrupciones programadas en las redes de trasmisión, que no responderían a mejores prácticas de las empresas. El incentivo propuesto se basaría en el desempeño de la empresa (ajustado por cualquier condición climatológica excepcional) frente a los objetivos anuales de CML y de cantidad de interrupciones del servicio (CI), resultante únicamente de fallas de NIE T&D en su sistema de distribución. La empresa propuso recibir penalización por fallas en el servicio, o beneficios por una gestión mejor a la objetivo.

El regulador acepta en su determinación la solicitud de NIE T&D de excluir los cortes de servicio programados en la red de trasmisión y distribución para el cálculo de CML y CI, aunque se reserva la posibilidad de volver a incluirlos en la próxima revisión tarifaria. Sin embargo, no avala el pedido de considerar ajustes en función de condiciones climatológicas fuera de los parámetros usuales.

Se define un esquema de incentivos simétricos fijando un rango (“dead band”) en el que

puede variar el CML sin recibir multas ni premios. Esta banda proveería flexibilidad a NIE

T&D para alcanzar las metas de CML y CI propuestas, sin penalizar fluctuación de orden natural que puedan acontecer. Se fijó una banda de variación de un 10% sobre las metas de CML y CI.

A continuación se grafican las bandas permitidas para CML y CI, respectivamente.


Figura 35 – IN: Bandas de Tolerancia para CML

Figura 36 – IN: Bandas de Tolerancia para CI

En el caso que el CML o CI sobrepase alguno de los límites fijados por estas bandas, la compañía deberá abonar una multa/premio de £0.18 millones por CML (o £0.03 millones para el CI). Estos ratios están fijados según la determinación de la Ofgem para la empresa SSE Hydro, al considerarse como la más comparable de las empresas de Gran Bretaña.



Los componentes de costos que integran la tarifa son:

Costos de Generación: el ente regulador realiza una estimación en función de los

costos que son suministrado por las diferentes empresas generadoras.

Costos por Potencia Instalada: cada generador recibe un pago del SEM por mantener

un nivel de potencia instalada a los fines de contribuir con inversión fija y costos operativos. Estos costos son revisados anualmente.

Cargos de la red: estos son el total de ingresos eficientes para mantener la red en

servicio (Duos, Tuos y SSS)32.

Obligaciones por el Servicio Publico - Public Service Obligation (PSO): corresponden

una tasa fija que aportan todos los usuarios a los fines de cubrir obligación del servicio público.

Cargos de comercialización: conjunto de costos que responden a actividades de

comercialización, como lectura de medidores, facturación, etc.

Factor de Corrección: es la diferencia que presenta en sistema en sus ingresos

anuales y los necesarios para operarlo.

Algunos de los componentes de costos que formarán parte de las tarifas son idénticos para todos los usuarios, reciban electricidad por parte de empresas comercializadoras (suppliers) o del distribuidor

Tabla 44 – IN: Componentes de Costos tarifarios aplicados a todo usuario

Existe otra serie de costos, que no son aplicados a todos los usuarios, en particular a aquellos que compran energía a comercializadores, los cuales actúan bajo un formato competitivo, comprando energía al SEM.

32 Duos – Uso del Sistema de Distribucion; Tuos – Uso del Sistema de Transmision. El SSS hace referencia los gastos del operador del sistema (SONI) y otros componentes secundarios del sistema de transmision los sistemas interconectados.

Componentes de costo Idénticos

para todos los usuarios Aprobación por ente regulador

Cargos del Operador del Mercado -

Market Operator (MO) charges.SEMO Revenue & Tariffs 2012

Cargos SSS (Sistema de Servicio

Soporte - System Support Service)SONI declaración de cargos 2012

PSO recaudación (Servicios

Obligacion estatal - Public Service

Obligation)

NIE Ltd – aprobación anual

Cargos por uso de Sistema (UoS)

NIE Ltd Statement of charges

2012 y SONI declaracion de

cargos 2012


Tabla 45 – IN: Costos aplicados a Tarifas según usuario del sistema

De manera resumida, las tarifas responden a solventar los costos asociados a la provisión de energía y de los sistemas de transmisión y distribución, incluyendo cargos asociados a la operación del mercado, que clasificados resultan en:

Costo de energía comprada

Servicios de soporte del sistema

Obligaciones e impuestos por el uso de servicio público

Cargos de la operación del mercado – “Market Operator Charges “

Cargos por imperfecciones – “Imperfections Charges”

Cargos de a la capacidad – “Capacity Charges”

La figura siguiente muestra el peso de estos diferentes cargos tarifarios para los años 2010/2011.

Componente de costo según

usuarios Aprobación por ente regulador

Costos de Generación

Según el mercado mayorista (SEM); aprobado

por el ente regulador; conforme estimación de

costos de energía en mercado mayorista.

Cargos Comercialización

Según Power NI Supply Price Control 2012 –

2014 además de cualquier otro costo aprobado

con metodología de pass through.

costos NIROAuditado en función de Ente Regulador y el

Ofgem.

Factor de Corrección

Análisis del Ente Regulador en función de

variabilidad de los estudios de estimación

aplicados previo a cada año tarifario.


Figura 37 – IN: Participación de los distintos cargos en la tarifa al consumidor

Fuente: The Utility Regulator


El sistema eléctrico de Irlanda del Norte se privatiza en el año 1992. Desde ahí, la empresa NIE T&D, quien posee la concesión del sistema de transmisión y distribución, ha transitado por cuatro diferentes procesos de revisión tarifaria (Price Control). El primero cubrió el periodo 1992/97 y fue fijado por el Gobierno. La comisión “The Monopolies and Mergers Commission” (hoy “the Competition Commission”) fijó el Segundo proceso de control de precios (1998/2001).

La tercera revisión fue establecida por el regulador del sector (Utility Regulator) y correspondió al periodo 2002/2007. En esa oportunidad, el regulador incorporó a la metodología un estudio de comparación con el desempeño de las distribuidoras eléctricas en Gran Bretaña y a su vez definió los valores de ahorro histórico que presentaba las empresas involucrados en el sector, para establecerlas como punto de referencia en el cálculo de los ingresos permitidos y las metas de eficiencia propuestas.

El cuarto proceso tarifario (4RP) correspondió al periodo 2007/2012. A la fecha, el regulador del sistema eléctrico en Irlanda realizó su estudio de revisión tarifaria (descrito en este informe), pero ante las reclamaciones de la empresa ha dejado en manos de la “Competition Commission” la determinación final de la quinta revisión tarifaria, para el período 2013/2017 (5RP).


4.6 Perú


El Gobierno de Perú restructuró el sector eléctrico en 1992, como parte de las reformas económicas implementadas en la primera parte de la década de los 90. En este contexto se desarrolló un nuevo marco regulatorio para el sector a efectos de atraer inversión privada, limitando la participación estatal al papel regulador y supervisor. Las actividades fueron segregadas en segmentos separados (generación, transmisión y distribución) con tratamiento regulatorio diferenciado. En 1994, se inició la privatización de algunas de las empresas de generación y distribución; desde entonces ha aumentado la participación privada en un sector con reglas estables y tradición de respeto de los contratos con inversores.

Entre los años 2004 y 2011, la electricidad representó, en promedio, el 18% de la energía final que se consume en el Perú.

Durante el mismo periodo, la demanda de electricidad creció un 7% promedio anual, acompañando un crecimiento del PBI que alcanzó la misma tasa promedio en el período, pese a la crisis económica internacional.

Las actividades económicas de gran consumo eléctrico fueron la industria minera, los sectores manufactura y construcción, y los usuarios residenciales.

Figura 38 – Perú: Crecimiento de la demanda de energía

Fuente: Ministerio de Energía y Minas, Estadística de Electricidad 2011

Mantener un sistema apto para suministrar la demanda creciente ha requerido importantes inversiones en la infraestructura de generación, transmisión y distribución. De acuerdo con cifras suministradas por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), el sector eléctrico recibió inversiones de cerca de 12.2 billones de dólares en el período 2004/ 2011, lo que produjo un aumento sustancial de la capacidad instalada y la construcción de importantes expansiones y refuerzos del sistema de transmisión. La participación privada en estas inversiones ha aumentado consistentemente desde 2004.

De acuerdo con la misma fuente, la inversión realizada durante el año 2012 fue de 2650 millones de dólares, una cifra 41% superior a los 1880 millones del año 2011. De esta cifra, generadores privados invirtieron un total de 1656 millones, en tanto los públicos lo hicieron por un total de 35 millones. Las inversiones de las distribuidoras fueron 251 millones y 86 millones de dólares para las empresas privadas y públicas respectivamente y las inversiones en transmisión (privadas) alcanzaron 470 millones de dólares.


El mercado eléctrico peruano tiene actualmente 5,5 millones de clientes finales y un consumo final de energía de más de 32 TWh.


La Figura 39 muestra la evolución de la demanda de electricidad en los últímos años, representada por el pico anual, y la capacidad instalada de generación disponible para cubrirla.

Figura 39 – Perú: Demanda pico, capacidad instalada y margen de reserva

Fuente: Elaboración propia basada en datos del COES

Las tablas que se incluyen a continuación muestran la capacidad instalada del año 2012, discriminada por fuente y la participación de estas fuentes en la cobertura de la demanda del mismo año, tanto en energía como en el pico de consumo.

Tabla 46 – Perú: Capacidad instalada en Diciembre de 2012

Fuente: COES. Estadística de Operaciones 2012

70.5%

57.0%

46.5% 47.8%

38.5%

35.3% 34.1% 29.9%

22.6%

35.3% 41.2%

31.6% 34.5%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Effective installed capacity Peak demand

ÁREA HIDRO TÉRMICA SOLAR TOTAL

NORTE 454.4 327 - 781.4

CENTRO 2,258.10 3,154.60 - 5,412.70

SUR 427.6 414,9 80 922.6

TOTAL 3,140.10 3,896.50 80 7,116.70

POTENCIA EFECTIVA


Tabla 47 – Perú: Participación de fuentes en energía y en el pico de demanda (2012)


La generación total en el 2012 fue casi 6% superior a la del año anterior, en tanto que el crecimiento del pico alcanzó un 6.65%.

La Figura 40 muestra la evolución que ha tenido la participación del gas natural en la generación de energía eléctrica de Perú.

Figura 40 – Perú: Participación del gas en la generación

Fuente: Elaboración propia con datos de COES

Desde 2004, año en que el Consorcio de Camisea inició la operación comercial, la tecnología de expansión de generación preferida ha sido las turbinas de gas de ciclo abierto y los ciclos combinados a gas natural, localizados básicamente próximos a Lima donde el energético estaba disponible. La figura siguiente indica la localización y tecnología de las plantas de generación existentes, de potencia superior a 18 MW.

ÁREA HIDRO TÉRMICA SOLAR TOTAL HIDRO2 TÉRMICA3 SOLAR4 TOTAL5

NORTE 2,461.90 820.3 - 3,282.10 2,102.30 2,252.90 - 4,355.10

CENTRO 15,734.40 14,884.10 - 30,618.40 395.1 62 - 457.1

SUR 2,652.40 708.5 59.7 3,420.60 345.2 133.4 - 478.7

TOTAL 20,848.60 16,412.90 59.6 37,321.10 2,842.60 2,448.30 - 5,290.90

PARTICIPACIÓN EN ENERGÍA

(GWh)

PARTICIPACIÓN EN DEMANDA PICO *

(MW)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Hidro Gas Natural Otros


Figura 41 – Perú: Plantas de generación de más de 18 MW

Fuente: MINEM- Documento promotor del Sector Eléctrico 2012

4.6.1.2 Redes de Transmisión

Perú tiene una red de transmisión extensa en 220 kV (casi 10 mil km), 138 kV ( 4700 km) y tensiones menores, que integra el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En los últimos años se ha comenzado la incorporación de líneas en 500 kV, que en el futuro integrarán la columna vertebral Norte-Sur del sistema. Cerca de 600 km de líneas 500 kV ya estaban en operación en diciembre de 2012.

Desde el año 2000, el SEIN cubre el país de norte a sur, desde Tumbes en la frontera con Ecuador a Tacna en la frontera con Chile. La mayor parte de las líneas de transmisión troncal operan en 220 kV, en tanto que los sistemas de transmisión secundaria están conectados en 138 y 60 kV.

Dadas las características geográficas del país, la transmisión es sustancialmente radial y hay tres regiones distintivas.

Centro: que incluye Lima y responde por la mayor parte de la demanda (70% del total de las ventas de energía),

Sur y Norte, con una participación similar en las ventas totales de energía, que tienen vínculos de transmisión más débiles comparados con los de la región Centro.


Históricamente, y debido a sus características técnicas estructurales, el SEIN ha presentado congestión en líneas de transmisión en condiciones de operación normales y cortes de carga durante contingencias.

En los últimos años los problemas de congestión derivan de la concentración de potencia térmica en la region Centro, básicamente proveniente de centrales a gas instaladas cerca de Lima.

La figura siguiente muestra el desempeño de las principales líneas durante el año 2012, en los dos sentidos de flujo.

Figura 42 – Perú: Flujo anual en las principales líneas de transmisión - 2012


Para resolver los problemas de insuficiencia de la red de transmisión, la normativa que regía

el segmento fue modificada, introduciendo planificación centralizada y mayor certeza en la

recuperación de las inversiones incluidas en el Plan de Transmisión.

El MINEM implementó un plan de transmisión transitorio en 2009, y posteriormente el primer

plan 2011/2020 fue aprobado en abril de 2011. Los planes incluyen proyectos mandatorios a

ser ejecutados en el corto plazo y otros cuya necesidad debe ser revisada en planes

siguientes. En setiembre de 2012, el COES presentó la propuesta final actualizada del Plan

de Transmisión 2013/2022, que fue aprobado por el MINEM en diciembre del mismo año y

rige hasta 2014.

181.490 1.030.644

713 51.303

179.783 1.062.815 708

50.800

0 0 3.404.147 3.048.131

93.326 7.196

310.343 111.809

95.227 7.196 320.164

113.224

1.382.801 1.480.924 12 108

Nota: Los valores númericos están en M Wh.

FLUJO ANUAL DE ENERGÍA EN PRINCIPALES LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - 2012

Sentido de Flujo 1

Sentido de Flujo 2

Conococha

Paramonga Nueva Camp.Armiño Socabaya

NorteLima

Oroya

Chimbote

Callalli

Santuario

Puno

Montalvo

Conococha

Paramonga Nueva Campo Armiño Socabaya

Lima

Oroya

Chimbote

Callalli

Santuario

Puno

Montalvo

Pachachaca

Pachachaca

SurEste

Sur Oeste

Centro

Centro

SurEste

Norte Sur Oeste


Entretanto, más de 2000 km de líneas de transmisión de tension igual o superior a 60 kV

fueron incorporados en el año 2011 y otros 980 km en el año 2012.

El siguiente cuadro muestra la longitud de las líneas del SEIN, por nivel de tensión, en

diciembre de 2012.

Tabla 48 – Perú: Longitud de líneas de transmisión por nivel de tensión

Fuente: COES Memoria Anual 2012


El mapa que se presenta a continuación muestra los sistemas instalados en las áreas concesionadas a las empresas de distribución.

Las empresas de distribución implementan sus sistemas eléctricos dentro del area concesionada; los sistemas están en general conectados al SEIN pero también hay pequeños sistemas aislados.

Tabla 49 – Perú: Principales Áreas de Concesión de distribución

Fuente: MINEM


La Tabla 50 que se presenta a continuación lista los principales actores del segmento de distribución, con el número de clientes que contaban a fines del año 2011, de acuerdo con información también suministrada por el MINEM.

Las distribuidoras del área de Lima son las mayores y representan un 60% de la energía total distribuida.

Tabla 50 – Perú: Principales empresas de distribución – Año 2011

Fuente: MINEM- Documento promotor del sector eléctrico 2012



Desde el año 1992, las actividades y negocios del sector eléctrico se rigen por la Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844, la cual fue perfeccionada y complementada con otras leyes a fin de fomentar la inversión y cubrir determinados aspectos de política energética nacional.

Las siguientes son las principales normas que regulan las actividades del sector:

Ley de Concesiones Eléctricas, LCE, Ley Nº 25844 Principal norma que rige las

actividades y negocios del sector eléctrico: generación, transmisión y distribución.

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación, Ley Nº 28832 (2006)

Ley que perfecciona las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas.

Ley N° 1041 (junio de 2008) Promueve el uso eficiente del gas natural.

Ley N° 1002 (mayo de 2008) Concede ventajas competitivas a los proyectos de generación con energías renovables - RER. Asimismo, establece un porcentaje

Modalidad Id EMPRESACLIENTES

REGULADOS

CLIENTES

LIBRES

TOTAL

CLIENTES

1 EDELNOR 1,143,945 89 1,144,034

2 LUZ DEL SUR 894,454 17 894,471

3 ELDUNAS 187,233 5 187,238

4 EDECAÑETE 31,321 31,321

5 TOCACHE 13,649 13,649

6 EMSEMSA 7,833 7,833

7 EMSEU 7,811 7,811

8 SERSA 5,617 5,617

9 COELVISAC 2,215 5 222

10 EPASA 1,114 1,114

11 EDELSA 1,512 1,512

SUBTOTAL 2,296,704 116 2,296,820

1 ELNM 618,171 3 618,174

2 ELC 573,357 573,357

3 ENOSA 365,833 1 365,834

4 ELSE 353,992 6 353,998

5 ENSA 351,236 6 351,242

6 SEAL 326,091 9 3,261

8 ELOR 215,199 1 2,152

7 ELPUNO 197,761 197,761

9 ELS 129,679 129,679

10 ELU 63,077 63,077

11 CHAVIMOCHIC 6,267 6,267

SUBTOTAL 3,200,663 26 3,200,689

TOTAL 5,497,367 142.00 5,497,509

PRIVADAS

ESTATALES


objetivo de 5% de la demanda de energía nacional que debe ser cubierto por generación RER, sin incluir hidroeléctricas.

Ley 29970 (diciembre de 2012) que afianza la seguridad energética y promueve el

desarrollo de polo petroquímico en el sur del país

DS Nº027-2007-EM y DS Nº010-2010-EM Que promueve la inversión en

transmisión.

DS Nº175-2009/MEM-DM Permite la aplicación de un factor de descuento que

beneficia a proyectos hidroeléctricos para la oferta económica de licitaciones de suministro.

DS N°027-2011-EM Reglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad (vigencia suspendida hasta el. 01/01/2016)

Ley N° 1058 (junio de 2008) Estipula el beneficio de la depreciación acelerada,

hasta de 20% anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables.

Ley Nº 28876 (junio de 2006) Establece la recuperación anticipada del impuesto

general a las ventas de electricidad en empresas que utilizan recursos hidráulicos y energías renovables.

Hasta julio del 2006, de acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), los incentivos para la expansión de la generación en Perú estaban basados en las señales de precios del mercado de contratos a precio regulado para la venta a los distribuidores, y del mercado spot. La LCE establecía para los distribuidores la obligación de contar con contratos para su demanda por un plazo de al menos dos años. Dados los altos costos variables de las centrales marginales y de reserva en el sistema, y la volatilidad de los precios de los combustibles, las señales no fueron suficientes para atraer nuevas inversiones en generación. El precio spot se mantuvo por encima del precio regulado, con una diferencia importante, lo que llevó a que las empresas distribuidoras no recibieran ofertas de los generadores para contratar.

La Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, trató de corregir las ineficiencias de las señales dadas por la LCE mediante distintos mecanismos, principalmente:

Establecimiento de la licitación o subasta como medida preventiva para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica para los distribuidores, mediante contratos.

Participación en el mercado de corto plazo de los Generadores, de los Distribuidores para atender a sus Usuarios Libres y de los Grandes Usuarios Libres (10 MW)

La Ley para el Desarrollo Eficiente de la Generación establece que ningún generador puede contratar con los usuarios libres y distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros. La Energía Firme es la máxima producción esperada de energía eléctrica, determinada para una probabilidad de excedencia de noventa y cinco por ciento (95%) para las unidades de generación hidroeléctrica, y la que resulta de la indisponibilidad programada y fortuita, para las unidades de generación térmica. La potencia firme se determina con criterios semejantes.

En el mercado spot, al que como se dijo acceden generadores, distribuidores para atender usuarios libres y los grandes usuarios, el precio se establece para intervalos de 15 minutos considerando el costo variable de la unidad más costosa que opera en dicho intervalo de tiempo. Los costos variables de las unidades termoeléctricas son auditados, excepto en el caso de centrales que utilicen gas natural, en cuyo caso el precio del combustible es declarado una vez al año.


Las empresas concesionarias de distribución están obligadas a tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía por los siguientes veinticuatro meses como mínimo.

La misma Ley N° 28832 establece que las ventas de los generadores a los distribuidores, destinadas al servicio público de electricidad, se efectúan mediante:

a. Contratos Sin Licitación, cuyos precios no pueden ser superiores a los Precios de Barra a que se refiere el artículo 47° de la LCE (Precios Regulados).

b. Contratos Resultantes de Licitaciones convocadas por los Distribuidores de acuerdo a lo establecido en la ley.

Están previstos tres tipos de Licitaciones con distinto rango de plazo contractual, que brindan flexibilidad al distribuidor para garantizar la cobertura de la demanda.

Tabla 51 – Perú: Tipos de Licitaciones

Además, la ley establece un régimen de incentivos para promover la convocatoria anticipada de Licitaciones destinadas a la cobertura de la demanda del servicio público de electricidad. Este régimen incentiva al distribuidor a suscribir contratos con más de tres años de anticipación, autorizando la incorporación de un cargo en los precios a los usuarios regulados, adicional al necesario para cubrir la compra de energía al generador, y directamente proporcional al número de años de anticipación de la convocatoria, sin superar el tres por ciento del precio de energía resultante de la licitación.

Los usuarios con demandas mayores a 200 kW y menos a 2500 kW pueden elegir entre ser usuarios libres o regulados. Los suministros de electricidad con demandas mayores a 2500 kW son clientes libres, para los que la ley establece un Régimen de Libertad de Precios en contratos pactados con los generadores. El Decreto Supremo N° 017-2000-EM, aprobó cambios en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas de forma tal que las tarifas y compensaciones que los clientes libres deben pagar por el uso de los sistemas de transmisión y distribución, son precios regulados por el OSINERGMIN.

A su vez, de acuerdo con la Ley 28832, aquellos clientes libres o agrupación de clientes libres cuya potencia contratada total sea igual o superior a 10 MW, son denominados Grandes Usuarios y pueden participar del mercado de corto plazo. Sin embargo, la reglamentación del MCP no está aún vigente.

Las principales instituciones del sector son las siguientes:

1. El Ministerio de Energía y Minas, MINEM, es el responsable del establecimiento de la política energética y el responsable del otorgamiento de concesiones y autorizaciones para el desarrollo de actividades en el subsector eléctrico. El MINEM también establece los criterios y condiciones generales para los contratos en el

Tipo Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a Contratar Objetivo

Larga

DuraciónEntre 5 y 10 años

Anticipada de

al menos 3

años

Hasta 100%Contratar el grueso del

crecimiento estimado

Mediana

DuraciónHasta 5 años

Anticipada de

al menos 3

años

Hasta 25%

Contratar desajustes

detectados respecto de lo

estimado con antelación

Corta

Duración

Lo define

OSINERGMIN

Anticipada de

menos de 3

años

Hasta 10%

Contratar pequeños

desajustes no previstos

respecto de lo estimado


mercado y define las áreas de densidad para las cuales el Osinergmin debe determinar el Valor Agregado de Distribución VAD.

De acuerdo con la LCE, el MINEM puede, basándose en estudios especializados, ajustar la tasa para la remuneración de inversiones a ser considerada en las tarifas de distribución. El MINEM también debe aprobar el Plan de Transmisión propuesto por el COES, con opinión del Osinergmin, y puede asumir directamente o a través de Proinversión, la realización de licitaciones para la construcción, operación y mantenimiento de nuevas instalaciones requeridas de acuerdo con el Plan aprobado. Al adjudicatario, el Ministerio le otorga una concesión para construir, operar y mantener las instalaciones correspondientes y, una vez transcurrido el período previsto de concesión, el MINEM es el encargado de la nueva licitación para la operación y mantenimiento de las instalaciones existentes.

El MINEM también establece los derechos de servidumbre para las líneas de transmisión y distribución.

2. La Agencia de Promoción de Inversión Privada PROINVERSION está a cargo de muchos de los procesos licitatorios para la construcción de proyectos del sector eléctrico, en virtud de requerimientos del MINEM.

3. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, COES, es el operador del sistema. Esta institución técnica coordina la operación del SEIN. También planifica el desarrollo de la transmisión del SEIN y administra el mercado de corto plazo. El COES es una organización privada integrada por todos los agentes del SEIN, generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres. Sus decisiones son vinculantes para esos agentes. Conforme la ley N° 28832, cada dos años, el COES debe diseñar el Plan de Transmisión para un período de 10 años. El COES también actúa como árbitro en controversias que surjan como resultado de la aplicación de la ley, reglas y normas técnicas dentro del marco de sus competencias.

4. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, OSINERGMIN es la autoridad regulatoria. Establece las tarifas eléctricas de acuerdo con lo estipulado por la LCE y supervisa y controla el desempeño de los contratos de concesión y las actividades de las empresas eléctricas y aplica sanciones cuando corresponde. Determina los precios de energía a ser transferidos a las tarifas de los consumidores regulados, en la medida en que no surjan de licitaciones públicas, define los criterios guías para las licitaciones y fija las tarifas reguladas de transmisión y distribución.

5. El Ministerio del Ambiente, MINAM, supervisa y controla los efectos de las actividades relacionadas con el sector eléctrico sobre el ambiente, vigila el cumplimiento de la política y reglas ambientales vigentes y aplica las penalidades que eventualmente correspondan.

4.6.2.2 Política energética nacional

Los lineamientos actuales para el desarrollo del subsector eléctrico de Perú se derivan de la Política Energética Nacional, aprobada por el D.S. Nº064-2010. La misma comprende nueve objetivos, a saber:

1. Desarrollar una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética.

2. Propiciar un abastecimiento energético competitivo

3. Contar con acceso universal al suministro energético.

4. Fomentar una mayor eficiencia en la cadena productiva y el uso de la energía.

5. Lograr la autosuficiencia en la producción energética.

6. Desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en el marco del desarrollo sostenible.


7. Desarrollar la industria del gas natural y su uso en actividades domésticas, transporte, comercio e industria, así como en la generación eléctrica eficiente.

8. Fortalecer la institucionalidad del sector energético.

9. Integrar a los mercados energéticos de la región para alcanzar la visión en el largo plazo.

Vinculados a esos objetivos, los principales lineamientos para el sector son los siguientes:

Promover proyectos e inversiones para lograr una matriz energética diversificada basada en energías renovables convencionales y no convencionales, hidrocarburos, geotermal y nuclear, que garanticen la seguridad energética del país. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1.

Priorizar la construcción de centrales hidroeléctricas eficientes para la generación eléctrica nacional. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1.

Promover el uso intensivo y eficiente de las fuentes de energías renovables convencionales y no convencionales, así como la generación distribuida. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1.

Priorizar la construcción de sistemas de transporte que garanticen la seguridad y confiabilidad del subsector eléctrico. - Relacionado al acceso universal. Objetivo 3.

Lograr la automatización de la oferta y manejo de la demanda a través de sistemas tecnológicos inteligentes. Relacionado a la eficiencia. Objetivo 4.

Mantener procesos de subastas de suministro para alcanzar con anticipación la suficiencia en generación de electricidad. Relacionado a la autosuficiencia. Objetivo 5.

Promover prácticas de responsabilidad social en las actividades energéticas. Relacionado al desarrollo sostenible. Objetivo 6.


Mediante el Decreto Legislativo N° 1002, Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables y su Reglamento, el Gobierno del Perú promueve el aprovechamiento en la generación de electricidad de los Recursos Energéticos Renovables (RER) tales como: biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz y energía hidráulica, cuya capacidad instalada no sobrepase de 20 MW.

Actualmente, las centrales eléctricas con energías renovables tienen preferencia en el despacho y se aplican primas –beneficio de subsidio- para cubrir el costo total de la producción eléctrica (cantidad y precio comprometido como resultado de las subastas) en la partida que no pueda ser cubierta por el mercado spot. Cabe mencionar que el mercado spot sólo ofrece ingresos económicos al precio spot o costo marginal resultante del sistema.

Asimismo, los beneficios a las energías renovables se aplican a la oferta de suministro de proyectos que lograron adjudicarse contratos de suministro por medio de las subastas RER (Recursos Energéticos Renovables). Este beneficio tiene un límite que está representado por el objetivo de 5% de la demanda de energía eléctrica nacional.

Para sistemas aislados rurales, se tiene en vigencia la Ley Nº 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País.

Las siguientes son las normas que integran el marco normativo para energías renovables:


Tabla 52 – Normativa asociada a energías renovables

Decreto Legislativo Nº 1002

Decreto Legislativo Nº 1002, de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables (e. 01/05/2008, p. 2/05/2008)

Decreto Supremo N° 012-2011-EM

Nuevo Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (e. 22/03/2011, p.23/03/2011)

Decreto Supremo N° 031-2012-EM

Modifican los artículos del Decreto Supremo N° 009-93-EM y del Decreto Supremo N° 012-2011-EM, relativos al marco regulatorio que regula el otorgamiento de las concesiones de generación hidráulica RER

Decreto Supremo Nº 020-2013-EM Aprueban Reglamento para la Promoción de la Inversión en Áreas no Conectadas a Red (e. 22/06/2013, p.27/06/2013).

Decreto de Urgencia 019-2008 Declaran de interés nacional la implementación y aplicación de la tecnología alternativa de calefacción “Sistema pasivo de recolección de energía solar de forma indirecta” denominada “Muro Trombe” (e. 04/06/2008, p.05/06/2008)

Decreto Supremo Nº 056-2009-EM Disponen adecuar competencia de los Gobiernos Regionales para el otorgamiento de concesiones definitivas de generación con recursos energéticos renovables (e. 10/07/2009, p. 11/07/2009)

Ley Nº 26848 Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (e. 23/07/1997, p. 29/07/1997)

Decreto Supremo Nº 019-2010-EM Aprueban nuevo reglamento de la Ley N° 26848, Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. ( e. 07/04/2010, p. 08/04/2010)

Decreto Supremo N° 024-2013-EM Modifican el Reglamento de la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables y el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. ( e. 05/07/2013, p. 06/07/2013)

4.6.3 Transmisión

4.6.3.1 Marco regulatorio específico de la actividad

La Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, establece que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por cuatro categorías de instalaciones:


Sistema Garantizado de Transmisión (SGT)

Sistema Complementario de Transmisión (SCT)

Sistema Principal de Transmisión (SPT)

Sistema Secundario de Transmisión (SST)

Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación a la Ley N° 28832 de julio de 2006.

El Sistema Garantizado de Transmisión está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción sean el resultado de un proceso de licitación pública y el Sistema Complementario de Transmisión está conformado por instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres), o instalaciones aprobadas por OSINERGMIN, mediante el Plan de Inversiones que resulte de un estudio de planeamiento.

Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario de Transmisión son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo antes de la promulgación de la Ley N° 28832.

El Sistema Principal de Transmisión es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. El Sistema Secundario de Transmisión es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal.

En lo que refiere a los Mecanismos de expansión de la red de transmisión, la misma Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, establece los siguientes mecanismos para la expansión de la red de transmisión:

Plan de Transmisión: El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) tiene a su

cargo la elaboración de la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), que tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia.

Para determinar el transportista que construye las instalaciones comprendidas en el que Plan de Transmisión, y que pasan a integrar el Sistema Garantizado de Transmisión se realizan licitaciones con el fin de otorgar concesiones por un máximo de 30 años. En caso de instalaciones de refuerzo de las existentes, el titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas directamente. Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos al Estado sin costo alguno, salvo el valor remanente de los Refuerzos que se hayan ejecutado durante el plazo de vigencia de la concesión.

Plan de Inversiones: se establece cada cuatro años y está constituido por el conjunto de

instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Es aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

La vinculación entre ambos instrumentos es la siguiente:

El Plan de Transmisión es un estudio de planificación vinculante que se desarrolla para decidir la expansión de la parte del sistema de transmisión común al conjunto de generadores del Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre


comercialización de la energía eléctrica y las instalaciones resultantes de las licitaciones correspondientes pertenecen al SGT.

El Plan de Inversiones es también un estudio de planificación, pero en este caso lo prepara cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda y las instalaciones resultantes pertenecen al SCT.

4.6.3.2 Remuneración de las inversiones y reconocimentos de los gastos de administración, operación y mantenimiento

Instalaciones del Sistema Principal

Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992.

A través de las tarifas reguladas se remunera la anualidad de los costos de inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento correspondientes a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA).

Los activos de la transmisión eléctrica se remuneran a través de la anualidad del valor nuevo de reemplazo (aVNR) del “sistema económicamente adaptado” a la demanda, que corresponde al costo de abastecer la demanda de transporte al menor costo de mercado. La anualidad del valor nuevo de reemplazo se calcula considerando una vida útil de 30 años y la tasa de actualización fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas (12%).

Los Costos de Operación y Mantenimiento (CO&M) reconocidos se determinan a partir de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad eficientes para toda una empresa en su conjunto, considerando que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma.

La anualidad del valor nuevo de reemplazo y el costo de la operación y mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión se calculan anualmente en dólares.

Instalaciones del Sistema Garantizado

Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la Ley 28832 y se remuneran de acuerdo a la denominada Base Tarifaria:

La remuneración de las inversiones, calculada como la anualidad para un período de recuperación de hasta treinta (30) años, con la tasa de actualización definida en el artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas, hoy igual al 12% real anual.

Los costos eficientes de operación y mantenimiento.

La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.

Para el caso de las instalaciones que se liciten, los componentes de inversión, operación y mantenimiento que integran la Base Tarifaria dentro del periodo de recuperación de la inversión son los valores que resultan del proceso de licitación pública, actualizados con índices que en general representan la evolución de los precios en USA. En el proceso de licitación, se oferta la Inversión y los costos de Operación y Mantenimiento. La remuneración anual de la inversión se calcula considerando la tasa vigente establecida en la LCE (12%) y se mantiene constante en la concesión, aunque cambiara en la ley. La fórmula de actualización también está definida en el contrato de concesión.

Para el caso que el titular del Sistema de Transmisión ejerza el derecho de preferencia para la ejecución de Refuerzos de Transmisión, los valores de remuneración de inversiones y los costos eficientes de operación y mantenimiento correspondientes al refuerzo son los establecidos por el regulador y aceptados por el concesionario previamente a su ejecución.


Instalaciones del Sistema Secundario

Las Instalaciones del Sistema Secundario se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas:

El Costo Medio Anual de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda se fija por única vez. Este Costo Medio Anual es igual al ingreso anual por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario y a partir de su fijación es actualizado, en cada revisión tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establece OSINERGMIN. Las fórmulas deben tomar en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio.

Cuando alguna de estas instalaciones es retirada de operación definitiva, el Costo Medio Anual reconocido se reduce proporcionalmente a lo que representa el Costo Medio Anual de la referida instalación respecto del Costo Medio Anual del conjunto de instalaciones que pertenecen a un determinado titular de transmisión.

Instalaciones del Sistema Complementario

Las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión, se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas:

El costo de inversión del Sistema Eléctrico a Remunerar se calcula con la configuración del sistema definido en el Plan de Inversiones correspondiente.

La valorización de las inversiones de los SCT que no están comprendidas en un Contrato de Concesión de SCT, será efectuada sobre la base de costos estándares de mercado.

El costo anual estándar de operación y mantenimiento de instalaciones no comprendidas en Contratos de Concesión SCT es un porcentaje del Costo de Inversión que depende del tipo y nivel de tensión de la instalación. Este porcentaje es determinado y aprobado por OSINERGMIN cada seis años.

El Costo Medio Anual de las instalaciones se calcula sumando la anualidad del costo de inversión más el costo estándar de operación y mantenimiento determinados conforme se indicó.

El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión del Plan de Inversiones se fija preliminarmente en cada proceso regulatorio y se establece de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.

Adicionalmente, de acuerdo a lo dispuesto en la Ley 28832, las instalaciones del SCT deben contar con la conformidad del COES, una vez verificado mediante estudios que la nueva instalación no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del sistema.


Las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras deben operar y mantener las instalaciones a su cargo de forma que los parámetros del suministro de energía y la calidad del servicio recibido por los clientes cumpla con las tolerancias establecidas en la Norma Técnica de Calidad de Servicio de los Sistemas Eléctricos (NTCSE)

Los suministradores (distribuidores) son responsables de la calidad del producto y srvicio recibido por sus clientes y usuarios y deben pagarles las compensaciones establecidas en la NTCSE cuando la calidad de servicio o de suministro no cumple con las especificaciones y tolerancias de la norma. Cuando los agentes responsables de las interrupciones o distorsiones en la calidad del producto son terceros distintos del distribuidor, esos terceros deben reembolsar al distribuidor las compensaciones originadas en faltas o mal funcionamiento de sus instalaciones.


La responsabilidad por las interrupciones es asignada por el COES conforme análisis y criterios técnicos (Procedimiento Técnico N°40 del COES, aprobado por Resolución Ministerial 237-2012-MEM/DM).

La NTCSE establece que las compensaciones totales originadas en faltas o mal funcionamiento de una línea de transmisión no pueden superar el 10% de los ingresos por servicios de transmisión en el semestre.

Adicionalmente, los sistemas de transmisión están sometidos a control de desempeño y multas aplicadas por Osinergmin, de acuerdo con el Decreto Supremo 057-2010-EM, la Resolución Ministerial N° 163-2011-MEM/DM y las resoluciones de Osinergmin N° 091-2006-OS/CD, 175-2012-OS/CD y 176-2012-OS/CD.

Disposiciones del Decreto Supremo llevaron a la modificación de la resolución Osinergmin N° 091-2006-OS/CD, Procediiento para la Supervisión del Desempeño de Sistemas de Transmisión, para evitar la vigencia de normativa que impusiera a los agentes penalización doble por la misma falta. La nueva resolución 175-2012-OS/CD incluye cambios importantes:

1. Se debe excluir a las interrupciones que dieron lugar a la aplicación de compensaciones del cálculo de los indicadores que miden el desempeño de las líneas de transmisión y componentes de estaciones de transmisión.

2. Hay una reducción progresiva de las tolerancias establecidas para esos indicadores. 3. En los contratos BOOT, los indicadores y tolerancias que rigen son los establecidos

en el contrato de concesión

La regulación de OSINERGMIN establece límites para los indicadores de desempeño de líneas y componentes de subestaciones (tasa de falla e indisponibilidad) para cada nivel de tensión (220 kV, 138 kV, y 30-75 kV) y localización de las instalaciones (costa o selva/montaña).

Los valores finales establecidos en la Resolución 175-2012-OS/CD para salidas de líneas de transmisión de 220 kV son los siguientes:

1 salida cada 100 km-año para instalaciones en la costa

1.5 salidas cada 100 km-año para instalaciones en selva o montaña.

La norma no ha incluído aún límites para instalaciones 500 kV.

Los contratos de concesión de instalaciones licitadas del SGT refieren en general a la NTCSE y disposiciones de Osinergmin en materia de calidad de servicio, aunque en algunos casos incluyen valores límites propios para los indicadores de desempeño.


Los cargos por el empleo de la red de transmisión son pagados por generadores y cargadores de acuerdo con lo siguiente:

Cargos por el empleo del Sistema Principal de Transmisión

Los generadores y la demanda de energía del sistema interconectado nacional pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante el “Ingreso Tarifario” y el “Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión”.

El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus respectivas Tarifas en Barra (precios nodales, sin incluir el respectivo peaje).

Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo de transmisión, se determina un cargo complementario que es el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).


El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión (remuneración que debe percibir el transmisor) y el Ingreso Tarifario. Los peajes del Sistema Principal de Transmisión se fijan cada año en soles al tipo de cambio de la fecha de fijación; y sus fórmulas de actualización consideran el tipo de cambio y el índice de precios al por mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes.

El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de la Potencia de Punta en Barra es igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la Máxima Demanda anual proyectada.

El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le es pagado mensualmente por los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.

Cargos por el empleo del Sistema Garantizado de Trasmisión

La compensación para remunerar la Base Tarifaria (anualidad de la inversión más costos de operación y mantenimiento) de las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, es asignada a los Usuarios por OSINERGMIN.

A la Base Tarifaria que constituye la remuneración del transmisor se le descuenta el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado se denomina Peaje de Transmisión (PTSGT). El valor unitario del Peaje de Transmisión es igual al cociente entre el Peaje de Transmisión y la demanda de los Usuarios. El valor unitario del Peaje de Transmisión se agrega al Precio de la Potencia de Punta en Barra.

Cargos por el empleo de Sistemas Secundario y Complementario de Transmisión

Los generadores o demandantes que requieren de instalaciones de transmisión distintas a las que conforman el SPT y/o SGT para conectarse con él, remuneran dichas instalaciones según los criterios siguientes:

Instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión:

Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad proveniente de centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, son remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales pagan una compensación igual a 100% del Costo Medio anual de las instalaciones.

Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad desde el Sistema Principal de Transmisión hacia una concesionaria de Distribución o consumidor final, son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente, la cual paga el 100% del Costo Medio anual de las instalaciones.

Para los casos excepcionales que no se ajustan a las reglas anteriores, el OSINERGMIN define la asignación de compensaciones a la generación o la demanda o en forma compartida entre la demanda y generación, para lo cual toma en consideración el uso o beneficio económico que cada instalación proporciona a los generadores y usuarios.

Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión:

El pago de las instalaciones correspondientes a un Contrato de Concesión de SCT se asignará 100% a la demanda comprendida dentro del área que designe OSINERGMIN.

Si las instalaciones del SCT atienden de forma exclusiva a la demanda de una determinada área, a esa demanda se le asignará el 100% del pago de dichas instalaciones.


Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos agentes pueden suscribir contratos de libre negociación para la prestación del servicio de transporte.

Los consumidores de energía pagan el costo del SST y/o SCT mediante el denominado “Peaje de Transmisión”, el cual es único para cada una de las Áreas de Demanda (tipo estampilla) determinadas por OSINERGMIN.

El Peaje se determina para cada Área de Demanda por nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de las diferencias entre los valores anuales del Costo Medio Anual y del Ingreso Tarifario sobre el valor presente de las demandas mensuales para un horizonte de cuatro años.


Como en el caso de Chile, la transmisión ha evolucionado a una planificación centralizada de forma de garantizar las expansiones necesarias de la red. La remuneración de estas expansiones se realiza también considerando los valores ofertados en las licitaciones realizadas para su ejecución.

4.6.4 Distribución

4.6.4.1 Marco regulatorio específico de la actividad

Además de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y el Decreto Supremo Nº 009-93-EM de 1993, otras normas regulatorias de la actividad de distribución son las siguientes:

Ley 28.832 de 2006, la cual asegura el desarrollo eficiente de la generación eléctrica; Ley 29.179 de 2008 que establece el Mecanismo para asegurar el Suministro de Electricidad para el Mercado Regulado; Decreto Supremo Nº 020 de 1997, que contiene las especificaciones técnicas y el mecanismo de control de la calidad de los servicios; y Resolución Dictatorial Nº 016 de 2008, referida a las especificaciones técnicas y control de calidad de los servicios rurales.

Concesiones

El desarrollo de la actividad de distribución de energía eléctrica se realiza mediante concesiones o autorizaciones. Las concesiones pueden tener el carácter de Definitivas o Temporales; se requiere de “concesión definitiva” para el desarrollo de la actividad de distribución de energía eléctrica cuando la demanda supera los 500 kW (Art 3 LCE). Las concesiones y autorizaciones son otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM)

El desarrollo de actividades de distribución que no requieran de concesión, podrá efectuarse libremente cumpliendo las normas técnicas correspondientes. El titular deberá informar obligatoriamente al MINEM el inicio de la operación y las características técnicas de las obras e instalaciones.

La concesión definitiva y la autorización se otorgan por plazo indefinido (Art 22 LCE).

La concesión definitiva permite utilizar bienes de uso público y otorga el derecho de obtener la imposición de servidumbres para la construcción y operación de activos afectados a la prestación del servicio, como ser redes y subestaciones de distribución. Las concesiones definitivas son otorgadas mediante resolución suprema refrendada por el MINEM.

La Ley faculta el otorgamiento de concesiones temporales que tengan por finalidad la realización de estudios de factibilidad. El plazo de las concesiones temporales es de dos años y podrá extenderse, sólo una vez, y por un período de un año adicional, si se verifica incumplimiento del cronograma por razones fortuitas. El titular de concesión temporal tiene derecho preferente para efectuar la solicitud de concesión definitiva.


La LCE establece que, la actividad de distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada se desarrollará en condiciones de exclusividad.

Las concesiones de distribución no pueden ser reducidas sin autorización del Ministerio de Energía y Minas.

Las empresas distribuidoras están obligadas a suministrar electricidad a quien lo solicite dentro de su zona de concesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con sus propias líneas, en un plazo no mayor de un año (Art 34)

Adicionalmente dichas empresas deben tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía por los siguientes 24 meses como mínimo.

Las concesiones se extinguen por la concurrencia de alguna de las siguientes causales:

Declaración de Caducidad, generalmente efectuada ante incumplimientos reiterados

de las obligaciones del Concesionario. La caducidad es sancionada por resolución suprema refrendada por el Ministro de Energía y Minas. En caso de caducidad se dispone la intervención administrativa de la distribuidora a los fines de asegurar la continuidad de sus operaciones.

Aceptación de renuncia

Remuneración de la actividad

La remuneración de la actividad de distribución se revisa cada cuatro años siendo el tipo de regulación “Price Cap”.

A los efectos de la remuneración de la actividad de distribución el Art 65 de la LCE establece que el costo de inversión será la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la misma Ley.

El VAD se determina a partir de una empresa modelo eficiente y toma en consideración los siguientes componentes:

Costos operacionales asociados a los usuarios, es decir costos fijos independientes de la potencia y energía demandados

Pérdidas Técnicas y No Técnicas estándares en distribución de potencia y energía

Costos estándares de inversión y mantenimiento. Estos costos se fijan en función de drivers vinculados a la potencia.

La Figura 43 presenta un esquema simplificado de los diferentes componentes del VAD. Cada uno de estos Bloques temáticos es desarrollado para cada uno de los Sectores Típicos de Distribución.

Los cargos fijos se asocian a costos de medición, procesamiento de la lectura, emisión de la factura, distribución y cobranza de la misma.

Las pérdidas técnicas son reconocidas a partir de la modelización de la Empresa Eficiente de cada STD, a través de los denominados factores de expansión de las pérdidas.


Figura 43 – Perú: Determinación del Valor Agregado de Distribución

Los componentes del VAD se calculan para cada empresa, por Sector de Distribución Típico, mediante estudios de costos encargados por las concesionarias de distribución a empresas consultoras precalificadas y homologadas por la Comisión de Tarifas Eléctricas.

Los estudios de costos deben considerar criterios de eficiencia en las inversiones y en la gestión de un concesionario operando en el país.

El primer paso para el cálculo del VAD es la determinación de los Sectores de Distribución Típicos, los cuales son propuestos por el OSINERGMIN y deben ser aprobados por el MINEM. Estos sectores corresponden a regiones con instalaciones de distribución eléctrica con características técnicas similares en la disposición geográfica de la carga, en las especificaciones técnicas, como así en los costos de inversión, operación y mantenimiento.

Los SDT aprobados por el MINEM para el período tarifario 2009/2013 fueron los siguientes:

Tabla 53 – Perú: Sectores Típicos de Distribución

Costo

Asociado al

Usuario

Pérdidas

Estándar

Cargos Fijos

Factores de

Expansión de

Pérdidas

VAD Media

Tensión VADMT

VAD Baja

Tensión VADBT

Fuente: OSINERGMIN

Valor Agregado de Distribución (VAD)

Costos Estándar de Inversión,

Mantenimiento y Operaciones

Sector TípicoEmpresa Distribuidora

Responsable

Empresa Modelo -

Sistema

Representativo

1 Edelnor Lima Norte

2 Electronoroeste Piura

3 Seal Camana

4 Electrocentro Junin Shelby

5 Electro Sur Este Combapata

SER Electro Puno PSE Sandia III Etapa

Especial Coelvisac Villacurí

Fuente: Informe GART 433-2009


Una vez determinados los SDT se procede a seleccionar las empresas representativas de cada uno de ellos. Estas empresas se consideran como base sobre la cual se aplica el estudio de costos que se debe encargar a las consultoras especializadas.

Los estudios de costos que dan origen al VAD, según la normativa peruana, deben ser realizados por empresas consultoras especializadas. En tal sentido, el OSINERMIN aprueba un listado de empresas consultoras, con la experiencia e idoneidad suficiente para la realización de tales estudios.

Los estudios son asignados por cada empresa seleccionada para representar el SDT, mediante concurso.

Por otra parte el OSINERGMIN selecciona, también mediante llamado a concurso, a un grupo de empresas especializadas que tendrán a su cargo la Supervisión del Estudio de Costos realizado por las empresas Consultoras.

La principal labor de las empresas supervisoras consiste en velar por el cumplimiento de los términos de referencia para la realización del estudio de costos, como así también validar la razonabilidad de los supuestos utilizados por las consultoras.

Los Términos de Referencia que establecen los procedimientos para la determinación de los VAD para cada SDT son confeccionados por el OSINERGMIN.

Una vez definidos los Términos de Referencia, adjudicados los trabajos a las consultoras, las mismas deben presentar informes con los valores determinados por ellas para cada Sector de Distribución Típico, estos informes son sometidos a un proceso de validación por parte de las empresas Supervisoras y luego a una Audiencia Pública.

Con el resultado de los informes Finales de las Consultoras, las Observaciones de las Supervisoras, y las contribuciones surgidas de la Audiencia Pública, se determina el valor final de VADMT y VADBT para cada sector.

La normativa contempla la posibilidad de efectuar ajustes dentro de cada período tarifario, en función de la evolución de los precios de ciertos insumos inherentes a la prestación del servicio.

De este modo, el Art 72 de la LCE establece que, considerando los VAD definitivos de cada concesionaria, la Comisión de Tarifas Eléctricas publicará las tarifas definitivas de distribución correspondientes y sus fórmulas de reajuste mensual.

Los índices a considerar para el reajuste mensual de las tarifas son:

a) Índice de precios al por mayor;

b) Promedio General de Sueldos y Salarios;

c) Precio de combustible;

d) Derechos arancelarios;

e) Precio internacional del cobre y/o del aluminio; y,

f) Tipo de cambio

El Art 73 LCE establece que las tarifas y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia de cuatro años, y sólo podrán recalcularse, si sus reajustes duplican el valor inicial de las tarifas durante el período de su vigencia.


Respecto de la tasa de retorno el Art 79 de la LCE establece que la Tasa de Actualización a utilizar será de 12% real anual.


Ésta solo puede ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previo estudio que encargue la Comisión de Tarifas Eléctricas a consultores especializados, en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más el premio por riesgo en el país.

En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía y Minas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente. La vida útil que se considera para la amortización de las instalaciones de distribución es de 30 años.

Con relación al Cálculo de la Base de Activos, se tiene que las instalaciones y los costos de la empresa deben corresponder a los resultados de una política de inversiones y gestión eficientes. Es decir, la política de inversiones y gestión deben ser asociadas al mínimo costo de prestar el servicio de distribución en un período de 30 años, satisfaciendo la demanda y cumpliendo con los patrones de calidad establecidos por la normativa (esquema greenfield).

Debe destacarse que el sistema de distribución de la empresa real tomada para representar el SDT no necesariamente está adaptado a la demanda; en tal sentido el sistema que se diseñe, con base en la demanda de la empresa real, debe ser uno adaptado (óptimo).

Para la definición de la red, el consultor debe realizar un estudio de zonificación y mercado, de manera de determinar las densidades, zonas y tipo de red que se usará durante el proceso de optimización de la empresa modelo.

Una vez caracterizado el mercado a abastecer se deber definir la tecnología que resulte más conveniente, tanto desde el punto de vista técnico como económico, para el desarrollo de las instalaciones eléctricas de la empresa modelo. Esta tecnología será escogida del mercado internacional sólo si resulta aplicable al caso de Perú, igualmente se pueden evaluar las opciones implementadas por las empresas reales, si se considera que ellas son las más convenientes.

Posteriormente se determinan los costos unitarios eficientes, con los que se determina el VNR de las instalaciones adaptadas a la demanda con el que se calculará la anualidad reconocida.

Al igual que en el caso chileno, la LCE establece un mecanismo de verificación y limitación de la rentabilidad media a obtener por el conjunto de distribuidoras.

Dicho mecanismo consiste en determinar la Tasa Interna de Retorno (TIR) para el conjunto de concesionarias, a través de la aplicación de los cuadros tarifarios aprobados, sobre las ventas de energía del período anterior, y considerando los costos operativos del período anterior (incluyendo las pérdidas) y el VNR de las inversiones de cada concesionaria.

Si dicha TIR difiere en más de cuatro puntos porcentuales respecto del 12% definido en el art N° 79 de la LCE, se procede a ajustar el VAD para alcanzar el límite más próximo. En caso contrario los VAD aprobados se consideran definitivos y aplicables en el siguiente período tarifario.


Los costos operativos se determinan con la metodología de la empresa modelo eficiente. Los costos de administración, operación, mantenimiento y comercialización se calculan también en base a una empresa modelo eficiente. Se estructura la empresa modelo de acuerdo a los criterios del sistema económicamente adaptado.

Los costos de operación y mantenimiento comprenden los costos de explotación técnica en media y baja tensión a los que se el agregan los costos indirectos de administración, contabilidad, gerencia y otros servicios. Los costos indirectos son costeados para una estructura orgánica eficiente, los que se valorizan a salarios de mercado. Los costos indirectos se asignan a cada una de las actividades de explotación técnica y comercialización e inversiones de acuerdo a factores de asignación de costos ad hoc.


Los costos de explotación comercial comprenden los costos que significan realizar las actividades de comercialización para los usuarios. Los costos no incluyen los costos de lectura, facturación, reparto y cobranza del recibo debido a que este costo específico se regula con un cargo fijo mensual por lo que se excluye del VAD.


El Art 143 RLCE establece que las pérdidas estándares a considerar para el cálculo del Valor Agregado de Distribución comprenderán las pérdidas físicas y las comerciales. Las pérdidas físicas serán las resultantes del cálculo efectuado considerando la caída de tensión máxima, especificada en la norma de calidad, según el Artículo 64° del Reglamento.

Las pérdidas comerciales a reconocer no podrán ser superiores al 50% de las Pérdidas físicas.

En términos generales, el tratamiento de las pérdidas técnicas y no técnicas implementado consiste en el establecimiento de niveles de pérdidas técnicas reconocidas o permitidas, las que se definen por sector típico de distribución y adicionalmente unas Pérdidas No Técnicas que son únicas para todos los sectores típicos. La determinacíón de las pérdidas físicas tiene en cuenta que la caída máxima de tensión en puntos extremos de la red no debe exceder los límites establecidos en las Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos.

Las pérdidas de potencia se calculan para las horas punta del sistema de distribución teórico, cuyas instalaciones están adaptadas técnica y económicamente a las demandas.

Como se señaló, las PNT reconocidas son las mismas para todos los sectores y presentan una senda de reducción anual de manera de alcanzar el valor objetivo de 2.08% al cabo de dos fijaciones tarifarias, es decir 8 años, en la Tabla 54 se presentan los valores de la senda temporal de eficiencia en las pérdidas comerciales.

Tabla 54 – Perú: Pérdidas no técnicas- Senda temporal

4.6.4.5 Tratamiento regulatorio de la Calidad de Servicio

La norma técnica que regula los servicios de distribución de energía eléctrica, es el Decreto Supremo 020/1997, en el que se establecen los principales aspectos sobre los cuales se efectuará el control de la calidad del servicio. Posteriormente, en el año 2008, el DS 616/2008 aprobó la base metodológica para las Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) del DS 020/1997.

El control de la calidad de los servicios eléctricos se realiza tomando en consideración las siguientes áreas o aspectos:

a) Calidad de Producto: los parámetros considerados son Tensión; Frecuencia; Perturbaciones (Flícker y Tensiones Armónicas).

Año PNT

2010 2.85%

2011 2.75%

2012 2.66%

2013 2.56%

2014 2.47%

2015 2.37%

2016 2.27%

2017 2.18%

Fuente: Informe GART 0433/2009


b) Calidad de Suministro: Se evalúan las Interrupciones del mismo.

c) Calidad de Servicio Comercial: se consideran los siguientes puntos, Trato al Cliente; Medios de Atención; Precisión de Medida del consumo.

d) Calidad de Alumbrado Público: se toman en cuenta las deficiencias del Alumbrado

Calidad del Producto

En lo referente a la calidad del producto, el parámetro evaluado es el nivel de tensión de entrega, considerando un intervalo de medición (k) de 15 minutos. Se registra la diferencia (ΔVk) entre la media de los valores instantáneos medidos en el punto de entrega (Vk) y el valor de la tensión nominal (VN) del mismo punto.

La especificación matemática del indicador es la siguiente.

Las tolerancias admitidas son ±5.0% de las tensiones nominales de tales puntos, para

redes secundarias de servicios rurales, dichas tolerancias son ±7.5%.

Otro aspecto que se controla es la frecuencia, considerando la diferencia (Δfk) entre la Media (fk) de los Valores Instantáneos de la Frecuencia, medidos en un punto cualquiera de la red de corriente alterna no aislado del punto de entrega en cuestión, y el Valor de la Frecuencia Nominal (fN) del sistema.

La formulación del indicador de frecuencia es la que sigue:

Las tolerancias admitidas son ±0.6%.

Existen además controles sobre variaciones súbitas de frecuencia, y Perturbaciones (Flícker y Tensiones Armónicas).

El período de control para todos los indicadores de calidad del producto es mensual.

Calidad del Suministro

La Calidad de Suministro se evalúa utilizando los siguientes dos indicadores semestrales.

a) Número Total Interrupciones por Cliente por Semestre (N)

b) Duración Total Ponderada Interrupciones por Cliente (D)

Las tolerancias en los indicadores de Calidad de Suministro están definidas en función de los distintos niveles de tensión en que pueden estar conectados los clientes.

Número de Interrupciones por Cliente (N)

o Clientes Muy Alta y Alta Tensión: 2 interrupciones/semestre

o Clientes en Media Tensión: 4 Interrupciones/semestre

o Clientes en Baja Tensión : 6 Interrupciones/semestre

Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D)

o Clientes en Muy Alta y Alta Tensión : 4 horas/semestre

o Clientes en Media Tensión : 7 horas/semestre

o Clientes en Baja Tensión : 10 horas/semestre

∆ % = (

) × 100

∆ % = (

) × 100


Compensaciones a los usuarios

Los suministradores deben compensar a sus Clientes por aquellos suministros en los que se haya comprobado que la calidad del producto no satisface los estándares fijados en la Norma. Las compensaciones se calculan en función a la potencia o energía entregada en condiciones de mala calidad.

Respecto de las Interrupciones, las compensaciones por interrupciones se calculan semestralmente en función de: la Energía Teóricamente No Suministrada (ENS), el Número de Interrupciones por Cliente por Semestre (N) y la Duración Total Acumulada de Interrupciones (D), de acuerdo a las fórmulas establecidas al efecto.

En lo referente a Alumbrado Público las compensaciones se calculan en función de la energía facturada al Cliente por concepto de Alumbrado Público, durante el período de control a través de las fórmulas que se especifican en la regulación.

El monto de las compensaciones por los incumplimientos en la calidad de los servicios, conforme a los parámetros antes especificados, se determina con base a las siguientes especificaciones:

Incumplimiento en el Nivel de Tensión

Las compensaciones se calculan, para el Período de Medición, en función a la energía entregada en condiciones de mala calidad en ese período, a través de la siguiente fórmula:

siendo

p: Intervalo de tensión con incumplimiento en el nivel de calidad exigido

a: Compensación unitaria en dólares por kWh.

Ap: Factor para proporcionar o ponderar por la magnitud del incumplimiento.

E(p): Energía suministrada en el período p. Este factor contabiliza la energía suministrada en condiciones de calidad deficiente.

Los valores del parámetro A de la fórmula anterior se presentan en la Tabla 55

Tabla 55 – Perú: Valores parámetro A – Compensaciones Nivel de Tensión

Incumplimiento en el Nivel de Frecuencias

Para los incumplimientos referidos a la Frecuencia se establecen tres tipos de penalidades o compensaciones:

1- Por variaciones sostenidas 2- Por variaciones súbitas 3- Por variaciones diarias

= ∑ × 𝑝 × (𝑝)

𝑝

Indicador

ΔVp(%)

Todo

Servicio

Ap

Red Sec.

Rural*

Ap

5.0<|ΔVp(%)|≤7.5 1 -

7.5<|ΔVp(%)|≤10.0 6 1

10.0<|ΔVp(%)|≤12.5 12 12

12.5<|ΔVp(%)|≤15.0 24 24

15.0<|ΔVp(%)|≤17.5 48 48

|ΔVp(%)|>17.5 96 96


Variaciones sostenidas

La especificación matemática es la siguiente:

donde

q: Intervalo de 15 minutos con incumplimientos en las tolerancias de Frecuencias

b: Compensación unitaria en dólares por kWh.

Bq: Factor para proporcionar la magnitud del incumplimiento.

E(q): Energía suministrada en el intervalo de incumplimiento.

Los valores del parámetro Bq se presentan en la Tabla 56.

Tabla 56 – Valores parámetro Bq – Compensaciones Frecuencia

Variaciones súbitas

Las penalizaciones por variaciones súbitas de la frecuencia están determinadas en relación a la potencia, la formulación de las mismas es la siguiente:

donde

b´: Compensación unitaria en dólares por kW.

Bm: Factor para proporcionar la magnitud del incumplimiento.

P(m): Potencia suministrada en el intervalo de medición.

La Tabla 57 a continuación incluye los valores del parámetro Bm.

Tabla 57 – Valores parámetro Bm – Variaciones Súbitas de Frecuencia

Variaciones diarias

Las variaciones diarias en las frecuencias se penalizan mediante la siguiente fórmula

= ∑ × 𝑞 × (𝑞)

𝑞

Dfq (%) Bq

0.6</Dfq(%)/<1.0 1

1.0</Dfq(%)/<1.4 10

1.4</Dfq(%)/< 100

= ´ × 𝑚 × (𝑚)

NVSF Bm

1< NVSF ≤3 1

3< NVSF ≤7 10

7< NVSF 100


donde

b´´: Compensación unitaria en dólares por kW.

Bd: Factor de proporcionalidad definido en función de la Magnitud de la Integral de Variaciones Diarias de Frecuencia (MVDF) evaluada para el día d.

P(d): Potencia máxima del día d, analizado.

Calidad de los Servicios Rurales

En el año 2008 se promulgó el DS 016/2008, a través del cual se establecen las Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos Rurales (NTCSER)

El control de la calidad de los SER se realiza mediante la evaluación de los siguientes aspectos:

a) Calidad de Producto: Tensión

b) Calidad de Suministro: Interrupciones

c) Calidad de Servicio Comercial: Trato al Cliente; Medios de Atención; Precisión de Medida

d) Calidad de Alumbrado Público: Deficiencias del Alumbrado

Las especificaciones de los indicadores son equivalentes a las de los servicios eléctricos urbanos, que se consignaron en el apartado anterior.

Los niveles de tolerancia son los siguientes:

Tensión

o MT +/- 6.0%

o BT +/- 7.5%

Interrupciones

Tabla 58 – Perú: Tolerancias SER

Fuente: DS 016-2008

NIC = Número de interrupciones por cliente (medido en interrupciones/semestre)

DIC = Duración de las interrupciones por cliente (medido en horas/semestre).


Los clientes regulados tienen a su disposición varias opciones tarifarias en las cuales, en base a una serie de factores que consideran sus patrones de consumo, se transfieren todos los costos de provisión del servicio:

= ∑ ´´ × × ( )

𝑚𝑒

Nivel de Tensión NIC DIC NIC2 DIC3

MT 7 17 7 28

BT 10 25 10 40

SER Concentrado SER Disperso


Los precios a nivel de generación, que son un promedio ponderado de los precios en barra y los precios firmes

Los peajes de transmisión, que surgen de la diferencia entre los costos totales eficientes o de la base tarifaria y los ingresos tarifarios

El valor agregado de distribución, suma de la anualidad de los costos eficientes de inversión más los costos de operación y mantenimiento más las pérdidas estándares y los costos fijos asociados al usuario

La elección de las opciones tarifarias dependerá del nivel de tensión, patrón de carga y equipos de medición.

Existen las siguientes opciones tarifarias:

Opciones Tarifarias MT2 y BT2

Estas opciones tarifarias consideran precios diferenciados para la facturación de potencia según si ésta se efectúa en horas de punta o bien en horas fuera de punta.

Opciones Tarifarias MT3, MT4, BT3 y BT4

Estas opciones tarifarias consideran precios diferenciados para las facturaciones de potencia según si los usuarios se encuentran calificados como presentes en punta o presentes en fuera de la punta.

Opción Tarifaria BT5A

Solo pueden optar por esta opción tarifaria los usuarios alimentados en Baja Tensión (BT) con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta, o con una demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas de punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

Opción Tarifaria BT5B Residencial

Sólo pueden optar por esta opción tarifaria los usuarios alimentados en baja tensión (BT) con una demanda máxima mensual de hasta 20kW o aquellos usuarios que instalen un limitador de potencia de 20 kW nominal o un limitador de corriente equivalente en horas de punta.

Opción Tarifaria BT5C

En materia alumbrado público, las empresas distribuidoras de electricidad sólo aplicarán a los usuarios finales esta opción tarifaria dentro de los límites establecidos en el artículo 184° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Opción Tarifaria BT6

Solo pueden optar por esta opción tarifaria los usuarios alimentados en Baja Tensión (BT) con una alta participación en las horas de punta o con demanda de potencia y consumo predecible, tales como avisos luminosos, cabinas telefónicas y similares, no comprendiéndose el uso residencial. La demanda máxima mensual para acceder a esta opción tarifaria es de 20kW.

Opción Tarifaria BT7

Solo pueden optar por la opción tarifaria BT7, aquellos usuarios del servicio eléctrico en Baja Tensión que reúnan las siguientes condiciones:

a) Que posean un equipo de medición con las características especiales requeridas por el servicio prepago.

b) Que su demanda máxima de potencia sea de hasta 20kW.


c) Que el punto de suministro se encuentre comprendido en las zonas determinadas por la empresa distribuidora para la prestación del servicio público de electricidad en la modalidad de prepago.

La mayor parte de los clientes regulados (91.5%) se encuentran en la opción tarifaria BT5, diseñada para los clientes residenciales, que consiste en un cargo por energía unitario, y un cargo fijo mensual, además de los costos de alumbrado y reposición y mantenimiento de conexión.

En estos cargos se incluyen los subsidios cruzados entre consumidores asociados al FOSE (los que consumen más de 100 KWh subsidian a los que consumen hasta 100 KWh mensuales).

El Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) fue creado por la Ley N° 27510, como un sistema de subsidios cruzados que tiene por objetivo fundamental favorecer a los consumidores eléctricos de menores ingresos. Los consumidores residenciales de bajos ingresos, considerados como aquellos que consumen menos de 100 kWh mensuales, reciben un descuento en la tarifa compensado por un recargo en la tarifa de los usuarios con consumos mayores a ese límite.

El Osinergmin determina esos subsidios y recargos, que son aplicados por las empresas de distribución, responsables de realizar los cobros y descuentos correspondientes.

El FOSE tiene dos rangos de aplicación según el consumo, el primero de 0 a 30 kWh por mes y el segundo entre más de 30kWh y 100 kWh. En el primer rango se descuenta un porcentaje que puede alcanzar a 25, 50 o 62,5% según el sector en que se ubique el consumidor, y en el segundo rango se descuenta un monto fijo medido en kWh y valorizado a la tarifa vigente.

Los usuarios urbanos del sistema interconectado tienen un descuento de 25% del cargo por consumo de energía o de 7,5 kWh mensuales valorizados al cargo de energía, conforme su consumo se encuentre en el primer o segundo rango.

En el otro extremo, los usuarios rurales de sistemas aislados perciben descuentos de 62,5% del cargo por consumo de energía o de 18,75 kWh mensuales valorizados al cargo de energía según pertenezcan al primer o segundo rango de consumo.

Existe una metodología con factores de ajuste progresivos para una transición de la aplicación de subsidios a los usuarios de un sistema aislado que se conecta al SEIN.

La siguiente figura muestra un ejemplo de formación de tarifas para estos clientes residenciales finales


4.6.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas

La metodología utilizada para el caso de la distribución se ha mantenido sustancialmente, aunque con perfeccionamientos graduales, especialmente en aspectos relacionados con la calidad de servicio y pérdidas.


4.7 España

4.7.1 Caracterización del sistema eléctrico

El sistema eléctrico español está integrado por tres sistemas eléctricos, el Sistema Peninsular, Baleares y Canarias. El mayor de ellos es el Sistema Peninsular, que tiene una potencia instalada de generación de 101.828 MW y una demanda instantánea máxima de 43.527 MW, en tanto que los Sistemas Extrapeninsulares tiene una capacidad instalada de generación de 5.787 MW, para demanda máxima de 1.349 MW33.

En los últimos años ha predominado la instalación de la denominada generación en régimen especial, básicamente solar y eólica y de ciclos combinados a gas natural. La generación en régimen ordinario (no acogida al régimen especial) ha permanecido sustancialmente constante.

4.7.1.1 Demanda

De acuerdo con la información del gestor del sistema, Red Eléctrica de España, la demanda de energía eléctrica está estancada en niveles de 2006, lo que es coherente con la trayectoria contractiva de la economía española que cerró el año 2012 con una caída del Producto Interior Bruto (PIB) del 1,4 %. La demanda anual de energía eléctrica nacional registró un descenso respecto a 2011 del 1,4 %, lo que sitúa el descenso acumulado de los últimos cuatro años en 5,1 %.

La Figura 44 muestra la evolución de la demanda de energía y del PIB desde el año 2008.

Figura 44 – España: Evolución de demanda y PIB

Fuente: Red Eléctrica de España

Gestión de la demanda

El servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad entró en vigor el 1 de julio de 2008, en virtud de lo dispuesto en la orden ITC/2370/2007 de 26 de julio de 2007, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción.

De este modo, los consumidores industriales que reúnen los requisitos definidos en la normativa pasan a ser proveedores de este servicio de operación, previo proceso de habilitación por parte del operador del sistema y formalización de un contrato entre las partes. A finales de 2012 se encontraban en vigor 146 contratos de interrumpibilidad, de los cuales, 132 corresponden al sistema peninsular, 13 al sistema canario y 1 al sistema balear.

33 Fuente: Red Eléctrica de España, “El sistema eléctrico español en el 2012”


La potencia interrumpible total disponible al servicio del operador del sistema en periodos de máxima demanda alcanza los 1.969,7 MW, de los cuales 1.916,1 MW corresponden al sistema peninsular, 50,1 MW al sistema canario y 3,5 MW al sistema balear.

4.7.1.2 Generación

A pesar del descenso de la demanda, la producción total nacional de 2012 aumentó 1,1% en comparación con 2011, debido al aumento de las exportaciones de energía a otros países.

Del total de la capacidad instalada del Sistema Peninsular de 101.828 MW a fines de 2012, las renovables representaban 46%, dos puntos porcentuales más que el año anterior. Dentro de este tipo de energías, hay que señalar que se mantiene la línea ascendente de la eólica que a esa fecha representaba 22.573 MW (1.562 MW más que en 2011) y 22% de la capacidad instalada total peninsular. Las tecnologías solares también han continuado aumentado sus capacidades, superando a finales de 2012 los 6.000 MW de potencia instalada.

La Figura 45 muestra la participación de las distintas fuentes en la capacidad total instalada del sistema.

Figura 45 – España: Capacidad de generación instalada


En lo que refiere a la cobertura de la demanda peninsular en términos de energía, la energía nuclear se situó a la cabeza cubriendo el 22,1% de la demanda (21,0% en 2011), le siguieron los grupos de carbón que elevaron su aportación al 19,3% (15,4 % en 2011) y la eólica con 18,1%, (16,0% en 2011). En contraste, los ciclos combinados y la hidráulica redujeron su aportación respectivamente al 14,1% y 7,7% (18,8% y 11,5% en 2011). Es de resaltar que desde el punto de vista hidrológico, el año 2012 fue extremadamente seco, dando lugar al producible hidráulico más bajo de los últimos cincuenta años. Este producible es 54% inferior al valor histórico medio.

Las figuras siguientes ilustran la evolución de la participación de las energías renovables en la cobertura de la demanda y del factor de emisiones de la generación para el Sistema Peninsular.


Respecto a los intercambios de energía entre el sistema peninsular y otros sistemas eléctricos, en agosto de 2012 se inició la operación del enlace que une la Península con Baleares.

Figura 46 – España Evolución de la participación de renovables y del factor de emisiones


Intercambios Internacionales

El volumen de energía negociada a través de los programas de intercambio con otros países se situó en 23.731 GWh, lo que supone un aumento de 29,2% respecto a 2011. Las exportaciones se elevaron a 17.459 GWh (42,7% más que las del año anterior), mientras que las importaciones se situaron en 6.272 GWh (2,3 % más que el año anterior).

Como resultado, el saldo de los programas de intercambios de energía eléctrica ha mantenido por noveno año consecutivo un signo exportador, alcanzando en 2012 11.187 GWh, cifra que representa un crecimiento de 83,5% respecto al año 2011.

Por interconexiones, en 2012 los saldos anuales de programa han mostrado aumentos respecto al año anterior, de 25,3%, 181,0 % y 9,0 % en las interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos, respectivamente, y una reducción de 6,2%, en la interconexión con Andorra. En cuanto al signo, el saldo neto de intercambios ha sido importador en la interconexión con Francia y exportador con el resto de las interconexiones.

El nivel de utilización de la capacidad comercial de la interconexión con Francia se ha visto incrementado en sentido importador, alcanzando un valor cercano al 50%.

En la interconexión con Portugal se ha alcanzado un valor medio de utilización de 58% en sentido exportador frente a 2% en sentido importador. En la interconexión con Marruecos en se ha utilizado 63% de la capacidad en sentido exportador.


La Ley 17/2007, de 4 de julio confirmó la condición de Red Eléctrica como gestor de la red de transporte y le atribuyó la función de transportista único, en régimen de exclusividad. En cumplimiento de esta ley, Red Eléctrica adquirió, en 2010, los activos de Baleares y


Canarias y el resto de los activos peninsulares pendientes de transferir de las empresas eléctricas. Esta compra supuso la consolidación definitiva del modelo de transportista único y operador del sistema eléctrico.

Como gestor de la red de transporte, Red Eléctrica es responsable del desarrollo y ampliación de la red, de realizar su mantenimiento, de gestionar el tránsito de electricidad entre sistemas exteriores y la península y de garantizar el acceso de terceros a la red de transporte en condiciones de igualdad.

La red de transporte está compuesta por más de 41.200 km de líneas de alta tensión, más de 5.000 posiciones de subestaciones y más de 78.000 MVA de capacidad de transformación.

La Tabla 59 detalla la evolución de la longitud de líneas de transmisión por nivel de tensión y de la capacidad de transformación.

Tabla 59 – España: Red de transmisión



El sistema de distribución eléctrica en España comprende más de 700.000 km de líneas y más de 300.000 transformadores. Las principales empresas distribuidoras son Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y E.ON y hay aproximadamente 300 pequeños distribuidores.

4.7.2 Marco político e institucional del sector


Desde el inicio del año 1998 el sector eléctrico español ha experimentado una importante transformación bajo la vigencia de las modificaciones regulatorias desarrolladas en el país tras la aprobación de la Directiva de la Unión Europea 96/92/CE. Esa directiva europea tenía como objetivo dar los primeros pasos para la creación de un mercado europeo de electricidad, a partir de la liberalización de las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica.

Mediante la Ley 54/199, del Sector Eléctrico (Ley del Sector Eléctrico o LSE) se transpuso la citada Directiva al ordenamiento jurídico español, modificando de manera sustancial el


marco regulador vigente hasta ese momento. El objeto básico de esta ley, como expresa su preámbulo, es “establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor costo posible, todo ello sin olvidar la protección del medioambiente”.

Los principios regulatorios en los que se basa la reforma introducida por la LSE son:

a) la separación entre actividades reguladas (transporte y distribución) y aquellas que se pueden desarrollar en régimen de libre competencia (generación y comercialización),

b) progresiva liberalización de la contratación y elección del suministrador de los consumidores finales,

c) la libertad de acceso a las redes de transporte y distribución mediante el pago de peajes, y

d) la creación de las figuras del operador del sistema encargado de la gestión técnica y del operador del mercado encargado de la gestión económica del sistema.

Posteriormente, en el año 2003, con la aprobación de la Directiva 2003/54/CE, las instituciones europeas dieron un nuevo impulso al proceso de liberalización del sector eléctrico.

La Ley 17/2007 transpuso la citada Directiva a la legislación española, aunque una parte de estas medidas ya habían sido incorporadas previamente. La modificación más relevante de la Ley 17/2007 refiere a la eliminación de las tarifas integrales y a la introducción de la actividad de suministro de último recurso.

La LSE estableció la obligación de separar jurídica y contablemente34 dentro de las empresas eléctricas las actividades reguladas (transporte y distribución), que se prestan bajo un régimen económico y de funcionamiento regulado, de las actividades liberalizadas (generación y comercialización), que son desarrolladas por los operadores en régimen de libre competencia, rigiéndose su retribución por las leyes de la oferta y la demanda. La Directiva 2003/54/CE y su posterior transposición a la normativa española (Ley 17/2007) profundizaron en este aspecto35 e impusieron a los grupos verticalmente integrados la separación funcional de sus actividades, que tiene como objeto garantizar la autonomía de gestión y decisión de los responsables de las redes de transporte y distribución y preservar la confidencialidad de la información comercialmente sensible de que disponen estos responsables, de manera que no se comprometa la competencia en las actividades liberalizadas.

La LSE y sus posteriores desarrollos legislativos establecieron y definieron el papel de los diferentes sujetos participantes en el sector eléctrico:

34

La Directiva 96/92/CE establecía, simplemente, la separación contable entre las actividades

reguladas y las liberalizadas, sin tener en cuenta a quién correspondía la propiedad de los activos. En

cambio, la normativa española, mediante la LSE, imponía además la obligación que ambas

actividades fueran desarrolladas por sociedades diferentes dentro de un mismo grupo integrado

verticalmente (separación jurídica) y que las sociedades que desarrollaran las actividades reguladas

tuvieran como “objeto social exclusivo” precisamente esas actividades.

35 El artículo 14 de la Ley 17/2007 introdujo nuevas normas en este sentido, como la prohibición a las

sociedades que desarrollen actividades reguladas de tomar participaciones en empresas que realicen

actividades de producción o de comercialización o la prohibición de que las personas responsables

de la gestión de sociedades que realicen actividades reguladas participen en estructuras

organizativas del grupo empresarial que sean responsables de la gestión cotidiana de actividades de

generación o comercialización, entre otras.


Los productores de energía eléctrica son aquellas personas físicas o jurídicas que

tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las centrales de producción. En función de la tecnología de generación utilizada, los productores se dividen en productores del régimen especial36 y productores del régimen ordinario.

Los productores de energía eléctrica incluidos en el Régimen Ordinario perciben ingresos por la venta de energía y capacidad en función de los precios fijados en los mercados spot y a plazo de electricidad y de servicios de ajuste (resolución de restricciones técnicas, banda secundaria, energía secundaria y terciaria, gestión de desvíos, etc.) y de algunos complementos regulados (en la actualidad, el incentivo a la inversión, por ejemplo).

Los productores de electricidad incluidos en el Régimen Especial gozan de un régimen económico y jurídico distinto al del resto de productores incluidos en el régimen ordinario. Estos productores pueden elegir entre volcar a la red su producción a cambio de una tarifa regulada o bien venderla en el mercado (en este caso, participando directamente en el mercado o a través de un representante) y cobrando el precio del mercado más una prima fijada administrativamente. Tanto las tarifas reguladas como las primas son establecidas por la administración y se actualizan anualmente o trimestralmente, dependiendo del tipo de instalación que se trate.

El transportista37 es aquella sociedad mercantil que tiene la función de transportar

energía eléctrica, así como construir, mantener y maniobrar las instalaciones de transporte38.

Los distribuidores son aquellas sociedades mercantiles que tienen la función de distribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo.

Los comercializadores son aquellas personas jurídicas que, accediendo a las redes

de transporte o distribución, tienen como función la venta de energía eléctrica a los consumidores. Entre ellos, los Comercializadores de Último Recurso (CUR), designados por el regulador, y funcional y jurídicamente separados del resto de empresas que operan en el sector, se encargan de suministrar energía a aquellos consumidores acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR), fijada por el Gobierno.

Los consumidores son las personas físicas o jurídicas que compran la energía para

su propio consumo. Aquellos consumidores que adquieran energía directamente en el mercado de producción se denominarán Consumidores Directos en Mercado.

36 La actividad de generación en régimen especial engloba la generación de energía eléctrica en

instalaciones de potencia no superior a 50 MW que utilicen como energía primaria energías

renovables o residuos y aquellas otras como la cogeneración que impliquen una tecnología con un

nivel de eficiencia y ahorro energético considerable.

37 La Ley 17/2007 establece que el gestor de la red de transporte (REE) actuará como transportista

único en el sistema eléctrico español, desarrollando la actividad en régimen de exclusividad.

38 La red de transporte de electricidad en España está constituida por la red de transporte primario

(instalaciones con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV e instalaciones de

interconexión internacional) y la red de transporte secundario (instalaciones con tensiones nominales

iguales o superiores a 220 kV no incluidas en la categoría anterior).


Instituciones

Las instituciones nacionales más importantes relacionadas con el sector energético español son las siguientes:

El Parlamento y el Gobierno establecen la política energética nacional, aprobando

normativa de rango superior (leyes, reales decretos – leyes y reales decretos).

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITYC). La Secretaría de Estado de

Energía del MITYC tiene competencias de elaboración de normas en materia energética y minera (órdenes ministeriales, resoluciones, etc.), en general de reglamentación de normativas de rango superior, como por ejemplo formulación de propuestas sobre estructura de tarifas y precios de los productos energéticos y peajes, propuestas para la conservación y ahorro de energía, el fomento de energías renovables, planificación en materia energética y aplicación de medidas para asegurar el abastecimiento energético.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) es el ente regulador de los sistemas

energéticos, creado por la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, que se configura como un organismo público con personalidad jurídica y patrimonio propio, adscrito al Ministerio de Industria Turismo y Comercio y con competencias y plena capacidad de actuación en los sectores de electricidad, gas e hidrocarburos. Sus objetivos son velar por la competencia efectiva en los sistemas energéticos (mercado eléctrico y mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos) y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento. A diferencia de otros organismos equivalentes europeos, la CNE es fundamentalmente un organismo consultivo de la Administración General del Estado y de las Comunidades Autónomas, ya que no tiene competencias en el desarrollo normativo o en el establecimiento de tarifas reguladas.

El Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMEL). Es el responsable de la

Gestión Económica de los mercados de corto plazo (diario e intradiarios). Sus funciones, recogidas en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, pueden resumirse en: a) Funcionamiento de los mercados. Realizar la gestión económica de los mercados diario e intradiarios (procesos de casación) y la comunicación de sus resultados al Operador del Sistema y los agentes; b) Sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (SEIE). La determinación y publicación del precio final horario de generación en cada SEIE, y la liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberán realizarse en virtud del precio final de la energía resultante de cada sistema; c) Gestión de las garantías económicas de los agentes para permitir su participación en los mercados, y la comunicación de los pagos y cobros que deben realizar; d) Las Reglas del Mercado y el Contrato de Adhesión; e) Intercambios de información con los agentes del mercado y el Operador del Sistema, y publicación de la información sobre los principios de independencia, transparencia y objetividad.

El Operador del Sistema Eléctrico es Red Eléctrica de España y en esa condición

debe garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte, ejerciendo sus funciones bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia. Además, Red Eléctrica es el gestor de la red de transporte y actúa como transportista único, desarrollando esta actividad en régimen de exclusividad. Es el encargado de la preparación y gestión de los Procedimientos de Operación del Sistema, donde se recogen las características de funcionamiento del sistema y de la participación y remuneración de los agentes en los mercados de operación.

A raíz de un conjunto de medidas formalizadas a fines del año 2013, con el objeto de eliminar de manera permanente los problemas recurrentes en materia de desequilibrios


tarifarios y financieros del sistema, el esquema institucional a sufrido algunas modificaciones:

La Comisión Nacional de Energía delegó sus actividades y funciones, a partir del mes de octubre de 2013, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), la cual es un organismo de reciente creación, que tiene por finalidad garantizar el correcto funcionamiento y la transparencia, como así también promover al desarrollo de competencia efectiva en todos los mercados y sectores Productivos.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) fue creada

por la Ley 3 del 4 de Junio de 2013, y es un organismo que agrupa las funciones y actividades anteriormente asignadas a siete agentes reguladores sectoriales:

o Comisión Nacional de Energía o Comisión del Mercado de las Telecomunicaciones o Comisión Nacional de la Competencia o Comité de Regulación Ferroviaria o Comisión Nacional del Sector Postal o Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria o Consejo Estatal de Medios Audiovisuales

En este contexto, la reciente Dirección de Energía tiene como objetivos velar

por la competencia efectiva en los sistemas energéticos y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumidores. A estos efectos se entiende por sistemas energéticos el mercado eléctrico, así como los mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos.

El proceso de liberalización y el Comercializador de último recurso

La Directiva 2003/54/CE estableció un calendario de apertura y liberalización gradual del mercado minorista de electricidad, fijando como objetivo que antes del 1 de julio de 2007 todos los consumidores pudieran elegir libremente su proveedor de electricidad. En España, la liberalización del mercado minorista se inició en 1998, con la adopción de un calendario de elegibilidad progresivo que determinaba la elegibilidad de los consumidores para participar en el mercado eléctrico en función, en sus primeras etapas, del volumen de consumo, y luego, de la tensión de suministro. Este proceso culminó, antes de lo previsto por la segunda Directiva comunitaria, el 1 de enero de 2003, fecha en que se alcanzó la plena apertura del mercado. Desde entonces todos los consumidores pueden, desde esa fecha, contratar el suministro en condiciones libremente pactadas con el comercializador de su elección.

Hasta 2009 la regulación consideró la capacidad de elección de suministrador sólo como una opción para el consumidor, al mantener simultáneamente unas tarifas reguladas accesibles para casi todos los consumidores, tuviesen la condición de cualificados o no. La elección de suministrador se convirtió en una obligación el 1 de julio de 2009, fecha en que se suprimieron de manera definitiva las tarifas reguladas, tras un proceso que se inició con la publicación de la Ley 17/2007, que establecía un calendario para la supresión gradual de todas las tarifas reguladas, con el objetivo de asegurar un acceso eficaz y no discriminatorio a las redes de los distribuidores y fomentar el desarrollo del mercado minorista.

En esa misma fecha se puso en marcha el esquema de Suministro de Último Recurso, mediante el que aquellos consumidores que cumplen con una serie de requisitos definidos en la normativa (fundamentalmente consumidores domésticos) pueden contratar su electricidad con los Comercializadores de Último Recurso pagando por la energía eléctrica consumida las Tarifas de Último Recurso (TUR).


El problema del déficit tarifario

En España, desde el año 2000, las sucesivas tarifas aprobadas por los Gobiernos han generado déficits tarifarios, diferencia entre el monto total recaudado por las tarifas y los costos reales del suministro.

Las diferencias entre la recaudación por peajes y los costos reales correspondientes se originan básicamente por dos motivos: (i) errores de estimación y (ii) objetivos políticos/económicos de los sucesivos gobiernos, quienes en último término establecen los peajes.

Teóricamente, los peajes se determinan como la suma de los costos en que se incurre para la provisión de un servicio regulado. Dado que las tarifas se establecen antes de incurrir en ciertos costos (ya que se fijan antes de que se consuma la electricidad, frecuentemente a principios de año), el Gobierno tiene que realizar previsiones de cuál será el nivel de éstos y también de cuáles serán los volúmenes de energía que demandarán los diferentes consumidores (residenciales, industriales, etc.).

Dos ejemplos de costos que deben preverse y que pueden dar lugar a errores de estimación asociados a ellos son los siguientes:

El volumen de producción del régimen especial (RE). Uno de los costos que sufragan los peajes es el de las ayudas del RE. Simplificadamente, estas ayudas suponen un monto igual a una prima unitaria equivalente a la diferencia entre el costo de la energía renovable y el precio de la energía en el mercado mayorista (€/MWh) multiplicada por la energía realmente producida (MWh). Así, en el momento de fijar los peajes, es necesario hacer una previsión de cuál será el precio de mercado y dicha producción, teniendo en cuenta que esta última depende de la capacidad instalada (inversión de los productores) y de la disponibilidad de energía primaria.

La facturación por aplicación de los peajes. La energía realmente consumida, medida en los contadores de los consumidores, es facturada a los peajes previamente establecidos. Por lo tanto, si el consumo real es distinto al previsto, el volumen de ingresos facturado será diferente.

En España, las previsiones de costos realizadas por el regulador en los últimos años han sistemáticamente subestimado los costos reales.

Durante el 2012 se han publicado numerosas disposiciones de desarrollo de la Ley 54/1997, muchas de ellas enfocadas a fijar medidas para corregir el desajuste estructural entre los ingresos y costos del sector eléctrico, entre las que destacan las siguientes:

• Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, que suprime los incentivos contemplados en el Real Decreto 661/2007 para todas las instalaciones de régimen especial que aún no estuvieran inscritas en los registros de preasignación correspondientes, y suspende los procedimientos de preasignación de retribución de todas las instalaciones para el año 2012.

• Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costos e ingresos de los sectores eléctrico y gasista. Esta disposición tiene un doble objetivo; por un lado, cumplir con la obligación de trasponer las últimas Directivas comunitarias en materia de electricidad, gas y comunicaciones electrónicas, cerrando así los procedimientos sancionadores que había iniciado la Comisión por sobrepasarse los plazos establecidos para su trasposición, y evitando las importantes sanciones económicas que se


podrían derivar de estos procedimientos en base a lo dispuesto en el Tratado de Lisboa; por otro, establecer, con carácter de urgencia, una batería de medidas que tienen como objetivo último suprimir los desajustes entre ingresos y costos de los sistemas eléctrico y gasista.

• Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, en el que se establecen numerosas disposiciones que afectan a diversos ámbitos de la actividad económica tanto del sector público como del sector privado, entre los que también se incluye el sector eléctrico, para el que se articulan nuevas medidas destinadas a alcanzar la suficiencia de ingresos para cubrir los costos regulados en el año 2012.

• Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que regula los nuevos impuestos con los que se gravará a la actividad de generación y los céntimos verdes sobre el consumo de determinados combustibles, cuya recaudación debe destinarse a financiar los costos regulados del sistema eléctrico. A este último efecto, incorpora una disposición adicional relativa a los costos del sistema eléctrico, que tiene por objeto garantizar que los Presupuestos Generales del Estado de cada año incorporen, como una partida de gasto más, la estimación de los ingresos que se recaudarán por el cargo de los impuestos y céntimos verdes regulados en la propia Ley 15/2012. Asimismo, la disposición final primera de la Ley 15/2012 modifica el apartado 2 del artículo 15 de la Ley 54/1997 para determinar que los costos de las actividades reguladas ya no se financian exclusivamente con los ingresos recaudados por los peajes, sino que pueden aplicarse para su financiación partidas procedentes de los Presupuestos Generales del Estado. De esta forma, se adapta la Ley 54/1997 para hacerla coherente con la transferencia de fondos procedentes de los PGE al sistema de liquidación de costos regulados, que se regula en la Ley 15/2012.

• Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013, que, en lo que se refiere al sector eléctrico regula la transferencia mensual al sistema de liquidación de costos regulados del sistema eléctrico de la recaudación efectiva de los impuestos a la actividad de generación y céntimos verdes regulados en la Ley 15/2012.

• Real Decreto-ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección social en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social, en el que se modifican dos apartados de la disposición adicional vigésimo primera de la Ley 54/1997, de forma que su nueva redacción permita el encaje tanto regulatorio como numérico de los desajustes entre ingresos y costos del año 2012 y del año 2013 y sucesivos, con plenas garantías jurídicas. El Real Decreto-ley 29/2012 establece asimismo la posibilidad de no aplicar el régimen económico primado a las instalaciones inscritas en el Registro de pre asignación que no estén totalmente finalizadas al vencimiento del plazo límite establecido para ser inscrita en el registro del régimen especial.

Finalmente, y aunque de menor rango reglamentario que las anteriores, también merece ser destacada entre las disposiciones relevantes para el sector eléctrico publicadas en 2012 la Orden IET/2598/2012, de 29 de noviembre, por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, que inicia un nuevo procedimiento de planificación de los sectores de gas y electricidad, tras el abandono, como consecuencia del cambio de escenario macroeconómico, del procedimiento en curso para el período 2012-2020, conforme a lo establecido en el Real Decreto-ley 13/2012.

4.7.2.2 Políticas ambientales, renovables y cambio climático

La Directiva 28/CE/2009 del Parlamento Europeo contempla objetivos obligatorios de energías renovables para la UE y para cada uno de los Estados miembros en 2020, y la elaboración por parte de éstos de planes de acción nacionales para alcanzar dichos objetivos.


En este marco, España tiene como objetivo que el 20% de su consumo total de energía provenga de fuentes renovables para 2020.

Luego de un avance muy notorio de la participación de las renovables en la generación de electricidad, como resultado de la aplicación de los fuertes incentivos económicos del régimen especial, la crisis económica y el constante déficit tarifario con relación a los costos han provocado la adopción de varias medidas descritas en el apartado anterior. Entre otras, se suprimen incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos y en general los incentivos contemplados en el Real Decreto 661/2007 para todas las instalaciones de régimen especial que aún no estuvieran inscritas en los registros de preasignación correspondientes.

A efectos de tener idea del orden de magnitud de los incentivos que se venían aplicando, en 2009 el sobrecosto39 impuesto al Sistema en primas por las energías renovables fue del orden de los €4.500m, de los que €2.600m correspondieron a la energía solar fotovoltaica.

Existe una propuesta de Real Decreto para establecer la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, que tiende a desincentivar estas prácticas mediante la aplicación de un nuevo peaje denominado “de respaldo”, que sería 27% más alto que el pagado por comprar energía de la red. Adicionalmente, no se prevé remunerar la energía excedente vertida a la red pública.

Con relación a las emisiones de gases con efecto invernadero, la Directiva 2003/87/CE estipuló que durante los dos primeros periodos de asignación de derechos de emisión (2005-7, por un lado, y 2008-12, por otro) un determinado porcentaje de derechos de emisión sería asignado de forma gratuita entre las instalaciones que emiten CO2. En concreto, según la Directiva de 2003 de comercio de derechos de emisión, los Estados miembros debían asignar gratuitamente un 95% del total de derechos asignados en el primer periodo (2005-7), y al menos el 90% en el segundo periodo (2008-12).

La entrega de derechos de emisión a todos los sectores emisores (incluida la generación eléctrica) de forma gratuita durante los periodos 2005-7 y 2008-12 fue una decisión política sobre cómo distribuir entre productores y consumidores la renta que genera la asignación inicial de derechos de emisión.

A partir del año 2013 se introducen cambios sustanciales en la metodología de asignación derivados de la aprobación de la Directiva de 2009/29/CE. Con esta nueva Directiva, la metodología básica de asignación inicial de derechos de emisión pasa a ser la subasta. Además, se introduce un techo de emisiones a nivel europeo y una asignación de derechos de emisión centralizada con normas comunes en toda Europa. En el nuevo esquema, la subasta de derechos se constituye como la metodología básica de asignación para el sector eléctrico, con excepciones que afectan principalmente a los países del este.

Los sectores sometidos a la Directiva 2009/29/CE tienen un techo comunitario de reducción de emisiones (“cap comunitario”), que supone una reducción de las emisiones del 21% en 2020 frente a 2005.

39

El sobrecosto se calcula como la diferencia entre el ingreso que perciben por su energía y lo que

percibirían si estuvieran acogidos al mercado.


Figura 47 – España: Proceso de asignación de derechos de emisión

Fuente: Energía y Sociedad


España es uno de los países que ha liderado la utilización de tecnologías de redes inteligentes (smart grids). Bajo la normativa vigente, todas las distribuidoras eléctricas deben haber sustituido el 35% del parque de medidores por nuevos equipos inteligentes al término del 2014 y el 100% a fines de 2018.

Figura 48 – España Requerimiento de sustitución de medidores conforme normativa vigente

Fuente: Iberdrola

Entre los proyectos de smart grids que se desarrollan en España, se destaca la iniciativa impulsada por Endesa de ‘Smart City Málaga’ que acaba de finalizar su ejecución y el proyecto PRICE, encabezado por Gas Natural Fenosa e Iberdrola, que supone el despliegue de redes inteligentes en un ámbito que afecta a 200.000 clientes.

Hay además iniciativas desarrolladas por centros de investigación, entre las cuales están los proyectos puestos en marcha por CENER en Navarra, donde funciona una microrred en un entorno industrial; así como las iniciativas de Tecnalia o IK4-IKERLAN en el País Vasco, región que está fabricando equipos y componentes para smart grids, entre ellos, los contadores inteligentes.

4.7.3 Transmisión


La Ley 54/1997, estableció en sus artículos 11 y 16 que el transporte de energía eléctrica tiene carácter de actividad regulada, y que su régimen económico debía ser objeto de desarrollo reglamentario por parte del Gobierno.

Ratificación del Protocolo de Kioto por parte de la

Unión Europea

Directiva sobre

Comercio de Derechos de

Emisión(Directiva

2003/87/CE)

OBJETIVO DE REDUCCIÓN

DE EMISIONES EN 2012

Transposición de la

Directiva a la legislación

nacional(RDL 5/2004)

Plan Nacional de Asignación (PNA) de derechos de emisión

(RD 60/2005 y RD 1402/2007)

SECTOR 1 . . .

ESQUEMA“CAP-AND-TRADE”

DETERMINACIÓN DEL “CAP” Y ASIGNACIÓN DE DERECHOS ENTRE SECTORES E INSTALACIONES

“CAP” ANUAL DE EMISIONES

SECTOR N

… …Instalación 1 Instalación n Instalación 1 Instalación n

Directiva de Comercio de Derechos de

Emisión (Directiva

2009/29/CE)

“cap comunitario”

Asignación por subasta

OBJETIVO DE REDUCCIÓN

DE EMISIONES EN 2020


Mediante el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, se desarrolló el marco normativo por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

En este Real Decreto se establece que la planificación de la red de transporte de electricidad, de carácter vinculante para los distintos sujetos que actúan en el sistema eléctrico, debe ser realizada por el Gobierno a propuesta del Ministerio de Economía (actualmente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio), con la participación de las Comunidades Autónomas, y sometida al Congreso de los Diputados.

Actualmente, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, con la publicación de la Orden IET/2598/2012 dio inicio a un nuevo proceso regulado por el RD 1955/2000, que culmina con la publicación del Plan de desarrollo de infraestructuras 2014-2020.

La Ley 17/2007 confirmó la condición de Red Eléctrica como gestor de la red de transporte y le atribuyó la función de transportista único, en régimen de exclusividad. En cumplimiento de esta ley, Red Eléctrica adquirió, en 2010, los activos de Baleares y Canarias y el resto de los activos peninsulares pendientes de transferir de las empresas eléctricas. Esta compra supuso la consolidación definitiva del modelo de transportista único y operador del sistema eléctrico.

Como gestor de la red de transporte, Red Eléctrica es responsable del desarrollo y ampliación de la red, de realizar su mantenimiento, de gestionar el tránsito de electricidad entre sistemas exteriores y la península y de garantizar el acceso de terceros a la red de transporte en condiciones de igualdad.

No obstante lo anterior, la Ley habilita al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio para autorizar expresa e individualizadamente, previa consulta con la Comisión Nacional de Energía y la Comunidad Autónoma en la que radique la instalación, que determinadas instalaciones de hasta 220 kV de tensión, por sus características y funciones, sean titularidad del distribuidor de la zona que se determine. En esos casos los distribuidores deben asumir las obligaciones del transportista único relativas a la construcción, operación y mantenimiento de tales instalaciones de transporte.

Real Decreto 2819/1998

El Real Decreto 2819/1998, por el que se regularon las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, estableció el régimen económico de la actividad de transporte de energía eléctrica, que aún se aplica para las instalaciones de transporte incorporadas hasta el año 2007.

La red de transporte definida por el Real Decreto 2819/1998, propiedad de varios “transportistas” estaba constituida por:

Las líneas de tensión igual o superior a 220 kV.

Las líneas de interconexión internacional, independientemente de su tensión.

Los parques de tensión igual o superior a 220 kV

Los transformadores 400 kV/220 kV.

Cualquier elemento de control de potencia activa o reactiva conectados a las redes de 400 kV y de 200 kV y aquellos que estén conectados en terciarios de transformadores.

En todo caso, las instalaciones de titularidad del gestor de la Red de Transporte, es decir, «Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima».

En su caso, las interconexiones entre el sistema peninsular y los sistemas insulares y extrapeninsulares y las conexiones interinsulares.


Aquellas otras instalaciones cuya operación incida de forma significativa en la red de transporte o en la generación de energía eléctrica y que sean determinadas por el operador del sistema.

Conforme el Decreto, la retribución anual de la actividad de transporte reconocida a la empresa (o conjunto de empresas) «i» en el año «n» es calculada por el Ministerio de Industria y Energía de acuerdo con la siguiente fórmula:

Las instalaciones con entrada en explotación antes de enero de 2008 se remuneran considerando la actualización por inflación y un índice de eficiencia.

TRin: costo del transporte reconocido a la empresa «i» en el año «n»

TR1998i: costo reconocido a la empresa «i» en 1998 para las instalaciones de transporte con

entrada en servicio anterior a 31 de diciembre de 1997

TR1998in: costo reconocido para las instalaciones de transporte con entrada en servicio

anterior a 31 de diciembre de 1997, actualizado al año «n»

IPCn: previsión de la variación del índice de precios al consumo para el año «n»

X: índice de eficiencia

Las instalaciones con entrada en explotación posterior al 1 de enero de 1998 se remuneran en forma diferente conforme sean resultado de procedimientos de concurrencia o de autorización directa:

IINTin: costo reconocido al 31 de diciembre del año «n» al conjunto de las nuevas

inversiones, con entrada en explotación entre el 1 de enero de 1998 y el 31 de diciembre del año «n—1», realizadas por la empresa «i».

IINCin: costo acreditado a 31 de diciembre del año «n» al conjunto de las nuevas

inversiones autorizadas mediante procedimiento de concurrencia, con entrada en explotación entre el 1 de enero de 1998 y el 31 de diciembre del año «n—1», realizadas por la empresa «i».

El costo acreditado de una instalación autorizada mediante procedimiento de concurrencia en un año «n», se calcula conforme a las condiciones de adjudicación del concurso. El costo acreditado por una empresa «i» en un año «n» para el conjunto de sus instalaciones adjudicadas mediante procedimiento de concurrencia (IINCin) se calculará como agregación de los costos de las citadas instalaciones actualizados según las condiciones de resolución del procedimiento de concurrencia.

iindin: costo acreditado a 31 de diciembre del año «n» de las nuevas inversiones autorizadas

de forma directa realizadas por la empresa «i» que han entrado en funcionamiento en el año «n—1».

IINDin-1: costo acreditado a 31 de diciembre del año «n—1» de las inversiones autorizadas

de forma directa y puestas en servicio entre los años 1998 y «n—2», ambos inclusive, por la empresa «i».

Yn índice de eficiencia para el año n.


La retribución al 31 de diciembre del año siguiente a su puesta en servicio para cada instalación de transporte autorizada de forma directa (iindn) se establece conforme valores unitarios de inversión, valores unitarios de operación y mantenimiento y otros costos necesarios para desarrollar la actividad de transporte y fórmulas y parámetros fijados por el Ministerio de Industria y Energía con criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios. La retribución (iindn), se calcula de la forma siguiente:

Siendo: CIT (n): costos anuales de inversión CET (n): costos anuales de explotación A su vez, el costo anual de inversión CIT (n) se calcula como suma de la amortización y la retribución del valor de la inversión. Para determinar el valor de la inversión de líneas, subestaciones y máquinas de potencia se utilizan valores unitarios de referencia y sus correspondientes actualizaciones establecidos en anexo del Real Decreto. El costo anual de explotación CET (n) se calcula como suma de: a) Costos de operación y mantenimiento de las instalaciones. b) Costos de estructura y circulante c) Otros costos necesarios para desarrollar la actividad de transporte.

Para calcular los costos de operación y mantenimiento, y los de estructura y circulante se utilizan fórmulas y valores unitarios establecidos en anexo del Real Decreto.

A partir del año siguiente al posterior a su entrada en explotación, a la remuneración reconocida inicialmente se le aplica actualización por indice de precios al consumo menos un índice de eficiencia Y.

Real Decreto 325/2008

Como fue señalado antes, la Ley 17/2007 atribuyó a Red Eléctrica la función de transportista único, en régimen de exclusividad, a raíz de lo cual esta empresa adquirió las instalaciones de transporte que eran propiedad de otras empresas.

El régimen retributivo de la actividad de transporte fue revisado a la luz del nuevo escenario regulatorio. El nuevo sistema de retribución del transporte eléctrico aprobado por Real Decreto 325/2008 afecta a las inversiones puestas en marcha a partir del 1 de enero de 2008 y especifica que la retribución se calculará mediante una fórmula similar a la existente para el transporte de gas natural.

Los elementos básicos de la adaptación del marco retributivo, son:

a) tasas de retribución que tienden a homogenizarse entre actividades y que resultan coherentes con los objetivos de rentabilidad y riesgo de las mismas

b) bases de activos valoradas, en cada retribución anual, por sus valores netos actualizados

c) incentivos a la eficiencia, como principio de buena regulación.

Retribución de la actividad de transporte para instalaciones con puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008

El régimen retributivo se aplica a las siguientes instalaciones planificadas y autorizadas:

a) La red de transporte primario, constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV y aquellas otras


instalaciones de interconexión internacional y, en su caso, las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares, cualquiera que sea su tensión.

b) La red de transporte secundario que cuente con el informe favorable a que se refiere el artículo 36.3 de la Ley 54/1997 y constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 220 kV no incluidas en el párrafo anterior y por aquellas otras instalaciones de tensiones nominales inferiores a 220 kV, que cumplan funciones de transporte.

c) Aquellas otras instalaciones necesarias para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida. Asimismo, se incluyen los despachos de maniobra y telecontrol en todas las partes y elementos que afecten a instalaciones de transporte.

Asimismo, están incluidos en el régimen retributivo todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida.

No están incluidos en el régimen retributivo los transformadores de los grupos de generación, las instalaciones de conexión de dichos grupos a la red de transporte formadas por las posiciones de grupo y elementos asociados, las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo, ni las líneas directas.

La retribución anual de la actividad de transporte (Rin), reconocida de cada elemento de inmovilizado «i» en el año «n» es:

Rin= CIin + COMin

Donde:

CIin: Costos de inversión del elemento de inmovilizado ≪i≫ en el año ≪n≫.

COMin: Costos de operación y mantenimiento de la instalación ≪i≫ en el año ≪n≫.

La retribución por costos de inversión será fijada con efectos desde el 1 de enero del año posterior al de la puesta en servicio de la instalación.

La retribución por costos de operación y mantenimiento será fijada con efectos desde el primer día del mes posterior a la puesta en servicio de la instalación. Para el año de puesta en servicio, estos costos se calcularán prorrateando el número de meses completos durante los cuales el elemento de inmovilizado «i» haya estado en servicio.

Las instalaciones cedidas y financiadas por terceros solo perciben retribución por costos de operación y mantenimiento.


De acuerdo con el Real Decreto 325/2008, válido para instalaciones que entraron en operación a partir del 1 de enero de 2008, los costos de inversión reconocidos de cada elemento de inmovilizado se calculan como suma de la retribución por amortización y la retribución financiera:

CIin= Ain + RFin

Ain: Retribución por amortización de la inversión del elemento de inmovilizado «i» en el año «n».

RFin: Retribución financiera de la inversión del elemento de inmovilizado ≪i≫ en el año ≪n≫.

La retribución por amortización de la inversión del elemento de inmovilizado ≪i≫, se obtiene a partir de los valores de inversión, de acuerdo con la siguiente fórmula:


Dónde:

VIi: Valor reconocido de la inversión del elemento de inmovilizado ≪i≫ en la correspondiente resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

VUi: Vida útil regulatoria del elemento de inmovilizado ≪i≫ expresada en años. Los valores de referencia se establecen en el anexo del Decreto 325/2008.

TA: Tasa de actualización con valor constante de 2,5 por ciento durante todos los años.

m: Número de años transcurridos a partir del año de puesta en servicio, mayor o igual a1.

La retribución financiera de la inversión del elemento de inmovilizado ≪i≫ se calcula, en

cada año ≪n≫ posterior a la entrada en servicio, aplicando la tasa de retribución (TRi) al valor neto actualizado de la inversión (VNIin):

RFin = VNIin*TRi

Dónde:

TRi: Tasa financiera de retribución a aplicar al elemento de inmovilizado «i». Se corresponderá con el rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años incrementado en 375 puntos básicos en el momento del reconocimiento de la inversión y se mantendrá durante toda la vida útil de la instalación. Se tomará como rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años la media de los últimos doce meses anteriores al 1 de noviembre del año de obtención del acta de puesta en servicio. Esta tasa será de aplicación a todas las instalaciones que reciban el acta de puesta en servicio en ese año.

VNIin: Valor neto actualizado de la inversión del elemento de inmovilizado «i» a principio del año «n», que se calcula conforme a la siguiente fórmula:

Reconocimiento del valor de la inversión en un elemento de inmovilizado (VI)

El valor reconocido definitivo de la inversión del elemento de inmovilizado (VIi) de cada instalación autorizada, cuando éste resulte de aplicar los valores unitarios de referencia que el Gobierno determine reglamentariamente, se fijará por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

Dicho valor se calcula como la suma del valor real de la inversión realizada, debidamente auditada, más el 50 por ciento de la diferencia entre el resultante de la aplicación de los valores unitarios que se determinen y dicho valor real. Este cálculo se realiza tanto si la diferencia es positiva como negativa. En caso de resultar una diferencia negativa se deberá aportar una auditoria técnica que justifique que los costos incurridos son superiores a los valores unitarios por sus especiales características y/o problemáticas.

Los valores unitarios de referencia se determinan de acuerdo con los valores medios representativos del costo de las infraestructuras cuyo diseño técnico y condiciones operativas se adapten a los estándares utilizados en el sistema eléctrico nacional. Dichos valores son únicos para todo el territorio nacional.

Para el cálculo de los valores de inversión reales, se descuentan aquellos impuestos indirectos para los que la normativa fiscal vigente prevea su exención o devolución.


Asimismo, se descuentan las subvenciones percibidas de las Administraciones Públicas, y en su caso las instalaciones financiadas y cedidas por terceros. En el caso de las subvenciones provenientes de organismos de la Unión Europea, se descuenta el 90 por ciento del importe percibido.

En la aprobación del proyecto de ejecución se especificarán los parámetros necesarios para el cálculo de los valores unitarios de referencia de los costos de inversión y de los costos de operación y mantenimiento.

Los valores unitarios anuales de referencia de los costos de inversión serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía. Dichos valores unitarios se actualizarán cada año según el siguiente índice de actualización:

IA = 0,4 (IPRI – x) + 0,6 (IPC – y)

Dónde,

IPRI: variación anual del índice de precios industriales de bienes de equipo.

IPC: variación anual del índice de precios de consumo.

x: 50 puntos básicos.

y: 100 puntos básicos

Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año «n», se tomará como valor la variación interanual de octubre de dicho año.

La revisión de los valores unitarios se efectuará cada cuatro años. Dicha revisión se realizará de acuerdo con los valores medios representativos del costo de las infraestructuras cuyo diseño técnico y condiciones operativas se adapten a los estándares utilizados en el sistema eléctrico nacional. Dichos valores serán únicos para todo el territorio nacional.

Con carácter excepcional, se podrá solicitar la inclusión en el régimen retributivo de inversiones singulares con características técnicas especiales. En este caso, a efectos de calcular el valor reconocido de la inversión, no se tendrán en cuenta los valores unitarios de referencia sino el valor auditado. Se entenderá por inversiones singulares aquellas cuyas características o técnicas constructivas difieran y superen los estándares habituales empleados en el sistema eléctrico nacional, como es el caso de los tendidos submarinos y sus estaciones terminales asociadas, así como las compactaciones, desmantelamientos y aprovechamiento de pasillos de líneas ya existentes.

El carácter singular de la inversión debe ser aprobado antes de que se realice la adjudicación directa por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.


Los valores unitarios anuales a aplicar en concepto de costos de operación y mantenimiento

de cada elemento de inmovilizado ≪i≫, COMin, son aprobados por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio a propuesta de la Comisión Nacional de Energía. Dichos valores unitarios se actualizan cada año según el índice de actualización (IA).

La revisión de los valores unitarios se debe efectuar cada cuatro años:

IA = 0,15 (IPRI – x) + 0,85 (IPC – y)

Donde,

IPRI: variación anual del índice de precios industriales de bienes de equipo.

IPC: variación anual del índice de precios de consumo.


x: 50 puntos básicos.

y: 100 puntos básicos

Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año ≪n≫, se tomara como valor la variación interanual de octubre de dicho año.

Cuando finaliza la vida útil regulatoria de una instalación y ésta continúa en operación, se eliminan las retribuciones en concepto de amortización y retribución financiera y se adiciona, en concepto de Costo de Extensión de la Vida Útil (COEVin), el 50 por ciento de la suma de la amortización (Ain) y la retribución financiera (RFin) del último ejercicio, actualizada anualmente con la tasa de actualización del 2.5% anual.

4.7.3.4 Tratamiento regulatorio de pérdidas

Las pérdidas son asumidas por todos los usuarios del sistema de transporte.

En cada hora, el operador del sistema determina las pérdidas en la red de transporte por diferencia entre la energía entregada a la red y la energía recibida de la misma para su consumo en los nudos frontera con las redes de distribución, los generadores, los consumidores cualificados y las conexiones internacionales.

Los datos horarios de pérdidas son comunicados diariamente por el operador del sistema a los agentes y al operador del mercado.

El operador del sistema determina los coeficientes horarios de reparto de pérdidas por nudo mediante el cálculo del incremento de las pérdidas producidas en la red de transporte provocado por una variación de producción o consumo en el nudo. Los coeficientes se determinan con un modelo matemático a partir de casos validados del estimador de estado en tiempo real del sistema de control del operador del sistema, quien los publica diariamente para conocimiento de los agentes.

4.7.3.5 Tratamiento regulatorio de la calidad de servicio

Conforme el Real Decreto 1955/2000, la calidad de servicio de la red de transporte viene configurada, a los efectos de la elaboración de las Instrucciones Técnicas Complementarias, por los siguientes aspectos:

La continuidad del suministro. Relativa al número y duración de las interrupciones del suministro a la distribución y a los consumidores directamente conectados a la red de transporte.

Calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión.

Indisponibilidad de las instalaciones de la red de transporte.

Niveles de tensión y frecuencia en los puntos frontera del transporte.

Los indicadores de medida de la calidad global de la red de transporte son la energía no suministrada (ENS), el tiempo de interrupción medio TIM y el índice de disponibilidad ID definidos de la siguiente forma:

Energía no suministrada, ENS, que mide la energía cortada al sistema (MWh) a lo

largo del año por interrupciones del servicio acaecidas en la red. A estos efectos se contabilizarán sólo las interrupciones ocasionadas por ceros de tensión de duración superior al minuto.

Tiempo de interrupción medio TIM, definido como la relación entre la energía no

suministrada y la potencia media del sistema, expresado en minutos:

TIM = HA⋅60⋅ ENS / DA


Donde:

HA = horas anuales.

DA = demanda anual del sistema en MWh.

La disponibilidad de una red se expresa por el porcentaje del tiempo total que sus

líneas, transformadores y elementos de control de potencia activa y reactiva han estado disponibles para el servicio a lo largo del año. Su cálculo se efectúa a través del índice de indisponibilidad (II) definido por la siguiente expresión:

donde:

ti = tiempo de indisponibilidad de cada circuito, transformador y elemento de control de potencia activa o reactiva (horas).

n = número total de circuitos, transformadores y elementos de control de potencia activa o reactiva de la red de transporte.

T = duración del periodo en estudio (horas).

PNi = potencia nominal de los circuitos, transformadores y elementos de control de potencia activa o reactiva.

El índice de disponibilidad total de la red de transporte ID se obtiene como:

ID = 100 − II La calidad de servicio en transporte es exigible con carácter general, por punto frontera y por instalación.

Los valores de ENS, TIM, ID de referencia son los siguientes:

ENS: 1,2 x 10-5 de la demanda de energía eléctrica en barras de central.

TIM: 15 minutos/año.

ID: 97 %

4.7.4 Distribución


Los distribuidores son los gestores de las redes de distribución que operan. Como gestores de las redes son responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, y de garantizar que su red tenga capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad.

El Real Decreto 1955/2000 regula la actividad de distribución, estableciendo las siguientes obligaciones y derechos:

Obligaciones:

Mantener el cumplimiento de los requisitos para el ejercicio de la actividad

Suministrar la energía eléctrica


Mantener y maniobrar las redes de acuerdo a los procedimientos de operación

Proceder a la lectura de la energía recibida y entregada por sus redes

Comunicar al MITyC, a la Administración Competente y a la CNE la información sobre precios, consumos, facturaciones y condiciones de venta

Comunicar al MITyC y a las Administraciones correspondientes la información sobre Calidad de Servicio

Atender en condiciones de igual las demandas de nuevos suministros eléctricos y la ampliación de los existentes

Informar y asesorar a los consumidores

Derechos:

Reconocimiento de una retribución

Adquirir la energía eléctrica necesaria para atender el suministro de sus clientes a tarifa

Percibir la retribución que corresponda por el ejercicio de su actividad

La Ley del Sector Eléctrico establece que la retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente atendiendo a los siguientes criterios:

costos de inversión,

costos de operación y mantenimiento de las instalaciones,

energía circulada, y

modelo que caracterice las zonas de distribución.

La primera norma que rigió la retribución de la actividad de distribución fue el Real Decreto 2819/1998; la norma que actualmente regula la retribución de esta actividad es el Real Decreto 222/2008. Los objetivos que persigue este Real Decreto son incentivar la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica y técnica y la calidad del suministro eléctrico. Entre las principales novedades del mismo se encuentran la de introducción de incentivos para las empresas en función de la calidad del suministro y de la reducción de pérdidas así como el cambio del modelo retributivo para los distribuidores de menos de 100.000 clientes.

El Real Decreto 2819/1998 aplicado hasta 2008 estableció el régimen económico general de la actividad de distribución, optando por una fórmula de limitación de ingresos (Revenue cap). La retribución de las empresas distribuidoras estaba fijada utilizando un esquema de limitación de ingresos (revenue cap), en el que la remuneración R que recibía una empresa i en un año n se calculaba a partir de la recibida en el año anterior según la siguiente fórmula:

Siendo IPC el índice de precios al consumo para el año en cuestión en tanto por ciento, ΔD la variación de la demanda entre los dos años y Fe un factor de economías de escala (cuyo

valor máximo se fijaba en 0.4).

De este modo, la remuneración para un año se actualizaba de acuerdo a dos factores. El primero tenía en cuenta el índice de precios, incluyendo un factor de eficiencia (fijado al 1%) del tipo RPI-X en tanto que el segundo consideraba el crecimiento de la demanda a lo largo

del año, matizado por un factor de economía de escala.


El marco actual definido por el Real Decreto 222/2008 sigue estando basado en una regulación por incentivos con limitación de ingresos, pero se intentó subsanar deficiencias de la regulación anterior con un nuevo esquema retributivo. Una primera deficiencia importante es que no se establecían períodos regulatorios, al final de los cuales el regulador analizase la situación real de las empresas, valorase la eficiencia de sus decisiones y estableciese un nuevo punto de partida para la remuneración del siguiente período regulatorio. Este aspecto se introdujo en el nuevo marco, estableciendo períodos regulatorios de cuatro años.

Otro aspecto es que el anterior marco retributivo no particularizaba el factor de crecimiento de la demanda para cada empresa, por lo que la remuneración de todas las empresas evolucionaba de igual forma. En realidad unas empresas tenían un incremento de mercado mayor que otras, lo que, a juicio de las autoridades, no era correcto ignorar. Este aspecto también ha sido solucionado con el Real Decreto 222/2008, ya que se determina la retribución utilizando una fórmula de limitación de ingresos individualizada por empresa.

Finalmente, otro aspecto abordado en la nueva regulación ha sido la inclusión de dos incentivos (o penalizaciones): uno ligado a la mejora en la calidad de servicio y otro a la reducción de pérdidas.

Para cada periodo tarifario, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) propone el nivel de retribución de referencia Ri

base, que tendrá en cuenta la retribución de la inversión (costos de capital), los costos de operación y mantenimiento, y otros costos necesarios para desarrollar la actividad de distribución (gestión comercial de solicitudes de acceso y conexión, lectura de equipos de medida, planificación de redes, costos de ocupación de la vía pública, etc.). Así pues:

i i i i

base base base baseR CI COM OCD

Donde:

i

baseR: Nivel de retribución de referencia para la empresa distribuidora i.

i

baseCI: Retribución anual de la inversión para la empresa distribuidora i.

i

baseCOM: Costos de operación y mantenimiento anuales para la empresa distribuidora i.

i

baseOCD: Retribución anual por otros costos para la empresa distribuidora i.

A partir de esta retribución de referencia, la retribución anual de la actividad de distribución se calcula para los cuatro años del periodo regulatorio utilizando las siguientes fórmulas:

0 01i i

baseR R IA

1 0 1 0 0 01i i i i iR R IA Y Q P

1 2 2 1 1 11 2,3,4i i i i i i i

k k k k k k k kR R Q P IA Y Q P k

Donde:

0

iR: Nivel de retribución de referencia para la empresa distribuidora i actualizado al año en el

que se realizan los cálculos.


i

kR: Nivel de retribución reconocido a la empresa distribuidora i en el año k del periodo

regulatorio.

1

i

kY : Variación de la retribución reconocida a la empresa distribuidora i asociada al aumento de la demanda durante el año k-1.

1

i

kQ : Variación de la retribución reconocida a la empresa distribuidora i asociada al cumplimiento de los índices de calidad de servicio durante el año k-1.

1

i

kP : Variación de la retribución reconocida a la empresa distribuidora i asociada al cumplimiento de los objetivos de reducción de pérdidas durante el año k-1.

kIA: Índice de actualización del año k, que se calcula a partir de la variación de precios al

consumo del año k-1 (IPCk-1) y la variación del índice de precios industriales del año k-1 (IPRIk-1):

1 10.2 0.8k k kIPC IPC x IPRI y

Los factores de eficiencia x e y tomaron, para el periodo 2009-2012 los valores de 80 y 40 puntos básicos, respectivamente.


Los costos de capital o retribución de la inversión CIbase se utilizan para calcular el nivel de retribución de referencia de las empresas distribuidoras al inicio del periodo regulatorio. El cálculo del nivel de referencia corresponde a la CNE, y en dicho cálculo se incluye un término lineal de amortización del inmovilizado, así como un término de retribución del activo neto de las instalaciones de distribución.

La metodología para determinar el costo de capital está basada en la utilización de un Modelo de Red de Referencia, calculando el valor de los activos a partir de dicho modelo y comparándolo con el valor obtenido a partir del inventario de las instalaciones. Los activos que se retribuyen están entre ambos valores y también dependen de cómo de eficiente resulte la empresa respecto al sector en su conjunto. Dado que no existe inventario de las instalaciones de baja tensión, para ellas los activos que se van a retribuir se calculan directamente utilizando el Modelo de Red de Referencia.

Además de la retribución de los activos, se incluye un término correspondiente a la amortización de dichos activos, suponiendo una vida útil de 40 años para las instalaciones.

La tasa de interés utilizada en la retribución de los activos es calculada utilizando el costo de capital medio ponderado representativo de la actividad de distribución, utilizando la metodología WACC.


Los costos de operación y mantenimiento COMbase de las instalaciones gestionadas por las empresas distribuidoras se calculan conforme el tipo de instalaciones e igualmente estos cálculos son realizados por la CNE. Para las instalaciones de distribución inventariadas, se utilizan los costos unitarios medios de operación y mantenimiento. En cambio, para las instalaciones que no están individualizadas se utilizará el Modelo de Red de Referencia, tomando como punto de partida las instalaciones inventariadas.

Además de los costos de capital y de operación y mantenimiento, se consideran otros costos necesarios para desarrollar la actividad de distribución. Dentro de estos costos están los de gestión comercial, que incluyen los derivados del acceso y conexión de los


consumidores a las redes (contratación, atención al cliente) y los derivados de la lectura de los equipos de medida. Además, también se incluyen los costos relativos a la planificación de las redes y la gestión de la energía, así como los derivados de la tasa de ocupación de la vía pública.

El importe de estos costos también los determina la CNE, utilizando los importes auditados declarados por las empresas afectados por un factor que incluye competencia referencial en los mismos.


El marco regulatorio actual, considera, en el cálculo de la retribución para un año k de las empresa distribuidora i, un término que tiene en cuenta el cumplimento de los objetivos de reducción de pérdidas de la empresa en el año anterior. Este incentivo Pik-1, asume valores dentro del intervalo +/-1% respecto de la retribución de la empresa en el año anterior Rik-1.

El cálculo del valor del incentivo se realizará utilizando la siguiente fórmula:

1 , 1 10.8i i i i i

k Eperd obj k k pf gP Pr Eperd Eperd E E

Dónde:

• EperdPr : Precios de la energía de pérdidas, en euros por MWh. Este precio considera el

ahorro que supone la reducción de las pérdidas.

•i

pfE : Energía inyectada en el año k-1 a la red de distribución de la empresa i medida en los

puntos frontera de dicha red.

•i

gE : Energía generada en el año k-1 por las instalaciones de generación conectadas a la

red de distribución de la empresa i.

• , 1

i

obj kEperd : Pérdidas objetivo de la empresa distribuidora i en el año k-1. Estas perdidas

objetivo se expresan en tanto por uno de la energía total que se inyecta de en la red de distribución.

• 1

i

kEperd : Pérdidas reales de la empresa distribuidora i en el año k-1. Estas pérdidas

objetivo se expresan en tanto por uno y se calculan a partir de la siguiente expresión:

1

i i i

pf g fi

k i i

pf g

E E EEperd

E E

Siendo i

fE la energía facturada por la empresa distribuidora i en el año k-1.

4.7.4.5 Tratamiento regulatorio de la Calidad de servicio y Potencia

La calidad de servicio es el conjunto de características, técnicas y comerciales, inherentes al suministro eléctrico.

La calidad de servicio viene configurada por el siguiente contenido:

Continuidad del suministro, relativa al número y duración de las interrupciones del suministro.

Calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión.

Calidad en la atención y relación con el cliente, relativa al conjunto de actuaciones de información asesoramiento, contratación, comunicación y reclamación.


Medida de calidad

Continuidad del suministro

Se definen los tres índices básicos en la medida de la calidad de servicio: el TIEPI, el percentil 80 del TIEPI y el NIEPI.

El TIEPI se define como el Tiempo anual de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada en media tensión (potencia contratada en media tensión más potencia de centros de transformación MT/BT). Las interrupciones que se consideran para medir el TIEPI son las superiores a 3 minutos de duración.

El percentil 80 del TIEPI es el valor del TIEPI que no es superado por el 80% de los municipios dentro de la zona de distribución.

Finalmente, el NIEPI se define como el Número de Interrupciones Equivalentes de la Potencia Instalada en media tensión. De nuevo, las interrupciones que se contabilizan son las superiores a tres minutos.

Calidad del producto

En lo que se refiere a la calidad del producto, la norma UNE 50160 establece las características que debe tener la onda de tensión proporcionada a los clientes, en lo que se refiere a fluctuaciones, huecos y desequilibrios de tensión, interrupciones, sobretensiones, variaciones de tensión, armónicos y variaciones de frecuencia.

Calidad de la atención al consumidor

La calidad de la atención y relación con el consumidor se determina atendiendo a las características del servicio, entre las que se encuentran el conjunto de aspectos referidos al asesoramiento del consumidor en materia de contratación, facturación, cobro, medida de consumos y demás aspectos derivados del contrato suscrito.

A efectos de definir los estándares de calidad objetivo de las empresas distribuidoras, se clasifican las zonas de distribución en cuatro tipos: zonas urbanas (ciudades con más de 20.000 habitantes o capitales de provincia), zonas semiurbanas (municipios con entre 2.000 y 20.000 habitantes), rural concentrada (municipios con entre 200 y 2.000 habitantes), y rural dispersa (municipios con menos de 200 habitantes y situados fuera de núcleos de población).

Al igual que en el caso de las pérdidas, el actual marco regulatorio considera, en el cálculo de la retribución para un año k de la empresa distribuidora i, un término que tiene en cuenta el cumplimento o incumplimiento de los objetivos de calidad del servicio (continuidad) de la empresa durante el año anterior. Este incentivo Qi

k-1, asume valores en el intervalo de +/-3% de la retribución de la empresa en el año anterior Ri

k-1.

El cálculo del valor del incentivo o penalización se realizará utilizando la siguiente fórmula:

1 1 , 1 , 1 , 1 , 10.03i i i i i i i i i i

k k U U k SU SU k RC RC k RD RD kQ R X X X X

• i

U : Factor de ponderación de la zona urbana a efectos del incentivo de calidad para la

empresa distribuidora i.

• i

SU : Factor de ponderación de la zona semiurbana a efectos del incentivo de calidad

para la empresa distribuidora i.

• i

RC : Factor de ponderación de la zona rural concentrada a efectos del incentivo de

calidad para la empresa distribuidora i.


• i

RD : Factor de ponderación de la zona rural dispersa a efectos del incentivo de calidad

para la empresa distribuidora i.

• , 1

i

U kX : Indicador del cumplimiento de la calidad en las zonas urbanas que distribuye la

empresa i, durante el año k-1. Se calcula a partir de la siguiente expresión:

, 1 , 1

, 1

, 1 , 1

1 1

i i

U REAL k U REAL ki

U k

U OBJETIVO k U OBJETIVO k

TIEPI NIEPIX

TIEPI NIEPI

La fórmula anterior utiliza los valores de TIEPI y NIEPI objetivos, así como los medidos a la empresa i en el año k-1.

• , 1

i

SU kX : Indicador del cumplimiento de la calidad en las zonas semiurbanas que

distribuye la empresa i, durante el año k-1.

, 1 , 1

, 1

, 1 , 1

1 1

i i

SU REAL k SU REAL ki

SU k

SU OBJETIVO k SU OBJETIVO k

TIEPI NIEPIX

TIEPI NIEPI

• , 1

i

RC kX : Indicador del cumplimiento de la calidad en las zonas semiurbanas que


, 1 , 1

, 1

, 1 , 1

1 1

i i

RC REAL k RC REAL ki

RC k

RC OBJETIVO k RC OBJETIVO k

TIEPI NIEPIX

TIEPI NIEPI

• , 1

i

RD kX : Indicador del cumplimiento de la calidad en las zonas semiurbanas que


, 1 , 1

, 1

, 1 , 1

1 1

i i

RD REAL k RD REAL ki

RD k

RD OBJETIVO k RD OBJETIVO k

TIEPI NIEPIX

TIEPI NIEPI

El valor del indicador del cumplimiento de calidad en una zona no podrá ser positivo si alguno de los valores de TIEPI o NIEPI supera al objetivo en dicha zona. Además, tienen que estar en el rango entre -1 y 1. Por último, si una empresa superase algún valor objetivo de TIEPI o NIEPI en más de un 30%, no podrá cobrar ningún incentivo de calidad durante el correspondiente año.


Los peajes de acceso asociados a las redes de transmisión y distribución incluyen también montos asociados a la recaudación de las primas necesarias para remunerar los generadores del régimen especial.

El sistema eléctrico español registra un déficit estructural de ingresos de actividades reguladas (déficit tarifario) desde hace una década, debido a que los costos que se han reconocido a las distintas actividades y costos regulados han sido superiores a los ingresos obtenidos por los precios regulados que pagan los consumidores.

De acuerdo con información de la CNE, la senda de los costos de las actividades reguladas ha sido fuertemente expansiva desde 2006, último año en que los peajes de acceso fueron suficientes. Los ingresos medios por peajes de acceso han aumentado un 70% en términos acumulados hasta 2010, mientras que el aumento de los costos de acceso fue un 140%. Las tres partidas de costos de acceso más significativas fueron las primas de régimen especial


(representaron el 40,3% de los costos totales en 2010), los costos de redes (39,8%) y las anualidades para la financiación del déficit de las actividades reguladas (10,5%). Las partidas con una mayor contribución al crecimiento de los costos de acceso han sido las primas del régimen especial y las propias anualidades del déficit de ingresos, partidas que se multiplicaron por 5 desde 2006 a 2010.

Medidas de protección a los consumidores

La normativa europea (Directiva 2003/54/CE y modificación posterior por Directiva 2009/72/CE) contemplaba la liberalización total del mercado en julio 2007. Sin embargo, en España las tarifas integrales permanecían y actuaban como barrera a la efectiva competencia en la comercialización a los clientes finales, ya que no recogían el precio real de la energía, convirtiéndose en una alternativa más atractiva que el mercado liberalizado. Desde el año 2007, se inició un proceso de eliminación de las tarifas integrales que culminó con la implantación del Suministro de Último Recurso en julio de 2009.

Con la intención de proteger a grupos específicos de consumidores, ya sea por ser considerados como poco sofisticados o vulnerables, o con otros criterios como la cohesión territorial, la legislación española mantiene mecanismos de protección en las tarifas, entre los que se encuentran:

Un precio nacional uniforme

La obligación de ofrecer suministro a la Tarifa de Último Recurso (TUR)

El bono social para ciertos consumidores de electricidad

Limitaciones a la desconexión en caso de impago

La primera de las medidas enumeradas, el precio nacional uniforme a nivel mayorista y la existencia de tarifas de acceso uniformes a nivel nacional, protege a los consumidores ubicados en zonas en las que el costo de suministro es elevado (p.ej. zonas con restricciones, rurales, extrapeninsulares).

Los Comercializadores de Último Recurso tienen la obligación de ofrecer un suministro de último recurso a un precio igual a la Tarifa de Último Recurso (TUR) a los consumidores de menor tamaño (consumidores de electricidad en baja tensión con potencia contratada menor o igual a 10 kW).

Adicionalmente, estos comercializadores también tienen la obligación de asumir el suministro de aquellos consumidores cuya comercializadora se encuentre incursa en un procedimiento de impago o no cuente con las garantías necesarias para el desarrollo de su actividad. Los comercializadores de último recurso no pueden rechazar suministrar a consumidores con derecho al suministro de último recurso, de modo que dichos consumidores pueden siempre optar por ser suministrados a un precio fijado por la Administración.

El bono social protege a ciertos grupos de consumidores de electricidad considerados especialmente vulnerables. En el caso de estos consumidores, los comercializadores de último recurso tienen la obligación de ofrecerles una compensación en su factura definida como la diferencia entre la tarifa en vigor correspondiente (la Tarifa de Último Recurso) y una Tarifa Reducida. Pueden acogerse a la tarifa reducida aquellos consumidores que, siendo personas físicas y tratándose de su residencia habitual, a) tengan una potencia contratada inferior a 3 kW, b) sean mayores de 60 años y estén recibiendo pensiones mínimas o no contributivas, c) sean familias numerosas, o d) sean familias cuyos miembros se encuentren todos en situación de desempleo.

En caso de impago, las empresas comercializadoras tienen marcado asimismo un protocolo que les impone periodos mínimos de notificación a los consumidores de electricidad antes de poder desconectar su suministro eléctrico.


Tarifas de Último Recurso

Las Tarifas de Último Recurso, a diferencia de las antiguas tarifas integrales, se calculan de una forma aditiva y transparente.

Desde el punto de vista del Comercializador, el cálculo se realiza de forma aditiva recogiendo los mismos costos que tendría cualquier comercializador en el mercado libre. Así, se incluyen los costos de adquisición de energía, el costo de acceso y un costo de gestión comercial.

Sin embargo, desde el punto de vista del sistema eléctrico, el cálculo continúa sin ser suficiente para recuperar todos los costos, ya que las tarifas de acceso no cubren la suma de los costos regulados incluidos en su cálculo. De cualquier forma, el déficit de las tarifas de acceso no tiene impacto económico en el CUR, al igual que tampoco lo tiene para cualquier comercializador en mercado libre.

La metodología de cálculo está publicada en la Orden ITC/1659/2009 por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al Suministrador de Último Recurso y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso.

Los costos considerados en el cálculo de las tarifas de último recurso son:

o Costo de adquisición de energía: Refleja el costo de adquisición de energía para los clientes con derecho a TUR. Se calcula en base a un procedimiento competitivo, las subastas para el aprovisionamiento del SUR: subastas CESUR y subastas OMIP. Al resultado de las subastas se incorporan otros costos como los resultantes de la participación en los mercados spot (diario o de ajustes) y los pagos regulados de capacidad y las pérdidas.

o Tarifa de acceso: Incorpora el precio vigente de las tarifas de acceso que correspondan según el tipo de consumidor.

o Gestión comercial: Se trata de un valor que trata de reflejar el costo de los procesos de gestión de los clientes en tarifa de último recurso.

4.7.4.7 Evolución de las metodologías utilizadas

Las metodologías utilizadas han evolucionado hacia la fijación tarifaria con períodos regulatorios de varios años, y a la inclusión de incentivos tarifarios a la eficiencia en pérdidas y mejoras de calidad de servicio.


4.8 Finlandia

4.8.1 Caracterización del sistema eléctrico

Finlandia cuenta con una población cercana a los 5.5 millones de habitantes en unos 300.000 km ² de territorio. El mercado eléctrico supera los tres millones de usuarios que se abastecen principalmente desde fuentes térmicas, nucleares e hidráulicas, y de una importante cuota de importación, dado que la red de transmisión se encuentra conectada con el mercado nórdico y con Rusia.

La abundancia de hidroelectricidad en la región nórdica se traduce en la conveniencia de mantener altos niveles de importación de energía eléctrica.

Finlandia cuenta con 400 plantas de generación gestionadas por 120 productores, con dos empresas que lideran el sector: Fortum y PVO-Group. En lo que se refiere a la transmisión, la empresa Fingrid plc es la única operadora de la red. La actividad de distribución es desarrollada por más de 80 operadores, principalmente empresas municipales y privadas.

4.8.1.1 Mercado Mayorista

El Mercado eléctrico finlandés forma parte del mercado de intercambio de energía nórdico, integrado por Dinamarca, Noruega, Suecia.

Una descripción más detallada del funcionamiento de este mercado se presenta en la descripción del mercado mayorista de Noruega.

De manera general, el mercado de energía nórdico reúne las demandas y ofertas energéticas del conjunto de la región y define los flujos necesarios para alcanzar los balances energéticos más convenientes en cada área de despacho.

Cabe mencionar que a los efectos del balance energético, Finlandia representa una sola región de precio (Price Area), a diferencia de Noruega, en donde aparecen cinco áreas.

Finlandia posee redes de interconexión con Suecia, Noruega y Rusia.

4.8.1.2 Demanda

Los usuarios del servicio eléctrico pueden optar entre comprar energía directamente a la empresa distribuidora o a una de las compañías comercializadoras. En caso de optar por el servicio de comercialización, el usuario escoge libremente entre aquellas empresas que se encuentran operando en su región. El distribuidor es único en cada región.

De acuerdo con la opción elegida, el contrato es de tipo contrato de conexión o de compra de energía.

La demanda de energía eléctrica para el año 2012 alcanzó 85.2 TWh. De este total, el 20.5% fue energía importada. El sector industrial representó en 2012 un 46% del consumo eléctrico total, con una participación preponderante de la industria forestal (24% del consumo nacional).

Un rasgo particular de la demanda de Finlandia es su gran variabilidad interanual, explicada por variaciones climáticas.

La siguiente figura ilustra esta característica:


Figura 49 – Finlandia Variaciones interanuales de demanda

Fuente: Finnish Energy Industries

4.8.1.3 Generación

La capacidad total instalada en Finlandia es de 17.260 MW, del cual 60% corresponde a centrales térmicas, 16% a centrales nucleares, 20% a hidráulicas y el resto a fuentes renovables no convencionales, principalmente eólica.

Hay cerca de 120 empresas generadoras y cerca de 400 plantas de generación, más de la mitad de las cuales son hidráulicas. La generación está distribuida geográficamente en forma bastante uniforme, lo que aumenta la seguridad de suministro. La generación hidro representó el 19.5% del total de la demanda en el año 2012.

Casi un tercio de la electricidad demandada es producida con generación combinada de electricidad y calor (CHP40), lo que hace que la energía almacenada en el combustible sea plenamente utilizada (hasta 90% se convierte en electricidad más calor).

Además, Finlandia tiene centrales nucleares, que proveen un cuarto de la demanda. Finalmente, Finlandia cubre una parte importante de sus necesidades de energía eléctrica con importaciones.

40 CHP = combined heat and power generation


Figura 50 – Finlandia Cobertura de la demanda año 2012



El sistema de transmisión está integrado por líneas en tensiones de 110kV, 220kV y 400kV. La longitud total de la red de transmisión es superior a los 14.000 km. La empresa Fingrid (Finnisg Power Grid Plc) es la responsable de la operación de las redes de alta tensión. Adicionalmente a la gestión las redes de 400 kV y 220 kV, Fingrid está a cargo de las redes fronterizas de interconexión con Suecia, Noruega y Rusia.

Fingrid es propiedad del Estado (participación mayoritaria) junto con las compañías Fortum Plc y Pohjolan Voima Oy e instituciones de inversión.

Dado que Fingrid participa en actividades de generación, se le han impuesto estrictas normas de control a los fines de asegurar el cumplimiento de prácticas de mercado competitivas.

El sistema de distribución está integrado por líneas de tensión de 110 kV (mayormente operadas por empresas regionales), 1-70 kV y 0,4 kV. El mercado se compone de 91 empresas, mayoritariamente de propiedad municipal, de las cuales 34 operan a nivel nacional. Además se tiene 12 empresas que operan las redes regionales de distribución.

Tabla 60 – Finlandia Redes de transmisión y distribución


La mayor parte de las empresas distribuidoras desarrollan otras actividades dentro del mercado energético. Durante el último año, se registraron 52 compañías de distribución que han cumplido con las exigencias de segregar sus actividades (unbundling).

En el mercado de distribución hay cuatro empresas que tienen una participación mayor al 5% del mercado.

Nuclear 25,9 %

CHP calentamiento distrito

15,8 %

CHP, Industria 11,0 %

Condensado etc 6,7 %

Importaciones

20,5 %

Hidro 19,5 %

Eólica 0,6 %


La participación del mercado de las tres empresas más grandes representa entre el 35% al 40% del mercado.

En promedio, cada empresa provee servicio eléctrico a 38.000 usuarios. El valor medio de longitud de red es de 4370 km. En cuanto a la densidad de cada operador, se registra un promedio de 169 metros por usuario.



El órgano superior en materia energética es el Ministerio de Empleo y Economía. La necesidad de regular y promover el buen funcionamiento del mercado eléctrico y de gas natural en Finlandia determinó, en 1995, la creación de la Autoridad del Mercado Energético (EMV), organismo regulador del sector. La normativa que habilita el accionar de la EMV es la Ley de Electricidad de Finlandia.

La siguiente figura ilustra el funcionamiento institucional del sector eléctrico:

Figura 51 – Finlandia Estructura institucional del sector eléctrico

Fuente: EMA

Es responsabilidad de la EMV, previo a cada ciclo regulatorio de revisión tarifaria, emitir a cada empresa regulada un detalle del tratamiento de los siguientes aspectos:

Principios para la valuación de la base de activos regulatorios y de las inversiones

Método para determinar la tasa de retorno avalada sobre el capital

Procedimiento para definir los ingresos declarados de la empresa

Método y definición sobre las metas de eficiencia

En el 2004, la EMV redefinió sus prácticas regulatorias estableciendo un esquema de tasa de retorno razonable (“Revenue Cap”) sobre los sectores de transmisión y distribución. Así, el primer período tarifario se proyectó para el lapso 2005-2007 y el segundo correspondió a los años 2008 a 2011.

En noviembre del 2009, el Ministerio de Empleo y Economía, en conjunto con la EMV, iniciaron estudios para la definición del tercer proceso de revisión tarifaria en Finlandia, el cual contempló los años 2012- 2015.


Para tal fin se contrataron grupos de trabajo especializados en la materia, que a septiembre del 2010 presentaron sus determinaciones finales al regulador. A noviembre del 2011, la EMV definió las políticas regulatorias implementadas para la tercera revisión.

Si bien el tercer modelo tarifario no presentó modificaciones de fondo con respecto al esquema metodológico previo, se incluyeron nuevas consideraciones apuntando a incentivar las innovaciones y nuevas inversiones en la red. Para el siguiente período se prevé la introducción de modelos tipo Yardstick Competition que tomen en cuenta requerimientos de eficiencia y sustentabilidad y mejoras en la calidad de servicio.

Figura 52 – Finlandia: Evolución del esquema regulatorio en procesos de revisión tarifaria

Fuente: NordREG

Una de las modificaciones más notoria del último período fue la obligación que tienen actualmente las empresas integradas de segregar las actividades que desempeñan, con foco especial sobre el operador del sistema de transmisión en virtud de que entre sus accionistas se encuentran dos empresas de generación, Fortum y Pohjolan Voima.

4.8.2.2 Políticas ambientales – Renovables y cambio climático

Las decisiones adoptadas por las autoridades finlandesas en materia ambiental incluyen:

• Políticas de eficiencia energética

• Desarrollo de energías renovables por medio del “Renewable energy package”, que

establece metas de reducciones en las emisiones de CO2 para el año 2020

• Esquemas de incentivo para la generación con fuentes eólicas, hídricas, biogás y

biomasa

• Mecanismos de subsidio para inversiones en la red

• Reducción en el uso de la energía nuclear

El principal mecanismo de estímulo ambiental aplicado por Finlandia son los subsidios. Estos se encuentran definidos en la Ley de Subsidios a la Generación de 2011, y es del caso destacar que las contribuciones provienen en su totalidad del presupuesto estatal.


Una de las aplicaciones más desarrollada como política de subsidios es el esquema Feed-in-Tariff, por medio del cual se otorga un precio de “privilegio” a la energía inyectada de fuentes de generación eólica, hídrica, biogás y biomasa.

La EMV, en conjunto con otras autoridades nacionales, desarrolló un estudio sobre las exigencias ambientales que demanda el sistema eléctrico, denominado RoadMap 2020.

Este estudio complementó el esquema de subsidios al definir metas en materia de energía renovable para el año 2020. Fundamentalmente, este documento permitió identificar las tendencias del mercado, demarcando los aspectos en los que poner mayor énfasis:

Requerimientos de inversiones de la red eléctrica

Dependencia creciente de la sociedad de la generación eléctrica

Crecimiento de la generación libre de emisiones nocivas para el ambiente

Tendencia a adoptar regulación “integrada”, medidas de alcance europeo

Entre los compromisos adoptados, se tiene que para el 2020 la producción de eólica debe alcanzar los 6 TWh (hoy ese recurso aporta solo 0.3 TWh anuales). La promoción de esta fuente descansa en un sistema Feed-in tariff, que retribuiría la energía con un “precio meta” de 83.50 €/MWh subsidiando la diferencia entre este valor y el precio spot del mercado.

El cuadro que se incluye a continuación resume el esquema vigente y previsto de subsidios a la generación.

Por último, cabe mencionar que a la fecha está en proceso de definición una legislación para promover la expansión del uso de biocombustibles y biolíquidos, con un mayor grado de participación del Estado.


Energy Market Authority

Subsidy

Category

Basic

Subsidy

Should a

Power

Plant be

New?

Minimum

Nominal

Capacity

Maximum

Nominal

Capacity

Should heat be

produced by

utilization?

Other

Conditions

Additional

Subsidy

Conditions for

receiving

Additional

Subsidy

Limits on

receiving

Subsidy 1

Limits on

receiving

Subsidy 2

Limits on

receiving

Subsidy 3

Limits on

receiving

Subsidy 4

Feed-in Tariff

Wind

Feed-in Tariff

difference

between Target

and Market

Price

Difference

between

€83.50/MWh

and Market

Price

Yes 0.5 MVA None No

Has Not

Received

State

Subsidy

Difference

between

€105.50 /MWh

and Market

Price Instead of

Basic Subsidy

Paid until 31

December 2015,

for a maximum of

3 years however

When the

combined

capacity of

generators

exceeds 2500

MVA

When

production

exceeds the

amount

confirmed in

the

acceptance

decision

When the price

of electricity is

below €50

/MWh the

subsidy to be

paid amounts to

the Target Price

less €50 /MWh

Subsidy is

not paid per

hour when

the price of

electricity is

negative

Biogas

Feed-in Tariff

difference

between Target

and Market

Price

Difference

between

€83.50/MWh

and Market

Price

Yes 0.1 MVA None No

Has Not

Received

State

Subsidy

€50 /MWh heat

premium on top

of basic subsidy

Efficiency 50%;

minimum or 75%

if nominal

capacity of

generator

exceeds 1 MVA

When the

combined

capacity of

generators

exceeds 10

MVA

When

production

exceeds the

amount

confirmed in

the

acceptance

decision

When the price

of electricity is

below €50

/MWh the

subsidy to be

paid amounts to

the Target Price

less €50 /MWh

Subsidy is

not paid per

hour when

the price of

electricity is

negative

Wood Fuel

Feed-in Tariff

difference

between Target

and Market

Price

Difference

between

€83.50/MWh

and Market

Price

Yes 0.1 MVA 8 MVA

Yes, efficiency

50%; minimum

or 75% if

nominal

capacity of

generator

exceeds 1

MVA

Has Not

Received

State

Subsidy

€20 /MWh heat

premium on top

of basic subsidy

Efficiency 50%;

minimum or 75%

if nominal

capacity of

generator

exceeds 1 MVA

When the

number of

generators

exceeds 50

and combined

capacity of

generators

exceeds 150

MVA

When the

Subsidy

exceeds

€750.000

over four

consecutives

tariff periods

When the price

of electricity is

below €50

/MWh the

subsidy to be

paid amounts to

the Target Price

less €50 /MWh

Subsidy is

not paid per

hour when

the price of

electricity is

negative

Timber Chip

Years 2013-

2014

Feed-in Tariff

changing

according to the

price of

emission

allowance and

the peat tax

€ 0-15,15/

MWhNo 0.1 MVA None No

Has Not

come

under feed-

in tariff

scheme

A gasifier

premium of € 0-

6,46 MWh on

top of basic

subsidy

The power plant

contains a

gasifier where

timber chips are

gasified into a

pulverised fuel

boiler

When

production

exceeds the

amount

confirmed in

the

acceptance

decision

No

No basic

subsidy is paid

if the subsidy

es less than €

1/ MWh

Subsidy is

not paid per

hour when

the price of

electricity is

negative

Starting from

2015

Feed-in Tariff

changing

according to the

price of

emission

allowance and

the peat tax

€ 0-11,51

/MWhNo 0.1 MVA None No

Has Not

come

under feed-

in tariff

scheme

A gasifier

premium of € 0-

5,28 MWh on

top of basic

subsidy

The power plant

contains a

gasifier where

timber chips are

gasified into a

pulverised fuel

boiler

When

production

exceeds the

amount

confirmed in

the

acceptance

decision

No

No basic

subsidy is paid

if the subsidy

es less than €

1/ MWh

Subsidy is

not paid per

hour when

the price of

electricity is

negative

Conditions for receiving basic Subsidy



De acuerdo con la Ley N° 27, al menos 80% de los consumidores pequeños deberán contar con medidores inteligentes con lectura remota al fin de este año 2013. La mayor parte de las distribuidoras “finesas” estiman que habrán completado el cambio de medidores a fines de 2014.

A efectos de alcanzar este objetivo, existe un incentivo a la innovación que se compone de dos partes: una componente corresponde a inversiones en investigación y desarrollo (con un máximo de 0,5% del ingreso anual del distribuidor) y la otra componente reconoce costos asociados a la incorporación de medidores inteligentes. El valor del incentivo por este último concepto es de 5 Euros por cada conexión de cliente con carga inferior a 63 A; el monto total que se obtiene de esta manera se descuenta del beneficio operativo cuando se calcula el beneficio real ajustado.

4.8.3 Transmisión


La EMV regula y define las responsabilidades que deben ser asumidas por el operador de la red de transmisión (TSO) y establece los compromisos de eficiencia y de seguridad energética que deben estar reflejados en la actividad de transporte. En Finlandia, existe un único operador de la red de transporte eléctrico que es Fingrid Oyj, compañía de propiedad mixta, con participación mayoritaria estatal y accionistas minoritarios privados. Además de operar la red de transporte de electricidad, realiza la coordinación del balance energético entre el consumo y la generación de energía.

Complementariamente a la normativa de la EMA, la actividad del TSO está regida por las normas regulatorias establecidas en la Legislación Europea, orientadas al logro de tarifas no discriminatorios y costos eficientes.

Las obligaciones particulares de la Fingryd Oyj son:

• Mantenimiento de la seguridad operativa de la red

• Mantenimiento de la frecuencia (controlando la reserva de generación)

• Mantenimiento de los niveles de tensión.

• Elaborar, brindar y difundir información sobre el estado de mantenimiento, la seguridad y la operatividad de la red

La regulación de la actividad de transporte se cimenta en un modelo de eficiencia enfocado hacia la verificación de la tasa de retorno de la actividad: “Rate of Return Model”.

Este esquema se construye por medio de un doble proceso. Por un lado, se define un retorno razonable en función de valor de reemplazo del capital y de la WACC. Por otro lado, se estima el valor ajustado del beneficio real alcanzado por la empresa, que es el resultado operativo obtenido según datos reales de la empresa (balance operativo) al cual se aplican ajustes de eficiencia.

Dentro de cada período tarifario, ambos resultados son confrontados anualmente y, de acuerdo a la diferencia total registrada durante el periodo tarifario, se ajustan los ingresos (tarifas) en el siguiente periodo, de forma de compensar el retorno diferencial obtenido.

Los ajustes o incentivos de eficiencia están dirigidos a incentivar inversiones productivas en la red, lograr mejoras en la calidad del servicio, promover costos operativos eficientes y estimular las innovaciones. Las pérdidas de energía sobre la red no son sometidas a incentivos de eficiencia.

El método para definir el nivel eficiente de los costos es denominado proceso anual de negociación y se enfoca sobre los costos operativos reales controlables del TSO. Éstos se


definen en el propio proceso de negociación entre las partes, o mediante un cálculo de benchmarking con datos históricos de la propia empresa.

Además, el esquema incentiva las inversiones desarrolladas por las empresas, ya que incorpora el valor de reemplazo de los activos correspondientes dentro del cálculo del beneficio real ajustado y aplica un ajuste por depreciación lineal en la vida útil definida.

Por último, el ajuste premia (o penaliza) el cumplimiento de los estándares de calidad de servicio fijados previamente por el regulador, incluyendo el resultado de calidad de la empresa dentro del cálculo del beneficio real ajustado.

Como se mencionó antes, también se contempla un incentivo a inversiones en innovación del sistema.

EMV considera que cuando se evalúa la razonabilidad de los precios resultantes de la operación de la red de transmisión, el incentivo a la eficiencia en euros que se considera para el ajuste anual del beneficio real no puede superar el 3% del beneficio razonable calculado para el capital invertido (base de capital) en el año en cuestión.

Figura 53 – Finlandia: Proceso de revisión tarifaria de transmisión

Fuente: NordReg - Economic regulation of electricity grids in Nordic countries


El retorno razonable se determina aplicando a la base regulatoria de activos (BAR) el costo de capital determinado como la tasa WACC.


La BAR se determina como el valor del mercado del costo de la red. La metodología se basa en el valor de reemplazo de los activos, considerando costos unitarios estándar de los componentes que surgen de un listado elaborado por la Finnish Energy Industries. A partir de estos valores, se calcula el valor presente neto (NPV), que determina anualmente el valor del capital invertido en la red, en función los precios, la antigüedad y la vida útil definida para cada componente i.

( 𝑚𝑒

)

Donde,

NPV = Valor presente neto.

RV =Valor de reemplazo

La vida útil asume los mismos valores utilizados en periodos regulatorios anteriores, aunque para aquellos componentes que no estuviesen definidos en periodos previos se le permite a la empresa definir un nuevo monto.

El incentivo a las inversiones descansa en la de aplicación de una metologia de depreciación lineal al realizar el ajuste del beneficio real. La depreciación lineal se realiza conforme a:

∑

Adicionalmente, la BAR contempla el valor de inventarios y las cuentas por cobrar así como aquellos activos e instrumentos financieros necesarios para asegurar la gestión diaria de la red (Short y Long Term Receivables, Financial Instruments y Cash y Bank Receivables).

La tasa razonable de retorno se determina por el método WACC y los parámetros son idénticos para el proceso tarifario de transmisión y distribución, exceptuando la estructura de deuda/capital propio que es 60/40 para transmisión y 30/70 para distribución.

Tabla 61 – Finlandia: Comparación parámetros WACC de transmisión y distribución


Parámetro Distribución Transmisión

Tasa Libre de Riesgo

Rendimiento Bonos del Gobierno

Finlandés a 10 años (promedio

del mes de mayo anterior)

Rendimiento Bonos del Gobierno

Finlandés a 10 años (promedio del

mes de mayo anterior)

Componente de Inflación

(deducido de la tasa

nominal libre de riesgo)

1.00% 1.00%

Asset Beta 0.4 0.4

Equity Beta 0.844 0.547

Premio Riesgo de

Mercado5% 5%

Premio por Falta de

Liquidez0.50% 0.50%

Estructura del Capital

(Deuda/Equity)30/70 40/60

Impuestos 26% 26%

Premio Deuda 1.00% 1.00%



Cuando se calcula el beneficio real ajustado, los costos operativos son sometidos a un ajuste de eficiencia.

Para ello, los costos de operación se clasifican en costos gestionables y no gestionables.

Los costos no gestionables son aquellos que la empresa no puede reducir por medio de prácticas eficientes, y por lo tanto la regulación los considera como un pass-through a los efectos del cálculo del beneficio real ajustado.

Los costos que se definen como gestionables se someten a un estudio de benchmarking. En el caso del proceso regulatorio para la actividad de transmisión, debido a que la empresa no cuenta con empresas similares con las cuales cotejarse, el estudio de benchmarking se realiza contra el registro de los propios costos históricos. En el caso de distribución se realiza un benchmarking entre empresas distribuidoras.

El regulador define para cada año tarifario un nivel de KOPEX (Opex Gestionables) de referencia, a los fines de lograr metas de eficiencia sobre los costos controlables de la empresa de transmisión.

Asi, el KOPEX de referencia se calcula a partir de los KOPEX iniciales registrados en el balance de la empresa (o según un promedio de los registrados en los últimos cinco años):

𝑒 ( 𝑥 )

Luego, anualmente, al restar del K KOPEX de referencia el KOPEXs real se obtiene el incentivo de eficiencia, aplicando un coeficiente KK:

𝑒

En donde kk es el coeficiente de incentivo igual a 0,5.

TKAN es la ganancia (positivo) o pérdida (negativo) que tiene el transmisor al apartarse del nivel de referencia


No hay tratamiento de incentivo a las perdidas. Estas se consideran como pass-trough conforme a lo registrado en cada periodo.


El enfoque planteado en el esquema regulatorio premia mejoras en la calidad del servicio por medio de dos vías: por medio de la inclusión de las inversiones de capital dentro de la base de activos regulatorios (método indirecto) y por medio de penalizaciones o recompensas conforme el nivel de perjuicios sufridos por los consumidores por las interrupciones (Disadvantage Caused by Outages – DCO) reales comparado con el que resulta de las referenciales.

Este segundo incentivo se aplica incluyendo el número de interrupciones y la duración de las mismas en un ítem de costos dentro del cálculo de beneficio real ajustado.

Los costos utilizados para valorizar la calidad del servicio se basan en un estudio desarrollado por EMV y la empresa de transmisión Fingrid. La fórmula resultante es la siguiente:

∑⟦ 𝑥 𝑥 𝑥 ⟧

𝑥

Donde,

DCO = Perjuicios causados por la salida de servicio


n = Número de interrupciones no planificadas

A = Coeficiente de Potencia de interrupciones no programadas en función del tipo de consumo.

B = Coeficiente de Energía de interrupciones no programadas en función del tipo de consumo.

T = Duración de las interrupciones no programadas.

P = Potencia en el punto de conexión en el momento de la interrupción.

Kin = Coeficiente de estacionalidad de la interrupción

KiѴ = Coeficiente por el horario de la interrupción.

CPI = Índice de precios.

El regulador EMV identifica el nivel de referencia de interrupciones, que en el tercer periodo de revisión tarifaria se obtuvo a partir del promedio aritmético del costo de las interrupciones durante el periodo 2005-2010.


De acuerdo con la Ley del Mercado Eléctrico las tarifas de servicio de red (conexión a la red, transmisión y medición) deben ser publicadas y los principios en que se basa la asignación de precios a dichos servicios deben ser equitativos y no discriminatorios.

Los precios de los servicios de red en Finlandia deben estar estampillados, de forma que una vez que un cliente pagó los cargos de conexión a la red y se conectó en un punto cualquiera de ella, tiene derecho a utilizar la totalidad de la misma. Su ubicación o localización dentro del área de responsabilidad de un operador no afecta el costo de los servicios de red.

4.8.4 Distribución


El esquema regulatorio aplicado para la actividad de distribución es de naturaleza similar al aplicado en la transmisión, con las diferencias asociadas a las particularidades de cada actividad.

El modelo regulatorio, similar al presentando para la actividad de transmisión, se basa en el cálculo de un retorno razonable para cada empresa, manteniendo la libertad de las empresas para determinar los niveles tarifarios. Solo se verifica que se cumpla la razonabilidad del beneficio real alcanzado.

El regulador EMV verifica anualmente el balance operativo de la empresa – ajustando algunos elementos por aplicación de incentivos de eficiencia – y compara el retorno real ajustado con el retorno preestablecido como razonable.

El retorno razonable se calcula en función de la base regulatoria de activos (BAR) multiplicada por el valor de la tasa WACC.

Para determinar el retorno real ajustado se utilizan los datos provenientes del balance de resultados anual de cada empresa, sobre los cuales se aplica una serie de correcciones de eficiencia. La diferencia entre estos componentes determina el grado de ajuste tarifario que se aplicará a la empresa para el próximo periodo tarifario. Así, toda desviación positiva (es decir, un beneficio real mayor que el razonable) implica que la empresa debe compensar a sus clientes. Mientras que cualquier diferencia negativa, implica proceder de manera inversa.

Las diferencias con la metodología aplicada sobre el operador de transmisión se denotan en los mecanismos de incentivo aplicados para el ajuste del beneficio real.

Por un lado, el nivel de eficiencia de los costos operativos de los distribuidores DSO se basa en un estudio de benchmarking entre empresas. En cuanto al incentivo a las inversiones, el

proceso es idéntico.


Por último, el ajuste de eficiencia asociado a la calidad de servicio, es de naturaleza similar, aunque presenta pequeñas diferencias.

A continuación, se grafica el esquema regulatorio para la actividad de distribución:

Figura 54 – Finlandia: Proceso de revisión tarifaria de distribución



La metodología aplicada para calcular el retorno razonable es idéntica a la presentada en el apartado de transmisión. Como se señaló oportunamente, el cálculo de la WACC se diferencia en la relación deuda/capital propio considerada.


El incentivo a la eficiencia considerado en el esquema tarifario para el cálculo del retorno real ajustado se aplica en este caso sobre los costos totales y combina una meta de eficiencia general igual para todas las distribuidoras y una meta de eficiencia específica.

La meta general se calcula en función de la productividad y el estado del progreso tecnológico del sector, estimada inicialmente en el 2003 y definida actualmente en un 2,06%.

Las metas específicas ajustan el comportamiento individual de cada empresa hacia un desempeño eficiente. Estas metas resultan de un análisis de benchmarking sobre los costos y de la consideración de un desempeño eficiente en la calidad del servicio.


En los periodos tarifarios previos estas metas de eficiencia se calcularon por medio de un estudió de benchmarking de Análisis Envolvente de Datos (DEA) y de Análisis Estocástico de Fronteras (SFA). Para el tercer periodo tarifaria, la reguladora utilizó el método de benchmarking llamado StoNED (Stochastic Non-Smooth Envelopment of Data).

Los datos con los que construyó el modelo StoNED fueron tomados del periodo de 2005 a 2010, indexados al año 2010.

La especificación del modelo responde al siguiente formato:

𝑥

Donde,

TOTEXi = promedio (año 2005-2010) de costos totales de cada DSO, indexado a 2010

C = Costo de frontera de producción.

Ӯ = Vector de Output de cada DSO (promedio 2005-2010)

δ = Parámetro que caracteriza el efecto de cables subterráneas en los costos totales (1-70 Kv)

ẑ = proporción de cables subterráneos ( 1- 70 Kv) sobre el total de longitud de la red

µ = variable aleatoria de costos ineficientes de cada DSO.

Ѵ = Ruido estocástico que captura errores de estimación.

El Imput del modelo surge como una combinación de los costos operativos controlables reales de las DSO del periodo 2005-2010 y la mitad del valor de DCO (Disadvantage Caused by supply Outage) calculados para el año t.

∑

𝑥

Donde,

TOTEX = promedio (año 2005-2010) de costos totales de cada DSO, indexado a 2010

KOPEX = Costos operativos controlables realizados por la Distribuidorai en el año t

DCO = “Daño” por interrupciones en el suministro de energía (Actual Disadvantage Caused by electricity supply outages)

CPI = Índices de precios

Como Output, se identifican los siguientes tres:

• Energía suministrada (GWh)

• Longitud de la red (km).

• Números de consumidores conectados a la red.

A su vez se incorpora una variable de “contexto” o ambiental que identifica las diferencias operativas entre una red que opere en zonas rurales o urbanas:

• Proporción de cables subterráneos de media tensión.

Finalmente, el nivel de eficiencia específica de la Distribuidora resulta:


Donde,

TL = Puntaje de eficiencia de la DSO

Totex = Promedio (año 2005-2010) de costos totales de cada DSO, indexado a 2010

C = valor de la frontera estimada de costos eficientes

Por último, la eficiencia específica y la eficiencia general se combinan de la siguiente forma:

√ 𝑥


Las pérdidas energéticas de la red son tratadas como pass-trhough, sin aplicar sobre ellas ningún incentivo de eficiencia.


El tratamiento regulatorio de calidad del servicio y Potencia manifiesta algunas diferencias en la regulación aplicada a las distribuidoras. Para el cálculo del DCO se incluyen la cantidad y el tiempo de interrupciones programadas y no programadas. La valuación de las interrupciones surge a partir de un estudio realizado por EMV en los años 2004-2005.

De manera idéntica al método aplicado para la actividad de transmisión, EMV define un valor de DCO de referencia que se obtiene a partir del promedio aritmético de las interrupciones registradas para cada DSO entre el periodo 2005-2010 (a precios 2010), ajustado por la cantidad de energía distribuida a los usuarios, y luego define valores límites de interrupciones para el periodo tarifario.

Luego, una parte del valor de las desviaciones con respecto a límites fijados, se incorpora al cálculo de la tasa de retorno eficiente.

El cálculo de DCO para las empresas distribuidoras se obtiene a partir de la siguiente formula:

( 𝑥 𝑥 𝑥 𝑥

𝑥 𝑥 )𝑥 𝑊

𝑥 ∆

Donde,

DCO = Perjuicio causado por las interrupciones

OTunexp = Duración promedio de interrupciones anuales por usuario, ponderadas por energías anuales, para interrupciones no programadas en la red 1-70 kV en el año t, en horas

He unexp = Costo del perjuicio ocasionado por interrupciones no programadas en Euros de 2005/kWh

He plan= Costo del perjuicio ocasionado por interrupciones programadas en Euros de 2005/kWh

ON unexp = Frecuencia anual promedio de interrupciones por usuario, ponderadas por energías anuales, para interrupciones no programadas en la red 1-70 kV en el año t,

Hw unexp = Costo del perjuicio ocasionado por interrupciones no programadas en Euros de 2005/kW

Hw plan = Costo del perjuicio ocasionado por interrupciones programadas en Euros de 2005/kW


OT plan = Duración promedio de interrupciones anuales por usuario, ponderadas por energías anuales, para interrupciones programadas en la red 1-70 kV en el año t, en horas

ON plan = Frecuencia anual promedio de interrupciones por usuario, ponderadas por energías anuales, para interrupciones programadas en la red 1-70 kV en el año t

TDA = Número promedio de interrupciones anuales por usuario, ponderadas por las energías anuales, provocadas por reconectadores con temporización en la red 1-70 kV en el año t

HAS = Número promedio de interrupciones anuales por usuario, ponderadas por las energías anuales, provocadas por reconectadores instantáneos en la red 1-70 kV en el año t

HTDA = Costo del perjuicio ocasionado por interrupciones provocadas por reconectadores temporizados en Euros de 2005/kW

HHAS = Costo del perjuicio ocasionado por interrupciones provocadas por reconectadores instantáneos en Euros de 2005/kW

Wy= Energía entregada a los usuarios de la red en niveles de tensión de 0,4 kV y 1-70kV

Tt = cantidad de horas del año

CPI = índice de costo de vida


Las tarifas de servicios de red de distribución difieren entre redes de distribución de distintos operadores, pero la ubicación o localización de un usuario dentro del área de responsabilidad de un operador no afecta el costo de los servicios de red.

Los costos de red son determinados, entre otras cosas, por la cantidad de energía suministrada al cliente, la demanda de potencia y el nivel de tensión en el cual el consumidor está conectado a la red. Como los consumidores pueden comprar la energía a cualquier comercializador, podrían tener tarifas negociadas para la energía. Los comercializadores deben publicar los precios de lista para los consumidores que están obligados a servir. Cada uno de los más de 90 operadores de redes de distribución y aproximadamente 10 operadores de redes regionales tienen sus propias tarifas.


4.9 Noruega


Noruega posee una de las mayores reservas de petróleo en el mundo. Las ventas al exterior de este combustible lo transforman en el tercer exportador más grande de energía en el mundo, después de Rusia y Arabia Saudita. La actividad petrolera es la columna vertebral de la economía noruega; en el año 2009, el sector generó 22% del PIB y el 47% de las exportaciones del país. Asimismo, representa cerca de un cuarto del total de inversiones realizadas en el país y casi el 30% de los ingresos del Estado.

No obstante, Noruega ha desarrollado una matriz de generación de electricidad con escasa participación de este recurso, en la que la energía proviene básicamente de recursos hidráulicos, complementados con producción térmica y de fuentes renovables (eólica y biomasa).

En un año hidrológicamente normal, hasta el 99% de la energía generada puede ser hidroeléctrica. La alta dependencia de la generación hidráulica provoca que las variaciones climáticas interanuales modifiquen significativamente los precios de la energía.

El gobierno posee más del 90% de las redes del sistema a través de la empresa Statnett SF, que opera gran parte del sistema de transmisión (TSO). Por otro lado, la mayor parte de las empresas distribuidoras son municipales. También, un 88% de la capacidad de producción se encuentra en manos estatales, 52% pertenece a las autoridades de municipios y condados y 36% al Gobierno Central.

En cuanto a las ventas de energía a consumidores finales, se encuentran las figuras de las distribuidoras, que pueden a su vez desarrollar otras actividades dentro del mercado, y los comercializadores. Existen 157 DSO, en su mayoría municipales de propiedad estatal, de las cuales 34 registran solo operaciones exclusivas del área de distribución, y entre las cuales 8 cuentan con más de 100.000 usuarios finales, registrando en conjunto el 60% de los consumidores residenciales del país.

La figura siguiente muestra el número de agentes que desarrolla cada una de las actividades del sector.

Figura 55 – Noruega: Agentes por actividades en el Sector Eléctrico

Fuente: NordREG: Economic_regulation_of_electricity_grids_in_Nordic_countries.


4.9.1.1 Mercado Mayorista

Noruega participa del mercado eléctrico mayorista integrado por Suecia, Dinamarca y Finlandia (la integración regional nórdica es de larga data).

El Nord Pool Spot opera bajo una licencia de NVE, requerida para organizar y operar un mercado eléctrico con transacciones físicas de energía. Nord Pool Spot AS tiene además licencia del Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega para promover un mercado con transacciones internacionales de energía en el área nórdica y con Holanda.

Nord Pool Spot AS es propiedad de los operadores del sistema de transmisión nórdico Statnett SF, Svenska Kraftnät, Fingrid Oyj, Energinet.dk y de los operadores de sistema de transmisión báltico Elering, Litgrid y Augstsprieguma tikls (AST).

Como se indicó, el Nord Pool Spot está regulado por la ley de Noruega. No obstante, existen normas para la cooperación de países nórdicos que refieren al ejercicio de la autoridad de NVE sobre Nord Pool Spot. Los reguladores de estos países se reúnen con asiduidad para discutir temas referentes al mercado y desde abril de 2011 se estableció un concejo integrado por los reguladores de los países nórdicos y de Estonia que se reúne cuatro veces al año para definir temas regulatorios relacionados con el Nord Pool Spot.

Nord Pool Spot organiza el mercado Nórdico para transacciones físicas de electricidad y ofrece a sus participantes un mercado diario para el día siguiente (Elspot) y un mercado intradiario (Elbas).

En el mercado Elspot, diariamente se realizan contratos de energía horaria para suministro físico en el siguiente período de 24 horas. El cálculo de precios se basa en el balance de ofertas y demandas. El mercado Elspot se basa en ofertas para compra y venta de contratos horarios usando diversos productos, como ofertas horarias, de bloques de energía, y ofertas horarias flexibles, para algunas o todas las siguientes 24 horas. Las transacciones se basan en subastas implícitas.

El mercado Elbas es un mercado internacional continuo que cubre la zona de los países Nórdicos y las interconexiones con Alemania y con Estonia. Desde marzo de 2012, Elbas también cubre la interconexión entre Noruega y Holanda.

Se realizan ajustes a las transacciones del mercado diario hasta una hora antes del suministro. Todas las transacciones realizadas en Elbas son implícitas, utilizando la capacidad remanente de intercambio luego del cierre del mercado. Las tarifas responden a un esquema de precios regionales denominado Point Tariff System; el mercado nórdico se separa en regiones de oferta de precios, estableciéndose precios spots locales que resultan del balance competitivo entre oferta y demanda de cada región

Existe la posibilidad que aparezcan distintos precios de mercado, cuando los flujos de energía entre las áreas exceden la capacidad de transmisión del sistema.

Debido a la existencia de congestiones en el sistema, Noruega cuenta, a la fecha, con cinco áreas Elspot.


Figura 56 – Noruega: Nordic Pool Market - Bidding Areas

Fuente: Statnett

La coordinación del sistema en cada país se realiza por medio del operador de transmisión correspondiente (TSO), que a su vez realiza el control del sistema en cada país. En Noruega, la empresa estatal Statnett SF es responsable del sistema, organizando los flujos de energía diarios y corrigiendo sus desbalances.

En el 2010, el pool nórdico comercializó 305.2 TWh, mientras que la región nórdica consumió sólo el 74%. El resto correspondió a acuerdos bilaterales de venta de energía a otras regiones dado que el mercado nórdico se encuentra a su vez interconectado con Rusia y el mercado Europeo.

Figura 57 – Noruega: Sistema de Interconexión Nórdico

Fuente: NVE- Annual Report 2011

4.9.1.2 Demanda

El consumo de electricidad per cápita en Noruega es elevado por las bajas temperaturas reinantes. En un año con temperaturas normales, el consumo anual de electricidad alcanza 125-130 TWh. En el 2011, los requerimientos energéticos de los usuarios finales resultaron: :• Residencial: 35 TWh

• Industriales, intensivas en energía: 33 TWh


• Sector servicios: 25 TWh

• Otros: 20 TWh

Figura 58 – Noruega: Consumo per cápita

Fuente: NVE- Annual Report 2011

Desde el veraño de 2008 el consumo ha tenido una tendencia decreciente, por la crisis y el enlentecimiento de la economía. En 2010 se dio un crecimiento de la demanda por el clima excepcionalmente frío y por un aumento del consumo industrial, resultando en un consumo record anual. El invierno de 2011 fue menos frío y el consumo se redujo en casi 10% respecto del año anterior. La mayor reducción se dio en el sector residencial.

4.9.1.3 Generación

La capacidad instalada a fines del año 2011 era de 31.714 MW. En invierno, se dispone de algo más del 80% de esta capacidad.

En 2011, el total de producción eléctrica alcanzó los 128.1 TWh, registrando un incremento de un 3% con respecto al año previo. El sistema eléctrico en Noruega depende en un alto grado de la capacidad de generación hidráulica. En este sentido, las condiciones climáticas son un factor determinante de la capacidad de generación efectiva.

En 2011, el 95% (122 TWh) de la generación fue hidráulica, 4% (4.8 TWh) de ciclos combinados a gas y 1% (1.3 TWh) eólica.

Durante 2011 se instaló nueva capacidad hidráulica representando un aumento de generación disponible de 0,6 TWh medios anuales; también aumento la capacidad instalada eólica en 76.5 MW y la térmica en 6.3 MW.

Los embalses del sistema tienen una capacidad de almacenamiento total de 84.3 TWh y 50% de los aportes proviene del deshielo durante los meses de mayo, junio y julio.

Noruega tiene interconexiones con capacidad de importación/ exportación con los siguientes países:

• Dinamarca (1000/1000 MW)

• Finlandia (80/120 MW)

• Suecia (3695/3545 MW)


• Países Bajos (700/700 MW)

• Rusia (30/0 MW)


La red eléctrica en Noruega está clasificada en tres niveles, en forma similar al resto de los países nórdicos:

• Redes de distribución: en niveles de tensión de hasta 22 kV

• Redes regionales: de sub-transmisión, con tensiones entre 33 kV y 132 kV

• Red troncal o central: con tensiones superiores a 132 kV, básicamente en 300kV y 420kV.

Figura 59 – Noruega Redes de transporte de electricidad

.

Fuente: International Energy Policy: Energy Policies of IEA Countries. Norway. Review 2011

Conforme International Energy Policy: Energy Policies of IEA Countries. Norway. Review 2011, la red de alta tensión en Noruega tiene 2900km en líneas de 420kV, 5100km de 300kV y 570km de 220kV.

La compañía estatal Statnett SF posee el 90% de la red, y es el operador del sistema de transmisión noruego, las líneas restantes son atendidas por 25 compañías del sector privado y autoridades municipales.

Gran parte de las redes regionales y de distribución son propiedad de autoridades provinciales y municipales.

Para los generadores, la tarifa de red resulta en un principio independiente de su ubicación, aunque la tarifa varía en función del costo marginal de las perdidas inyectadas en el punto de conexión establecido. A grandes rasgos, dos tercios del costo total de la red son atribuidos a la red de distribución, un sexto a la red regional y el otro sexto a la red central.

El 60% del consumo total se registra en las redes de distribución. Las industrias intensivas en energía y otros grandes usuarios están conectados a las redes regionales y centrales.

El sector de distribución y venta de energía posee una característica peculiar debido al avanzado esquema de competencia en la comercialización y además por la cantidad de empresas que operan en distintas actividades del mercado y escalas significativamente diferentes (en muchos casos se tiene pequeños productores de energía que a su vez operan una pequeña línea de distribución).


La compañía de distribución más grande es Hafslund Nett AS, que opera en el área de Oslo, suministra 15.283 MWh y tiene 541.000 clientes, es decir, representa una participación del mercado del 20% y posee 26.502 km de líneas de distribución.

Es la única compañía que tiene una participación del mercado mayor al 10%. El promedio de participación del mercado se encuentra en 0,8%. Del total de empresas de distribución y comercialización que registra el mercado, 20 reportan tener menos de 2.000 usuarios.

En el otro extremo, una de las compañías más pequeñas es la Modalen Kraftlag BA con 387 usuarios, 12.843 MWh de energía suministrada y 68km de redes de distribución.

El siguiente gráfico muestra que la densidad de consumidores es baja: eliminando de la muestra las diez empresas que representan los extremos, se tiene una densidad promedio que corresponde a 157 metros por cliente, con una variación de entre 43 y casi 280 metros por cliente.

Figura 60 – Noruega: Densidad de redes de distribución

Fuente: NordREG



El funcionamiento del mercado responde a la normativa establecida por la Ley de Energía y la Regulación de Energía.

En virtud de esta ley, el principal responsable de la política energética noruega es el Ministerio de Petróleo y Energía (MPE) y su brazo gestor es el NVE.

Asimismo, la Ley de Competencia establece los lineamientos para la competitividad del sector.

De manera general, el NVE responde por la regulación económica y técnica del sistema, el buen funcionamiento de la red y la disponibilidad del mercado. Estas funciones, por lo tanto, implican el establecimiento de tarifas eficientes, la protección de los actores y usuarios frente a prácticas discriminatorias y la organización el sistema de intercambio energético nórdico (Nord Pool Spot).

El esquema regulatorio vigente en el país favorece la libre competencia y el libre acceso de participantes en las actividades de generación y de comercialización, a diferencia de lo que ocurre con la transmisión y distribución que, por las conocidas características de monopolios naturales, son reguladas.

Una característica del esquema noruego es el grado de avance de la introducción de competencia en la actividad de comercialización y también la gran cantidad de


distribuidoras, registrándose un elevado número de compañías operando en el sector con grandes diferencias de tamaño y de densidad de usuarios.

Desde el año 1991 las autoridades noruegas establecieron un mercado eléctrico competitivo y promovieron el libre acceso de participantes. A partir de esa fecha se dieron los primeros pasos para que los usuarios finales del servicio pudieran escoger el proveedor de energía. Así, durante los siguientes años se comenzó a rediseñar el marco normativo para permitir que las empresas que operan las redes de distribución puedan establecer contratos con un cargo tarifario no discriminatorio para consumidores finales o comercializadores.

Gran parte de las empresas distribuidoras (DSOs) realizan, además de sus actividades monopólicas de distribución, negocios competitivos como generación y comercialización. Esta integración vertical de las empresas distribuidoras, desarrollando simultáneamente actividades reguladas y no reguladas, ha representado un desafío regulatorio para NVE, que puede exigir la segregación contable o legal de las actividades. Para las empresas con más de 100.000 usuarios conectados, se requiere separar legalmente las actividades monopólicas de las competitivas.

Es importante señalar que el mercado eléctrico de Noruega debe ser visto como parte de un sistema integrado de la región nórdica, con numerosos reglamentos y normativas que deben ajustarse a ese sistema ampliado y con objetivos de cooperación entre los reguladores y los operadores de los sistemas de transmisión.

Desde el punto de vista de la comercialización minorista, el usuario final dispone de la posibilidad de escoger la empresa comercializadora o distribuidora local. Esto ha transformado la venta de energía en Noruega en un mercado con alto grado de competitividad entre las empresas. En el 2011, más del 10% de las unidades residenciales en Noruega cambiaron de proveedor.


Noruega es el sexto país con mayor nivel de producción hidráulica en el mundo. El sistema eléctrico noruego, por lo tanto, está dominado por esta fuente energética.

La energía solar y eólica, como representantes de los recursos renovables más desarrollados en Noruega, no han logrado niveles de participación similar a los que se observan en Europa.

De todas formas, el objetivo de las autoridades nacionales es incrementar la participación de estas fuentes en los próximos años. Por ejemplo, la NVE debe asegurar el uso sustentable del recurso hídrico y las renovables no convencionales, además de bregar por un mercado eficiente en términos económicos. En este sentido, la entidad tiene la facultad para generar normativas regulatorias que incentiven el uso racional de las fuentes energéticas de origen renovable. De los ingresos regulatorios, una pequeña parte está destinada al desarrollo e investigación en la renovación y sustentabilidad del sistema.

Además, la “Nordic energy regulators cooperation” (NordREG), de la cual Noruega es participante, identifica periódicamente áreas de trabajo prioritarias para crear valor en la región. En particular, desde el 2011 se ampliaron los objetivos y se incluyó como prioridades la eficiencia energética, el financiamiento a energías renovables, adecuación del sistema de generación, el uso de smart grids, entre otros

La acción más destacada del Gobierno noruego en este tema es a través de su política de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Para el 2020, el gobierno noruego se comprometió a reducir en un 30% las emisiones de gases, y convertirse, para el 2050, en “carbón neutral”. Un ejemplo, es la creación del fondo monetario “new climate and energy fund”, con ingresos provenientes de aranceles sobre el nivel de emisión de CO2 de las industrias. Este fondo se destina para la empresa estatal ENOVA que desarrolla tecnología


avanzada en la materia., promueve el ahorro energético y alienta el uso de fuentes renovables de energía.

Otra iniciativa fue la incorporación de una tarifa de generación distribuida o feed- in tariff que permitió a los usuarios con generación propia, ingresar el excedente energético a la red. Así, la compañía que opere la red local en donde se encuentre el usuario, podrá comprar esta energía excedente a una tarifa simplificada de mutua conveniencia.

Otra medida es el acuerdo entre Noruega-Suecia que desde el 2012 establece certificados de energía limpia. Suecia y Noruega se comprometieron a expandir la producción eléctrica de origen renovable a 26.4 TWh para el 2020, lo que significa más de la mitad del consumo residencial actual en Noruega.

El objetivo de estos certificados es incrementar la producción de energía renovable. Las empresas recibirán estos certificados por cada MWh renovable generado y podrán venderlos en el mercado Noruego-Sueco de energía. La NVE y la Agencia de Energía Sueca son quienes acreditan a los productores. Estos certificados luego son vendidos a los usuarios finales, quienes finalmente financiarían el sistema.

A fines del 2011, Noruega tenía instalado 512 MW de capacidad eólica en su territorio. A su vez, el Ministerio de Petróleo y Energía, en conjunto con el NVE, se encuentran investigando las posibilidades de vigorizar el desarrollo de la tecnología eólica off-shore. Se observa que las 15 instalaciones off-shore de mayor capacidad energética, lograron aportar a la red entre 18-44 TWh anual.

Si bien en el corto plazo el mercado noruego no posee capacidad para incorporar un amplia inyección de energía eólica off-shore, las industrias off-shore de petróleo y gas colaboran con dicho mercado al generar las bases para un propicio desarrollo de la energía eólica off-shore.

Adicionalmente, en lo referente a la industria solar, Noruega cuenta con centros de producción de paneles solares (PV) y de células fotovoltaicas, pero su producción no resulta rentable actualmente. Varias compañías y unidades de investigación de la SINTEF e IFE (centros de investigación y desarrollo sin fines de lucro) se encuentran desarrollando productos que puedan superar dichas dificultades y a su vez permitan cumplir con las exigencias mundiales de sustentabilidad energética.

Por úlitmo, resta mencionar que en el 2008 y 2009, varias compañías noruegas han recibido cuantiosos créditos monetarios por haber cumplido con las metas fijadas de reducción en la emisión de gases tóxicos.


La NVE estableció como desafío para las distribuidoras en los próximos años el incremento de actividades de investigación y desarrollo en materia de redes inteligentes. En efecto, la última revisión tarifaria incorporó en su metodología regulatoria incentivos a la innovación. El “innovative incentive” promueve la inversión en tecnología que mejore el funcionamiento de la red, autorizando su inclusión en el ajuste tarifario regulatorio.

En el esquema regulatorio este incentivo se enfocó en dos aspectos: costos de investigación y desarrollo, y mejoras en el sistema de medición.

Al respecto, en el 2011, la NVE impuso nuevos reglamentos en cuanto a la incorporación de Smart Meters y modificaciones en el sistema de medición. De esta forma, se exige a las DSO instalar medidores inteligentes en cada punto de medición para el año 2017.

Esto, a su vez, se entiende que requiere nuevas inversiones en áreas de Infraestructura y tecnología de la red, lo que coadyuvaría a la modernización de la red y llevaría al operador de la red de transmisión, Statnett SF, a realizar inversiones para cumplir con estos objetivos.


No todos los medidores estarán totalmente depreciados al momento en que sean reemplazados. Por lo tanto, aquellas compañías que posean medidores más antiguos se verán beneficiados con respecto a aquellas que hayan incorporados nuevos medidores en el último tiempo. La NVA accedió a compensar a aquellas empresas más perjudicadas por esta política.

4.9.3 Transmisión


Los incentivos del marco regulatorio para las empresas de red, tanto de transmisión como de distribución se basan en dos pilares fundamentales: esquemas de incentivos económicos y esquemas de incentivos directos. Estos últimos, por ejemplo, obligan a las compañías a conectar nuevos consumidores y/o nuevas fuentes energéticas y a alcanzar los niveles requeridos de atención a los clientes. En este sentido, las empresas deben llevar a cabo inversiones suficientes para cumplir con las metas establecidas, y el cumplimiento de estas metas o límites es rigurosamente monitorizado.

Los principios básicos de la regulación económica están definidos en la Ley de Energía y en su reglamentación, en la que se establece que los ingresos máximos se determinarán anualmente de forma que el ingreso en el tiempo permita a la empresa cubrir los costos de red más una utilidad razonable sobre el capital invertido, en la medida en que la red sea gestionada, utilizada y desarrollada en forma eficiente. Las reglas de NVE establecen que el propósito de la regulación económica es asegurar una transmisión de la energía con un precio y calidad adecuados, y que la red sea utilizada y desarrollada de una manera segura y socialmente racional.

Como se señaló, la determinación de los ingresos máximos se realiza anualmente, pero los principios básicos para ese cálculo se re-evalúan periódicamente, con un período mínimo de 5 años. Dentro del período, pueden realizarse ajustes menores del modelo y también se actualizan anualmente algunos parámetros como el ajuste de precios por inflación, la tasa de interés de los bonos de gobierno utilizada en el cálculo de la WACC y los costos de la energía para valorizar las pérdidas.

NVE fija la remuneración de cada empresa de red estableciendo un Revenue Cap anual,

integrado en 40% por los costos reales de la empresa (cost base) y en 60% por los costos eficientes (cost norm) que resultan para esa empresa de un estudio de benchmarking; así, si la empresa es eficiente, recupera el 100% de los costos.

El costo base considerado se determina en función de los datos de costos reales de dos años atrás; antes del comienzo de cada año NVE notifica el Revenue cap calculado en función de valores estimados del WACC, índice de precios al consumo y precio de energía.

Los costos incluidos tanto para el costo base como en el benchmarking son los costos de operación y mantenimiento, costos de capital, costos de energía no suministrada y costos de pérdidas.

OM y CENS son los costos de operación y mantenimiento y de energía no suministrada, respectivamente, que se actualizan por el índice de precios al consumo. PL son las


pérdidas, que se valorizan a un precio que se estima representativo para el año t. DEP y RAB son la depreciación y la base regulatoria del año t-2, conforme libros.

Una vez cerrado el año, se determina el monto definitivo basado en los parámetros observados, al que adicionalmente se agregan los impuestos al patrimonio y costos correspondientes a otras redes y del que se deducen los costos reales de energía no suministrada. Además, se consideran los cambios en los costos de capital correspondientes al año de aplicación del Revenue cap.

AR es el ingreso autorizado.

PT son los impuestos al patrimonio y TC son los costos pagos por costos de red de otras empresas, que no integran el cap y se agregan como pass through.

La regulación asegura que una empresa a la que el análisis de benchmarking asigna un puntaje de eficiencia promedio obtenga un retorno sobre el capital igual a la WACC.

Esto también es válido para el conjunto de la industria, es decir que el “cost norm” es calibrado de forma de asegurar que la suma de los Revenue cap de las empresas iguala a la suma de sus costos totales. Cuando se dispone de los costos realmente incurridos en el año de aplicación, los desvíos entre costos estimados y reales son adicionados o sustraídos para asegurar el cumplimiento de esas condiciones.

El valor autorizado constituye la base para el cálculo de las tarifas y se monitoriza la recaudación para asegurar el cumplimiento, los excesos o déficits de recaudación respecto del ingreso autorizado llevan a ajustes de tarifas de forma que las eventuales diferencias tiendan a anularse en el tiempo.

El esquema para el cálculo del ingreso autorizado se muestra en la figura siguiente:

Figura 61 – Noruega: Proceso de determinación de los ingresos anuales permitidos

Fuente: NordREG

Las fórmulas y el esquema descritos se aplican igualmente para la transmisión regional y para la distribución (se realizan dos DEA separados, uno para cada actividad) y con variantes para el operador del sistema de transmisión Statnett.


En este caso las fórmulas del Joint Revenue Cap (que incluye costos de operación del

sistema) son las siguientes:

Para Statnett, el costo de la energía no suministrada CENS* considerado en la fórmula del Revenue cap RCt es un valor referencial (promedio de los valores reales entre los años 2001 y 2005). El valor del CENS aparece afectado de un coeficiente 0,6.

SO t es el costo real de operación del sistema en el año t y SO*, el costo de referencia, fue fijado por un período de 5 años a partir de 2008 en base a una combinación de costos históricos y proyecciones para el futuro.

C*t es el valor referencial de los costos totales (excepto operación del sistema) y surge de un estudio de benchmarking internacional de TSOs (transmission system operators), denominado e3GRID.

Statnett también posee parte de la red regional y en ese carácter participa del DEA que se realiza para los transmisores regionales.

El costo referencial eficiente o cost norm resultante del benchmarking, que participa en 60% en la determinación del Revenue cap autorizado, es el elemento que suministra incentivos a la gestión de las empresas en el desarrollo, operación y mantenimiento de la red.

Se utiliza un análisis de tipo Data Envelopment Analysis (DEA), orientado a los insumos, con

retornos constantes a escala. Los costos utilizados son los informados por las empresas, complementados con información técnica de una base de datos de la red regional y central, y con información de fuentes externas (por ejemplo meteorológica). En ambos estudios (distribución y transmisión) el insumo considerado representa los costos totales, aunque en el caso de transmisión los costos no incluyen los costos de pérdidas.

Hay ocho productos considerados para distribución y cinco para transmisión. Algunos de ellos describen las condiciones estructurales de las empresas (líneas, cables, transformadores), algunos se relacionan con medidas de la demanda y otros representan restricciones, como las condiciones geográficas.

Los productos para el estudio de benchmarking correspondiente a la red regional de transmisión y a los tramos de red central que no pertenecen a Statnett son:

Peso ponderado de líneas aéreas

Peso ponderado de cables subterráneas

Peso ponderado de cables submarinos

Peso ponderado de los componentes de las subestaciones

o Elementos de maniobra

o Transformadores

o Compensadores de reactiva

Zonas de Bosques

Hay cuatro variables que representan la infraestructura. NVE ha desarrollado un sistema para describir el peso relativo de los costos conectados a los componentes de líneas aéreas, cables subterráneos, submarinos y subestaciones, cuyos costos están a su vez integrados por varias componentes.


Los pesos han permanecido fijos desde que la regulación se estableció en 2007 y están basados en varios catálogos de costos. Los componentes de red se actualizan anualmente por parte de las empresas y están registrados en una base de datos de NVE.


La remuneración de las inversiones resulta de una tasa de retorno sobre la base de activos regulatorios (RAB). La RAB, a su vez, se utiliza como base para el cálculo de la depreciación anual de los activos.

Además, la NVE adiciona 1% de costo sobre la RAB en consideración del costo de capital trabajo.

La RAB se obtiene a partir de valores históricos de los activos ajustados conforme a la depreciación acumulada.

La RAB de los transmisores incluye los siguientes activos: componentes de red central y regional, edificios, terrenos, equipamiento específicos para clientes, medios de transporte, herramientas y equipos informáticos, así cualquier otro activo fijo utilizado para el negocio de red. Se incluyen los edificios y componentes utilizados para operación del sistema de transmisión.

No se incluye equipos en leasing; no obstante los costos de leasing de activos de red

(líneas, cables, transformadores, equipos de maniobra) que son pagados a otras empresas reguladas de red pueden incorporarse a los costos relacionados con otras redes, indicados en la fórmula de ingreso permitido (AR) como TC.

La depreciación del capital es lineal. El propio transmisor define la vida económica de los componentes de acuerdo con las condiciones del área en que opera la red y calcula la depreciación conforme la vida útil esperada de cada componente.

Las inversiones se reconocen en la base a partir del año en que entran en servicio.

La tasa de remuneración de capital reconocida es la WACC, calculada conforme se describe a continuación:

Donde

Tasa libre de riesgo Rf: promedio annual de bono de gobierno con madurez a 5 años

Tasa de impuestos t: 28%

Premio de Mercado MP: 4%

Beta de activos: 0.35 (equity beta 0.875)

Relación deuda/capital propio: 60/40

Premio de deuda: 0.75

La fórmula anterior de WACC es después de impuestos pero VNE opera con un retorno antes de impuestos, que se calcula como sigue.

La fórmula está establecida en la Regulación económica de redes y todos los parámetros excepto la tasa libre de riesgo están fijos. Para cambiarlos debe cambiarse la Regulación Económica. La tasa libre de riesgo se actualiza anualmente.


La regulación económica establece que las empresas deben obtener un retorno sobre el capital razonable, para un desarrollo y gestión eficiente de la red. Está definido que todas las empresas deben ganar al menos un retorno de 2% promedio en los últimos cinco años. Si una empresa cae debajo de ese retorno mínimo, se realiza una corrección del balance de déficit o exceso de ingresos de forma de alcanzarlo.


Los gastos de administración, operación y mantenimiento (OPEX) se separan en costos controlables de operación y mantenimiento y costos no controlables.

Los primeros se componen principalmente por gastos de personal (incluyendo costos de pensiones), gastos de materiales relacionados con el servicio, contrataciones de servicios externos, deudas incobrables y otros costos operativos.

Los costos nos controlables se componen principalmente de costos asociados a otras redes (no propias de la compañía) y de impuestos o aranceles.


Los costos relacionados a pérdidas en las redes regionales son incluidos en los costos de la empresa utilizando un precio referencial de la energía para el año de que se trata. Los costos de pérdidas calculados de la red regional son cubiertos 100% y no se incluyen en el benchmarking porque el volumen de pérdidas no depende solo de la gestión empresarial, sino que es afectado por factores externos de la red.


La regulación de Noruega establece incentivos y penalidades para asegurar un nivel eficiente de confiabilidad de servicio de las empresas de red. Un parámetro crítico para definir el esquema regulatorio de calidad es la valorización que el cliente otorga a los diferentes niveles de confiabilidad de suministro, es decir, el costo que tienen para los clientes las interrupciones.

El control de las interrupciones de duración superior a 3 minutos fue introducido en el año 1995 y la estandarización de la estimación de la energía no suministrada en el 2000. Esto fue la base para la incorporación de ingresos dependientes de la calidad y del costo de la energía no suministrada en 2001. El registro e información de los cortes de duración menor o igual a 3 minutos y de la potencia interrumpida se volvió obligatorio en el año 2006. Desde 2009 el CENS incluye todas las interrupciones, con costos dependientes de la duración de la interrupción.

Además de la consideración del CENS a los efectos del ingreso autorizado, NVE también estableció un esquema de compensaciones directo para interrupciones muy largas (más de 12 horas). El tamaño de la compensación está definido en la regulación, con valores estandarizados. Cualquier consumidor afectado puede reclamar una compensación a la empresa; sin embargo el objetivo principal de la regulación diseñada es que la empresa acelere la restauración del servicio.

La regulación por incentivos de la continuidad de suministro con el CENS da a las empresas un incentivo económico para la asignación óptima de recursos una vez cumplidos los niveles mínimos; el objetivo es alcanzar el nivel óptimo de continuidad de suministro para la sociedad en su conjunto.

El valor numérico que representa el CENS se obtiene mediante encuestas a nivel nacional y varían entre diferentes grupos de consumidores, el horario del corte, etc. Los costos de las inversiones para reducir la duración y frecuencia de los cortes, por otro lado, depende del punto de conexión del consumidor al sistema y de la topología de la red. El regulador considera que las inversiones destinadas a mejorar la calidad deben ser el resultado de un análisis costo-beneficio.


La consideración del CENS en la determinación del Revenue cap internaliza los costos de

los consumidores en la gestión de la empresa y los clientes resultan indirectamente compensados por el 60% de los costos socioeconómicos de la mala calidad con tarifas más bajas en el futuro.

Además como el elemento CENS se incluye en el benchmarking, existe una ganancia o

pérdida para cada empresa según el nivel de calidad alcanzado resulte mejor o peor que la media.

CENS incluye las interrupciones programadas y no programadas. Los usuarios están divididos en seis grupos: industriales, comerciales, gran industria, organismos públicos, agricultura y residencial. Los costos normalizados surgen de una encuesta realizada en 2001-2003 y se utilizan para definir funciones de costo de interrupción continuas para cada grupo.

El costo de una interrupción de duración r en un horario de referencia se calcula como sigue:

Cref = costo de la interrupción en el horario de referencia

cref(r) = costo unitario en NOK/kW para interrupciones de duración r

Pref = potencia interrumpida en kW en el horario de referencia

El horario de referencia es un día laborable en enero. Dado que los costos de las interrupciones varían con la estación, el día de la semana y la hora del día, se han establecido factores de corrección para considerar esta variación.


NVE no determina las tarifas sino que establece un límite a los ingresos que la empresa puede recaudar de sus clientes. Además, NVE ha establecido un conjunto de reglas sobre la estructura tarifaria. La estructura de la tarifa es distinta para los consumidores conectados a las redes regionales o central que para aquellos conectados a redes de distribución. En el primer caso la tarifa debe consistir de un cargo por energía y de uno por potencia. El cargo por energía es igual al precio del Nord Pool por el factor de pérdidas marginales en el punto de conexión. Los factores de pérdidas marginales en las redes central y regional se actualizan cada semana y hay valores distintos durante el día y la noche o fines de semana. El cargo por potencia se aplica en cada punto de conexión del usuario a la red, en función del consumo total medio en horas de pico durante los últimos cinco años.

Los generadores pagan una tarifa residual que se aplica a la producción anual media de 10 años, además de una componente por pérdidas marginales. El cargo de la tarifa residual se establece para la red central y se aplica también generación conectada en niveles inferiores de tensión, de manera que el costo por tarifa residual es el mismo para toda la generación y no depende del nivel de tensión de la red a la que ésta se conecta. El nivel de la tarifa residual puede variar entre €0 y €1.2 /MWh conforme la Regulación de la Comisión 774/2010.

4.9.4 Distribución


Como se señaló en la sección de transmisión, el esquema regulatorio de Revenue cap es común para todas las empresas de red. Los ingresos máximos autorizados se basan parcialmente en los costos reales de las empresas y parcialmente en un benchmarking.

El estudio de benchmarking es un análisis no paramétrico de fronteras eficientes (DEA). El esquema DEA en Noruega toma en cuenta como único insumo el costo total, conformado por los siguientes elementos:


• Costos de operación y mantenimiento (OPEX)

• Costo de energía no suministrada (CENS)

• Intereses de préstamos (según valores contables que incluye los financiamientos del capital para inversiones)

• Depreciación

• Costos de pérdidas de energía (pérdidas reales de energía por un precio de referencia de la energía)

Por otro lado, el modelo de distribución incorpora nueve productos:

• Número de consumidores excluyendo casas vacacionales

• Número de consumidores casas vacacionales

• Energía suministrada en MWh

• Líneas de alta tensión km

• Número de Subestaciones

• Bosque: Proporción del área con bosque desarrollado por km líneas aéreas AT

• Nieve: Precipitación promedio en forma de nieve en mm por km líneas aéreas AT

• Costa: Velocidad promedio de Viento en m/s / distancia media a la costa en metros x km de líneas aéreas de AT

El primer resultado obtenido por el análisis DEA son puntajes de eficiencia.

A partir del 2010, la NVE incorporó una nueva etapa en a su proceso de comparación, mediante un análisis de regresión. Éste corrige algunos resultados al incorporar tres factores ambientales: Interface: suma ponderada por el Costo de Equipamiento de interface con la red regional, Islas: número de islas a 1 km o más de tierra o de otra isla con servicio y Generación Distribuida: MW inyectados desde pequeñas hidro.

𝑒 𝑒 𝑒 𝑚 𝑒 𝑒

𝑒 𝑒 𝑒 41

Estos coeficientes conforman el factor de corrección ambiental (EFC, por sus siglas en ingles), además de las tres variables incluidas en el primer análisis, que equilibran el desempeño de las empresas en función del contexto operacional particular (factores ambientales).

La metodología DEA identifica la empresa eficiente como aquella que se encuentra posicionada sobre la frontera de eficiencia. Esta empresa resulta ser luego la empresa de referencia que denota el accionar eficiente del mercado. Sin embargo, la NVE fija el puntaje de eficiencia referencial como el promedio de puntajes de todas las empresas. Por tal motivo, el siguiente paso en la metodología es ajustar los puntajes al parámetro referencial.


La determinación de la tasa de remuneración del capital y de la base es similar a la descrita para transmisión.


También aquí vale lo comentado para transmisión.

41 Este componente fue incorporado en el último proceso de revisión tarifaria.



En el caso de la distribución, los costos de pérdidas son asociados a la gestión de la empresa y por lo tanto son incorporados en el benchmarking, por lo que intervienen en los scores de eficiencia.


Vale lo comentado en el apartado de transmisión. A continuación se resume la evolución del tratamiento del tema calidad de servicio en Noruega, de acuerdo con NVE

Figura 62 – Noruega: Evolución del tratamiento de la calidad de servicio

Fuente: NVE


Las tarifas domiciliarias consisten de un cargo fijo, en NOK/año y un cargo por energía (NOK/kWh). El cargo fijo debe cubrir los costos de atender al usuario relacionados con medida del consumo, emisión de facturas y cobro.

El cargo por energía depende del consumo y como mínimo debe cubrir los costos de pérdidas marginales, es decir de la pérdida que ocurre cuando se suministra un kWh adicional para cierto nivel de carga. Adicionalmente, las tarifas deben cubrir los demás


costos fijos de la red. Es usual que las empresas de red clasifiquen los usuarios por grupos a los que aplican diferentes tarifas (por ejemplo, residenciales, casas de vacaciones, industriales, etc.).

Las tarifas varían empresa a empresa, principalmente por la diferencia en costos de inversion y operación de la red y las diferencias de escala.

Para contribuir a nivelar las tarifas entre empresas, se fijó un subsidio financiado con presupuesto del gobierno para reducir las tarifas en las áreas de costos más elevados. NVE transfiere los fondos a las empresas de acuerdo con los términos establecidos por el Ministerio de Petróleo y Energía, y el monto es deducido de lo que debe recaudarse por tarifas.

4.10 Panamá


4.10.1.1 Demanda

El consumo de electricidad en Panamá es servido por tres empresas distribuidoras de energía eléctrica: ENSA, EDEMET y EDECHI. La carga se localiza principalmente en la Ciudad de Panamá, donde se ubica más del 65% de la demanda total del sistema. Dadas las características climáticas del país (cálido y húmedo) y la economía basada principalmente en el comercio internacional y los servicios, el sistema nacional presenta un elevado factor de carga (cercano al 70%), proveniente en su mayoría por el consumo de los aires acondicionados. En consecuencia, la curva de carga diaria, presenta altos consumos en horas del mediodía.

La demanda de potencia del sistema no presenta una gran estacionalidad y es relativamente estable a lo largo del año. La relación de potencia en las horas valle o fuera de punta y en las horas de punta es aproximadamente del 60% durante todos los meses.

El consumo de energía eléctrica en el país está concentrado principalmente en las provincias de Panamá, Chiriquí, Colón y zonas aledañas, donde no sólo reside la mayor parte de la población, sino que además se desarrolla la mayor parte de la actividad comercial e industrial del país.

Para el período comprendido entre 1975 y 2011 el consumo total de energía eléctrica en Panamá pasó de 1.041 a 6.600 GWh, lo que representa un incremento de 5.559 GWh, equivalente a un crecimiento promedio anual de 5,3%. Por su parte, para este mismo período de tiempo la tasa promedio de crecimiento de los clientes fue de 4,5%. Para el último decenio (2002-2011), el crecimiento del consumo de energía fue de 5,4% y el número de clientes presenta una tasa media anual de crecimiento de 4,4%.

En el primer semestre del año 2013, la cantidad total promedio de clientes ascendía a 892.604, de los cuales el 44% pertenecen a la zona de concesión de EDEMET, 43% a la de ENSA y el 13% restante a la de EDECHI. Asimismo, un análisis comparativo por empresa permite concluir que entre el primer semestre del año 2012 y el primer semestre del año 2013, EDEMET, ENSA y EDECHI registraron crecimientos en el número de clientes, siendo estos de 3,8%, 3,9% y 2,9%, respectivamente.

En el año 2012, las ventas totales de energía eléctrica realizadas por las empresas distribuidoras fueron de 6.257,06 GWh. En el primer semestre del año 2013 las ventas totalizaron 3.479,93 GWh, en las cuales EDEMET participó con 51,7%, ENSA con 39,8% y EDECHI con 8,5% del total. El consumo de energía eléctrica está básicamente concentrado entre clientes comerciales y residenciales.

Finalmente, en el año 2012 el total de pérdidas en distribución, entre técnicas y no técnicas, ascendía a 749,83 GWh. Para el primer semestre del año 2013 dicho valor alcanzó los


430,13 GWh, equivalentes al 11% del total de la energía comprada por las tres empresas distribuidoras.

4.10.1.2 Generación

A junio de 2013, la capacidad instalada de Panamá totaliza 2.448 MW, de los cuales el 90,15% corresponde a plantas de generadores que prestan el servicio público de electricidad, el 9,03% a plantas de autogeneradores conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el restante 0,82% a sistemas aislados.

De las plantas que prestan el servicio público de electricidad, a junio de 2013 el 61,02% corresponde a centrales hidroeléctricas y el 38,98% a centrales térmicas de diversas tecnologías.

Desde el punto de vista de la generación bruta, en el año 2012 se produjeron 8.262,97 GWh, incluyendo la producción total de los autogeneradores y los sistemas aislados. En el primer semestre del año 2013 se generaron 4.395.59 GWh, de los cuales el 52,03% correspondió a plantas de generación hidroeléctrica en tanto que las plantas térmicas generaron el 47,97% restante.

En cuanto a los intercambios de energía eléctrica con Centroamérica, en el año 2012 las exportaciones alcanzaron los 28.988,24 MWh, mientras que las importaciones se ubicaron en 16.861,47 MWh.

Si se observa la evolución histórica entre 1998 y junio de 2013 de la capacidad instalada de Panamá, se aprecia que en el año 2002, con la puesta en operación de la tercera unidad de Bayano y el ingreso en el año 2003 de la empresa de generación térmica Pedregal Power Company, la capacidad instalada presentó un notorio aumento, en comparación con años anteriores.

El balance energético de Panamá muestra pocas fuentes de diversificación y una alta dependencia del petróleo importado. Lo anterior, resulta en una alta correlación entre el costo marginal de generación y los precios internacionales de los combustibles líquidos, especialmente el WTI.

Por otro lado, las características geográficas del país hacen que en el Oeste se localicen las plantas hidroeléctricas existentes (excepto la Central Bayano) y en el Norte la mayoría de los generadores térmicos. Esto último debido a la presencia de la infraestructura portuaria en el Norte, necesaria para descargar y almacenar combustibles que deben ser importados.

La generación eléctrica en Panamá muestra un alto grado de concentración, con dos actores predominantes: AES Panamá (privada), y Empresa de Generación Eléctrica Fortuna (de capital mixto).

4.10.1.3 Red de Transmisión

El sistema de transmisión está formado por las líneas de transmisión de alta tensión con voltaje igual o mayor de 115 kV, subestaciones, transformadores y equipos eléctricos asociados, necesarios para transportar la energía eléctrica desde el punto de entrega de dicha energía por parte del generador, hasta el punto de recepción por la empresa distribuidora o Gran Cliente, incluyendo las interconexiones internacionales y todos los bienes necesarios para su adecuado funcionamiento.

El sistema de transmisión de ETESA (SNT -Sistema Nacional de Transmisión-) está formado principalmente por 10 tramos de líneas de 230 kV que van desde la Central Hidroeléctrica de Bayano hasta la subestación Progreso en la frontera con la República de Costa Rica y por las subestaciones asociadas. Tiene también líneas de 115 kV, un tramo desde la Central Termoeléctrica de Bahía Las Minas en Colón hasta la subestación Panamá I y otro tramo desde la subestación Caldera hasta las Centrales Hidroeléctricas La Estrella y Los Valles.


La prestación del Servicio de Transmisión de Energía Eléctrica en alta tensión -en forma no discriminatoria, continua, regular y eficiente- está a cargo exclusivamente de ETESA de acuerdo a la Ley 6 de 3 febrero de 1997. Dicha empresa se rige por las disposiciones de sociedad anónima y de derecho privado, siendo su capital accionario 100% propiedad del Estado.

La operación integrada del SIN está a cargo del CND, dependencia de ETESA, el cual también presta el servicio de administrador del Mercado Mayorista de Electricidad.

Figura 63 – Sistema de Transmisión de Panamá

Fuente: ETESA


La distribución de energía eléctrica en Panamá está a cargo de 3 empresas concesionarias:

Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste S.A. (EDEMET).

Elektra Noreste S.A. (ENSA).

Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI).


Figura 64 – Panamá Áreas de concesión por empresa distribuidora

La atención a la población de Changinola, Guabito, Almirante y Las Tablas, en la provincia de Bocas de Toro, era llevada a cabo por la empresa Bocas Fruit Company, que es un autoproductor y que vende sus excedentes en virtud de un Contrato Ley que le permitía estas ventas sin tener una zona de concesión de distribución.

Posteriormente sus activos de distribución fueron traspasados a la Oficina de Electrificación Rural (OER), quien actualmente brinda el servicio en la zona.

En el primer semestre de 2013, la longitud total de las redes de distribución para el servicio público fue de 31.023 km. El 50% de las mismas le corresponden a EDEMET; mientras EDECHI y ENSA tienen el 18% y 32% restante, respectivamente.

No se identifican comercializadoras independientes en Panamá. Consecuentemente, las empresas concesionarias prestan el servicio de distribución y comercialización de la energía eléctrica.



El desarrollo de un sistema integrado destinado al abastecimiento eléctrico en Panamá tuvo sus inicios en el año de 1954, con la creación del Servicio Interamericano de Fomento Económico (SCIFE), con la misión de analizar el potencial hidroeléctrico del país. En la siguiente década (1961), el Gobierno crea el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE), con la responsabilidad de prestar el servicio público de electricidad en sus tres etapas: generación, transmisión y distribución por fuera del área del Canal de Panamá, que para ese entonces se encontraba en manos de Estados Unidos. En el año 1972 se crea la Compañía Panameña de Fuerza y Luz, para prestar el servicio eléctrico en las ciudades de Panamá y Colón, que para esa época representaba el 40% de la demanda eléctrica del país. Con el paso de los años, el IRHE continúa trabajando en el proceso de unificación del sistema, y para el año de 1979 logra la total integración del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de una red en 230 kV, que conecta ambos extremos del país.

Para el año de 1997, regidos por lo dispuesto en la Ley 6, se establece el régimen para las actividades de generación, transmisión y distribución, con miras a iniciar un proceso de reestructuración del sector. Es así como se crea el Mercado Mayorista Eléctrico (MME). De esta forma, el sector eléctrico en Panamá queda dividido en empresas distribuidoras, empresas generadoras, grandes clientes y una compañía de transmisión, que incluye el Centro Nacional de Despacho de Cargas.


El mercado eléctrico en Panamá está compuesto por las siguientes instituciones:

Secretaria Nacional de Energía (SNE): Es la entidad encargada de formular,

planificar y establecer las políticas del sector de energía e hidrocarburos. Entre sus principales funciones está la de velar por el cumplimiento de las políticas energéticas, asesorar al órgano ejecutivo y proponer la legislación necesaria para la adecuada vigencia de las políticas energéticas y la ejecución de la estrategia.

Oficina de Electrificación Rural (OER): Es la entidad encargada de evaluar las

opciones para la prestación del servicio en el área respectiva, bajo la premisa de que la mejor opción para el Estado será aquella que requiera del menor subsidio de inversión inicial por parte del Estado.

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A., (ETESA): Es una compañía del Estado

que brinda el servicio de transmisión a los clientes de la red a tarifas reguladas. Por ley, ETESA debe permitir acceso a terceros participantes a las redes de transmisión. Entre sus responsabilidades también está la preparación del Plan de Expansión de Generación y Transmisión para el SIN, el cual debe ser aprobado por la ASEP. Adicionalmente, tiene la función de preparar el pliego de cargos y efectuar la convocatoria de los actos de concurrencia para la compra de potencia y/o energía, así como la evaluación y adjudicación de los contratos de suministro correspondientes, de acuerdo con los parámetros, criterios y procedimientos establecidos por la ASEP, y asignar dichos contratos de suministro a las empresas distribuidoras, para su firma y ejecución. No obstante lo anterior, ETESA no puede para sí realizar operaciones de compra y venta de energía eléctrica.

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP): es el Ente Regulador de

los Servicios Públicos, creado mediante Ley 26 de 1996. Es una agencia reguladora multisectorial, que abarca los sectores de agua potable y alcantarillado sanitario, telecomunicaciones, radio y televisión, servicios de transporte y distribución de gas natural, y electricidad.

Centro Nacional de Despacho de Carga (CND): Es una dependencia de la

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) y es el encargado de la operación integrada del sistema. Esta empresa deberá llevar una adecuada separación contable de los ingresos y costos correspondientes a este servicio.

Por su parte, los participantes del mercado se clasifican de la siguiente manera:

los Grandes Clientes, que con una demanda superior a los 100 kW, pueden

comprar energía eléctrica para abastecer sus propias necesidades a través de contratos bilaterales con generadores a precios libremente acordados entre las partes, o acogerse a las tarifas reguladas del distribuidor;

los Distribuidores, que proveen el servicio de electricidad a los clientes regulados y se encargan de las actividades de comercialización y facturación de sus clientes o de Grandes Clientes dentro o fuera de su zona de concesión;

los Participantes Productores, los cuales producen energía eléctrica para su venta

a nivel mayorista, son los siguientes:

o los Autogeneradores y Cogeneradores ubicados en la República de Panamá;

o las empresas que compran en el Mercado Mayorista de Panamá, conectándose mediante interconexiones internacionales y los generadores que venden en el Mercado Mayorista de Panamá a través de interconexiones internacionales.


o los Generadores ubicados en la República de Panamá, lo cual incluye la Generación Propia del Distribuidor.


El mercado eléctrico mayorista de Panamá, es el ámbito donde se realizan las transacciones comerciales de corto, mediano y largo plazo entre participantes, para la compra-venta de energía y/o potencia. Dicho mercado incluye el Mercado de Contratos y el Mercado Ocasional.

El Mercado de Contratos es el ámbito donde se realizan las transacciones comerciales de mediano o largo plazo entre Participantes, para la compra / venta de energía y/o potencia con plazos, cantidades, condiciones y precios que resultan de acuerdos entre las partes. Los contratos entre Participantes Nacionales no pueden establecer un intercambio bilateral físico que altere el despacho económico. Los Participantes deben tener en cuenta que en Panamá no se aceptan los contratos con condiciones de compra mínima obligada (take or pay), por

lo que éstos no serán tomados en cuenta en el despacho de cargas que realice el CND.

El Mercado Ocasional (spot) es el ámbito donde se realizan transacciones comerciales de energía horaria de corto plazo, que permiten despejar los excedentes y faltantes que surgen como consecuencia de las diferencias presentadas entre los compromisos contractuales y la realidad del consumo y de la generación.

La compra de los Participantes Consumidores, con garantía de suministro, se logra a través del Mercado de Contratos. Cada Distribuidor debe cumplir con la obligación de garantía de suministro que resulta de la Ley N° 6, sus modificaciones y reglamentación, mediante compras en el Mercado de Contratos, de acuerdo a su obligación de contratar definido en las reglas comerciales y las reglas de compra.

De acuerdo al objeto existen:

contratos de suministro, para la venta de energía y/o potencia de un participante

productor a participantes consumidores con el objeto de cubrimiento de la garantía de suministro y estabilización de precios de los participantes consumidores o de un distribuidor a un gran cliente;

contratos de reserva, para la venta de energía y potencia de un participante

productor a otro.

El contrato de suministro es la herramienta comercial mediante la cual el distribuidor cumple su obligación de contratar. Un contrato de suministro puede establecer:

un compromiso exclusivamente de potencia; o garantía de suministro;

un compromiso exclusivamente de energía; o cobertura riesgo precio;

un compromiso de potencia y energía (garantía de suministro y cobertura riesgo precio).


En la figura siguiente se resume la estructura del mercado:

Figura 65 – Panamá La estructura del Mercado Mayorista

Los grandes clientes (demanda máxima de potencia superior a 100 kW) tienen la opción de negociar libremente los términos y condiciones de suministro de energía o acogerse al mercado regulado. Las cooperativas, centros comerciales, edificios, asociaciones de usuarios, complejos habitacionales, recreativos y similares, pueden ser considerados como grandes clientes. Estos clientes colectivos no pueden explotar ningún tipo de servicio de distribución ni tampoco derecho a remuneración alguna sobre su capital invertido en las instalaciones internas. Pueden realizar cargos administrativos a los asociados. Para optar por la tarifa no regulada, un gran cliente debe disponer de telemedición horaria (SMEC), debidamente habilitada por el Centro Nacional de Despacho (CND). Un gran cliente puede volver a optar por una tarifa regulada, pero en dicho caso deberá permanecer un período mínimo de 6 meses en esta nueva condición.

Las centrales de generación que son propiedad de una empresa distribuidora (de acuerdo a la Ley N° 6, la actividad de distribución puede realizar conjuntamente con la de generación hasta un 15% de su demanda) tienen en principio las mismas obligaciones que el resto de los generadores; aunque la Ley N° 6 determina que la ASEP puede establecer cuáles de las obligaciones se aplicarán a plantas con capacidad instalada inferior a 10 MW, y las de cogeneración y autogeneración conectadas al sistema interconectado nacional.

El generador tiene las siguientes opciones para participar del mercado:

competir por las licitaciones de las distribuidoras y obtener contratos para la venta de potencia y/o energía;

vender en el mercado ocasional, sin contrato;

vender a grandes clientes mediante negociación directa;


acordar con un distribuidor para que sea incluido dentro de su generación propia;

exportar al mercado regional centroamericano.

La Ley obliga a las distribuidoras a comprar mediante contratos de libre concurrencia la potencia y la energía para cubrir la demanda de sus clientes regulados, que no cubren con generación propia. Los actos competitivos para la compra de potencia y/o energía son públicos, de libre acceso y no discriminatorios (marcas o tecnologías específicas).

4.10.2.3 Políticas ambientales. Renovables y Eficiencia energética

En el año 1998 se crea por Ley N° 41 la Autoridad Nacional del Ambiente (ANAM) como ente rector en materia de recursos naturales y de ambiente. Dicha ley señala que son principios y lineamientos de la política nacional del ambiente el estimular y promover comportamientos ambientalmente sostenibles y el uso de tecnologías limpias, así como apoyar la conformación de un mercado de reciclaje y reutilización de bienes como medio para reducir los niveles de acumulación de desechos y contaminantes del ambiente. También se menciona que el Estado promoverá y dará prioridad a los proyectos energéticos no contaminantes, a partir del uso de tecnologías limpias y energéticamente eficientes y la ANAM, el Ministerio de Comercio e Industrias y el Ministerio de Salud, normarán las medidas para prevenir y controlar la contaminación, de acuerdo con lo establecido en la correspondiente evaluación de impacto ambiental.

En el año 2004, el gobierno panameño aprueba la Ley Nº 45, cuyo objetivo principal es brindar los adecuados incentivos para la construcción y desarrollo de sistemas centrales de mini hidroeléctricas, sistemas de centrales termoeléctricas, centrales particulares de fuentes nuevas, renovables y limpias y sistemas de centrales de otras fuentes nuevas, renovables y limpias, además tiene el propósito de contribuir en el desarrollo en áreas rurales deprimidas, utilizar y optimizar los recursos naturales; proteger el ambiente y disminuir los efectos ambientales adversos, disminuir la dependencia del país de los combustibles tradicionales y diversificar las fuentes energéticas. La Ley fomenta así pequeñas plantas de generación utilizando fuentes nuevas, renovables y limpias, estableciendo diversos beneficios como la exoneración del cargo por distribución y transmisión a centrales mini hidroeléctricas, geotermoeléctricas y sistemas de centrales con otras fuentes nuevas, renovables y limpias con capacidad instalada menor a 10 MW cuando vendan en forma directa al distribuidor o en el mercado ocasional.

Otro de los incentivos que otorga la Ley es la exoneración de impuestos de importación, aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes; así como del Impuesto de Transferencia de Bienes Muebles y Prestación de Servicios, para la construcción, operación y mantenimiento de centrales de fuentes nuevas, renovables y limpias de hasta 500 kW de capacidad instalada.

Adicionalmente, existe un incentivo fiscal de exoneración del pago del Impuesto Sobre la Renta, durante los primeros 10 años contados a partir de la entrada en operación comercial del proyecto equivalente hasta el 25% de la inversión directa en el respectivo proyecto, con base a la reducción de toneladas de emisión de dióxido de carbono (CO2), el cual puede ser utilizado en un 100% (para plantas con capacidad instalada menor a 10 MW) o en un 50% (para plantas con capacidad instalada mayor a 10 MW).

En el año 2011 se sancionó la Ley N° 44, que establece incentivos para la construcción y explotación de centrales eólicas destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. La Ley establece la celebración de actos de concurrencia exclusivos para generación eólica, enmarcados en cubrir hasta 5% sobre el consumo anual de energía del país. Entre los incentivos que otorga la citada Ley es la exoneración de impuestos de importación, aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes; así como del Impuesto de Transferencia de Bienes Muebles y Prestación de Servicios, para la construcción. También


se establece la utilización del método de depreciación acelerada y exoneración de todo gravamen impositivo nacional.

A través de la Alianza en Energía y Ambiente (firmada en el año 2003) entre la Comisión Centroamericana de Ambiente y Desarrollo (CCAD) y el Gobierno de Finlandia, se promueve el desarrollo e implementación de proyectos de todo tipo de energías renovables por medio del financiamiento de los mismos. En el marco de esta Alianza, la ANAM diseño y presentó, el proyecto denominado "Implementación de Sistemas de Energía Fotovoltaica en Infraestructuras Básicas de Servicios de las Comunidades de Ogobsucun y Ustupo, Corregimiento de Aligandi - Comarca Kuna Yala - República de Panamá". El mismo constó de la instalación de sistemas fotovoltaicos para escuelas, centro de salud, casa de parto, casas de congreso y luminarias públicas.

Otra serie de proyectos fueron presentados en la reunión del Comité Asesor de la Alianza (realizada en el año 2004), de los cuales fueron aprobados proyectos para el desarrollo de sistema de generación de biogás, y sistemas de riego a través de sistemas fotovoltaicos.

A la fecha se han finalizado varios proyectos, los cuales han beneficiado al sector agropecuario nacional directamente en las áreas de riego a través del proyecto de implementación de sistema de bombeo solar para la agricultura sostenible. Adicionalmente, se han iniciado proyectos de energía solar destinados a beneficiar cooperativas de pescadores y el sector ganadero.

Con 17 proyectos aprobados y con beneficiarios en el sector agropecuario, sector pesquero y sector energético, la ANAM conjuntamente con la Alianza Energía y Ambiente promueven el desarrollo del sector rural nacional con el fomento, desarrollo e implementación de las energías renovables como alternativa para aumentar la competitividad y el desarrollo tecnológico del país.

Además de estos proyectos en los últimos 5 años diversos desarrolladores de energías renovables han acudido al mercado de carbono para tratar de obtener beneficios económicos adicionales que generalmente se usan para apoyar el flujo de caja de los proyectos y también para apoyar beneficios locales a la sostenibilidad ambiental. Panamá cuenta con 5 proyectos inscritos en el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y tiene 10 proyectos en etapa de validación. Panamá cuenta con la infraestructura institucional adecuada para la participación en el MDL, y existen procedimientos para la obtención de cartas de aprobación nacional MDL.

4.10.3 Transmisión


El principal cuerpo normativo de leyes, decretos y resoluciones normativas que regulan la actividad de transmisión es el siguiente:

Ley Nº 6 de 3 febrero de 1997. Publicada en Gaceta Oficial Nº 23220. Por la cual se dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la prestación del servicio público de electricidad.

Decreto Ejecutivo Nº 22 de 19 de junio de 1998 Publicado en Gaceta Oficial Nº 23490. Por el cual se reglamenta la Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997, que dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la prestación del Servicio Público de Electricidad

Decreto Ley Nº 10 de 26 de febrero de 1998 Por el cual se modifican algunos artículos de la Ley Nº 6 de 3 febrero de 1997.

Decreto Ejecutivo Nº 22 de 19 de junio de 1998. Publicado en Gaceta Oficial Nº 23490. Por el cual se reglamenta la Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997, que dicta el


Marco Regulatorio e Institucional para la prestación del Servicio Público de Electricidad

Las Normas de Calidad de Servicio Técnico para las Redes de Transmisión.

Ley Nº 45 de 4 de agosto de 2004 Publicada en Gaceta Oficial Nº 25112. Establece el Régimen de incentivos para el Fomento de Sistemas de Generación Hidroeléctrica y de otras fuentes nuevas, renovables, limpias y dicta otras disposiciones.

El Reglamento de Transmisión (RT), cuya última modificación fue en octubre de 2013.

Decreto Ejecutivo Nº 45 de 10 de junio de 2009 Publicada en Gaceta Oficial Nº 26304. Por la cual se reglamenta el Régimen de los Incentivos para el Fomento de Sistemas de Generación Hidroeléctrica y de otras fuentes nuevas, renovables y limpias, contemplados en la Ley Nº 45 de 4 de agosto de 2004.

Ley Nº 57 de 13 de octubre de 2009 Publicada en Gaceta Oficial Nº 26387-B. Por la cual se modifican artículos de la ley 6 de 1997, que dicta el marco regulatorio para la prestación del servicio público de electricidad.

Resolución de Gabinete 101 de 2009 Resolución de Gabinete 101, de 23 de agosto de 2009, por la que se instruye a entidades, autoridades y organismos con atribuciones y funciones relacionadas con la prestación del servicio público de Electricidad, para que adopten medidas dirigidas a verificar el estricto cumplimiento de los criterios sociales y económicos que obligatoriamente deben cumplir los prestadores del servicio público de electricidad.

ETESA es una sociedad anónima con capital 100% estatal. Centra sus principales actividades en el transporte de energía eléctrica en alta tensión, desde el punto de entrega de esta energía por el generador hasta el punto de recepción por la empresa distribuidora o Gran Cliente.

ETESA debe brindar el uso de la red de transmisión, con acceso abierto y no discriminatorio y a tarifas reguladas, estando autorizada por la ASEP a prestar el servicio público de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, bajo un contrato de concesión vigente hasta el año 2025 y que puede ser prorrogado a solicitud de la empresa.

Para obtener el acceso, los Agentes del Mercado presentan una solicitud a ETESA, quien evalúa la solicitud y autoriza la conexión, pudiendo condicionar dicha aprobación a la realización de inversiones adicionales por parte del Agente, a fin de evitar efectos negativos que pudiese ocasionar la conexión del Agente.

El Reglamento de Transmisión (RT), tiene por objetivo regular el servicio de transmisión referente a su definición, derechos y obligaciones, el libre acceso, las normas de calidad del servicio, la planificación y la expansión, el régimen tarifario, la separación de las actividades y el sistema de liquidación y cobranza.

La regulación del sector de transmisión se caracteriza por:

Un esquema de planificación que permite asegurar la expansión del sistema, por medio de un proceso de planificación dirigido por ETESA pero con una alta participación de todo el mercado y aprobado por el regulador;

Peajes que dependen del uso que realice cada agente del sistema de transmisión; quedando la mayor parte a cargo de las centrales hidroeléctricas alejadas de los centros de consumo;

La remuneración de las instalaciones, calculada como la anualidad del valor contable del equipamiento de transmisión descontado de su depreciación a una tasa de


rentabilidad establecida por el regulador, más los costos eficientes de operación y mantenimiento.

4.10.3.2 Planificación y Remuneración de las inversiones

ETESA está obligada a realizar las obras que se incluyen en el plan de expansión elaborado con los criterios y políticas de la SNE y aprobado por la ASEP, y que son necesarias para atender el crecimiento de la demanda y los criterios de confiabilidad y calidad de servicio que le exige las Normas de Calidad del Servicio. Estas obras de inversión las construye a través de empresas nacionales y/o extranjeras, mediante procesos competitivos de libre concurrencia.

El plan de expansión tiene por objetivos: a) analizar el impacto de nuevas instalaciones previstas tales como nueva generación, requerimientos adicionales de los distribuidores, conexión de grandes demandas, líneas de Transmisión o subestaciones y contratos de exportación e importación; b) planificar la expansión y reposición del Sistema de Transmisión que satisfaga la demanda proyectada y la conexión de las nuevas instalaciones previstas; c) identificar los refuerzos necesarios en el Sistema de Transmisión con anticipación suficiente, de forma de asegurar el cumplimiento de las Normas de Calidad de Servicio establecidas en el presente Reglamento y los nuevos requerimientos de los Distribuidores; d) identificar restricciones en el sistema de transmisión que podrían deteriorar la seguridad o confiabilidad del servicio, o incrementar el costo de satisfacer la demanda.

Respecto de la reposición, el objetivo es determinar un plan de renovaciones y mejoras de largo plazo debidamente justificado.

La remuneración de los servicios prestados por ETESA está sujeta a regulación y proviene, de los cargos por el acceso y uso de la red de transmisión, por el servicio de operación integrada y por los servicios de la red meteorológica e hidrológica.

Con base a los criterios de suficiencia financiera, eficiencia económica, equidad, simplicidad y transparencia, la ASEP, establece cada 4 años un régimen tarifario; el cual incluye las fórmulas tarifarias que aplican por cada área de servicio y que deben permitirle a la empresa prestadora del servicio público de transmisión recuperar sus costos a una tasa de rentabilidad razonable.

Los cálculos tarifarios parten del Ingreso Máximo Permitido (IMP) aprobado, monto determinado a partir de indicadores de costos eficientes de administración, operación y mantenimiento, en comparación a una empresa eficiente en la gestión de transmisión de energía eléctrica, el valor bruto de los activos fijos eficientes, la depreciación media de los activos y la tasa de rentabilidad aprobada para el periodo tarifario.

El IMP debe cubrir los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento de la red nacional de transmisión, así como los costos del CND y los costos relacionados con la función hidrológica y meteorológica.

Los elementos a considerar en el cálculo de la remuneración de ETESA por la oferta del servicio de transmisión son:

la rentabilidad permitida, respecto al valor neto de los activos del Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Conexión;

los gastos de generación obligada u otros costos adicionales del mercado mayorista relacionados a la aplicación del criterio de seguridad N-1;

los gastos eficientes de operación, mantenimiento y administración, por medio de los parámetros o porcentajes establecidos, respecto al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos del SPT y Conexión, y;


la depreciación, según los porcentajes promedio por tipo de activo respecto al valor neto de los mismos a costo original aceptado por el Regulador.

Figura 66 – Panamá Modelo de Ingreso Máximo Permitido

Notas: IPSPT & IPCN es el Ingreso Permitido del Sistema Princial de Transmisión e Ingreso Pemitido por Conexión. IP CND es el Ingreso Permitido por Centro Nacional de Despacho. IP HIDROMET es el Ingreso Permitido por Hidrometerología.

Fuente: ETESA

Respecto de la tasa de rentabilidad la Ley N° 6 indica que debe considerarse una tasa razonable de rentabilidad antes del impuesto a la renta, y establece como razonable aquella que no difiera en más de 2 puntos de la suma de la tasa de interés anual de los bonos de 30 años del tesoro de los Estados Unidos de América, más una prima de 7 puntos en concepto del riesgo del negocio de transmisión en el país

Los ingresos por actividades no reguladas que utilicen los activos de transmisión se consideran parte del ingreso que recibe, por lo que se deducen en los requerimientos de ingreso de la actividad regulada. Adicionalmente se ajusta el valor del activo permitido que se asigna al servicio de transmisión por un factor de ajuste que resulta del cociente entre los ingresos permitidos solo para la actividad de transmisión y la suma de dicho ingreso, y el 80% del ingreso por actividades no reguladas.


Para determinar los costos de AOM, se selecciona una o más empresas comparadoras con el fin de medir la eficiencia en la gestión de la Empresa de Transmisión, tal como lo establece la Ley N° 6. Se definen indicadores para la o las empresas comparadoras, llamados Comparadores. Los Comparadores serán parte de los elementos para el cálculo del IMP de la Empresa de Transmisión. Los Indicadores que se aplican en un Periodo Tarifario permanecen vigentes en los siguientes periodos tarifarios hasta que no haya indicaciones fehacientes de que se deben modificar, en cuyo caso se deberá efectuar un nuevo análisis de los mismos.

El RT define los siguientes indicadores:


a) costos de operación y mantenimiento como porcentaje del activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, calculados sobre la base de los respectivos costos de la o las Empresas Comparadoras; y

b) costos de administración como porcentaje del activo fijo bruto eficiente del sistema principal de transmisión y de conexión, calculados sobre la base de los respectivos costos de la o las Empresas Comparadoras.

Los activos eficientes para el cálculo de los costos de operación, mantenimiento y administración son determinados a partir del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de los activos del sistema principal de transmisión y de conexión.


El Artículo 172 del RT establece que “Las pérdidas de transmisión se determinarán y aplicarán a los usuarios de acuerdo a lo establecido en las reglas para el mercado mayorista de electricidad y los factores de pérdida deberán ser incluidos en el pliego tarifario de la transmisión.”.


El tratamiento regulatorio de la calidad de servicio se encuentra incorporado en el RT. Se definen para la confiabilidad los siguientes índices:

FMIK = Frecuencia media de interrupción, en el punto de interconexión por kVA conectado o instalado; con un límite de 1,5 por año.

TTIK = Tiempo total de la interrupción, en el punto de interconexión por kVA conectado o instalado; con un límite de 6 has. por año.

Respecto a los niveles de tensión y control de potencia reactiva se deberán mantener los límites de niveles de tensión de diseño en intervalos de 15 minutos para el Sistema Principal de Transmisión.

Los limites indicados son, en condiciones estables, +/-5% en 115 kV y +/-5% en 230 kV.

También se fijan en la norma de calidad las obligaciones de los usuarios conectados al sistema de transmisión en lo referente a control de potencia reactiva, y perturbaciones eléctricas; así como las penalidades al transmisor por apartamientos de los indicadores de confiabilidad, nivel de tensión y perturbaciones.


Las tarifas por el acceso y uso de las redes del SIN, se dividen en cargos por conexión y uso de las redes de transmisión, tal como establece la Ley N° 6:

Cargo por servicio de conexión: Refleja los costos de los activos necesarios con el nivel de confiabilidad requerido en las normas para conectar cada cliente al sistema principal de transmisión cuando ésta no es propiedad del usuario.

Cargos por uso del Sistema de Transmisión (CUST): Reflejan los costos que se le asignan a cada usuario por el uso del sistema principal de transmisión con el nivel de calidad requerido en las normas de acuerdo a la evaluación realizada para el período tarifario.

Cargo por Servicio de Operación Integrada (SOI): Reflejan los costos que se le asignan a cada agente (Generador, Consumidor) para cubrir los costos asociados a las actividades de Planificación del Despacho de Generación, Administración del Mercado Mayorista de Electricidad (actividades bajo responsabilidad del CND) más los Servicios de Hidrometerología.


Los cargos son calculados año a año, dentro de cada periodo tarifario de 4 años, con actualizaciones anuales, de modo que se garantice el cubrimiento de los costos de operación previstos y se logre brindar una rentabilidad adecuada a ETESA.

4.10.4 Distribución


El principal cuerpo normativo de leyes, decretos y resoluciones normativas que regulan la actividad de distribución es, en general, el mismo que el incluido en la sección de Transmisión.

Las principales características del sector de distribución eléctrica -comprendidas en la Ley N °6, el Decreto Ejecutivo 22 que reglamenta la Ley N° 6 y los Contratos de Concesión- se describen a continuación:

Tipo de concesión – plazo: Las concesiones de distribución son otorgadas por la ASEP por un plazo de 15 años. El contrato de concesión de EDEMET fue autorizado por el Ente Regulador de Servicios Públicos (ERSP, antecesor de ASEP) el 3 de septiembre de 1998 (Resolución JD No. 994). En 2012, un año antes de que venciera el contrato, la ASEP convocó a un proceso de libre concurrencia para la venta del 51% de las acciones de EDEMET. EDEMET puede participar en el proceso de venta, pero la adjudicación de las acciones se otorgará al participante que presente la mejor oferta económica.

Separación por nivel de tensión: El nivel de alta tensión corresponde a redes con voltaje superior a 115 kV, media tensión a redes entre 600 V y 115 kV, y baja tensión inferior a 600 V.

Restricciones en la posición de mercado: Las empresas de distribución no podrán solicitar nuevas concesiones, si al hacerlo atienden de forma directa o indirecta, a través del control accionario de otras empresas de distribución, más del 50% del número de clientes totales del mercado nacional. En casos particulares, el regulador podrá autorizar que se exceda dicho porcentaje.

Zona de Concesión: La zona de concesión es el área geográfica establecida a 1.000 metros alrededor de las líneas eléctricas existentes en la cual el concesionario está autorizado a instalar, tener en propiedad, administrar y explotar las redes de distribución y comercialización existentes y por construir. La expansión de la zona de concesión se dará siempre alrededor de líneas construidas. El Estado garantiza al concesionario, por la duración del contrato de concesión, la exclusividad para la prestación del servicio público de distribución eléctrica, dentro de su zona de concesión.

Libre acceso: Los adjudicatarios del servicio de distribución final están obligados a permitir la utilización de sus sistemas de distribución a terceros, mediante el pago de peajes.

Grandes Clientes habilitados: Corresponden a aquellas personas naturales o jurídicas con una demanda máxima de potencia superior a 100 kW. Los grandes clientes tienen la opción de negociar libremente los términos y condiciones de suministro de energía o acogerse al mercado regulado. Las cooperativas, centros comerciales, edificios, asociaciones de usuarios, complejos habitacionales, recreativos y similares, pueden ser considerados como grandes clientes. Estos clientes colectivos no pueden explotar ningún tipo de servicio de distribución ni tampoco derecho a remuneración alguna sobre su capital invertido en las instalaciones internas, sin embargo, pueden realizar cargos administrativos a sus respectivos asociados. Para optar por la tarifa no regulada, un gran cliente debe disponer de sistemas de medición comercial horaria (SMEC), debidamente avalados


por el CND. Un gran cliente puede volver a optar por una tarifa regulada, pero en dicho caso deberá permanecer por un período mínimo de 6 meses en esta nueva condición.

Posibilidad de desarrollar otras actividades: La actividad de comercialización la realiza la empresa concesionaria del servicio de distribución. Un distribuidor puede desarrollar otras actividades (generación, comercialización) siempre que permita diferenciar las operaciones por tipo de actividad. La participación directa o indirecta en el control de plantas de generación no podrá exceder el 15% de la demanda atendida en su zona de concesión (Art. 51 Ley 6 de 1997). Asimismo, se permite la realización de otras actividades no reguladas utilizando la infraestructura física, comercial, etc. del sector regulado (por ejemplo, alquiler de postes). En dicho caso, se obliga a la empresa a ajustar la base de capital a través de un coeficiente menor que el denominado Coeficiente de Ajuste por Actividades no Reguladas.

Obligación de suministro: En el nuevo proyecto de contrato de concesión, a ser suscrito en octubre de 2013, se establece que el distribuidor tiene la obligación de prestar el servicio (expandir líneas) a todos los clientes que lo requieran, siempre y cuando estén ubicados dentro de su Zona de Concesión, la cual se delimitará de la siguiente forma:

o en los primeros dos años la Zona de Concesión estará delimitada a 1.000 metros de las líneas eléctricas existentes de cualquier tensión a la fecha de la entrada en vigencia del Contrato;

o a partir del tercer año, cada dos años, la Zona de Concesión del concesionario se expandirá electrificando 1.000 metros a partir de las líneas eléctricas existentes de cualquier tensión, hasta alcanzar los cinco (5) mil metros, respecto a las líneas eléctricas existentes al inicio del Contrato.

La Zona de Influencia se delimitará a 5,000 metros del límite de la Zona de Concesión. El servicio dentro de la Zona de Concesión será atendido sin costo para el cliente que lo solicite, si el punto de entrega se encuentra a no más de 100 metros de una línea de distribución existente de cualquier tensión si reúne las características estipuladas de las líneas existentes y de requerir instalaciones con metros adicionales el usuario deberá pagar los costos de la infraestructura que exceda los 100 metros. Para la Zona de Influencia, se otorgará una concesión mediante un proceso de libre concurrencia en el cual el concesionario tendrá la primera opción.

Obligación de contratar energía: ETESA es quien coordina los actos de libre concurrencia para la contratación de la compra de energía y/o potencia. Los distribuidores tienen la obligación de comprar la potencia y energía asociada para cubrir las necesidades de sus clientes regulados, obligatoriamente en el mercado de contratos, y sus faltantes en el mercado ocasional. Esto incluye las pérdidas asociadas y un margen de reserva de largo plazo. Los distribuidores podrán producir con generación propia hasta el 15% de la demanda atendida en su zona de concesión.

Con respecto a los clientes regulados, los distribuidores están obligados:

o realizar contratos de suministro para cubrir la demanda máxima que no esté prevista ser cubierta por la generación propia;

o realizar compras en el mercado ocasional para cubrir las diferencias entre la demanda real y la prevista por contratos de suministro y por generación propia.

Tipo de regulación: El tipo de regulación adoptado en Panamá es del tipo yardstick

con empresas comparadoras.


Periodo tarifario: El periodo tarifario es de 4 años. El actual comprende el periodo que va desde el 1° de julio de 2010 hasta el 30 de junio de 2014.


El Ingreso Máximo Permitido (IMP) por actividades reguladas para las empresas distribuidoras en el período tarifario incluye los ingresos de distribución, comercialización y alumbrado público, de acuerdo a la siguiente fórmula:

IMP = IMPD + IMPCO + ALUMPU

Dónde:

• IMPD es el valor presente de los ingresos máximos permitidos por la actividad de distribución en el período tarifario;

• IMPCO es el valor presente de los ingresos máximos permitidos por la actividad de comercialización en el período tarifario;

• ALUMPU es el valor presente de los ingresos máximos permitidos a la empresa distribuidora por el servicio de alumbrado público en el período tarifario.

El IMP para recuperar los costos de la actividad de distribución se calcula como:

IMPD = IPSD + IPPD

Dónde:

• IPSD es el valor presente de los ingresos permitidos por los costos del sistema de distribución (incluye el sistema principal y las conexiones), utilizando como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (RR);

• IPPD es el valor presente de los ingresos permitidos por el costo de las pérdidas del sistema de distribución, utilizando como tasa de descuento la tasa de rentabilidad regulada (RR).

Los ingresos anuales (IPSDt, IMPCOt y ALUMPUt) para determinar el IPSD, IMPCO y ALUMPU

se calculan como:

IPSDt = ADMt + OMt + (BCDt) * (DEP%) + (BCDNt) * (RR)

IMPCOt = COMt + (BCCt) * (DEP%) + (BCNCt) * (RR)

ALUMPUt = O&MALUMt + (ACTALUMt) * (DEP%) + (ACTNALUMt) * (RR)

Dónde:

• ADMt es el valor eficiente de los costos totales de administración para el año t;

• OMt es el valor eficiente de los costos totales de operación y mantenimiento para el año t;

• COMt es el valor eficiente de los costos de comercialización para el año t (incluye costos de medición, facturación, mercadeo, atención al cliente y otros);

• O&MALUMt son los costos de operación y mantenimiento asociados al alumbrado público en cada año tarifario t, considerando el costo unitario promedio eficiente aprobado por el ERSP para el periodo tarifario y la cantidad de luminarias o puntos de iluminación, sin incluir los costos de la energía consumida por el servicio;

• BCDt es el valor bruto de la base de capital de distribución en el año t;

• BCNDt es el valor neto de la base de capital de distribución en el año t;

• BCCt es el valor bruto de la base de capital de comercialización en el año t;


• BCNCt es el valor neto de la base de capital de comercialización en el año t;

• ACTALUMt es el valor de los activos fijos brutos en operación del alumbrado público en cada año tarifario t;

• ACTNALUMt es el valor de los activos fijos netos en operación del alumbrado público en cada año tarifario t;

• DEP% es la tasa lineal de depreciación de la vida útil de los activos eficientes del sistema de distribución, comercialización o alumbrado público, según sea el caso;

• RR es la tasa de rentabilidad regulada de la empresa distribuidora, fijada por resolución de la ASEP de acuerdo a lo que establece el artículo 98 de la Ley 6.

La base de capital se estima a partir de los valores en los libros de contabilidad de las empresas, y a través del análisis de eficiencia establecido en el régimen tarifario. A partir de la base de capital al inicio del período tarifario, y considerando los niveles de inversión obtenidos a partir de las ecuaciones de eficiencia, se obtienen los valores de activos (brutos y netos) de distribución y comercialización.


Para la determinación de los valores eficientes de los costos unitarios promedio de operación y mantenimiento e inversión (ADMt, OMt y COMt) se selecciona una muestra de empresas comparadoras con el fin de definir condiciones de eficiencia para las empresas de distribución y comercialización de electricidad, basándose en el desempeño reciente de empresas reales similares, nacionales o extranjeras. Se definen para ello variables de costos de las empresas comparadoras, cuyos valores se aproximan basándose en ecuaciones de eficiencia. Las ecuaciones de eficiencia se estiman a partir de variables explicativas de la evolución de dichos costos sobre una muestra representativa de empresas.

La muestra representativa de empresas que sirven como empresas comparadoras para el periodo tarifario se define por resolución de ASEP. En la última revisión tarifaria se decidió utilizar para la selección de empresas comparadoras, las empresas distribuidoras registradas por la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) de Estados Unidos. De un total de 345 empresas de la base de la FERC y a través de un filtrado de consistencia de datos se trabajó con una base de 132 empresas. A éstas les fue realizado un análisis de eficiencia de las empresas, aplicando una metodología de Análisis de Frontera de Eficiencia. La ley establece que las empresas comparadoras deben ser eficientes y similares a las empresas panameñas por lo que se fijó un límite inferior de eficiencia de 0,8 para que la empresa sea considerada empresa comparadora. De esta manera quedaron 93 empresas comparadoras finalmente seleccionadas sobre las cuales fueron estimadas las ecuaciones de eficiencia.


Los ingresos anuales por pérdidas (PDt) para determinar el IPPD, por su parte, se calculan como sigue:

PDt = PD%t * MWhDt * CMMt

Dónde:

PD%t es un porcentaje eficiente de pérdidas reconocido para el año t. Resulta de

las ecuaciones de eficiencia de las pérdidas;

MWhDt es la cantidad total de energía (registrada en nodo de compra o entrega o nodo de autogeneración) proyectada para el año t;


CMM es el costo monómico (incluyendo potencia y energía en el sistema de generación, el sistema de transporte, pérdidas del sistema de transporte y demás costos) en el mercado mayorista, proyectada para el año t.


En Panamá se controlan, y penalizan en caso de incumplimientos, los siguientes parámetros:

Calidad comercial: Se evalúa sobre la base de los niveles de calidad comercial

garantizados a cada cliente y los niveles globales de calidad comercial. En caso de producirse incumplimientos en dichos indicadores, la empresa de distribución deberá compensar al cliente afectado en el primer caso o a la totalidad de sus clientes para el segundo caso, mediante una reducción en su tarifa a través de un crédito en su facturación.

Indicadores de calidad garantizados a cada cliente:

Reposición del suministro después de una interrupción individual: Plazo máximo

para el restablecimiento del servicio al cliente, independientemente de las exigencias definidas en las Normas de Calidad de Servicio Técnico;

Conexiones: Plazos máximos para concretar la conexión del suministro a los clientes, a partir del momento en que este lo solicite, discriminando según requieran o no de adiciones o modificaciones de la red de distribución y en este caso teniendo en consideración si está dentro o fuera de los 100 metros de la misma;

Restablecimiento del servicio cuando haya sido suspendido por falta de pago:

Plazo máximo de restablecimiento del servicio al cliente suspendido por falta de pago, contado desde el momento en que éste cancela su deuda;

Estimaciones en la facturación: Número máximo de facturas estimadas que la

distribuidora puede emitir a un mismo cliente por errores en la lectura o por no haber tomado la lectura del medidor, salvo causales de fuerza mayor, dentro de un año calendario;

Reclamaciones por inconvenientes en la facturación: Plazo máximo para la

resolución de las reclamaciones acerca de los cargos en la facturación y pagos de la misma, contado a partir de ser recibidas por la empresa;

Información a los clientes acerca de las interrupciones programadas: Obligación

de la distribuidora de informar a los clientes acerca de las interrupciones programadas del suministro y le impone a la misma los plazos mínimos de antelación al suceso en que debe notificar la interrupción;

Reclamaciones por inconvenientes con el nivel de tensión suministrado:

Procedimiento y plazos a cumplir por la distribuidora ante la recepción de una reclamación por el nivel de tensión suministrado;

Reclamaciones por funcionamiento del medidor: Procedimiento y plazos a

cumplir por la distribuidora para la solución del problema frente a una reclamación por mal funcionamiento del medidor.

Indicadores globales de calidad:

Clientes reconectados después de una interrupción: Porcentaje mínimo de

clientes a ser reconectados anualmente después de una interrupción, dentro del plazo establecido en la normativa;


Reclamaciones por inconvenientes de tensión resueltos dentro del término de 3 meses: Porcentaje mínimo de reclamaciones resueltas anualmente por la

empresa de distribución, dentro del término establecido de 3 meses;

Conexiones de medidor dentro del término de 20 días: Porcentaje mínimo de

conexiones de medidores de los clientes (que no requieran de ampliación o modificación de la red de distribución), realizadas anualmente por la empresa de distribución, dentro del término establecido de 20 días;

Reconexiones dentro del término de 48 horas: Porcentaje mínimo de

reconexiones de clientes cortados por falta de pago concretadas anualmente por la empresa de distribución, dentro del término establecido de 48 horas después que hayan cancelado la deuda o en su defecto haber hecho arreglo de pago;

Respuesta a las cartas de los clientes: Porcentaje mínimo de cartas de los

clientes a ser respondidas anualmente por la empresa de distribución, dentro del término establecido de 30 días calendario;

Tiempos de tratamiento de reclamaciones: Límites para la medición del

desempeño de las empresas de distribución eléctrica en lo que respecta al tratamiento de las reclamaciones de los clientes y sus quejas en general. Los indicadores son: TPA (tiempo promedio de procesamiento) que establece el porcentaje mínimo de reclamaciones resueltas por la empresa de distribución, dentro del término establecido de 15 días; PARA (porcentaje de resolución) que establece el porcentaje mínimo de reclamaciones resueltas por la empresa de distribución sobre el total de recibidas; CRU (Porcentaje de reclamaciones) que establece el porcentaje máximo admisible de reclamaciones recibidas sobre el total de clientes de la empresa de distribución;

Estimación de Facturación: Porcentaje máximo anual de estimaciones en las

facturas emitidas, debido a errores en la lectura o por no haber tomado la lectura del medidor.

Calidad de servicio técnico: En lo que respecta a la confiabilidad se evalúa sobre

la base de frecuencia y duración de las interrupciones a los clientes. Las interrupciones que se computan son todas aquellas cuya duración sea superior a tres minutos, quedando excluidas las que presenten una duración inferior o igual a este lapso de tiempo. Asimismo, se evalúa la máxima y mínima caída de tensión admisible en baja tensión y media tensión.

SAIFI: Frecuencia media de interrupciones por cliente, por año

SAIDI: Tiempo total promedio de interrupción por cliente, por año

CAIDI: Duración promedio de cada interrupción

ASAI: Disponibilidad promedio del sistema de distribución

CantInt: Cantidad de interrupciones en el sistema

CPCAPI: Cantidad promedio de clientes afectados por interrupción

Por otro lado, es importante mencionar los siguientes nuevos requisitos de acuerdo a las nuevas normas de calidad recientemente expedidas por la ASEP:

Requerimientos en servicios de atención al público: Incremento de agencias de atención personalizada; integración de los sistemas de registro y atención (call center, Internet, seguimiento de alumbrado público, etc.).


Requerimientos en el control de la calidad de servicio técnico: Evaluación de

confiabilidad a nivel individual, tolerancia de niveles de tensión de servicio al 5%, con muestra de control semestral al 0.5% de clientes.


En lo que respecto a la determinación de los cargos tarifiarios, se definen cargos por uso de la red de distribución por nivel de tensión. La estructura tarifaria de los cargos por uso de red puede ser por nivel de tensión, con medición horaria o medición de demanda máxima. Las categorías se definen por nivel de tensión y cierta demanda máxima mensual límite.

Las tarifas actuales se clasifican por niveles de consumo y de voltaje de la siguiente manera:

A. TARIFAS PARA CLIENTES CONECTADOS EN BAJA TENSIÓN:

Son las tarifas correspondientes a voltaje igual o inferior de 600 voltios, que a su vez se clasifican de acuerdo al nivel de suministro en:

Tarifa Simple (BTS): Esta tarifa corresponde a aquellos clientes cuya demanda máxima sea igual o menor a quince kilovatios (15kW) mensuales.

Tarifa con Demanda Máxima (BTD): Corresponde a aquellos clientes con una demanda mayor a quince kilovatios (15kW) por mes.

Tarifa por Bloque Horario (BTH): Esta tarifa se aplica a aquellos clientes que la soliciten y considera diferentes precios, dependiendo de los horarios de suministro de electricidad, ya sea en períodos de punta o fuera de punta.

B. TARIFAS PARA CLIENTES CONECTADOS EN MEDIA TENSIÓN:

Son las tarifas correspondientes a voltaje de suministro mayor de 600 voltios y menor de 115 kilovoltios y están clasificadas en:

Tarifa con Demanda Máxima (MTD): Correspondiente a todo aquel cliente que la solicite.

Tarifa por Bloque Horario (MTH): Considera diferentes precios, dependiendo de los horarios de suministro de electricidad, ya sea en períodos de punta o fuera de punta.

C. TARIFAS PARA CLIENTES CONECTADOS EN ALTA TENSIÓN

Son las tarifas correspondientes a voltaje mayor de 115 kilovoltios y se clasifican en:

Tarifa con Demanda Máxima (ATD): Es aplicable a cualquier cliente que la solicite.

Tarifa por Bloque Horario (ATH): Se aplica a aquellos clientes que la soliciten y considera diferentes precios, dependiendo de los horarios de suministro de electricidad, ya sea en períodos de punta o fuera de punta.

Respecto a los subsidios, existe un subsidio cruzado destinado a los clientes del servicio público de electricidad, cuyo consumo califica como consumo básico o de subsistencia (hasta 100 kWh/mes). Su administración y aplicación está a cargo de las empresas de distribución eléctrica. Se aplica como un descuento que realiza directamente la empresa distribuidora en la factura del cliente, equivalente a un porcentaje sobre dicha factura (de hasta el 20%). Dicho subsidio lo financian los clientes finales consumo superior a 500 kWh/mes, incluyendo grandes clientes, quienes aportarán hasta un 0,6%) de su facturación mensual.

Adicionalmente existe un subsidio en las tarifas al sector agropecuario (5%), un subsidio en las tarifas eléctricas de las sedes permanentes de los partidos políticos (50%), y subsidios a jubilados, pensionados y tercera edad (del 25% hasta 600 kWh/mes).



La regulación del sector de distribución eléctrica en Panamá tiene una experiencia de 10 años. La primera revisión tarifaria (1998 – 2002) la realizó el IRHE, aplicando algunos conceptos básicos sobre regulación con base en incentivos. La segunda, tercera y cuarta revisión tarifaria correspondió a los periodos 2002 – 2006, 2006 - 2010 y 2010 – 2014 fue realizada a las empresas privadas: ENSA, EDEMET y EDECHI. En términos generales, la metodología utilizada se mantuvo invariante.

En este momento está en vigencia el quinto periodo tarifario (2014 – 2018), observándose en términos generales el mantenimiento de la metodología históricamente aplicada.


4.11 Estados Unidos - California


California es un estado rico en recursos convencionales y renovables. Tiene depósitos de petróleo y gas natural en seis cuencas geológicas localizadas en el Central Valley y a lo largo de la costa del Pacífico. La mayor parte de las reservas están concentradas en la cuenca de San Joaquín. California tiene 17 de los 100 mayores campos petroleros del país, y las evaluaciones federales realizadas indican la existencia de depósitos importantes de gas y petróleo en la plataforma continental submarina.

El potencial de renovables también es muy importante. El potencial en hidroelectricidad del Estado es el segundo mayor después de Washington y también dispone de recursos eólicos y geotérmicos sustanciales en las zonas montañosas y en la frontera oriental con Nevada, y alto potencial de energía solar en los desiertos.

California es el estado con más población en el país y su demanda total de energía (no solo electricidad) solo es superada por Texas. Aunque tiene industrias de consumo intensivo como las industrias química, de productos forestales, vidrio y petrolera, el consumo per cápita es uno de los más bajos del país.

Los programas gubernamentales de eficiencia energética han contribuido al bajo consumo per cápita; el sector con mayor consumo de energía es el transporte.


Aunque las centrales a gas natural representan cerca de la mitad de la generación del Estado, California es uno de los mayores productores de hidroelectricidad en los Estados Unidos, y cuando los aportes son adecuados esta fuente puede cubrir casi 20% de la generación. Las dos plantas nucleares representan alrededor de 17% de la generación. Debido a restricciones a las emisiones impuestas por la legislación ambiental, California tiene muy pocas unidades de generación a carbón.

El Estado es el líder nacional en generación de fuentes renovables no hidroeléctricas: eólica, geotérmica, solar, a leña y con gas procedente de rellenos sanitarios municipales. En particular tiene más de 2500 MW de capacidad geotérmica, incluyendo uno de los mayores complejos en el mundo localizado al norte de San Francisco en las Montañas Mayacamas con 700 MW de capacidad instalada. La mayor instalación de generación solar del mundo se encuentra en el Desierto de Mojave en California.

De todas formas, y en buena medida por las restricciones a la generación con carbón, el Estado es un importador neto de energía a través de la red de transmisión, desde Pacific Northwest y Pacific Southwest.

La figura a continuación muestra la capacidad instalada de generación por tipo de fuente y la forma en que se ha realizado la cobertura de la demanda en 2012.

También informa sobre la cantidad de usuarios residenciales y no residenciales del estado.

La tabla provee información sobre la evolución de la generación e importación de electricidad por fuentes, para los últimos 5 años.


Figura 67 – USA: Capacidad instalada de generación y cobertura de la demanda

Fuente: California Energy Commission


Tabla 62 – USA Cobertura de la demanda en California (GWh)

Fuente: Energy International Agency

El suministro de energía eléctrica en el Estado es realizado por aproximadamente 75 empresas o entidades suministradoras (Load Serving Entities, LSE) que se pueden clasificar como:

Empresas de servicio público de capital privado (Investor Owned Utilities, IOUs) - 6

Empresas de servicio público de capital público - 48

Cooperativas eléctricas rurales - 4

Empresas de servicio público de Nativos Americanos - 3

Otros suministradores - 14

Las cinco mayores suministradoras son las siguientes:

1- Southern California Edison Company (SCE)

2- Pacific Gas and Electric Company (PG&E)

3- Los Angeles Department of Water and Power (LADWP)

4- San Diego Gas & Electric (SDG&E)

GWh 2008 2009 2010 2011 2012

Generación de empresas del gobierno y de IOU

Hidroelectrica total 20.676 24.367 28.271 34.437 22.693

Grandes hidro 18.011 21.462 25.037 30.479 19.902

Pequeñas hidro 2.664 2.904 3.233 3.959 2.791

Nuclear 32.482 31.509 32.214 36.666 18.491

Carbón 0 0 0 0 0

Petróleo 53 45 35 30 29

Gas Natural 25.157 25.049 24.954 22.066 28.763

Geotérmica 947 903 846 858 875

Biomasa 28 18 38 37 39

Eólica 0 0 0 0 0

Solar 3 5 11 73 273

Total generación públicas e IOU 79.345 81.896 86.369 94.169 71.162

Generación de productores independientes

Hidroelectrica total 3.784 4.854 6.057 8.294 4.767

Grandes hidro 2.399 3.373 4.278 6.104 3.300

Pequeñas hidro 1.385 1.481 1.779 2.190 1.466

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbón 3.977 3.735 3.406 3.120 1.580

Petróleo 39 22 17 6 61

Gas Natural 97.880 92.227 84.919 69.166 92.953

Geotérmica 11.960 12.004 11.894 11.826 11.858

Biomasa 5.878 5.973 5.785 5.770 5.992

Eólica 5.724 6.249 6.172 7.598 9.152

Solar 730 846 901 1.024 1.562

Otras 39 20 12 13 14

Total generación productores indep. 130.011 125.930 119.161 106.819 127.938

Importaciones Netas

Pacific Northwest

23.959

19.929

24.677

35.219

39.470

Pacific Southwest

74.113

71.241

60.922

57.446

63.396

Total importaciones netas 98.072 91.171 85.599 92.665 102.865

Total 307.428 298.996 291.130 293.652 301.966


5. Sacramento Municipal Utility District (SMUD)

Las IOUs son reguladas por la Comisión de Empresas de Servicios Públicos de California (California Public Utilities Commission, CPUC) Las tres mayores IOUs (SCE, PG&E y SDG&E) cubren dos tercios de la demanda total del Estado.

Figura 68 – USA Regiones servidas por las IOUs



4.11.1.2 Redes de transmisión y distribución

Cada empresa define las líneas de transmisión de alta tensión con criterios dferentes: Así PG&E, SDG&E, y SCE definen como transmisión las líneas con tensiones iguales o superiores a 60kV, 69kV y 200kV, respectivamente. Las IOUs cuentan con más de 320 mil km de líneas de transmisión y distribución aéreas y otros 110 mil km de cable subterráneo.

La figura a continuación ilustra la composición del sistema de transmisión del estado y la propiedad de las distintas líneas que lo integran.

Figura 69 – USA Líneas de transmisión en California





La regulación del sector eléctrico de California combina las jurisdicciones estatal y federal.

Algunos aspectos de la industria, como la transmisión interestatal de energía y la comerciallización mayorista están reguladas por el gobierno federal, en tanto que otras como la distribución y las tarifas de comercialización minorista están bajo jurisdicción del estado. Finalmente, los temas de localización de instalaciones e impacto ambiental pueden ser incluso regulados localmente.

En principio, la Constitución limita la injerencia federal en la actividad económica privada a los casos en que está involucrado el comercio entre estados. La transmisión interestadual es un caso claro de aplicación de este criterio y las cortes han interpretado que otros aspectos del suministro de gas y electricidad que afectan el comercio interestadual, como por ejemplo las transacciones mayoristas, están sujetas a regulación y/o supervisión federal.

La Federal Energy Regulacion Commission (FERC) tiene jurisdicción sobre el mercado eléctrico mayorista y la transmisión interestatal de electricidad, gas natural y petróleo. También regula la confiabilidad del sistema de transmisión en Alta Tensión, vía la North American Reliability Corporation (NERC), a quien la FERC supervisa.

La Comisión Federal de Regulación de Energía (Federal Energy Regulatory Commission / FERC) está a cargo de la mayor parte de la regulación federal del sector energético, pero algunas actividades son reguladas por la Agencia de Protección Ambiental (Environmental Protection Agency / EPA), agencias de tierras federales (como la Oficina de Gestión de Tierras - Bureau of Land Management), y otras instituciones federales.

El operador del mercado y del sistema de transmisión de California, California ISO (CAISO) es regulado por la FERC. El CAISO abrió sus centros de control en el Norte y Sur de California en 1998, cuando el estado reestructuró su industria eléctrica mayorista. Aunque las empresas eléctricas aún siguen siendo dueños de activos de transmisión, el ISO optimiza el uso del sistema de transmisión y de los recursos de generación y supervisa el mantenimiento de las líneas.

El CAISO administra el flujo de energía eléctrica a lo largo de las líneas de alta tensión de larga distancia, que constituyen el 80% de la red eléctrica de California y una pequeña parte de la de Nevada. Como único operador independiente de red en el Oeste, el ISO brinda igualdad de acceso y busca gestionar un mercado mayorista eléctrico competitivo diseñado para diversificar los recursos y reducir los precios.

A nivel del Estado, la California Energy Commission (CEC) es el órgano primario de política energética y planificación. El regulador estatal de California, la CPUC, regula las IOU de suministro público de electricidad, gas natural, telecomunicaciones, agua y transporte ferroviario. Los cinco comisionados que la integran son nombrados por el Gobernador del Estado por términos de seis años y deben ser ratificados por la legislatura.

En lo que refiere al sector eléctrico, la CPUC establece los ingresos por las actividades de distribución y generación propia de las IOU y controla el pass through de los ingresos correspondientes a transmisión (actividad regulada por la FERC) y compra de energía.

La CPUC y la FERC tienen poderes limitados: el alcance de su autoridad está definido por la ley y sus decisiones están sujetas a apelación en las cortes estatales en el caso de la CPUC o las federales en el caso de la FERC.

Las empresas cooperativas y municipales están sometidas a una regulación distinta, bajo supervisión de autoridades locales como el Concejo de la ciudad o comités especiales.

Debido a la creciente cantidad y variedad de la naturaleza de los costos de las IOUs, que permanecen verticalmente integradas, el proceso de determinación de sus requerimientos


de ingresos y de fijación de tarifas se ha vuelto cada vez más complejo. Se tienen las siguientes instancias o foros en los que se determinan los requerimientos de ingresos que las empresas están autorizadas a recaudar a través de las tarifas.

1. Revisiones Tarifarias Generales (General rate cases /GRCs) en la CPUC.

2. Revisiones de tarifas de transmisión en la FERC. La CPUC debe permitir recuperar los costos autorizados por la FERC

3. Procesos asociados a la Recuperación de costos de Recursos Energéticos (Energy Resource Recovery Account/ ERRA), por los que CPUC revisa las previsiones de compra de combustible y de energía de terceros y, en la medida en que las considera razonables autoriza el pass through de los correspondientes requerimientos de ingresos, sin ganancia adicional sobre este rubro para la empresa.

4. Procesos asociados a programas específicos en los que se determina el presupuesto de cada programa.

Las empresas reciben un retorno o beneficio solo sobre su base de capital, para la energía comprada o el combustible utilizado en generación no hay margen de ganancia, sino solo reconocimiento de costos razonables.

Los requerimientos de ingresos reconocidos se clasifican en tres categorías principales: generación, distribución y transmisión. La categorización no solo refleja las áreas de operación de la empresa sino que se utiliza para determinar que porción de los costos de la empresa debe ser pagos por diferentes tipos de clientes, dado que hay clientes que solo reciben de la empresa servicios de transporte sobre las redes y compran o generan su propia energía. Típicamente, estos clientes no pagan costos de generación sino solo costos de transmisión y distribución. En algunos casos, sin embargo, se les requiere pagar cargos no evitables de generación comprada para serles suministrada antes de su abandono del servicio de suministro integrado. Los consumidores conectados directamente a la red de transmisión no pagan por el uso de la red de distribución.

Si en las condiciones previstas los ingresos proyectados superan a los costos proyectados, se aplica una reducción en la tarifa, o un aumento en caso contrario.

Los costos que las empresas pueden proyectar con razonable precisión son examinados y aprobados por la CPUC en procesos GRC. Los mismos se realizan normalmente cada tres años, aunque a veces el intervalo entre revisiones puede ser mayor. En las GRC la Comisión establece un requerimiento de ingresos para el primer año del período de aplicación de las nuevas tarifas (llamado año de prueba o año test), y fórmulas de ajuste para los siguientes años del período hasta la siguiente revisión. Si en las condiciones proyectadas para el año test los ingresos superan a los costos, se aplica una reducción en la tarifa, o un aumento en caso contrario.

El requerimiento de ingresos autorizado permanece aún si las empresas gastan más o menos que el monto autorizado por la Comisión: la fijación tarifaria con presupuestos pre-especificados provee incentivos para gastar menos de lo presupuestado. Los beneficios se reducen si el gasto es mayor que el presupuesto autorizado de ingresos y viceversa.

Cerca del 56% de los requerimientos de ingresos de las IOUs son definidos en revisiones tarifarias en la FERC (requerimientos de ingresos para transmisión) y la CPUC (requerimientos de ingresos para generación propia, excepto combustibles, y para distribución). El restante 44% corresponde a pass through de costos considerados razonables por la CPUC (costos de combustibles, compra de energía, programas especiales de incentivos a generación renovable, etc.)

Los requerimientos de ingresos de transmisión, distribución y generación propia determinados en las revisiones tarifarias de la FERC y CPUC están consitituidos por los


siguientes elementos fundamentales de costos: costos de operación y mantenimiento, depreciación, retorno sobre el capital e impuestos.


El sistema eléctrico de Estados Unidos consta de tres grandes sistemas independientes y sincronizados: Eastern Interconnection, Western Interconnection, y Electric Reliability Council of Texas (ERCOT).

En Estados Unidos no existen mercados mayoristas organizados en una gran parte del país, aunque sí hay una política nacional que fomenta mercados mayoristas competitivos con acceso abierto y no discriminatorio a las redes de transporte. Esta política tiene importantes implicaciones para la red de transporte, con elementos comunes en aquellos mercados organizados en los cuales se ha aplicado.

Las organizaciones regionales de transmisión, denominadas RTO/ISO, constituyen mercados mayoristas de energía operados por una entidad independiente. Los RTO/ISO controlan el mercado mayorista de energía y el sistema de transporte dentro de un área definida, y son en general responsables de equilibrar la oferta de electricidad con la demanda, y del despacho de generación, a través de mecanismos de precios de mercado.

El CAISO opera tres mercados de energía: día siguiente, hora siguiente y tiempo real; el mercado spot está basado en precios marginales locales o nodales. También opera los mercados de servicios auxiliares y de derechos financieros de transmisión.

Luego de la crisis de 2000-2001, el CAISO rediseñó la estructura y reglas de su mercado. El nuevo sistema Market Redesign and Technology Upgrade (MRTU) comenzó a operar en la

primavera de 2009. Con el MRTU el precio de mercado es determinado para unos 3000 nodos dispersos en vez de usar un precio zonal como antes. También se establecieron medidas de mitigación de poder de mercado local en áreas con congestión de la capacidad de transmisión. Los cambios se enfocaron a lograr un mercado más eficiente que asigne un precio adecuado y transparente a la generación y priorice y optimice la localización de la generación y/o las expansiones necesarias de la transmisión.

Compras de energía de las empresas suministradoras de servicio público

Con la vigencia de la ley (Assembly Bill) AB 1890 que restructuró la industria eléctrica en

California y creó el CAISO, las empresas eléctricas fueron incentivadas a vender al menos el 50% de su generación con combustibles fósiles. La CPUC instituyó un incentivo en la tasa de retorno para promover esa venta, como resultado del cual las empresas vendieron una parte sustancial de esa generación.

Durante la crisis 2000-01, las empresas quedaron muy expuestas a precios altos de mercado en buena medida por la venta de su generación propia. Las tarifas autorizadas, congeladas a niveles de junio de 1996, no eran suficientes para cubrir los costos de la energía comprada y ante la amenaza de quiebra de las empresas el legislativo estatal aprobó la AB 1X que autorizó al Departamento de Recursos Hídricos (Department of Water Resources/DWR) a realizar contratos de compra de energía en nombre de los consumidores para estabilizar los mercados de energía.

En 2002, el legislativo estatal aprobó la AB 57 para devolver las responsabilidades de compra de energía a las empresas, y requirió a la CPUC adoptar un plan de compra de largo plazo para asegurar la disponibilidad de recursos. La legislación también estableció guías para las licitaciones de compra, normas para reconocimiento de costos de compra de energía y la integración de recursos renovables en la planificación de largo plazo. Los contratos resultantes de estas licitaciones son revisados por Grupos de Revisión que la CPUC requirió formar a las empresas.

La AB 380 de 2005 incorporó nuevas responsabilidades a la CPUC, requiriéndole que en consulta con el CAISO, establezca los requerimientos para asegurar que la capacidad física


de generación resulte suficiente para suministrar la demanda. Como consecuencia de este requerimiento, las empresas y todas las entidades suministradoras de demanda (LSE) deben mantener un margen de reserva planificado de capacidad de generación de 15-17%, para asegurar que tienen suficiente capacidad disponible o contratada para su demanda prevista.

Adicionalmente, la SB (Senate Bill) 1078 de 2002 estableció el denominado Renewable Portfolio Standard (RPS) que requirió que el 20% de la demanda de las empresas fuera cubierta con recursos renovables en 2010, y estableció la realización de licitaciones anuales para la compra de energía renovable. La SB 2 de 2011 fijó el objetivo a alcanzar de 33% de renovables.

4.11.2.3 Políticas ambientales, renovables y eficiencia energética

Incorporación de renovables

Como se señaló antes, el denominado Renewable Portfolio Standard de California requiere que los suministradores minoristas de energía regulados por la CPUC (empresas de capital privado o investor-owned utilities/IOU, suministradores de servicio eléctrico o electric service providers/ ESP y agregadores de energía o community choice aggregators/ CCA) se provean del 33% de la energía anual vendida a sus clientes a partir de fuentes renovables en el año 2020. El RPS también establece metas intermedias de 20% entre 2011 y 2013 y 25% entre 2014 y 2016. La CPUC y la Comisión de Energía de California son responsables conjuntamente por la implementación del programa para llegar al objetivo del 33%.

Aunque el programa RPS es la herramienta fundamental para energías renovables a escala de las empresas de servicios públicos, hay otros programas que estimulan el desarrollo de generación renovable a nivel de los consumidores.

La Iniciativa Solar de California (California Solar Initiative/ CSI), y el Programa de Incentivos a la Autogeneración (Self-Generation Incentive Program /SGIP) proveen incentivos para que los consumidores instalen tecnologías de generación distribuida de fuente renovable:

La CSI fue establecida en 2006 y prevé pagos en el inicio y durante los primeros cinco años del proyecto, basados en el desempeño, para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos por clientes residenciales y comerciales de hasta 1 MW. La meta es alcanzar 1940 MW de capacidad solar instalada a fines de 2016.

El SGIP fue establecido en 2001 y provee incentivos para apoyar recursos de generación distribuida, existentes, nuevos y emergentes. La mitad del incentivo se paga al principio y la mitad basada en el desempeño de la tecnología en 5 años. Las tecnologías aplicables son eólica, generación con residuos, turbinas de reducción de presión, motores de combustión interna, microturbinas, celdas de combustible y sistemas de almacenamiento de energía avanzados.

La energía generada con sistemas instalados con los programas de incentivos a generación distribuida CSI y SGIP pueden ser considerados en el RPS si cumplen los requerimientos de elegibilidad establecidos por la Comisión de Energía de California/ CEC. Adicionalmente, estas instalaciones contribuyen indirectamente a la meta del RPS reduciendo la demanda servida por las IOU.

Desde 2003, se han puesto en operación comercial 5142 MW de nueva capacidad renovables a través del programa RPS. Más de 644 MW de nueva capacidad renovable entraron en servicio en el primer trimestre de 2013 y se espera una incorporación de más de 2800 MW en 2013.

En diciembre de 2012 las grandes IOU informaron que alcanzaron un 19,6% de la demanda con generación elegible para el RPS.


Gestión de la demanda y Eficiencia energética

La gestión de la demanda incluye varios programas y activides que involucran al consumidor final, de forma de reducir o desplazar la demanda de electricidad a través de eficiencia energética, generación distribuida y tarifas con variación horaria. En 2003, la CPUC y la CEC adoptaron el Plan de Acción Energética (Energy Action Plan), para establecer metas para la

estrategia energética de California. El plan definió a la Eficiencia energética económicamente efectiva y a la respuesta de la demanda a señales económicas como los métodos preferidos para lograr cumplir con los requerimientos crecientes de energía del estado, seguidos por la energía renovable y la generación distribuida.

Los requerimientos de ingresos para gestión de la demanda consisten básicamente de incentivos financieros para promover las actividades mencionadas, y los costos administrativos que requiere el gerenciamiento de estos programas. Para alcanzar las metas establecidas en el Energy Action Plan, el costo de los programas de gestión de demanda

han aumentado 16% promedio anual desde 2003. No obstante, en 2011 solo los programas de eficiencia energética representaron para los clientes un ahorro de USD300m.


Dentro de los programas para gestión de la demanda el denominado Demand Response

refiere al desplazamiento del consumo fuera de períodos de pico por parte de los clientes, en respuesta a una señal de precios. Alcanzar las metas de este programa requiere mejorar la infraestructura de medición.

Los programas de respuesta de la demanda se dirigen básicamente a grandes clientes comerciales e industriales que pueden modular carga en forma inmediata o programada. A esos clientes se les otorgan créditos en la factura o pagos por participar en los programas y se les solicita reducir la carga en días designados de carga pico.

La iniciativa de Infraestructura de Medición Avanzada, (Advanced Metering Infrastructure

/AMI) constituye un programa para incorporar a todos los usuarios a una red integrada electrónicamente, que permita mejores tecnologías de comunicación y control para gestionar el consumo de energía. AMI provee información sobre el precio y uso de la energía que ayuda a los clientes a tomar decisiones informadas y a optimizar el consumo, reduciendo sus facturas. Además, AMI baja los costos operativos de las empresas reduciendo la necesidad de lectura manual de medidores. Finalmente, permite una detección más rápida de las interrupciones, resultando en menores perjuicios para los clientes.

Los costos del programa AMI están incluidos en los requerimientos de ingresos para la actividad distribución reconocidos por la CPUC a las empresas.

4.11.3 Transmisión

4.11.3.1 Marco regulatorio específico para la actividad

Además de las leyes federales relativas al sector energético, en su jurisdicción la FERC ha emitido una serie de reglamentaciones que han sido emblemáticas para la definición de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el país:

La Resolución N° 888 (1996): requiere que todas las utilities públicas que posean, controles u operen instalaciones de transmisión de energía eléctrica para el comercio interestatal adopten una tarifa de transmisión de acceso abierto (denominada OATT), no discriminatoria, que permita ofrecer servicios de transmisión para todos los clientes. Los proveedores de los servicios de transmisión deben planificar la expansión de sus sistemas para proveer el acceso abierto y no discriminatorio, de acuerdo a requisitos mínimos (establecidos por la FERC en la Orden). Los costos prudentes asociados a la provisión de un servicio de acceso abierto serán recuperados por las empresas transportistas.


Los proveedores de servicio de transmisión deberán construir nuevas instalaciones para satisfacer las solicitudes de servicio punto a punto a largo plazo si las soluciones de re-despacho no son económicas, sujeto al acuerdo del cliente de compensar al proveedor del servicio por el costo de la nueva instalación.

La Resolución N° 888 también alentó a las utilities y proveedores del servicio de transmisión

a llevar a cabo una planificación conjunta con otros proveedores y clientes, y participar en la planificación regional (aunque no estableció esto como un requisito).

El objetivo de la FERC con esta Resolución fue eliminar los obstáculos a la competencia en el mercado mayorista de energía, ganando en eficiencia y permitiendo la provisión de un servicio de bajo costo para los consumidores.

La Resolución N° 889 (1996) fue emitida en conjunto con la anterior, estableciendo normas que regulan un sistema de información de acceso abierto en tiempo real, denominado OASIS, y prescribiendo normas de conducta dentro del mismo. Los sitios OASIS son utilizados por los usuarios para solicitar servicios de transmisión y designar y dar de baja recursos de red, y para que los proveedores de transmisión publiquen algunos de los requisitos de la FERC, como prácticas de negocios, capacidad de transmisión, productos y precios del servicio de transmisión.

La Resolución 2000 (1999) promovió que las empresas propietarias de redes de transmisión formaran Organizaciones de Transmisión Regional, RTO. FERC no exigió que las empresas se integraran a los RTO sino que requirió a los RTO satisfacer un conjunto de condiciones mínimas, como por ejemplo tener un consejo de dirección independiente, y les asignó la tarea de desarrollar planes de transmisión y estructuras de precios que promovieran la competencia en los mercados mayoristas, estableciendo la transmisión como el sistema de transporte troncal para el comercio mayorista.

La Resolución N° 2003 (2003) ordenó a los proveedores de transmisión a revisar sus

tarifas de transporte de acceso abierto para incluir procedimientos estandarizados para interconectar a grandes generadores. Específicamente, esta Resolución incluye las condiciones para asignar los costos de interconexión y refuerzo de la red de transmisión, identificando dos tipos de costos de construcción están asociados con la interconexión de nueva generación:

Instalaciones de conexión directa: el equipo y la construcción necesaria para conectar las nuevas instalaciones de generación hasta el primer punto de interconexión con la red de transporte;

Actualizaciones de la red transmisión: el equipo y la construcción necesaria para reforzar el sistema de transmisión existente con el fin de acomodar el proyecto de nueva generación.

Bajo la Resolución N° 2003, los generadores son responsables por el costo de todos los servicios de conexión directa entre el generador y la red de transporte. También deben proporcionar los fondos para el costo de las actualizaciones de la red y las nuevas incorporaciones a la red de transmisión que se requieren como resultado de la interconexión. Sin embargo, se establece que los generadores deben ser reembolsados en su totalidad por los costos de actualización de la red de transmisión, en los próximos 5 años (incluyendo intereses). El reembolso puede ser en forma de créditos contra los costos del servicio de transporte o, mediante derechos financieros de transmisión, de existir. La Orden da lugar a que los RTO y los operadores de sistemas independientes (ISO) propongan modificaciones en las políticas y procedimientos de interconexión, que tengan en cuenta las diferencias en el funcionamiento de cada ISO/RTO en función de su tamaño y ubicación.

La Resolución N º 890, modificó algunos aspectos de la OATT que la FERC entendía con

deficiencias. Así, esta Resolución señala (entre otras cosas) a los proveedores de transmisión que deben llevar a cabo la planificación de la transmisión a nivel local y regional


de manera coordinada, abierta y transparente. La FERC permite diferencias regionales en la planificación de la transmisión, pero indica un conjunto de criterios que dichos planes deben incorporar:

1. Coordinación entre los proveedores de transmisión y sus clientes y otros proveedores interconectados.

2. Apertura: las reuniones de planificación de transmisión deben estar abiertos a todas las partes afectadas, incluyendo los clientes, las comisiones estatales, y otras partes interesadas.

3. Transparencia: los proveedores de transmisión están obligados a revelar los criterios básicos, supuestos y datos utilizados para los planes de transporte.

4. Intercambio de información entre los clientes de la red y los clientes punto a punto y los operadores de transmisión.

5. Comparabilidad: los proveedores de transmisión deben utilizar la información obtenida por medio del intercambio de información para desarrollar sus planes de transporte, respondiendo a peticiones específicas de sus clientes, sin discriminar.

6. Solución de Controversias: los proveedores de transmisión deben incluir un sistema de resolución de disputas en su proceso de planificación de la transmisión.

7. Coordinación Regional: los proveedores de transmisión están obligados a coordinar sus planes con otras redes interconectadas, garantizando la viabilidad y coherencia de las hipótesis y datos simultáneos de los planes, e identificando las actualizaciones del sistema para hacer frente a la congestión.

8. Estudios de Planificación Económica: los proveedores de transmisión están obligados a llevar a cabo estudios que identifiquen la congestión de transmisión "significativa y recurrente".

9. Asignación de costos: se sugiere que los proveedores de transmisión realicen un proceso convocando a las partes interesadas para proponer una metodología de asignación de costos adecuada a sus regiones. FERC proporciona el siguiente conjunto de factores que podrían tenerse en cuenta para resolver conflictos en la asignación de costos: (i) que los costos sean justamente asignados entre los participantes, incluyendo los beneficiarios; (ii) que la propuesta de asignación de costos cree incentivos adecuados a la expansión del sistema; y (iii) que la propuesta sea consensuada entre por las autoridades estatales y por todos los participantes.

La Resolución N° 1000 (2011) de carácter definitivo, formaliza reformas en la Resolución

N° 890, con el objetivo de corregir deficiencias en los requisitos de planificación de la transmisión eléctrica y en los métodos de asignación de costos.

Reformas en la planificación: se establecen tres requisitos para la planificación de la transmisión:

o Cada proveedor de transmisión debe participar en un proceso de planificación de transmisión regional que satisfaga los principios de planificación de la Resolución Nº 890, y producir un plan de transmisión regional.

o Los procesos de planificación locales y regionales deben considerar las necesidades derivadas de políticas públicas establecidas a nivel estatal o federal, y evaluar propuestas de solución a para las mismas.

o Los proveedores de transmisión en regiones vecinas deben coordinar para determinar si existen soluciones más eficientes o rentables para sus mutuas necesidades de transmisión.

Reformas de asignación de costos: se establecen los siguientes requisitos


para la asignación de costos de transmisión: o Cada proveedor de transmisión debe participar en un proceso de

planificación de transmisión regional que incluya un método de asignación de costos regionales para las nuevas instalaciones seleccionadas en el plan regional de transmisión. El mismo debe cumplir una serie de principios de asignación de costos regionales.

o Los proveedores de transmisión en regiones vecinas deben adoptar un método de asignación de costos común para las nuevas instalaciones de transmisión interregionales que las regiones determinen que son eficientes o rentables. El mismo debe cumplir ciertos principios de asignación de costos interregionales.

4.11.3.2 Planificación y remuneración de las expansiones

El CAISO realiza un proceso anual de planificación de la transmisión, del que surge un Plan Integral de Transmisión, que utiliza un análisis de ingeniería para identificar ampliaciones de la red necesarias para mantener la confiabilidad, bajar los costos o satisfacer futuras necesidades de infraestructura en función de políticas públicas. El CAISO analiza la necesidad de mejoras o incorporaciones de transmisión conforme a metodologías y criterios pre-establecidos.

El Plan Integral de Transmisión identifica los elementos de incorporación y mejora de transmisión que no cuenten con Sponsors de Proyecto aprobados y sean necesarios:

Para cumplir con los requerimientos y directivas de política estatal y federal que no estén en contradicción con la Ley Federal de Electricidad (Federal Power Act),

incluidas las políticas de estándares de energía renovable; y para reducir los costos de congestión, de suministro de producción, las pérdidas de transmisión y otros costos de suministro de energía eléctrica que resulten del acceso mejorado a recursos rentables.

Si el Estudio de Planificación Económica solicitado busca evaluar la congestión no identificada o identificada y no mitigada por el CAISO en ciclos previos del Proceso de Planificación de la Transmisión.

Si el Estudio de Planificación Económica solicitado aborda la entrega de Generación de Generadores de Interconexión Restringidos a la Ubicación de los Recursos (LCRIF) o instalaciones de transmisión de la red para acceder a Generación desde un Área de Recursos Energéticos o un área de recursos similar designada de alta prioridad por la CPUC o CEC

Si el Estudio de Planificación Económica solicitado intenta abordar los requerimientos de los Recursos del Área de Capacidad.

Si la información sobre recursos y demanda indica que se proyecta que la congestión descripta en la solicitud del Estudio de Planificación Económica aumentará durante el horizonte de la planificación utilizado en el Proceso de Planificación de la Transmisión y la magnitud de dicha Congestión.

Si el Estudio de Planificación Económica intenta abarcar las mejoras necesarias para integrar nuevos recursos de generación o cargas en forma agregada o regional.

El Plan Integral de Transmisión identifica los proyectos, los cuales son caracterizados de acuerdo a: (1) proyectos de confiabilidad; (2) proyectos con beneficios netos económicos positivos; 3) Instalaciones de Interconexión Restringidas a la Ubicación de los Recursos (LCRIF); 4) derechos financieros de congestión de largo plazo (CRR, por sus siglas en inglés); y 5) proyectos de mercado.


Un Operador de Transmisión (TOs) con un Territorio de Servicio que incluya alguno de los extremos de la instalación nueva o mejorada, deberá construir de acuerdo a lo indicado en el Plan Integral de Transmisión, excepto en aquellos casos que el proyecto o parte del él tenga un Sponsor aprobado. En los casos en que el Sponsor de Proyecto Aprobado no pueda o no desee posteriormente construir el proyecto, el CAISO podrá, a su criterio, ordenar al TO que construya dicho proyecto, o realice una nueva licitación para encontrar un nuevo Sponsor. El Sponsor de Proyecto Aprobado no puede vender, ceder o transferir sus derechos a financiar, construir y convertirse en propietario del proyecto antes de que el proyecto haya sido energizado y, si corresponde, transferido al Control Operativo del CAISO, salvo que el CAISO haya aprobado dicha propuesta de transferencia. Las obligaciones del TO de construir las incorporaciones o mejoras de transmisión no alterarán los derechos de ninguna empresa a construir y ampliar instalaciones de transmisión.

La incorporación de nuevas instalaciones de alta tensión y las incorporaciones de capital a las instalaciones de alta tensión existentes, se incluirán inmediatamente en el componente del HVAC aplicable en toda la red del CAISO. El Requerimiento de Ingresos de Transmisión para las Nuevas Instalaciones de Alta Tensión no se incluirá en el cálculo del Cargo de Transición.

Luego, existe un cargo por uso de red, denominado Cargo de Acceso, que debe aprobar la FERC, el cual tiene dos componentes, los cuales se diseñan juntos para recuperar el Requerimiento de Ingresos de Transmisión de cada TO. El primer componente es el requerimiento anual de ingresos autorizado de las instalaciones de transmisión y derechos transferidos al Control Operativo de CAISO por un TO aprobado por FERC. El segundo componente se basa en la Cuenta de Balanceo de Ingresos de Transmisión (TRBA).

Los proyectos identificados en el Plan Integral de Transmisión como proyectos de confiabilidad (1), se recuperan vía tarifa y los pagan todos los usuarios de la red. Si el proyecto está asociado a la interconexión a la red de un nuevo generador, el TO puede pedirle al desarrollador del proyecto que financie la obra, monto que le será posteriormente reembolsado y transferido al Cargo de Acceso. Los proyectos identificados como CRR (4) también se transfieren al Cargo de Acceso. Los proyectos de mercado (5) son mejoras o adiciones a la red de transmisión que serán transferidos al control del CAISO y para los cuales el desarrollador decidió renunciar a recuperar la tasa de retorno de la inversión a través del Cargo de Acceso. Este proyecto es elegible para recibir una opción a 30 años de CRRs en una cantidad que refleje la capacidad incremental que el proyecto le agrega a la red de CAISO. Los proyectos con beneficios netos económicos positivos (2) son proyectos cuyos beneficios económicos exceden sus costos y pueden servir a bajar el costo de energía en toda la región, reducir o eliminar congestión, o reducir los costos de capacidad. Estos proyectos se evalúan de acuerdo a criterios metodológicos definidos por el CAISO. Los proyectos LCRIF (3) tienen como objeto principal apoyar inversiones en la red para el acceso de generación renovable, y constituyen una excepción al pago de los costos de conexión por parte del generador.


Los requerimientos de ingresos de transmisión asociados a los costos de capital incluyen el pago de depreciación y de un retorno sobre el capital invertido.

En principio, la depreciación utilizada es la contable y la base de capital sobre la que se aplica el retorno es el valor de libros depreciado.

La FERC ha establecido reglas para reforzar la infraestructura de transmisión, promover la confiabilidad de la red y reducir los costos de la enegía para los consumidores reduciendo la congestión en las redes de transmisión. Las reglas identifican incentivos específicos a ser autorizados por la FERC en base a un análisis caso a caso de propuestas de transmisión.


La Ley de Energía de 2005 instruyó a la FERC el desarrollo de tratamientos tarifarios incentivados para la transmisión interestatal de energía eléctrica, directiva que fue implementada a través de una norma que prevé los siguientes incentivos tarifarios:

Reconocimiento de mayores tasas de remuneración del capital propio para nuevas inversiones de empresas que prestan servicio público de transmisión, ya sea tradicionales (verticalmente integradas) o empresas que prestan exclusivamente el servicio de transmisión (Transcos).

Recuperación total de las obras en curso decididas prudentemente;

Recuperación total de costos preoperacionales prudentes

Recuperación total de los costos prudentes de instalaciones abandonadas.

Uso de estructuras de capital teóricas

Diferimiento de impuestos a la renta acumulados para Transcos

Ajustes a los valores de libros para compras y ventas de Transcos

Depreciación acelerada

Recuperación de costo diferido para empresas con tarifas minoristas congeladas

Mayor tasa de retorno sobre el capital propio para empresas que integran RTOs o ISOs.

La norma, aprobada en 2006, permite a las empresas presentar y justificar el conjunto de incentivos necesario para apoyar una nueva inversión. Adicionalmente, prevé procesos expeditivos para la aprobación de incentivos que provean a las empresas mayor certidumbre regulatoria y faciliten la financiación.


Los criterios son similares a los aplicados en el caso de los GRC para la distribución.


Las pérdidas marginales de transmisión son consideradas por el CAISO para establecer el precio marginal locacional (Locational Marginal Price /LMP).


Con relación a la confiabilidad de la red, la parte continental de los Estados Unidos está dividida en ocho áreas de planificación de confiabilidad, bajo la supervisión del Concejo Norteamericano de Confiabilidad (North American Electric Reliability Council/ NERC).

NERC ha adoptado estándares de confiabilidad que son legalmente obligatorios bajo la autoridad de aplicación de la FERC.


Figura 70 – USA Áreas de planificación de confiabilidad

Fuente: NERC

4.11.3.7 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad- Cargos de transmisión

Costos de conexión

Los estudios y la interconexión directa los paga el generador. Los costos de mejoras relacionados con la interconexión son financiados por el generador, y posteriormente reembolsados por el transportista en un período de 5 años, con intereses. El TO recupera este costo a partir del cargo por uso de sistema de transmisión, o Cargo de Acceso.

Una categoría separada lo constituyen las Instalaciones de Interconexión Restringidas a la Ubicación de los Recursos (LCRIF).

Costos de Uso del Sistema de Transmisión

El cargo de Transmisión (TAC) por el uso del sistema incluye:

Cargo de Acceso en Alta Tensión (High Voltage Access Charge –HVAC-).

Cargo de Transición (Transition Charge –TC-).

Cargo de Acceso en Baja Tensión (Low Voltage Access Charge -LVAC-).

Estos cargos por uso del sistema controlado por el CAISO, son aplicables a cada Empresa Distribuidora o Subsistema Medido conectado a las redes del CAISO.

El HVAC está basado en los costos asociados con el área de control de transmisión (TAC) y los costos asociados a la red del ISO (denominada CAISO Grid-wide –IGW).

El TC para el periodo de transición, se define como la relación entre el neto de la responsabilidad de pago y el monto a percibir, y la demanda bruta del área de servicio OT, pudiendo ser negativo o positivo de acuerdo a la participación de cada TO en la tarifa final, constituyéndose como un crédito o cobro en el HVAC respectivamente. Al término del periodo de transición, desaparece el TC ya que el cargo se asigna 100% al IGW.

Finalmente, el LVAC es determinado por cada TO a partir de un cargo especifico de distribución, calculado por cada participante de acuerdo con las condiciones particulares de cálculo tarifario de cada TO.


En el caso específico del HVAC, es determinado por cada OT a partir del requerimiento de ingresos de transmisión (Transmission Revenue Requirement –TRR-) de las instalaciones existentes y los ingresos requeridos para las nuevas instalaciones, a los efectos de asignarlos durante el periodo de transición al TAC o al IGW.

Finalmente, el HVAC se determina como la relación entre los requerimientos de ingresos y la demanda bruta que resulta de la suma de todas las asociadas a cada uno de los OTs participantes del ISO, de acuerdo a la siguiente fórmula:

∑ 𝑊

∑

Siendo,

HVAC: el cargo de acceso al uso de alta tensión

HVACA: el cargo de acceso al uso de alta tensión de cada TAC

HVACI: el cargo de acceso al uso de alta tensión del ISO

ETRRA: el requerimiento de ingresos de cada TAC

%TA: el porcentaje del ETRRA asignado al TAC que varia de 90% el primer año a 0% el décimo año

GLA: Demanda bruta de cada TAC

%TIGW: el porcentaje del ETRRA asignado al IGW que varía de 10% el primer año a 100% el décimo año

NTRR: requerimiento de ingresos para las nuevas instalaciones de transmisión.

Adicionalmente, se define un cargo de peaje (Wheeling Access Charge –WAC-) que lo

pagan los Coordinadores de Programación para Peajes. El CAISO cobra los ingresos de Peaje a los Coordinadores de Programación y los abona a su vez a los TO según la proporción del Requerimiento de Ingresos de Transmisión de cada TO hasta sumar los Requerimientos de Ingresos de Transmisión de todos los TO. Un Coordinador de Programación es una empresa certificada por el CAISO para asumir las funciones de: presentar ofertas o programas de energía, generación, pérdidas de transmisión y servicios complementarios; coordinar la generación; realizar seguimientos, facturar y liquidar intercambios con otros Coordinadores de Programación; presentar pronósticos; pagar los cargos del CAISO; y garantizar el cumplimiento de los protocolos del CAISO. El peaje a cobrar por el CAISO y retribuir a los TO será igual al HVAC más la porción de LVAC en caso que el suministro sea en Baja Tensión, y en el caso que más de un TO disponga sus instalaciones para este fin, el WAC se determinará como el ponderado del cargo correspondiente a cada OT en función de la capacidad disponible para tal fin, sobre la totalidad de la capacidad disponible en el punto de entrega.

Un tema particular en el sistema del CAISO, ya mencionado, se refiere a la definición del uso del sistema. Luego de la reforma introducida por la Resolución N° 1000 de la FERC, que introdujo los ISO, entre otros temas, se definió el Cargo de Transición como parte del “Cargo de Acceso”, por el cual se asignaban costos en forma gradual durante un periodo de 10


años, comenzando con un 10% a la red global y 90% al área de control de CAISO (TAC) antes de la creación del ISO. Al finalizar el décimo año, todos los costos relacionados con el sistema de transmisión se asignan al sistema del ISO (IGW)".

Los cargos por uso de red, que son cargos compartidos, se transfieren 100% a la demanda vía:

Un cargo basado en los MWh consumidos;

Un cargo por uso de red, que resulta de las diferencias en los precios zonales debido a la congestión. El riesgo de la volatilidad de estos cargos puede ser reducido con el uso de derechos financieros de congestión (CRR).

Los costos de congestión se asignan principalmente a la demanda, que paga Cargo de Acceso; y en segundo lugar se subasta la capacidad remanente de la red en licitaciones anuales de CRR.

Los denominados derechos de congestión (CRR) surgen del diseño del mercado eléctrico, organizado con base en precios nodales (precios marginales locales). Dado que los precios nodales de corto plazo consideran los efectos de las congestiones en la red de transmisión, y dado que estas congestiones son imprevistas, se produce volatilidad en los precios nodales (riesgo de congestión). Ello motiva que los generadores trasladen este riesgo a los usuarios a través de los contratos de largo plazo, con lo cual el diseño pierde eficiencia y sostenibilidad. Para solucionar esta problemática, en diversos mercados basados en precios nodales, como el de California, se han implementado sistemas de derechos financieros de transmisión como un medio de cobertura contra tal riesgo de congestión. Este instrumento financiero, que es asignado a un oferente en la subasta de CRR, permite al poseedor recibir una parte de los ingresos (o cargos), provocados por la diferencia de precios marginales en las barras del sistema. El propósito de los CRR es proteger a los generadores y a los clientes de la red de transmisión, de la variación de precios producto de los cargos de congestión de transmisión, cuando sus CRR coinciden con sus requerimientos de energía.

Tarifas diferenciadas para generación renovable

Para facilitar los proyectos de transmisión y apoyar las energías renovables, CAISO ha creado un mecanismo financiero, denominado Instalaciones de Interconexión Restringidas a la ubicación de los recursos (LCRIF). Este mecanismo fue diseñado para conectar múltiples generadores con restricciones de ubicación (nótese que la ubicación de la generación renovable es dependiente de dónde se ubique el recurso, muchas veces lejano al sistema de transmisión) a la red de CAISO.

El mecanismo implica que estos costos son pagados a partir del Cargo de Acceso (es decir, los pagan todos los usuarios de la red) hasta que el generador entre en línea. A partir de allí, el generador paga por su participación en dichos costos compartidos.

4.11.4 Distribución –generación propia

4.11.4.1 Marco regulatorio específico para la actividad

Como fue indicado antes, la CPUC autoriza en los GRC los requerimientos de ingresos para la distribución y generación propia de las IOUs, que permanecen verticalmente integradas. En cada caso reconoce ingresos correspondientes a los costos de operación y mantenimiento, la depreciación de los activos, la remuneración del capital invertido y los impuestos.

Los costos de combustibles son autorizados anualmente a través de procedimientos ERRA.


Las inversiones se remuneran a través de la cuota de depreciación y del retorno sobre el capital.


La depreciación considerada es la contable. La remuneración del capital invertido se realiza para todas las empresas con una tasa de retorno determinada en un proceso separado de la revisión tarifaria de cada empresa. La tasa de retorno real de cada empresa puede ser mayor o menor de la tasa regulatoria determinada por la CPUC.

Además de la tasa regulatoria autorizada, la CPUC ha instituido algunos programas de incentivos como el Mecanismo de Incentivo Riesgo/Recompensa (Risk/Reward Incentive Mechanism/ RRIM) asociado a eficiencia energética, por el que las empresas comparten los ahorros o reducciones de costos con los clientes.

4.11.4.3 Reconocimiento de costos de administración, operación y mantenimiento

Estos costos incluyen todos los costos laborales y no laborales necesarios para la operación y mantenimiento de las plantas de generación y el sistema de distribución. Las empresas deben mantener los sistemas en las condiciones prescriptas por las normas de confiabilidad y seguridad de la CPUC y de acuerdo con las mejores prácticas de la industria, pero la CPUC no participa de las decisiones de gestión de la empresa que definen el uso de los recursos. Dependiendo de la gestión de la empresa, la misma puede finalmente gastar más o menos que el presupuesto de ingresos autorizado para cubrir costos de O&M.

En los procesos de GRC, la CPUC revisa detalladamente los costos de O&M por separado para las instalaciones de generación y las de distribución y también los costos generales de estructura.


No hay disposiciones regulatorias específicas relacionadas con pérdidas en redes de distribución. Las pérdidas proyectadas deben incluirse en la demanda a ser suministrada y sus costos forman parte de los costos de compra de energía y combustibles.


Las cinco mayores empresas de servicios públicos informan anualmente los valores registrados de los indicadores de frecuencia y duración de las interrupciones, para permitir la evaluación del desempeño e identificar circuitos y zonas con problemas de servicio. Los Informes Anuales de Confiabilidad incluyen la siguiente información:

Duración y frecuencia de interrupciones sostenidas y de interrupciones de corta duración, usando los indicadores SAIDI, SAIFI y MAIFI, sin los eventos mayores excluidos (no considerados) de los últimos 10 años.

Los 10 mayores eventos en función de los minutos-cliente, excluyendo eventos de emergencia climática o desastres que afectan más del 10% de los clientes

Circuitos en los que los clientes han experimentado más de 12 interrupciones sostenidas (duración de 5 minutos o más) en el año informado

Las estadísticas se calculan incluyendo interrupciones en redes de transmisión, subestaciones y redes de distribución, pero excluyendo interrupciones programadas por ejemplo para mantenimiento de líneas. Algunas interrupciones como las resultantes de daños producidos por tormentas son consideradas fuera del control de las empresas.

Las estadísticas deben informar los valores con y sin las interrupciones originadas en tormentas.

SAIDI (System Average Interruption Duration Index) es el número total de minutos de interrupción por cliente, para interrupciones sostenidas y para el sistema total

SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) mide la frecuencia de interrupción media por cliente del sistema total para el año reportado

MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) es el número de interrupciones de corta duración por cliente para el sistema total por año.


Las empresas deben llevar esta información para cada circuito (un circuito sirve aprox. 2000 consumidores) y ponerla a disposición de cualquier interesado a pedido del mismo.

Después de tormentas mayores, la empresa debe reponer el servicio en menos de 12 horas en promedio.

El indicador CAIDI fue agregado a los informes de Eventos Medidos (aquellos que afectan entre 10% simultáneo y 40% acumulativo de todos los clientes). La CPUC presume que el desempeño de la empresa ante el evento no es razonable si el total de minutos de interrupción durante el evento dividido por el total de interrupciones excede de 570.

Además de estos indicadores, las decisiones 96-11-021 y 97-03-070 establecen ciclos de inspección y requerimientos de registros para el equipamiento de distribución, que están contenidos en la Orden General 165. Las empresas deben realizar inspecciones detalladas cada 3-5 años, dependiendo del tipo de equipo, indicando el estado del equipo, los problemas encontrados y la fecha programada para resolverlos. Anualmente, la empresa debe presentar un informe resumiendo las inspecciones realizadas, la condición observada del equipo y las reparaciones ejecutadas.

4.11.4.6 Transferencia a tarifas de los costos de la actividad - Subsidios

En California es disposición legal que las tarifas residenciales de las IOUs deben ser del tipo precio unitario creciente con el consumo. Los primeros rangos de consumo tienen precios unitarios muy inferiores a los rangos de consumo elevados. Esta política incentiva el ahorro energético.

Además de incorporar los costos de los programas de incentivos a energías limpias y renovables descritos antes, las tarifas de las IOUs financian dos programas para clientes de bajos ingresos:

California Alternate Rates for Energy (CARE): El programa CARE ofrece descuentos en las tarifas de los clientes que califican como de bajos ingresos. El descuento mínimo es de 15%. Adicionalmente, durante la crisis de 2001, estos clientes fueron exonerados de ciertos costos de compra de energía por parte del DWR y los primeros rangos de consumo de las tarifas residenciales fueron congelados a los niveles pre-reestructura, con lo que el descuento a los clientes CARE alcanzó niveles bastante superiores al 20%.

Los costos del programa CARE tienen dos componentes, el costo de administración del programa y el de los descuentos propiamente dichos (mucho mayor) que son pagados con subsidios cruzados por otros clientes.

Energy Savings Assistance Program (ESAP): El programa ESAP fue dispuesto por el

Código de Empresas de servicios públicos 2790, que requiere que las empresas de electricidad y gas provean servicios de mejora de los hogares de bajos ingresos, incluyendo iluminación, conservación de calentamiento de agua y aislación, así como equipos eficientes y educación en ahorro energético. El programa tiene un costo equivalente al 0;6% del total de ingresos requeridos de las IOUs.


5 MODELO DE ESTÁTICA COMPARATIVA

5.1 Introducción

Como parte de los TdR se incorporó el desarrollo de un modelo simplificado de estática comparativa, a los fines de permitir la realización de análisis de sensibilidades referidas al impacto de diferentes tratamientos regulatorios que pueden otorgarse a cada uno de los “Building Blocks” que conforman el marco regulatorio de la actividad.

El modelo fue desarrollado en una planilla Excel y replica, de forma simplificada, la definición y cálculo de los distintos componentes del costo de distribución de una empresa ejemplo de referencia.

5.2 Esquema conceptual y metodológico del modelo

Existen dos variables sobre las cuales se mide el impacto de diferentes escenarios, simulados sobre las variables explicativas, a definir por el Regulador, estas variables son: el “Costo de Distribución” y la “Tarifa Monómica Simulada”.

El cálculo de ambas variables se efectúa siguiendo en líneas generales los preceptos y criterios definidos por la CREG en las Resoluciones Tarifarias vigentes, particularmente en la Res. CREG 097/2008; de esta forma, el caso base o punto de comparación será el de la situación actual de una empresa colombiana promedio, que se pueda considerar representativa del sector en forma esquematizada.

Cabe aclarar que el enfoque anterior no es óbice para reflejar la situación de una empresa real operando en el segmento de Distribución de Energía bajo la normativa vigente; para ello es preciso identificar las condiciones inciales de la empresa a analizar y efectuar las sensibilidades correspondientes.

En el modelo se incluyó también una solapa con la cuantificación del EBITDA y del Resultado o Margen de Distribución como variables explicadas, las cuales son indicadores claves para un inversor.

Las sensibilidades que resulta posible efectuar con el modelo de estática comparativa están dadas por diferentes valores de las variables que componen los siguientes grupos regulatorios, entre otros:

Base de Remuneración Regulatoria (donde se analiza tanto la definición de los activos que la componen como también el método de valuación de los mismos),

edad de los Activos (situación estrictamente vinculada al método de valuación de los mismos)

costo de capital, permitiendo la posibilidad de efectuar sensibilidades respecto a cada uno de los elementos componentes de la tasa WACC (ej tasa libre de riesgo, costo del equity, beta de los activos, etc.),

costos de AOM, con la posibilidad de considerar el traslado de los costos de programas de mejora en la calidad, y

pérdidas, técnicas y no técnicas.

Un punto crucial a tener en consideración es que el modelo desarrollado es del tipo de estática comparativa, que cuantifica el impacto sobre una situación de equilibrio inicial de modificaciones en una serie de variables explicativas, recogiendo el efecto conjunto de todas las variables impactadas para arribar a una situación final. Es decir, el modelo no es un modelo financiero de valuación de empresas, ni uno de determinación tarifaria, ni tampoco toma en consideración aspectos dinámicos de convergencia hacia el equilibrio.


5.2.1 Base de Remuneración Regulatoria

Los puntos principales a sensibilizar relacionados con la Base de Remuneración Regulatoria son los siguientes:

Identificación de los Activos Eléctricos: en lo referente a la selección de los

activos que forman el corazón de la base regulatoria se plantean las alternativas de considerar la base real de activos, o bien asumir una base de activos resultante de un diseño teórico de una red adaptada a la demanda.

Método de determinación del valor de los Activos: se presentan aquí las

cuestiones referidas a la valoración de los activos por el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) o por el método del Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (CROD).

Criterios de valuación de las Unidades Constructivas: los mismos básicamente comprenden los esquemas del tipo bottom-up o top-down.

Mecanismo de cuantificación de los Activos No Eléctricos.

i. Activos a ser remunerados

Del relevamiento de los marcos regulatorios a nivel internacional surge la existencia de básicamente dos grandes enfoques para determinar la Base de Activos Regulatorios: un modelo Greenfield, de red adaptada técnica y económicamente a la demanda, y un modelo Brownfield. Ambos métodos se describen a continuación.

Modelo Greenfield

Los modelos del tipo greenfield en general aproximan una red teórica adaptada técnica y económicamenete a la demanda. Para ello se utilizan modelos geométricos para las zonas con diseño catastral en damero y análisis de la red completa para el resto de las instalaciones.

En cuanto a los modelos geométricos básicamente existen dos vertientes, modelos PECO (implementado en Chile) y modelos Geométricos (implementados en Perú). En dichos modelos se consideran los costos de inversión (inicial y futura), costos de operación y mantenimiento y costos de pérdidas, entre otros. Resulta factible determinar las cantidades físicas de las instalaciones para una determinada área electrificada, indicando el calibre de los conductores óptimos (MT-BT) y tamaño de transformadores MT-BT, así como las pérdidas técnicas.

Modelo Brownfield

En los modelos tipo brownfield las instalaciones existentes son un dato del problema, por lo que se optimiza es el calibre de los conductores y la capacidad de los transformadores. En la práctica son modelos híbridos resultantes de mezclar un análisis del tipo brownfield para

la red de media tensión (MT), y un análisis de Sistemas Eléctricos Representativos (SER) para la red de baja tensión (BT). Este abordaje implica un análisis de la red completa de MT y un estudio de clusters para la red de BT.

La forma de incorporar ambos esquemas en el modelo simplificado de estática comparativa consistió en aplicar un coeficiente de ajuste al valor de la base de activos según se trate de un abordaje brownfield (Coef =1), o de un abordaje greenfield, y dentro de este último caso según se recurra a un modelo Geométrico (Coef = 0.83) o a la aplicación del modelo PECO (Coef= 0.75). Estos coeficientes fueron obtenidos de una experiencia reciente en la

aplicación de ambos modelos.

Dicho de otra forma, el coeficiente aplicado representa el ajuste sufrido por las unidades físicas de los activos de la base regulatoria como consecuencia de la adopción de uno u otro método de identificación de activos.


Es importante destacar que en la formulación del modelo se aplican estos dos coeficientes a las redes de distribución de NT1 y NT2, en tanto que los activos correspondientes al NT4 y NT3 reflejan el valor brownfield, es decir la red real. Esta situación se deriva de la definición de los niveles de tensión propios de las experiencias chilena y peruana de donde se obtuvieron los coeficientes.

ii. Valuación de los Activos

El aspecto clave en la selección del método de valuación de los activos es el relacionado con el tratamiento a dar a la depreciación de los mismos; se presentan en este sentido dos esquemas generales:

3- Valor Nuevo de Reemplazo 4- Costo de Reposición Optimizado y Depreciado.

1- Valor Nuevo de Reemplazo

El VNR, es el costo de reposición de los activos existentes por nuevos activos. Éste es un método del tipo “bottom-up”, debido a que la cantidad de activos nuevos para reponer los viejos es estimada generalmente mediante la construcción de una empresa de referencia (ER).

Este método es también conocido como Gross Optimised Replacement Cost (GORC), ya

que no incluye la depreciación. Es decir, en cada momento del tiempo se determina la mejor opción para la prestación de los servicios demandados, sin considerar la antigüedad de los activos existentes, ni la vida remanente de los mismos; en el proceso de substitución de activos por otros equivalentes se incluyen los cambios tecnológicos.

En líneas generales y para guardar consistencia interna entre los bloques regulatorios, el VNR generalmente es usado para bases de activos determinadas con esquemas del tipo Greenfield.

2- Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (CROD)

El Costo de Reposición Optimizado y Depreciado (CROD) es el costo de la red existente al valor de un Activo Equivalente Moderno (“Modern Equivalent Asset”) que ha sido optimizado desde el punto de vista de la ingeniería y ajustado por las depreciaciones correspondientes a su antigüedad.

Del análisis de ambos métodos se puede concluir que:

Cuando una empresa tiene capacidad ociosa y activos desadaptados, el método CROD resultará en una base de activos mayor (parcialmente compensada por las depreciaciones y por el uso efectivos de la capacidad) y, por lo tanto, mayores tarifaras que las estimadas por el método VNR.

Si la empresa tiene activos viejos, el método VNR resultará en valores más altos que los encontrados por el método CROD. En ese sentido, el VNR-ER da resultados que son independientes de la edad de los activos.

La vinculación entre la antigüedad de los activos, los métodos de valorización de los mismos y los resultados de la empresa se presenta en el siguiente esquema.


Figura 71 - Métodos de Valuación de Activos CROD vs VNR

iii. Valuación de las Unidades Constructivas

Básicamente existen dos criterios para valuar las unidades constructivas: bottom-up o modelo de empresa de referencia como el utilizado por Chile y Perú, y top-down, este último esquema es asimilable a los regímenes de benchmarking.

El enfoque utilizado por la CREG en la valorización de las unidades constructivas es el de Costo de Reposición a Nuevo. Este método, acorde a las consideraciones de la CREG expresas en el Doc. CREG 071/2008, puede generar alta volatilidad en el valor de las unidades constructivas, el cual terminaría trasladándose a tarifa. Por tal motivo se diseñó un esquema de compensación que consiste en ponderar el valor de la base del año 2002 por un 90% y el de la base de 2008 por un 10%. Este esquema de estabilización es incorporado en el modelo de estática comparativa permitiendo alterar libremente los porcentajes considerados, de esta forma se puede plantear diferentes escenarios entre blindar la base incial de activos a los precios de las UC 2002 o bien a las UC de 2008.

Adicionalmente se incorpora la posibilidad de simular el efecto de la variación en la valorización de las unidades constructivas. Este efecto es obtenido a partir de la variación experimentada en las principales unidades constructivas de cada Nivel de Tensión entre los años 2002 y 2008.

A los fines de incluir un escenario de valuación de activos del tipo top-down, se sensibiliza la valuación de las unidades constructivas definidas en la Res. CREG 097/2008 lo que permite inferir el impacto sobre el costo de distribución de adoptar valores de referencia diferentes a los actuales. De un estudio reciente se encuentra que el valor de las Unidades Constructivas resulta un 10% inferior. Esta situación fue contemplada en el modelo, pero también se deja abierta la posibilidad de alterar discrecionalmente el valor de las UC.


iv. Activos No Eléctricos

Para la determinación del costo anual de los Activos No Eléctricos se plantean diferentes alternativas:

a- Según la Res. CREG 097/2008, los activos no eléctricos se determinan como un porcentaje del costo anual de los activos eléctricos; este porcentaje fue calculado con información provista por las empresas en el año 1997; en las revisiones tarifarias de los años 2003 y 2007 el regulador no encontró evidencia que permitiera argumentar un cambio estructural en dicho porcentaje.

b- Metodología aplicada por Brasil para el cálculo de la BAR, según la cual se aplica un porcentaje que se determina a partir de una regresión del porcentaje de Activos No Eléctricos contra el valor monetario de los Activos Inmovilizados en Servicio, lo que permite considerar el de la escala de las empresas. En el modelo se contempla la posibilidad de adoptar los porcentajes utilizados por Brasil en el 3CRTP considerando distintas escalas de operación.

c- En el caso de Chile el VNR de los activos no eléctricos respecto del VNR de los activos eléctricos se determina para cada ATD. Los porcentajes reconocidos en el cálculo del VAD para el período 2012-2016 arrojan en promedio 3.20% aproximadamente, sin embargo, si se excluye un outlier correspondiente al porcentaje del ATD 4 se obtiene 2.5% como promedio.

d- Finalmente se presenta la posibilidad de asignar un valor determinado de manera ad-hoc.

5.2.2 Edad de los Activos

Un punto de particular importancia es el relacionado con la edad de los activos eléctricos, ello debido a la estrecha vinculación con el método de valuación de la base adoptado (VNR o DORC). En el modelo se plantea la posibilidad de segmentar los activos correspondientes a cada nivel de tensión en función de la antigüedad de los mismos, de este modo se puede plantear escenarios con activos jóvenes, viejos o con un determinado porcentaje de depreciación acumulada. Estos escenarios influyen directamente en la base de activos regulatorios y por ende en el costo de distribución.

5.2.3 Costo de Capital

En lo referente a la tasa de costo de capital se mantuvo la metodología establecida en la Res CREG 097/08, y se ajustaron los valores de las series para incorporar el período correspondiente a los cinco años entre 2008 y 2012 inclusive.

La Tabla 63 muestra los valores sugeridos de tasa WACC manteniendo la metodología de la resolución de referencia y actualizando las series de Tasa libre de riesgo, Prima de riesgo de mercado, Riesgo país, Beta de los activos, etc. Se puede apreciar una reducción cercana al 2% en la tasa WACC real antes de impuestos debido a ajustes en los fundamentals.


Tabla 63 – MEC - Actualización de la tasa WACC

5.2.4 Costos de AOM

En la normativa colombiana existen tres períodos con metodologías de cálculo de los costos AOM marcadamente diferenciados:

a- Período 2003-2007; el porcentaje de AOM reconocido es un valor fijo, establecido en 2% para NT4 y NT3; y 4% para NT2; sobre dichos porcentajes se incorpora un 0.5% por prestación de servicios en zonas de contaminación salina.

b- Período 2008-2009; se define un porcentaje de referencia, para cada empresa, como el promedio entre el AOM gastado y el AOM remunerado.

c- Posterior a 2010; el porcentaje a reconocer se determina en función del grado de cumplimiento de los parámetros de calidad.

En el modelo se plantea la posibilidad de optar por alguna de las siguientes alternativas, que respetan en líneas generales los períodos considerados en la normativa:

a- A través del promedio ponderado por nivel de tensión de los porcentajes correspondientes al período 2003-2007.

b- Valor de referencia; si bien en las Resoluciones tarifarias de los años 2008-2009 se publican tanto los costos de AOM remunerados como gastados y se calcula el porcentaje de referencia para cada empresa, en el modelo se considera que utilizar

Ingreso

Regulado

Precio

Máximo

Inflación USD = 2.50% 2.50% Sensibilizada

Tasa de Impuestos = 33.0% 33.0% Fuente UC&CS América

ESTRUCTURA DE CAPITAL

Deuda = 40.00% 40.00% Sensibilizada

Capital Propio = 60.0% 60.0% Fórmula

COSTO DE LA DEUDA

Costo Real =

6.90% 6.90%

Percentil 80 Préstamos Bancarios

Preferenciales + Spread por diferente plazo

de colocación

Costo Nominal = 9.58% 9.58% Indexación Costo Real por Inflación USA

COSTO DEL CAPITAL PROPIO

Tasa libre de riesgo = 3.70% 3.70% Sensibilizada

Beta (SIC 4911) = 0.32 0.32 Sensibilizada

Ajuste de Beta = 0.11 0.22 Sensibilizada

Prima riesgo mercado = 8.05% 8.05% Serie Publicada por Ibbotson 1926-2012

Prima riesgo país = 2.28% 2.28%

EMBI+ JP Morgan - Media aritmética últimos

5 años

Beta desapalancado = 0.43 0.54 Beta desapalancado más ajuste

Beta apalancado = 0.62 0.78 Fórmula

Prima riesgo negocio = 5.01% 6.29% ERP*B

10.99% 12.27% TL + ERP + RP

COSTO PROMEDIO PONDERADO

WACC USD desp. imp. = 9.16% 9.93% Fórmula WACC

WACC USD antes imp. = 13.67% 14.82% Fórmula anterior/(1-T)

WACC real antes imp. = 10.9% 12.0% Deflactación

WACC real después imp. = 6.5% 7.2% Deflactación

Componente Metodología de Cálculo


un promedio de los porcentajes de varias empresas resulta en una aproximación razonable del costo de la empresa típica.

c- Debido a que no resulta posible evaluar el cumplimiento de calidad de la empresa estándar, se sensibilizan las mejoras en la calidad de los servicios mediante la aplicación de un incremento ad-hoc sobre el valor de referencia definido en el punto anterior, este escenario computa el porcentaje de incremento del costo de AOM reconocido originado en la mejora en los indicadores de calidad.

d- Finalmente, se plantea la opción de simular los valores referenciales los aplicados por Chile (6%) y Perú (6.5%). Si bien estos valores parecen marcadamente elevados con relación a los de porcentajes reconocidos en Colombia, es importante tomar en cuenta que la modelización de la red en estos países obedece a un esquema Greenfield eficiente, consecuentemente el monto total de costos reconocidos, puede terminar resultando menor que el monto equivalente reconocido en Colombia.

5.2.5 Tratamiento de las Pérdidas

El esquema de pérdidas a reconocer se calculó para cada nivel de tensión con base en los porcentajes aprobados en el año 2012 para una muestra de cinco empresas mediante las resoluciones 60/2012 a 64/2013. Para cada nivel de tensión se determinó el porcentaje promedio y el mínimo de pérdida reconocido. Con dichos porcentajes se ajustó la tarifa monómica, reduciendo los kWh, incrementando, por lo tanto, la tarifa.

Tabla 64 – MEC - Tratamiento de Pérdidas

Se presentan así dos escenarios posibles, uno de benchmarking respecto a empresas promedio y otro respecto a empresas eficientes.

No resulta posible en este modelo simplificado incorporar el traslado a tarifa de los planes de reducción de pérdidas.

Pérdidas NT 1

Compañía Res CREG hasta dic 2013 hasta dic 2014 desde ene 2015

CODENSA 60/2012 10.07% 9.84% 9.60%

CETSA 61/2012 9.02% 8.38% 7.74%

EDEQ 62/2012 9.16% 8.61% 8.06%

EPM 63/2012 10.52% 10.47% 10.41%

RUITOQUE 64/2013 9.82% 9.69% 9.57%

Promedio 9.72% 9.40% 9.08%

Eficiente 9.02% 8.38% 7.74%

Pérdidas NT4, NT3 y NT2

Compañía Res. CREG NT 2 NT 3 NT 4

CODENSA 60/2012 1.76% 2.40% 0.91%

CETSA 61/2012 1.43% 1.82% 0.91%

EDEQ 62/2012 1.54% 1.55% 0.91%

EPM 63/2012 1.12% 1.21% 0.91%

RUITOQUE 64/2013 2.36%

Promedio 1.64% 1.75% 0.91%

Eficiente 1.12% 1.21% 0.91%


5.3 Composición del Modelo

El modelo se compone de tres grandes grupos de módulos con funciones diferenciadas, se tiene así:

a- módulos de insumo o carga de datos,

b- módulos de cálculo o procesamiento, y

c- módulos de salidas o reportes.

Los módulos están vinculados entre sí y también vinculados a un menú desplegable de opciones que permite efectuar las siguientes operaciones:

Inicializar: Blanquea todos los escenarios corridos hasta el momento y carga el Escenario Base, el cual es el punto de comparación para los análisis de sensibilidad.

Parámetros: permite definir los escenarios asignando valores a las distintas variables. Esta solapa es un tablero de comandos que permite definir de manera simplificada los supuestos del escenario que se desea correr para confrontar con el escenario base.

Escenarios: ejecuta el escenario, reemplaza los parámetros y verifica los resultados.

Reporte: permite graficar los resultados de los escenarios base y alternativo.

5.3.1 Módulos Insumos

El módulo de insumos está compuesto por una serie de solapas donde se fijan los valores y la metodología de proyección de las variables que alimentan el cálculo del Costo Total de distribución. Las solapas son:

base de capital histórica

proyección de la base incremental

WACC, y

los porcentajes de pérdida reconocidos.

Base de Capital: en esta solapa se calcula la base acumulada a cada año del horizonte de valuación, se proyecta la base determinada en la valuación del año 2002 y la correspondiente al año 2008. Adicionalmente se incorpora la base incremental al stock de activos a ser remunerados en tarifa.

Siguiendo la normativa, para el NT4 la incorporación de las inversiones incrementales en la base regulatoria se efectúa anualmente.

En lo referente a los SDL (NT1, NT2 y NT3) la incorporación de las inversiones incrementales se realiza únicamente en los períodos de revisión tarifaria. Es decir, las inversiones realizadas en cada uno de los años interrevisión tarifaria se acumulan en una cuenta y se trasladan al costo de distribución en el año de revisión tarifaria.

Proyección de la base incremental: la proyección de las inversiones necesarias en expansión se determina a partir del producto entre el crecimiento proyectado de la demanda y un coeficiente indicativo de la proporción de la demanda horizontal, que es la demanda que efectivamente requiere ampliaciones en los activos físicos.

Pérdidas: en esta solapa están contenidos los porcentajes de pérdidas técnicas y no técnicas reconocidas por el regulador para cada nivel de tensión, aprobadas en el año 2012 para cinco empresas del sector.

WACC: en esta solapa se desarrolla el cálculo del costo de capital con la metodología del WACC determinado por la normativa CREG Res. 093/2008, pero actualizando las series para el período 2008-2012. Adicionalmente se plantean sensibilidades para identificar el


impacto de ciertas variables en el costo del capital y, a través de éste, en la anualidad del costo de distribución.

5.3.2 Módulos Cálculos

Existen dos solapas que procesan los cálculos de los distintos componentes del costo de distribución:

Cálculo CAAE resume el cálculo del costo anual de los activos eléctricos por cada uno de los métodos definidos, VNR-GORC y CROD. En dicha solapa para cada nivel de tensión se efectúa la desagregación de la base de activos en cuatro activos constitutivos, cada uno de ellos con diferente antigüedad, a los fines de poder evaluar el impacto de las depreciaciones sobre el costo de distribución y su relación con la vida útil regulatoria de los activos.

La diferencia conceptual entre ambos métodos es que para el caso del GORC el valor de la base regulatoria se calcula a partir la fórmula de anualidad financiera de una activo con valor inicial igual a la base de remuneración, período dado por la vida útil regulatoria de los activos y por una tasa de descuento igual a la WACC. El método DORC por el contrario determina la anualidad como la suma de la depreciación de los activos más una retribución igual a la WACC aplicada sobre el valor no recuperado de la Base Regulatoria.

Anualidades; se determina el costo total de distribución como la suma de los siguientes componentes:

Costo anual de los Activos Eléctricos (calculado en la solapa CAAE)

Costo anual de los Activos No Eléctricos

Costo anual de AOM

La metodología de cálculo de cada uno de los puntos antes descriptos fue desarrollada en el apartado correspondiente al Enfoque Metodológico del modelo.

Una vez calculado el costo anual para cada nivel de tensión se procede a determinar la tarifa monómica como el cociente entre dicho costo y la energía proyectada o vendida.

Las pérdidas de energía reconocidas en tarifas se incluyen como un porcentaje aplicado en el volumen de energía vendida, tal que incrementa la tarifa por la metodología del grossing up.

5.3.3 Módulo Salidas

El modelo cuenta con dos solapas:

Salidas, que contiene, para cada nivel de tensión, los valores obtenidos anualmente del costo anual de activos eléctricos, activos no eléctricos y costo anual de AOM, como así también la tarifa monómica y la tarifa monómica incrementada por el porcentaje de pérdidas reconocidas. Adicionalmente se incorporan los ratios EBITDA/Ingresos y Margen de distribución/Ingresos.

Gráficos, que permite visualizar en forma gráfica el resultado de los escenarios base y alternativo.

Adicionalmente se presentan dos solapas ResultadosTD y TD Tabla que contienen una serie de tablas y gráficos dinámicos con los resultados de las diferentes simulaciones.

5.3.4 Módulo Parámetros

El Menú parámetros se constituye en un tablero de comandos, donde se encuentran parametrizados los escenarios a realizar sobre las variables en cuestión.

Las variables susceptibles de efectuar sensibilidades son:


esquema de determinación de la base (brownfield, greenfield),

esquema de valuación de los activos (GORC vs DORC)

esquema de estabilización de costos, (permitiendo definir en manera ad-hoc el

porcentaje de asignación de cada base -2002 vs. 2008-),

tasa WACC, manteniendo el valor vigente o sensibilizando sus parámetros;

porcentajes de pérdidas (promedio vs mínima),

costos de AOM

5.4 Escenarios Desarrollados

5.4.1 Caso Base

El caso base fue definido mediante la consideración de los siguientes supuestos, que procuran representar la situación actualmente vigente de una empresa de representativa del sector colombiano:

Incorpora el esquema de estabilización de costos en las proporciones 90% (2002)y 10% (2008) .

Tasa de costo de capital definida por Res. CREG 093/2008: Revenue-Cap 13%, Price Cap 13,9%

Porcentaje de activos no eléctricos 4.1% según Res. CREG 097/2008

Costos AOM: 2.5% del Costo de Reposición de la Inversión. Valor promedio de los porcentajes de referencia (2008-2009) reconocidos para las distribuidoras.

Porcentajes de pérdida reconocidos: se considera el menor porcentaje de pérdidas de la muestra de distribuidoras considerada.


Tabla 65 – MEC - Resultados Caso Base

5.4.2 Escenario 1: Cambio de Base de Activos

En el Escenario 1 se sensibiliza método de determinación de la Base de Capital, pasando de un modelo Brownfield a uno Greenfield.

Los métodos alternativos son:

Modelo PECO

Modelo Geométrico

El efecto de estos cambios se da en una baja del costo de distribución originado por una reducción de las cantidades físicas de activos de la base.

Las reducciones en las unidades físicas de la red son:

PECO: 25%

Geométrico: 17%

Las reducciones en el costo de distribución total son:

PECO: 16.9%

Geométrico: 11.5%

Caso Base 2012 2015 2020 2025 2030

NT 4

CAAE 18,084 18,617 19,507 20,396 21,285

CAANE 766 788 824 861 897

CAOM 3,544 3,645 3,814 3,983 4,151

Costo Dist Total 22,393 23,050 24,144 25,239 26,334

Tar Monómica 15.07 14.62 13.87 13.13 12.41

Tar Monóm con G UP 15.21 14.75 14.00 13.25 12.52

NT 3

CAAE 15,878 17,212 18,164 19,117 20,070

CAANE 521 575 615 654 693

CAOM 2,250 2,486 2,655 2,824 2,993

Costo Dist Total 18,649 20,274 21,434 22,594 23,755

Tar Monómica 35.15 36.00 34.48 32.92 31.35

Tar Monóm con G UP 35.77 36.64 35.09 33.50 31.90

NT 2

CAAE 52,226 57,306 60,935 64,563 68,192

CAANE 1,984 2,192 2,341 2,490 2,638

CAOM 8,500 9,393 10,030 10,668 11,305

Costo Dist Total 62,709 68,890 73,305 77,720 82,135

Tar Monómica 90.91 94.11 90.70 87.10 83.37

Tar Monóm con G UP 92.43 95.68 92.22 88.55 84.76

NT 1

CAAE 16,596 20,384 23,090 25,796 28,502

CAANE - - - - -

CAOM 6,250 6,906 7,375 7,844 8,313

Costo Dist Total 22,846 27,291 30,465 33,640 36,814

Tar Monómica 42.63 47.99 48.52 48.52 48.10

Tar Monóm con G UP 47.22 52.78 53.36 53.37 52.90


Tabla 66 – MEC - Resultados Escenario 1 Cambio de Base Modelo PECO

Tabla 67 – MEC - Resultados Escenario 1 Cambio de Base Modelo Geométrico

5.4.3 Escenario 2: Cambio del Método de Valuación

En el escenario 2 se sensibiliza el reemplazo del método de valuación por VNR para pasar a un esquema del tipo CROD (DORC).

El impacto del escenario de cambio de método de valuación depende fundamentalmente de la antigüedad de los activos. Los supuestos sobre la antigüedad de los activos se presentan en la siguiente tabla.

Tabla 68 – MEC - Supuestos sobre la antigüedad de los Activos

El Resultado de la presente simulación es una reducción del 50% promedio del costo de Distribución. Esta situación se justifica por la exclusión de la base de activos de aquella fracción que se encuentra totalmente depreciada.

Año Escenario Base Diferencia

NT4 22,393 22,393 0.0%

NT3 18,649 18,649 0.0%

NT2 47,049 62,709 -25.0%

NT1 17,141 22,846 -25.0%

Total 105,232 126,597 -16.9%


NT4 22,393 22,393 0.0%

NT3 18,649 18,649 0.0%

NT2 52,028 62,709 -17.0%

NT1 18,955 22,846 -17.0%

Total 112,024 126,597 -11.5%

Activo \ NT NT4 NT3 NT2 NT1

Coef Aj vs VU Reg 34.0 34.0 30.0 26.0

Antigüedad Activo 1 1.20 41.0 41.0 36.0 31.0





Tabla 69 – MEC - Escenario 2 Cambio del Método de Valuación

5.4.4 Escenario 3: Cambio en la antigüedad de los activos

En el Escenario 3 se sensibiliza la edad de los activos.

Se consideran dos escenarios en función de la antigüedad de los activos:

Escenario Activos Jóvenes: se supone que la vida útil de los activos está

depreciada 25% en forma homogénea para los cuatro tipos de activos.

Escenario Activos Viejos: se supone que los activos están depreciados 75% en

forma homogénea.

El cambio de método de valuación cuando los activos son jóvenes genera una reducción del 17% del costo de distribución. En tanto que cuando los activos son viejos se genera una reducción de 56% del costo de distribución.

Tabla 70 – MEC - Escenario 3 Activos Jóvenes

Tabla 71 – MEC - Escenario 3 Activos Viejos


NT4 11,804 22,393 -47.3%

NT3 8,809 18,649 -52.8%

NT2 30,250 62,709 -51.8%

NT1 12,471 22,846 -45.4%

Total 63,335 126,597 -50.0%


NT4 18,949 22,393 -15.4%

NT3 15,309 18,649 -17.9%

NT2 51,723 62,709 -17.5%

NT1 19,310 22,846 -15.5%

Total 105,291 126,597 -16.8%


NT4 10,488 22,393 -53.2%

NT3 7,464 18,649 -60.0%

NT2 26,129 62,709 -58.3%

NT1 11,290 22,846 -50.6%

Total 55,372 126,597 -56.3%


5.4.5 Escenario 4: Actualización de la Tasa WACC

En el Escenario 4 se modifica el costo de capital por la variación experimentada en las series en los años recientes:

Costo de la deuda (doméstica)

Tasa Libre de Riesgo

Riesgo País

Premio de Mercado

Beta desapalancado

Se mantiene la metodología de la Res. CREG 093/2008.

Como resultado se aprecia una reducción de 10% en el costo de distribución promedio.

Tabla 72 – MEC - Escenario 4 Actualización Tasa WACC

5.4.6 Escenario 5: Ajustes de los Costos de AOM

En el Escenario 5 se ajustan los costos de AOyM. Se incorpora un ajuste ad-hoc de 0.5% para considerar el efecto de una posible mejora en la calidad de los servicios. La mejora en la calidad de los servicios implica la posibilidad de incrementar los costos de AOyM.

El resultado del incremento de 0.5% en los costos de AOyM es un aumento del costo de distribución de 3.2%

Tabla 73 – MEC - Ajuste en los Costos de AOyM

5.4.7 Escenario 6: Ajustes de las Pérdidas

En es Escenario 6 se analiza el impacto de modificar los porcentajes eficientes de pérdidas. El resultado se refleja en el valor de la tarifa monómica mediante el efecto del grossing-up del cargo. Esta situación es equivalente a ajustar las cantidades físicas de la energía. Se


NT4 19,757 22,393 -11.8%

NT3 16,634 18,649 -10.8%

NT2 56,238 62,709 -10.3%

NT1 20,946 22,846 -8.3%

Total 113,575 126,597 -10.3%


NT4 23,102 22,393 3.2%

NT3 19,099 18,649 2.4%

NT2 64,409 62,709 2.7%

NT1 24,096 22,846 5.5%

Total 130,706 126,597 3.2%


presenta el caso en que el porcentaje de pérdidas reconocido es el de la empresa más eficiente.

Tabla 74 – MEC - Ajuste en el porcentaje de Pérdidas Reconocido

Nivel Tensión

Pérd.

Eficientes

Pérd.

Prom Nivel Tensión

Pérd.

Eficientes

Pérd.

Prom

NT 4 NT 2

CAAE 18,084 18,084 CAAE 52,226 52,226

CAANE 766 766 CAANE 1,984 1,984

CAOM 3,544 3,544 CAOM 8,500 8,500

Costo Dist Total 22,393 22,393 Costo Dist Total 62,709 62,709

Tar Monómica 15.07 15.07 Tar Monómica 90.91 90.91

Tar Monóm con G UP 15.21 15.21 Tar Monóm con G UP 91.94 92.43

NT 3 NT 1

CAAE 15,878 15,878 CAAE 16,596 16,596

CAANE 521 521 CAANE - -

CAOM 2,250 2,250 CAOM 6,250 6,250

Costo Dist Total 18,649 18,649 Costo Dist Total 22,846 22,846

Tar Monómica 35.15 35.15 Tar Monómica 42.63 42.63

Tar Monóm con G UP 35.58 35.77 Tar Monóm con G UP 46.86 47.22


6 REFERENCIAS

6.1 Australia

1. AEMO- AN INTRODUCTION TO AUSTRALIA’S NATIONAL ELECTRICITY MARKET - JULY

2010

2. AUSTRALIAN GOVERNMENT PRODUCTIVITY COMMISSION - INQUIRY REPORT -

ELECTRICITY NETWORK REGULATORY FRAMEWORKS - FINAL REPORT – APRIL 2013

3. AER - DRAFT CONSUMER ENGAGEMENT GUIDELINE FOR NETWORK SERVICE

PROVIDERS –JULY 2013

4. AER - EXPLANATORY STATEMENT TO DRAFT CONSUMER ENGAGEMENT GUIDELINE

FOR NETWORK SERVICE PROVIDERS - JULY 2013

5. AER DRAFT CAPITAL EXPENDITURE INCENTIVE GUIDELINE - AUGUST 2013

6. AER DRAFT CONFIDENTIALITY GUIDELINE - AUGUST 2013

7. AER DRAFT RATE OF RETURN GUIDELINE - AUGUST 2013

8. AER DRAFT SHARED ASSET GUIDELINES - JULY 2013

9. AER PROPOSED EFFICIENCY BENEFIT SHARING SCHEME - AUGUST 2013

10. BETTER REGULATION - AER'S CONSUMER CHALLENGE PANEL

11. ECONOMIC INSIGHTS REPORT - ECONOMIC BENCHMARKING OF ELECTRICITY

NETWORK SERVICE PROVIDERS - 25 JUNE 2013

12. AUSTRALIA GOVERNMENT ENERGY WHITE PAPER 2012

13. AER STATE OF THE ENERGY MARKET 2012

14. NATIONAL ELECTRICITY RULES VERSION 58

15. AER - TNSP ELECTRICITY PERFORMANCE REPORT 2010-11

16. AER FINAL DECISION - ELECTRICITY TNSP SERVICE TARGET PERFORMANCE

INCENTIVE SCHEME - DECEMBER 2012

17. AER ELECTRICITY TRANSMISSION NETWORK SERVICE PROVIDERS PRICING

METHODOLOGY GUIDELINES - OCTOBER 2007

18. REGULATORY INVESTMENT TEST FOR TRANSMISSION APPLICATION GUIDELINES -

JUNE 2010

19. AEMO - 2011 NATIONAL TRANSMISSION NETWORK DEVELOPMENT PLAN FOR THE

NATIONAL ELECTRICITY MARKET

20. THE ESSENTIAL SERVICES COMMISSION OF SOUTH AUSTRALIA - SOUTH

AUSTRALIAN ELECTRICITY DISTRIBUTION SERVICE STANDARDS 2010-2015 REVIEW

OF REGULATORY INSTRUMENTS FINAL DECISION- JUNE 2010

21. THE ESSENTIAL SERVICES COMMISSION OF SOUTH AUSTRALIA - ELECTRICITY

DISTRIBUTION CODE EDC/07

22. AER - ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK SERVICE PROVIDERS SERVICE

TARGET PERFORMANCE INCENTIVE SCHEME - NOVEMBER 2009

23. AER - ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK SERVICE PROVIDERS EFFICIENCY

BENEFIT SHARING SCHEME- JUNE 2008

24. AER - FINAL DECISION - ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK SERVICE

PROVIDERS COST ALLOCATION GUIDELINES -JUNE 2008

25. ACTEWAGL DISTRIBUTION - COST ALLOCATION METHODOLOGY - NOVEMBER 2012

26. KPMG - REVIEW OF ACTEWAGL'S PROPOSED DISTRIBUTION COST ALLOCATION

METHOD - MAY 2013

6.2 Brasil

1. ANEEL: PROCEDIMENTOS DE REGULAÇÃO TARIFÁRIA: PRORET

MÓDULO 2 - REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DAS CONCESSIONÁRIAS DE

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA


O SUBMÓDULO 2.1 - PROCEDIMENTOS GERAIS

O SUBMÓDULO 2.2 - CUSTOS OPERACIONAIS

O SUBMÓDULO 2.3 - BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

O SUBMÓDULO 2.4 - CUSTO DE CAPITAL

O SUBMÓDULO 2.5 - FATOR X

O SUBMÓDULO 2.6 - PERDAS DE ENERGIA

O SUBMÓDULO 2.7 - OUTRAS RECEITAS

O SUBMÓDULO 2.8 - GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA

MÓDULO 5 - ENCARGOS SETORIAIS

O SUBMÓDULO 5.3 - PROGRAMA DE INCENTIVO ÀS FONTES ALTERNATIVAS

DE ENERGIA - PROINFA

MÓDULO 9 - CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO

O SUBMÓDULO 9.1 - REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS

CONCESSIONÁRIAS EXISTENTES

O SUBMÓDULO 9.2 - REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS

CONCESSIONÁRIAS LICITADAS

O SUBMÓDULO 9.7 - AUTORIZAÇÃO DE REFORÇOS EM INSTALAÇÕES DE

TRANSMISSÃO

MÓDULO 10 - ORDEM E CONDIÇÕES DE REALIZAÇÃO DOS PROCESSOS

TARIFÁRIOS E REQUISITOS DE INFORMAÇÕES E OBRIGAÇÕES

O SUBMÓDULO 10.1 - REVISÕES TARIFÁRIAS DE DISTRIBUIDORAS

O SUBMÓDULO 10.2 - REAJUSTES TARIFÁRIOS DE DISTRIBUIDORAS E

PERMISSIONÁRIAS

O SUBMÓDULO 10.3 - REVISÕES TARIFÁRIAS DE PERMISSIONÁRIAS

2. ANEEL - PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA

ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

MÓDULO 2 - PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

MÓDULO 3 - ACESSO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

MÓDULO 4 - PROCEDIMENTOS OPERATIVOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

MÓDULO 5 - SISTEMAS DE MEDIÇÃO

MÓDULO 7 - CÁLCULO DE PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

MÓDULO 8 - QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA

3. NOTA TÉCNICA Nº 293/2011-SRE/ANEEL - PROCEDIMENTOS GERAIS

4. NOTA TÉCNICA Nº 294/2011-SRE/ANEEL - METODOLOGIA DE CÁLCULO DOS CUSTOS

OPERACIONAIS

5. NOTA TÉCNICA Nº 295/2011-SRE/ANEEL - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO FATOR X

6. NOTA TÉCNICA Nº 296/2011-SRE/ANEEL - METODOLOGIA E CRITÉRIOS GERAIS PARA

DEFINIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

7. NOTA TÉCNICA Nº 297/2011-SRE/ANEEL - METODOLOGIA E CRITÉRIOS PARA

DEFINIÇÃO DA ESTRUTURA E DO CUSTO DE CAPITAL REGULATÓRIOS

8. NOTA TÉCNICA Nº 298/2011-SRE/ANEEL - METODOLOGIA DE TRATAMENTO

REGULATÓRIO PARA PERDAS NÃO TÉCNICAS DE ENERGIA ELÉTRICA

9. NOTA TÉCNICA Nº 306/2011-SRE/ANEEL - METODOLOGIA DE TRATAMENTO

REGULATÓRIO PARA RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

10. NOTA TÉCNICA Nº 77/2013-SRE/ANEEL – TERCEIRO CICLO DE REVISOES

PERIÓDICAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELETRICA DO

BRASIL- METODOLOGIA E CRITÉRIOS.


6.3 Chile

1. JORGE BUNSTER - MINISTRO DE ENERGÍA - DESAFÍOS DEL SECTOR ELÉCTRICO EN

CHILE SEMINARIO MINERÍA Y ENERGÍA, SONAMI - 18 DE ABRIL DE 2013

2. CNE - CAPACIDAD INSTALADA POR SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL - 2012

3. CNE - INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN POR SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL – 2012

4. CIER – CHILE MARCO REGULATORIO PARA LA RENTABILIDAD E INVERSIÓN -

ACTUALIZACIÓN 2013

5. CNE - METODOLOGÍA Y DEFINICIÓN DE LAS ÁREAS TÍPICAS DE DISTRIBUCIÓN.

PROCESO FIJACIÓN TARIFARIA DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN,

CUADRIENIO NOVIEMBRE 2012 - NOVIEMBRE 2016

6. GOBIERNO DE CHILE -MINISTERIO DE ENERGÍA – POLÍTICA DEL MINISTERIO DE

ENERGÍA – 2011

7. GOBIERNO DE CHILE -MINISTERIO DE ENERGÍA – ESTRATEGIA NACIONAL DE

ENERGÍA 2012-2030 – FEBRERO DE 2012

8. CNE/GTZ - LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES EN EL MERCADO

ELÉCTRICO CHILENO – OCTUBRE 2009

9. OFICINA ECONÓMICA Y COMERCIAL DE LA EMBAJADA DE ESPAÑA EN SANTIAGO DE

CHILE – EL SECTOR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES Y LA

EFICIENCIA ENERGÉTICA EN CHILE – OCTUBRE 2011

10. LEY 20701: PROCEDIMIENTO PARA OTORGAR CONCESIONES ELÉCTRICAS - FECHA

PROMULGACIÓN: 9 DE OCTUBRE DE 2013

11. LEY 20/25: LEY DE ENERGÍA RENOVABLE - FECHA PROMULGACIÓN: 9 DE OCTUBRE

DE 2013

12. SEC - RANKING 2012 DE CALIDAD DE SERVICIO DE LAS EMPRESAS DE

DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD

13. CNE - LA REGULACIÓN DEL SEGMENTO DISTRIBUCIÓN EN CHILE - DOCUMENTO DE

TRABAJO -2006

14. CNE - LA REGULACIÓN DEL SEGMENTO TRANSMISIÓN EN CHILE - DOCUMENTO DE

TRABAJO -2005

15. CARLOS PIÑA (DIRECTOR DE RELACIONES INTERNACIONALES Y EQUIPO DE

EXPERTOS DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA DE CHILE) REGULACIÓN Y

FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ENERGÉTICO EN CHILE

16. CNE - NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO -2010

17. CNE - NORMA TÉCNICA DE CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE PMGD EN INSTALACIONES

DE MEDIA TENSIÓN

18. SEBASTIÁN MOCARQUER (SYSTEP) - CAMBIOS EN LA TRANSMISIÓN ¿OTRA VEZ? –

XII ENCUENTRO ENERGÉTICO ELECGAS – 2013

19. CNE- MODELO DETERMINACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS -2012

20. CNE- GUÍA DEL MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO PARA PROYECTOS DEL

SECTOR ENERGÍA EN CHILE - 2007

6.4 España

1. LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO – 5ª. EDICION- 2008

2. MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO- SECRETARÍA DE ESTADO DE

ENERGÍA-LA ENERGÍA EN ESPAÑA 2011

3. ENERGÍA Y SOCIEDAD - http://www.energiaysociedad.es/- MANUAL DE LA ENERGÍA –

INSTITUCIONES – REGULACIÓN

4. RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA – REE- EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL 2012

5. TOMÁS GÓMEZ- LA RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD EN

ESPAÑA Y EL MODELO DE RED DE REFERENCIA -2011

http://www.energiaysociedad.es/-


6. REAL DECRETO 2819/1998, DE 23 DE DICIEMBRE, POR EL QUE SE REGULAN LAS

ACTIVIDADES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

7. REAL DECRETO 222/2008, DE 15 DE FEBRERO, POR EL QUE SE ESTABLECE EL

RÉGIMEN RETRIBUTIVO DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

8. REAL DECRETO 325/2008, DE 29 DE FEBRERO, POR EL QUE SE ESTABLECE LA

RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA

INSTALACIONES PUESTAS EN SERVICIO A PARTIR DEL 1 DE ENERO DE 2008.

9. REAL DECRETO-LEY 13/2012, DE 30 DE MARZO, POR EL QUE SE TRANSPONEN

DIRECTIVAS EN MATERIA DE MERCADOS INTERIORES DE ELECTRICIDAD Y GAS Y EN

MATERIA DE COMUNICACIONES ELECTRÓNICAS, Y POR EL QUE SE ADOPTAN

MEDIDAS PARA LA CORRECCIÓN DE LAS DESVIACIONES POR DESAJUSTES ENTRE

LOS COSTES E INGRESOS DE LOS SECTORES ELÉCTRICO Y GASISTA

10. REAL DECRETO-LEY 9/2013, DE 12 DE JULIO, POR EL QUE SE ADOPTAN MEDIDAS

URGENTES PARA GARANTIZAR LA ESTABILIDAD FINANCIERA DEL SISTEMA

ELÉCTRICO.

11. CNE- INFORME 24/2013 DE LA CNE SOBRE LA PROPUESTA DE REAL DECRETO POR

EL QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA RETRIBUCIÓN

DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – SEPTIEMBRE DE 2013

12. CNE- INFORME SOBRE EL SECTOR ENERGÉTICO ESPAÑOL PARTE I. MEDIDAS PARA

GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA

ELÉCTRICO - 2012

13. TOMÁS GÓMEZ SAN ROMÁN- REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA EN ESPAÑA - PRINCIPIOS Y MECANISMOS DE RETRIBUCION -2007

6.5 Finlandia

1. ENERGIMARKNADSVERKET - ENERGY MARKET AUTHORITY – APPENDIX 1 –

REGULATION METHODS FOR THE ASSESSMENT OF REASONABLENESS IN PRICING

OF ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK OPERATIONS AND HIGH-VOLTAGE

DISTRIBUTION NETWORK OPERATIONS IN THE THIRD REGULATORY PERIOD

STARTING ON 1 JANUARY 2012 AND ENDING ON 31 DECEMBER 2015 – NOVEMBER

2011

2. ENERGIMARKNADSVERKET - ENERGY MARKET AUTHORITY - APPENDIX 1 –

REGULATION METHODS FOR THE ASSESSMENT OF REASONABLENESS IN PRICING

OF ELECTRICITY TRANSMISSION NETWORK OPERATIONS IN THE THIRD

REGULATORY PERIOD STARTING ON 1 JANUARY 2012 AND ENDING ON 31

DECEMBER 2015- NOVEMBER 2011

3. COUNCIL OF EUROPEAN ENERGY REGULATORS - STATUS REVIEW OF

REGULATORY ASPECTS OF SMART METERING- INCLUDING AN ASSESSMENT OF

ROLL-OUT AS OF 1 JANUARY 2013 – SEPTEMBER 2013

4. PETRI TRYGG - OVERVIEW OF FINLAND – ASPECTS OF SMART METERING AND

SMART GRIDS – WORLDVIEW 2009

5. NORDIC ENERGY REGULATORS - NORDREG - ECONOMIC REGULATION OF TSOS IN

THE NORDIC COUNTRIES -2012

6. NORDIC ENERGY REGULATORS -NORDREG- ECONOMIC REGULATION OF

ELECTRICITY GRIDS IN NORDIC COUNTRIES -2011

7. LOUIS-MATHIEU PERRIN – EY- MAPPING POWER AND UTILITIES REGULATION IN

EUROPE


6.6 Gran Bretaña

1. DECISION ON STRATEGY FOR THE NEXT TRANSMISSION AND GAS DISTRIBUTION

PRICE CONTROLS - RIIO-T1 AND GD1 FINANCIAL ISSUES, MARCH 2011.

2. RIIO-T1: FINAL PROPOSALS FOR NATIONAL GRID ELECTRICITY TRANSMISSION AND

NATIONAL GRID GAS, DECEMBER 2012.

3. RIIO-T1/GD1: REAL PRICE EFFECTS AND ONGOING EFFICIENCY APPENDIX,

DECEMBER 2012.

4. CONSULTATION ON STRATEGY FOR THE NEXT TRANSMISSION PRICE CONTROL -

RIIO-T1 OVERVIEW PAPER DECEMBER 2010 -

5. STRATEGY DECISION FOR THE RIIO-ED1 ELECTRICITY DISTRIBUTION PRICE

CONTROL, FINANCIAL ISSUES, MARCH 2013.


CONTROL RELIABILITY AND SAFETY, MARCH 2013.


CONTROL, TOOLS FOR COST ASSESSMENT, MARCH 2013.


CONTROL, OUTPUTS, INCENTIVES AND INNOVATION, MARCH 2013.


CONTROL, BUSINESS PLANS AND PROPORTIONATE TREATMENT, MARCH 2013.


CONTROL, UNCERTAINTY MECHANISMS, MARCH 2013.


CONTROL, FINAL DECISION, MARCH 2013.

12. OUTPUT-BASED INCENTIVE REGULATION: BENCHMARKING WITH QUALITY OF

SUPPLY IN ELECTRICITY DISTRIBUTION, CARLO CAMBINI_, ELENA FUMAGALLI,

ANNALISA CROCE, JANUARY 26, 2012.

6.7 Irlanda del Norte

1. ELECTRICITY REGULATION (AMENDMENT) (SINGLE ELECTRICITY MARKET) ACT 2007

2. UTILITY REGULATOR ELECTRICITY, WATER AND GAS: “NORTHERN IRELAND

ELECTRICITY TRANSMISSION AND DISTRIBUTION PRICE CONTROLS 2012-17, FINAL

DETERMINATION”. 23 OCTOBER 2012.

3. NORTHERN IRELAND ELECTRICITY TRANSMISSION: “TRANSMISSION AND

DISTRIBUTION RP5 PRICE CONTROL - RESPONSE TO THE UTILITY REGULATOR’S

DRAFT DETERMINATION”. 19 JULIO 2012.

4. UTILITY REGULATOR ELECTRICITY, WATER AND GAS: “RETAIL MARKET MONITORING

QUARTERLY TRANSPARENCY REPORT”. AGOSTO 2013.

5. DEPARTMENT OF ENTERPRISE, TRADE AND INVESTMENT: “STRATEGIC ENERGY

FRAMEWORK FOR NORTHERN IRELAND”. SEPTIEMBRE 2010.

6. EIRGRID GROUP: “DELIVERING A SECURE SUSTAINABLE ELECTRICITY SYSTEM

(DS3)”. OCTUBRE 2011.


7. UTILITY REGULATOR ELECTRICITY, WATER AND GAS: “IMPLEMENTATION OF THE EU

THIRD INTERNAL ENERGY PACKAGE”.SEPTIEMBRE 2012.

8. UTILITY REGULATOR ELECTRICITY, WATER AND GAS: “SONI PRICE CONTROL 2010 –

2015 DECISION PAPER”. ABRIL 2015.

9. SYSTEM OPERATION FOR NORTHERN IRELAND: “STATEMENT OF CHARGES FOR

USE OF NORTHERN IRELAND ELECTRICITY LTD”. AGOSTO 2013.

10. COMISSION FOR ELECTRICITY REGULATION (CER):”TREATMENT OF TRANSMISSION

AND DISTRIBUTION LOSSES”.2000.

11. SYSTEM OPERATION FOR NORTHERN IRELAND:” EXPLANATORY PAPER FOR

TRANSMISSION LOSS ADJUSTMENT FACTOR (TLAF) CALCULATION METHODOLOGY”.

2012.

12. NORTHERN IRELAND ELECTRICITY: “UINDERSTANDING NORTHERN IRELAND

NETWORK”. 2011.

13. NORTHERN IRELAND ELECTRICITY: “DISTRIBUTION CODE”. MAYO 2010.

14. UTILITY REGULATOR ELECTRICITY, WATER AND GAS: “POWER NI’S TARIFF REVIEW A

REGULATORY BRIEFING”. OCTOBER 2012.

15. NORTHERN IRELAND ELECTRICITY: “PARTICIPATE IN TRANSMISSION LICENCE AS

AMENDED IN ACCORDANCE WITH LICENSING SCHEME MADE ON 31 OCTOBER 2007”.

2010.

6.8 Noruega

1. NVE- ELECTRICITY DISCLOSURE 2011

2. KJELL SAND, GERD H. KJØLLE - SINTEF ENERGY RESEARCH - QUALITY OF SUPPLY

REGULATION IN NORWAY- OCT. 2005/ AUG. 2006 – UPDATED APRIL 2009

3. GERD H. KJØLLE, HELGE SELJESETH AND JØRN HEGGSET -SINTEF ENERGY

RESEARCH QUALITY OF SUPPLY MANAGEMENT BY MEANS OF INTERRUPTION

STATISTICS AND VOLTAGE QUALITY MEASUREMENTS

4. LINE TVETER - RENEWABLE ENERGY TRANSMISSION INTERCONNECTION

5. NORDIC ENERGY REGULATORS - NORDREG - ECONOMIC REGULATION OF TSOS IN

THE NORDIC COUNTRIES -2012

6. NORDIC ENERGY REGULATORS -NORDREG- ECONOMIC REGULATION OF

ELECTRICITY GRIDS IN NORDIC COUNTRIES -2011

7. LOUIS-MATHIEU PERRIN – EY- MAPPING POWER AND UTILITIES REGULATION IN

EUROPE

6.9 Perú

1. CIER - MARCO REGULATORIO PARA LA RENTABILIDAD E INVERSIÓN -

ACTUALIZACIÓN 2013 – DOCUMENTO REDACTADO EN 2011 POR OSINERGMIN

2. RAÚL PÉREZ–REYES ESPEJO – GERENTE DE LA OFICINA DE ESTUDIOS

ECONÓMICOS

OSINERGMIN- REGULACIÓN DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD -2011

3. MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS – DOCUMENTO PROMOTOR SUBSECTOR

ELÉCTRICO 2012

4. FUNDACIÓN FRIEDRICH EBERT (FES) - EFICIENCIA ENERGÉTICA: POLÍTICAS

PÚBLICAS Y ACCIONES PENDIENTES EN EL PERÚ – 2012

5. MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS - EVOLUCIÓN DE INDICADORES DEL MERCADO

ELÉCTRICO 1995 – 2011

6. OSINERGMIN - ALFREDO DAMMERT - FUNDAMENTOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS

DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO -2011


7. LEY Nº 29970 -LEY QUE AFIANZA LA SEGURIDAD ENERGÉTICA Y PROMUEVE EL

DESARROLLO DE POLO PETROQUÍMICO EN EL SUR DEL PAÍS

8. COES – MEMORIA ANUAL 2012

9. RAFAEL VERA TUDELA CARLOS E. PAREDES ENZO DEFILIPPI MERCADO ELÉCTRICO

EN EL PERÚ: BALANCE DE CORTO PLAZO Y AGENDA PENDIENTE – MARZO 2013

10. ING. JESÚS TAMAYO PACHECO - PRESIDENTE DEL CONSEJO DIRECTIVO DE

OSINERGMIN - EL PAPEL DE OSINERGMIN EN EL DESARROLLO DE

INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA DEL PERÚ –MARZO 2013

11. COES-SINAC- ESTADISTICA DE OPERACIONES 2012

12. RESOLUCIÓN MINISTERIAL 583-2012 – APRUEBA EL PLAN DE TRANSMISIÓN 2013-

2022

13. UNIVERSIDAD PONTIFICIA DE COMILLAS Y MERCADOS ENERGÉTICOS

CONSULTORES - LIBRO BLANCO DEL MARCO REGULATORIO DE LA DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA EN EL PERÚ- NOVIEMBRE 2009

14. ALFREDO DAMMERT LIRA, RAÚL GARCÍA CARPIO, FIORELLA MOLINELLI

ARISTONDOREGULACIÓN Y SUPERVISIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO – 2008

15. DECRETO SUPREMO Nº 027-2007-EM ACTUALIZADO AL 13 DE SETIEMBRE DE 2010 -

APRUEBAN REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN Y MODIFICAN REGLAMENTO DE LA LEY

DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

6.10 California (EE:UU)

1. CPUC- 2012 GAS & ELECTRIC UTILITY COST REPORT – APRIL 2013

2. 2012 SENATE BILL 695 REPORT ▪ CPUC ACTIONS TO LIMIT UTILITY COSTS –MAY

2012

3. U.S. DEPARTMENT OF ENERGY- EIA- ELECTRIC POWER MONTHLY

4. CPUC – CALIFORNIA SOLAR INITIATIVE – ANNUAL PROGRAM ASSESSMENT -

JUNE 2013

5. CPUC- 2012 CALIFORNIA ENERGY CONSUMPTION – RESIDENTIAL DATA –JULY

2013

6. TITLE 20. PUBLIC UTILITIES AND ENERGY -DIVISION 1. PUBLIC UTILITIES

COMMISSION

7. ASSEMBLY BILL NO. 327 – 2013

8. CPUC -RPS STATUS REPORT -Q2 2013

9. CPUC - 33% RPS IMPLEMENTATION ANALYSIS PRELIMINARY RESULTS – 2009

10. BARBARA R. BARKOVICH, PH.D - A BRIEF SUMMARY OF ELECTRIC RATEMAKING

11. CPUC - REPORT TO THE GOVERNOR AND THE LEGISLATURE CALIFORNIA SMART

GRID – 2012

12. THE REGULATORY ASSISTANCE PROJECT - ELECTRICITY REGULATION IN THE

US: A GUIDE -2011

13. CALIFORNIA ISO- 2012/2013 CONCEPTUAL STATEWIDE TRANSMISSION PLAN

UPDATE

14. CPUC- UTILITY INVESTMENT VALUATION STRATEGIES: A CASE FOR ADOPTING

REAL OPTIONS VALUATION

15. FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION - 2012 STATE OF THE MARKETS

REPORT

16. FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION MARKET OVERSIGHT -

CALIFORNIA INDEPENDENT SYSTEM OPERATOR (CAISO)

CALIFORNIA TRANSMISSION CONGESTION ASSESSMENT PREPARED FOR

CALIFORNIA ENERGY COMMISSION BY ELECTRIC POWER GROUP, LLC

revisiÓn de las metodologÍas de remuneraciÓn de las ...apolo.creg.gov.co/publicac.nsf... ·...

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