rentabilidad de las empresas de distribución y su relación con las
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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS LEONARDO ALBERTO LOMUSCIO DROGUETT Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Eléctrica Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD Santiago de Chile, 2004 PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS LEONARDO ALBERTO LOMUSCIO DROGUETT Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores: HUGH RUDNICK V. CELSO GONZALEZ G. PABLO GIACONI V. Para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Eléctrica Santiago de Chile, 2004 DEDICATORIA A mis Padres, hermanos y amigos, que me apoyaron mucho. ii AGRADECIMIENTOS A través de estas líneas quiero dar mis más sinceros agradecimientos a todas aquellas personas e instituciones que de alguna forma contribuyeron en el desarrollo de esta memoria. A Don Ricardo Silva, por su colaboración y consejos en mi participación como ayudante en el curso de Mercados Eléctricos, durante el primer semestre de 2003, que permitió a acceder a información sin la cual mucho de lo realizado en esta memoria no hubiese sido posible. A Don Raúl Sanhueza, Celso González, Pablo Giaconi y Mauricio Campusano, por sus observaciones y buena disposición durante el desarrollo de este trabajo. A mi familia, por su apoyo incondicional en estos años de estudios. Quiero dar mis más sinceros agradecimientos a Don Hugh Rudnick, por sus consejos, guía y apoyo, que han hecho posible el desarrollo de esta memoria. iii INDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA..............................................................................................................ii AGRADECIMIENTOS .................................................................................................iii INDICE DE TABLAS..................................................................................................viii INDICE DE FIGURAS................................................................................................xiii RESUMEN.................................................................................................................... xvi ABSTRACT .................................................................................................................xvii I. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 1 1.1 Objetivos y estructura de la memoria. ......................................................................1 1.2 Breve Revisión del Marco Regulatorio. ...................................................................5 II. HISTORIA DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE..... 9 III. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE ......................................................................................................................................... 19 IV. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD........................................................................ 21 V. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO. ......................................................................... 26 VI. EVOLUCIÓN EN LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL VAD, FIJACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS Y TARIFAS PARA CLIENTES FINALES. .... 31 6.1 Metodología de tarificación de los servicios eléctricos..........................................31 6.1.1 El precio de nudo..............................................................................................31 6.2 Procesos Tarifarios .................................................................................................34 iv 6.2.1 Etapas preliminares a los estudios....................................................................34 6.2.2 Fijación del VNR y los costos de explotación .................................................34 6.2.3 Bases de los estudios ........................................................................................43 6.2.4 Definiciones, metodologías e instrucciones del proceso tarifario....................43 6.3 Valor Agregado de Distribución (VAD). ...............................................................44 6.3.1 Componentes del VAD.....................................................................................50 6.4 Los procesos tarifarios en el tiempo. ......................................................................51 6.4.1 Criterios Utilizados para la definición de áreas típicas. ...................................51 6.4.2 Fijación tarifaria 1992 ......................................................................................53 6.4.3 Fijación tarifaria 1996. .....................................................................................55 6.4.4 Fijación tarifaria 2000. .....................................................................................57 6.4.5 Comparación estudios VAD CNE vs Consultores ...........................................64 6.4.6 Comparación ingresos por ventas fijación 1996 vs fijación 2000....................77 VII. EVOLUCIÓN EN EL TIEMPO DE TARIFAS, VENTAS, NÚMERO DE CLIENTES Y PARÁMETROS DE EFICIENCIA.................................................... 82 7.1 Evolución de tarifas. ...............................................................................................82 7.2 Evolución de las ventas de energía.........................................................................84 7.3 Evolución del número de clientes...........................................................................86 7.4 Evolución Demanda Máxima .................................................................................88 7.4 Parámetros de Eficiencia ........................................................................................89 VIII. CONTABILIDAD REGULATORIA: CRITERIOS REVISIÓN COSTOS DE EXPLOTACIÓN DEL AÑO 2001............................................................................... 92 IX. CURVA EXPLICATIVA DE LA INDUSTRIA .................................................. 98 X. RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................... 99 10.1 Composición de la cartera de clientes para una empresa de distribución.............99 v 10.2 Simulación de la evolución de la rentabilidad de las empresas distribuidoras desde 1992 ..................................................................................................................100 10.3 Análisis de Sensibilidad Rentabilidad Empresas Eléctricas...............................110 10.3.1 Sensibilidad a las ventas de energía .............................................................112 10.3.2 Sensibilidad a la fijación del VNR ...............................................................113 10.3.3 Sensibilidad a la variación en los costos ......................................................114 10.3.4 Sensibilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo. .....................115 10.3.5 Análisis de sensibilidad al VAD y elasticidad de consumo .........................117 10.4 Evolución del precio de Nudo en el período en estudio, y su impacto en las tarifas finales a usuario. .........................................................................................................119 XI. ACERCAMIENTO DESDE LA VISIÓN CONTABLE A LA TOTALIDAD DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA. .......................................................................... 123 XII. ACERCAMIENTO DESDE LA INFORMACIÓN CONTABLE A LA RENTABILIDAD DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN..................................... 128 XIII. EFECTO DE DIVERSAS VARIABLES EN LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS ................................................................................................................. 133 13.1 Relación PIB Ventas de Energía.........................................................................134 13.2 Relación rentabilidad empresas de distribución y crecimiento de las ventas de energía.........................................................................................................................137 XIV. DESAFÍOS FUTUROS REGULACIÓN TARIFARIA EN CHILE: FIJACIÓN OTROS SERVICIOS Y LEY CORTA................................................. 139 14.1 Fijación Otros Servicios .....................................................................................139 14.1.1 Aspectos Generales ......................................................................................139 14.1.2 Etapas del procedimiento de fijación de tarifas de servicios asociados.......140 14.1.3 Objetivos del estudio de servicios asociados. ..............................................142 14.1.4 Empresa modelos y Áreas Típicas. ..............................................................143 vi 14.1.5 Etapas de los estudios de costos ...................................................................144 14.1.6 Metodología..................................................................................................145 14.1.7 Impacto de la fijación tarifaria de los servicios asociados en la rentabilidad de las empresas distribuidoras......................................................................................148 14.2 Efecto Ley Corta.................................................................................................151 XV. CONCLUSIONES ............................................................................................... 158 ANEXOS ...................................................................................................................... 162 ANEXO I: DATOS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN.......................................... 163 ANEXO II: INFORMACIÓN CONTABLE Y RATIOS FINANCIEROS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN............................................................................ 173 BIBLIOGRAFIA......................................................................................................... 183 vii INDICE DE TABLAS Pág. Tabla 4.1: 12 Mayores accionistas CGE......................................................................... 21 Tabla 4.2: 12 Mayores accionistas Chilectra. ................................................................. 22 Tabla 4.3: 12 Mayores accionistas CONAFE................................................................. 22 Tabla 4.4: 12 Mayores accionistas ELIQSA................................................................... 23 Tabla 4.5: 12 Mayores accionistas EMELARI. .............................................................. 23 Tabla 4.6: 12 Mayores accionistas EMELECTRIC........................................................ 24 Tabla 4.7: 12 Mayores accionistas Río Maipo................................................................ 24 Tabla 4.8: 12 Mayores accionistas EMELAT................................................................. 25 Tabla 4.9: 12 Mayores accionistas LITORAL................................................................ 25 Tabla 5.1: Porcentaje ingresos ventas de energía y potencia sobre el ingreso operacional, Emelari y Eliqsa. ........................................................................................ 26 Tabla 5.2: Porcentajes de ventas de energía según sector, Chilectra año 2002 .............. 28 Tabla 5.3: Porcentaje de ventas de energía, de acuerdo a [RCRC] ................................ 28 Tabla 6.1. Estructura VNR Distribuidora año 1999........................................................ 36 Tabla 6.2: Observaciones Diciembre 2001 VNR Distribuidora, porcentajes. ................ 38 Tabla 6.3: Fijación VNR 1991: valor presentado, fijado, crecimiento. .......................... 39 Tabla 6.4: Fijación VNR 1995: valor presentado, fijado, crecimiento. .......................... 39 Tabla 6.5: Fijación VNR 1999: valor presentado, fijado, crecimiento. .......................... 40 Tabla 6.6: Fijación VNR 2003: valor presentado, fijado, crecimiento. .......................... 41 viii Tabla 6.7: Fijación Costos de Explotación 1991. ........................................................... 42 Tabla 6.8: Fijación Costos de Explotación 1995. ........................................................... 42 Tabla 6.9: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y consultoras contratadas, 1992 ......................................................................................... 54 Tabla 6.10: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y consultoras contratadas, 1996 ......................................................................................... 56 Tabla 6.11: Constantes A y B, y el factor de correlación R2, para las 6 áreas típicas determinadas ................................................................................................................... 58 Tabla 6.12: VNR, costos de explotación y otros parámetros utilizados, por empresa, en la fijación del año 2000................................................................................................... 60 Tabla 6.13: AVNR más COYM, Energía comprada y vendida, valorización de perdidas y VAD obtenido, por empresa, fijación año 2000. ......................................................... 61 Tabla 6.14: Empresas concesionarias y empresa modelo por Área Típica, Fijación 2000.62 Tabla 6.15: VAD promedio por Área Típica, y desviación sobre el promedio .............. 62 Tabla 6.16: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y empresas, año 1992. ........................................................................................................ 64 Tabla 6.17: Valores obtenidos para parámetros Área 1, CNE y empresas, año 1992. ... 65 Tabla 6.18: Valores obtenidos para parámetros Área 2, CNE y empresas, año 1992. ... 65 Tabla 6.19: Valores obtenidos para parámetros Área 3, CNE y empresas, año 1992. ... 65 Tabla 6.20: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y empresas, año 1996. ........................................................................................................ 67 Tabla 6.21: Valores para el VAD AT obtenidos por CNE y empresas, año 1996.......... 68 ix Tabla 6.22: Valores para el VAD BT obtenidos por CNE y empresas, año 1996.......... 68 Tabla 6.23: Diferencia entre estudios consultores vs CNE............................................. 68 Tabla 6.24: Valores presentados Factor pérdida potencia AT por CNE, empresas y valor ponderado........................................................................................................................ 70 Tabla 6.25: Valores presentados Factor pérdida potencia BT por CNE, empresas y valor ponderado........................................................................................................................ 70 Tabla 6.26: Valores presentados Factor pérdida Energía AT por CNE, empresas y valor ponderado........................................................................................................................ 71 Tabla 6.27: Valores presentados Factor pérdida Energía BT por CNE, empresas y valor ponderado........................................................................................................................ 71 Tabla 6.28: Diferencias Porcentuales por área Típica entre Estudio Empresas vs CNE.72 Tabla 6.29: Valores estudio VAD CNE, fijación año 2000............................................ 73 Tabla 6.30: Valores estudio VAD empresas, fijación año 2000..................................... 73 Tabla 6.31: Valores ponderados VAD, fijación año 2000.............................................. 73 Tabla 6.32: Valores factor expansión de pérdidas, estudio CNE, fijación año 2000. .... 75 Tabla 6.33: Valores factor de expansión de pérdidas, estudio empresas, fijación año 2000................................................................................................................................. 75 Tabla 6.34. Valores ponderados factor de expansión de pérdidas, CNE y consultores, fijación año 2000............................................................................................................. 76 Tabla 6.35: Comparación ingresos por ventas, VAD, fijación 1996 vs fijación 2000. .. 78 Tabla 6.36: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000.... 79 Tabla 6.37: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000... 80 x Tabla 8.1: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, revisión costos explotación año 2001. ..................................................................................................... 95 Tabla 8.2: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, sin considerar las compras de energía, valores porcentuales, revisión costos explotación año 2001. ........ 96 Tabla 8.3: Porcentajes costos actividades incluidas en el chequeo de rentabilidad, revisión costos de explotación año 2001......................................................................... 97 Tabla 10.1: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad CGE, 19922001............................................................................................................................... 101 Tabla 10.2: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Chilectra, 1992-2001. .................................................................................................................... 102 Tabla 10.3. Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Río Maipo, 1992-2001. .................................................................................................................... 102 Tabla 10.4: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CGE. .......... 103 Tabla 10.5: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Chilectra. ... 104 Tabla 10.6: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Río Maipo.. 104 Tabla 10.7: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Eliqsa. ........ 106 Tabla 10.8: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelari ...... 107 Tabla 10.9: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelat........ 107 Tabla 10.10: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelectric.108 Tabla 10.11: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CONAFE. 108 Tabla 10.12: Valor promedio cuentas típicas, por sector y región, año 2000............... 110 Tabla 10.13: Resultados chequeo rentabilidad año 2000, por empresa. ....................... 111 xi Tabla 10.14: Sensibilidad rentabilidad a las ventas de energía. ................................... 113 Tabla 10.15: Sensibilidad rentabilidad a la fijación del VNR. ..................................... 114 Tabla 10.16: Sensibilidad rentabilidad a la variación en los costos. ............................ 115 Tabla 10.17: Sensibilidad rentabilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo.116 Tabla 10.18: Sensibilidad rentabilidad al VAD y elasticidad de consumo................... 117 Tabla 10.19: Cuentas típicas residenciales, comerciales e industriales, 1992-2001..... 119 Tabla 11.1: Retorno Sobre los Activos por tramos, 1992-2002.................................... 124 Tabla 11.2: Retorno sobre el Patrimonio por tramos, 1992-2002................................. 125 Tabla 12.1: Rentabilidad Empresas Distribuidoras por tramos, negocio distribución, 1992-2002. .................................................................................................................... 130 Tabla 13.1:Crecimiento ventas de energía y PIB, 1997-2001. ..................................... 136 Tabla 14.1: Definición Áreas Típicas, Fijación servicios asociados. ........................... 143 Tabla 14.2: Variación rentabilidad empresas distribuidoras por fijación tarifas servicios asociados. ...................................................................................................................... 150 Tabla 14.3:Ventas potenciales a clientes libres. ........................................................... 154 Tabla 14.4: Potenciales clientes libres por Área Típica................................................ 154 Tabla 14.5 Impacto en la rentabilidad de las empresas distribuidoras del aumento en el número de clientes libres............................................................................................... 156 xii INDICE DE FIGURAS Pág. Figura 1.1: Diagrama Maestro variables que afectan la rentabilidad de las empresas distribuidoras. .............................................................................................................3 Figura 1.2: Diagrama acercamientos a la rentabilidad a utilizar en este estudio..............4 Figura 3.1: Tamaño holdings Distribuidores según Ventas............................................19 Figura 5.1: Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según Estructura de clientes......................................................................................................................27 Figura 6.1. Diagrama de bloques etapas proceso de fijación tarifaria. ...........................49 Figura 6.2: Relación logarítmica costos unitarios AT y momento de carga AT. ...........58 Figura 6.3: Relación logarítmica costos unitarios BT y momento de carga BT.............59 Figura 6.4: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 1992..........................................................................................66 Figura 6.5: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1992..........................................................................................66 Figura 6.6: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1992..........................................................................................67 Figura 6.7: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 1996..........................................................................................69 Figura 6.8: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1996..........................................................................................69 Figura 6.9: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1996..........................................................................................70 xiii Figura 6.10: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 2000..........................................................................................72 Figura 6.11: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado, por Área Típica, fijación año 2000..........................................................................................74 Figura 6.12: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado, por Área Típica, fijación año 2000..........................................................................................74 Figura 6.13: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. .79 Figura 6.14: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. 80 Figura 7.1: Variación porcentual tarifas eléctrica a nivel usuario, 1990-2001...............82 Figura 7.2: Evolución precios medios de compra y venta de energía, CONAFE, 19922002. .........................................................................................................................83 Figura 7.3: Ventas de Energía, 1992-2003, Chilectra.....................................................84 Figura 7.4: Ventas de Energía, 1992-2003, CGE y Río Maipo. .....................................85 Figura 7.5: Ventas de Energía, 1992-2003, resto de las empresas..................................85 Figura 7.6: Número de Clientes, 1992-2002, Chilectra-CGE.........................................86 Figura 7.7: Número de clientes, 1992-2002, resto de las empresas................................87 Figura 7.8: Demanda Máxima, 1992-2002, Chilectra, Río Maipo y CGE. ....................88 Figura 7.9: Clientes por trabajador, 1992-2002, empresas distribuidoras. .....................90 Figura 7.10: Pérdidas de energía, 1992-2003, empresas distribuidoras. ........................91 Figura 8.1: Matriz de actividades y naturalezas, revisión costos explotación año 2001.93 Figura 10.1: Composición Tarifa BT1, 1992-2001, empresa referencia CGE. ............120 Figura 10.2: Composición Tarifa BT2, 1992-2001, empresa referencia CGE. ............121 Figura 10.3: Composición Tarifa AT 4.1, 1992-2001, empresa referencia CGE. ........121 xiv Figura 10.4: Evolución precio de Nudo, Oct 1991 – Oct 2002. ...................................122 Figura 11.1: ROA Empresas distribuidoras, 1992-2002...............................................123 Figura 11.2: ROE Empresas distribuidoras, 1992-2002. ..............................................125 Figura 11.3: Leverage Empresa Distribuidoras, 1992-2002. ........................................126 Figura 12.1: Rentabilidad del negocio de distribución, 1992-2002..............................129 Figura 12.2: Resultado Operacional sobre Activo Fijo empresas distribuidoras, 19922002. .......................................................................................................................130 Figura 12.3: Resultado Fuera de la explotación sobre Resultado Explotación, empresas distribuidoras, 1992-2002.......................................................................................131 Figura 12.4: Resultado operacional sobre GWh vendidos, empresas distribuidoras, 1992-2002...............................................................................................................132 Figura 13.1: Relación PIB Ventas de Energía, 1960-1996. ..........................................134 Figura 13.2: Relación logarítmica PIB Ventas de Energía, 1960-1996........................135 Figura 13.3: Crecimiento de la demanda anual neta de energía, 1985-2003. ...............137 Figura 14.1: Crecimiento número de usuario no regulados, Colombia, marzo 1998diciembre 2001. ......................................................................................................153 xv RESUMEN El objetivo de la siguiente memoria es realizar un estudio acerca de la rentabilidad de diferentes empresas distribuidoras de energía eléctrica a lo largo del país, y determinar la relación existente entre la rentabilidad obtenida y la fijación de precios realizada cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía. Se buscó analizar la mayor cantidad de empresas que tuvieran información pública disponible, y que cubrieran el período de estudio 1992-2002. También se estudia el comportamiento de las tarifas de cuentas típicas en el país, así como la evolución de las rentabilidades de las empresas, tanto a partir de la información contable, como de una estimación obtenida a partir de las ventas de energía y consumos típicos. Brevemente, se puede señalar que se determinó que existe un período de mayor rentabilidad en promedio dentro de la ventana de tiempo estudiada, de 1996 a 1999, que coincide con el período de mayor crecimiento de las ventas de energía, lo que se podría asociar con un ciclo de crecimiento de la economía del país. Por otra parte, las empresas distribuidoras han ido realizando mejoras de eficiencia importantes en su proceso productivo durante estos 10 años. Respecto a las normativas regulatorias, éstas han ido variando a lo largo del tiempo, tanto formal como metodológicamente, buscando entregar una señal tarifaria que refleje realmente los costos en que incurre cada una de las empresas concesionarias en su labor de distribución de energía. Finalmente, se revisan desafíos futuros que enfrenta el sector de distribución, tales como el aumento de clientes libres, la fijación de tarifas de servicios asociados a la distribución de energía y la determinación de un mecanismo para la fijación de peajes de distribución en la Ley Corta que entró en vigencia el 17 de Marzo de 2004. xvi ABSTRACT The purpose of the following work is to carry out a study about the profitability of several electric distribution companies along the country, and to determinate the relationship between the obtained results and the tariff setting established by the National Energy Commission every four years. As much companies as public information available were analysed, between the years 1992 and 2002. Also, the study shows the behaviour of common bills (the impact on the final consumer) and the evolution of companies’ profitability. These results were extracted from accounting information and an estimation obtained from energy sales and typical consumption values. In a few words, results show there is a time interval of higher profits between 1996 and 1999, which matches with the increment of energy sales. This could be associated with an economy growth cycle of the country. On the other hand, distribution companies have made important efficiency improvements in their processes during those ten years (1992-2002). Regulations have evolved over the time, both in format and in methodology. They have aimed at providing a tariff signal that really reflects costs incurred by each of the distribution companies. Finally, future challenges faced by the distribution sector are revised, such as the increase of unregulated clients, the fixation of tariffs of energy distribution associated services and the determination of a mechanism for the fixation of distribution tolls (access charges) in the Short Law in application from March 17th, 2004. xvii 1 I. INTRODUCCIÓN 1.1 Objetivos y estructura de la memoria. El objetivo de este trabajo es determinar como han variado las rentabilidades de las empresas de distribución eléctrica en Chile, desde 1992 a la fecha, así como señalar como ha ido evolucionando el marco regulatorio de la actividad, y como esto ha impactado tanto en las tarifas que son cobradas a los usuarios finales, así como en la misma rentabilidad de las empresas distribuidoras. Del mismo modo, se estudiará la estructura de propiedad del sector de distribución en Chile, reconociendo a los principales grupos empresariales, y presentando a los 12 mayores accionistas de cada empresa. La revisión de las rentabilidades se realizará desde dos acercamientos: a partir de la información contable disponible en las memorias de las empresas, presentes en la Superintendencia de Valores y Seguros, y, por otra parte, realizando una estimación de los ingresos por ventas de energía y potencia, considerando una cartera de clientes dada, y utilizando las tarifas publicadas en medios de comunicación escritos. Las empresas a estudiar son Chilectra, CGE, Río Maipo, Emelectric, CONAFE, Emelari, Eliqsa, Emelat, Litoral y SAESA. Se presentan también el comportamiento de parámetros como ventas de energía, número de clientes, demanda máxima, clientes por trabajador, etc. Para cada una de las últimas tres fijaciones tarifarias, en el capítulo VI, se señalan sus principales características, en cuanto a definición de áreas típicas, metodología utilizada, resultados de estudios de Valor Agregado de Distribución (VAD), tanto los encargados por las empresas como por la Comisión Nacional de 2 Energía (CNE) y una comparación entre los valores entregados por ambos estudios. También se hace un seguimiento a como se han comportado las fijaciones del Valor de Nuevo Reemplazo (VNR) dentro del período en estudio. Posteriormente, en el capítulo X, se realiza un análisis de sensibilidad de la rentabilidad de las empresas, a partir de la información del chequeo de rentabilidad del año 2000, a variables como las ventas de energía, VNR, precios de nudo, etc. En el capítulo XIII se muestra la relación existente entre el comportamiento del PIB y las ventas de energía, y finalmente en el capítulo XIV se revisan desafíos futuros que enfrenta el sector de distribución, tales como el aumento de clientes libres y la fijación de tarifas de servicios asociados a la distribución de energía y la determinación de un mecanismo para la fijación de peajes de distribución en la Ley Corta que entró en vigencia el 17 de Marzo de 2004. De manera de orientar el desarrollo de los temas en esta memoria, se indica en la figura 1.1 un diagrama con las variables que afectan la rentabilidad de las empresas distribuidoras, y en la figura 1.2, los diferentes acercamientos a utilizar para estimar la rentabilidad de las distribuidoras. 3 Figura 1.1: Diagrama Maestro variables que afectan la rentabilidad de las empresas distribuidoras. Fijación tarifas otros servicios asociados Chequeo Rentabilidad Determinación VNR Desafíos Futuros. Cap 14 Revisión Costos Explotación Cap 8 Fijación de Tarifas (VAD) Clientes Libres Regulación VAD Acercamientos a la Rentabilidad Rentabilidad Empresas Distribuidoras Análisis Sensibilidad Cap 10.3 Costos Precios de Nudo VNR Ventas de Energía Condición Económica del país (PIB) Número Clientes Demanda de energía Parámetros de Eficiencia Cap 7 4 Figura 1.2: Diagrama acercamientos a la rentabilidad a utilizar en este estudio. Ratios Financieros Cap 11 ROA = resultado _ del _ Ejercicio Activos ROE = resultado _ del _ Ejercicio Patrimonio Memorias de las Empresas leverage = Pasivos Patrimonio Un porcentaje del Resultado operacional corresponde a Ventas de energía y potencia. Cap 12 Acercamientos Rentabilidad Act.FijoBruto = (Re s.Ope + Dep.Ejercicio ) * 1 − r 1 (1 + r )30 Simulación Ingresos Empresas a través de un cartera de clientes dada. Cap 10 Act.FijoBruto = Chequeo Rentabilidad 2000. Cap 10.3 (Venta + Depr − (Compra + otros cos tos )) * 1 − r VNR = 1 (1 + r )30 ( Ingresos − Costos ) 1 * 1 − 30 r (1 + r ) 5 1.2 Breve Revisión del Marco Regulatorio. La actividad de distribución de energía eléctrica es considerada un monopolio natural en el abastecimiento de clientes con una potencia conectada menor o igual a 2000 KW. Por lo tanto, es un mercado regulado, tanto en la compra al sistema primario para la energía y potencia destinada a satisfacer la demanda de estos clientes con una potencia conectada menor o igual a 2000 KW como en la venta a estos clientes finales. [ME03] La empresa de distribución de energía eléctrica goza de una concesión de servicio público, y como tal, tiene un mercado asegurado. Por otra parte, tiene la obligación de prestar suministro a cualquier usuario que lo solicite, dentro de su zona de concesión. De acuerdo al DFL 1, está facultada a cobrar aportes de financiamiento reembolsables a los usuarios que soliciten servicio, o a aquellos que deseen ampliar su potencia conectada. En resumen, la empresa distribuidora compra y vende potencia energía y servicios. [ME03] Cuando a fines del siglo XIX apareció la electricidad en Chile, el rol del Estado fue pasivo, fue el sector privado quien dio el empuje inicial para el desarrollo de este sector. Progresivamente, con el tiempo, el Estado iría tomando un mayor rol en el sector. Es así que en 1904 se dicta la ley Nº 1.655 destinada a permitir al Presidente de la República otorgar concesiones para utilizar bienes públicos o fiscales para la instalación de redes eléctricas, fijar condiciones de seguridad y establecer plazos para los permisos de las líneas aéreas y subterráneas. Posteriormente, en 1925, se promulgó el decreto ley Nº 252, con el cual entra en vigencia la primera Ley General de Servicios Eléctricos, reglamenta el otorgamiento de concesiones y derechos de aguas para la generación y transmisión 6 de electricidad y establece el primer criterio para la fijación de tarifas sobre la base de una rentabilidad asegurada sobre la inversión, esto es, un criterio de retorno sobre el capital. [ME03] En 1931 se dicta la segunda Ley General de Servicios eléctricos, mediante el DFL Nº 244, el cual acrecienta el rol del estado, debilita la posición de los concesionarios, elimina la indexación de las tarifas eléctricas, establecidas por la ley anterior, e impone un mayor control de las empresas concesionarias que operan en el sector. Producto de las dos últimas medidas, se produce un desincentivo de las inversiones privadas. A partir de 1940, el Estado asume un rol importante en el sector, pasando a ser el principal inversionista en las actividades de generación y distribución. En 1959 se dicta la tercera Ley General de Servicios Eléctricos, mediante el DFL Nº 4, la cual crea la comisión de tarifas, la que pasa a ser, como lo dice su nombre, el organismo encargado de fijar las tarifas eléctricas, y por otra parte, busca garantizar un nivel razonable de mecanismos de indexación en relación al IPC, al precio de los combustibles y salarios. En 1966, la ley Nº 16.464 establece que las tarifas quedan sujetas a la aprobación del Ministerio de Economía. Hacia 1971 se produjo una congelación de tarifas lo que junto a una elevada inflación, derivó en grandes déficits operacionales y en el desfinanciamiento de las empresas del sector. En 1978 se crea la Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante el DFL Nº2.224, como un organismo asesor, descentralizado, y abocado a actividades técnicas. Posteriormente, se crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), como organismo fiscalizador de las actividades eléctricas. Durante la década de 1980 se lleva a cabo un proceso gradual de privatizaciones, traspasando casi la totalidad de las empresas del sector eléctrico a privados, buscando promover una mayor eficiencia en el sector, mejorar el perfil 7 financiero de las empresas, separar el rol regulador del rol empresario del Estado, y abrir la posibilidad de competencia, a través de la incorporación de los privados. [ME03] En 1982 el Ministerio de Minería dicta el DFL Nº1, el cual estableció normas para todas las empresas del sector, sin importar su propiedad. Su propósito fue la promoción de la competencia en la generación de electricidad, la regulación de las actividades de transmisión y distribución, abriendo espacios para que las empresas privadas entraran en el sector sobre la base de reglas equitativas respecto a las empresas estatales. Se entrega a la CNE y a la SEC las funciones normativas y reguladoras del sector, respectivamente. En 1985, la ley Nº18.398 permitió a las AFP invertir parte de sus fondos en acciones de ciertas sociedades anónimas abiertas, autorizadas por la Comisión clasificadora de riesgo. En ese mismo año, en el Decreto Nº6 del Ministerio de Minería, se aprueba el reglamento de Coordinación de la operación Interconectada de Centrales Generadoras y líneas de transporte, a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). En 1990, se establece el régimen de precios que rige al sector de transmisión. En 1998 se publica el Reglamento Eléctrico DS 327/97, en el cual se abordan temas respecto a la seguridad de los sistemas eléctricos y a la calidad de servicio. Un año más adelante, en 1999, se publica la Ley 19.613, la cual modifica ala Ley 18.410, otorgando mayores atribuciones a la SEC, aumentando las montos máximos de sanciones de 500 UTM a 10.000 UTA, modificando el procedimiento de sanciones, incorporando en el proceso a la Corte de Apelaciones, y estableciendo el régimen de compensaciones por interrupciones no autorizadas. Finalmente, en Mayo de 2000, se modifica el DFL 1, por medio de la Ley 19.674, determinándose la fijación de servicios que si bien no son propiamente de venta de energía, en ellos no se puede garantizar un régimen de libertad tarifaria, y 8 por otra parte, se modifica el régimen de compensaciones en situaciones de racionamiento. (art 99 bis) [ME03]. 9 II. HISTORIA DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE. 2.1 Chilectra La Compañía Chilena de Electricidad Ltda. nació como una empresa privada de generación y distribución de energía eléctrica el 1 º de septiembre de 1921, de la fusión de la Chilean Electric Tramway and Light Co., fundada en 1889 y de la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica, que operaba desde 1919 en Santiago. Entre los años 1929 y 1931, la South American Power Co., adquirió los bienes y derechos de una serie de empresas eléctricas que funcionaban en la zona central del país, agrupándolas como empresas autónomas. Una de ellas era la Compañía Chilena de Electricidad Ltda. En los años siguientes a la fusión se fueron incorporando a la compañía instalaciones de otras empresas que también operaban dentro de la zona de su concesión, abarcando a las actuales Quinta Región y Región Metropolitana, que en conjunto comprendían aproximadamente la mitad de la población del país. El 14 de agosto de 1970, Chilectra es estatizada mediante la promulgación de la Ley Nº 17.323 que autorizó a la Corporación de Fomento de la Producción para adquirir todas las acciones y bienes de la compañía eliminándose la participación privada en la empresa. Posteriormente, en el año 1971, se transforma la Compañía Chilena de Electricidad Ltda. en la Compañía Chilena de Electricidad S.A., Chilectra S.A. La estructura de la empresa permaneció inalterada hasta 1981, año en que se produce una reestructuración. Su nueva estructura contempló la creación de una casa matriz, Chilectra S.A., y tres empresas filiales: Compañía Chilena Metropolitana de Distribución 10 Eléctrica S.A.(Chilectra Metropolitana S.A.) para distribuir energía eléctrica en la Región Metropolitana; Compañía Chilena de Distribución Eléctrica Quinta Región S.A.(Chilectra Quinta Región), para servir a Valparaíso y el Valle del Aconcagua, y Compañía Chilena de Generación Eléctrica S.A. (Chilectra Generación), que mantuvo las funciones de generación y transporte de energía. En 1983 Chilectra Metropolitana S.A. inició su proceso de reprivatización, concluyendo éste en agosto de 1987 al quedar el 100% de su capital accionario en manos del sector privado. Poco después, en noviembre de 1987 y con el objeto de modernizar la empresa, se inició la filialización de Chilectra Metropolitana S.A., a través de la creación de su primera subsidiaria, Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A. Luego, en abril de 1988, se acordó modificar la razón social por Enersis S.A. El 1 º de septiembre del año 1989 se crea la Empresa de Distribución Eléctrica del Río Maipo S.A., a partir de la división de la filial Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A. Durante el año 1991, se iniciaron los estudios sobre oportunidades de negocios en el exterior, centrando la atención en procesos de privatización de empresas de servicios en diferentes países latinoamericanos. La concreción de esta proyección internacional requería de fuentes para su financiamiento, así en el mes de diciembre del mismo año se procedió al inicio de la colocación de acciones de la compañía en mercados externos, siendo Chilectra S.A., la primera empresa chilena que efectuó una colocación privada de acciones en el extranjero. En febrero de 1992, culminó exitosamente la colocación de acciones de la compañía en los mercados internacionales, mediante el mecanismo de American Depositary Receipts (ADR). El interés de los inversionistas por adquirir acciones de la compañía excedió las disponibilidades, alcanzando a 150 millones de dólares, para una colocación máxima posible de 72,7 millones de dólares. Con el propósito de llevar a cabo sus negocios internacionales, en febrero de 1992 se crea la primera filial de la empresa en el exterior, Chilectra de Argentina 11 S.A. Con posterioridad, durante el mes de junio de 1992, se constituyen las filiales Chilectra International Limited y Chilectra Panamá S.A. Con el fin de participar en la licitación de la Empresa de Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (Segba) dispuesta por el gobierno argentino, la empresa constituyó, junto a empresas chilenas, argentinas y norteamericanas el consorcio Distrilec Inversora S.A. Con fecha 30 de julio de 1992 este consorcio se adjudicó el 51% de las acciones de Edesur S.A., que corresponde a la sociedad de distribución eléctrica del sector sur de la ciudad de Buenos Aires, creada con motivo de la referida licitación. Cabe señalar que Chilectra S.A. asumió el rol de Operador Técnico y Administrativo de la referida distribuidora. Con el objeto de participar en el Concurso Público Internacional con PreCalificación para la venta de acciones Clase A de la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A. (Edelnor S.A.), la compañía constituyó, junto a empresas chilenas, peruanas y españolas el consorcio Distrilima S.A. Con fecha 12 de julio de 1994 este consorcio se adjudicó el 60% de las acciones de la empresa Edelnor S.A., que corresponde a la sociedad de distribución eléctrica del sector norte de la ciudad de Lima, creada con motivo del referido concurso. En este caso, Chilectra S.A. también fue nombrado en el rol de Operador Técnico y Administrativo de Edelnor S.A. En el mes de diciembre de 1995, Chilectra S.A. adquirió el equivalente al 18,9% del capital accionario de la empresa Edesur S.A., en el marco del Concurso Público Internacional convocado por el gobierno argentino, en que licitó el 39% del capital social de dicha empresa. En el mismo mes de diciembre de 1995, Distrilima S.A. , coligada de Chilectra S.A., se adjudicó el 60% del capital social de la Empresa de Distribución Eléctrica de Chancay S.A.(Ede-Chancay S.A.), en el marco del Concurso Público Internacional a que convocó, el Estado del Perú para la venta de dichas acciones. 12 En agosto de 1996, las empresas peruanas Edelnor S.A. y Ede-Chancay S.A. se fusionaron con el objeto de aprovechar las sinergias y eficiencias operacionales y administrativas asociadas a la unión de sus áreas de concesión. La nueva empresa lleva el nombre de Edelnor S.A. Con fecha 30 de septiembre de 1996, Chilectra S.A. adquirió la Empresa Eléctrica de Colina S.A., una empresa de distribución eléctrica chilena, que atiende a más de 11 mil clientes y que está ubicada en la zona norte del área de concesión de Chilectra S.A. Con el fin de participar en la licitación de la Companhia de Electricidade do Río de Janeiro (Cerj), la empresa constituyó un consorcio junto a Enersis S.A., Endesa España y Eléctricidad de Portugal. Con fecha 20 de noviembre de 1996, este consorcio se adjudicó el 70,26% de las acciones de Cerj, correspondiendo a Chilectra S.A. un 20,66%.Cabe recalcar que al igual que en Edesur S.A. y Edelnor S.A., Chilectra S.A. asumió el rol de Operador Técnico y Administrativo de la referida distribuidora. Hasta fines de 2001, Chilectra tenía contratos de compra de energía y potencia con las generadoras Endesa Chile, AES Gener S.A., Pangue S.A., Colbún S.A., Puyehue S.A., Empresa Eléctrica de Santiago S.A. (ESSA) y otros proveedores. Finalmente, cabe señalar que con fecha 30 de Abril de 2003, Chilectra vendió a CGE su filial Río Maipo, dentro de una reestructuración de su matriz Enersis, para poder enfrentar deudas a causa de malos resultados en sus inversiones tanto en Brasil como en Argentina. 13 2.2 CGE La Compañía General de Electricidad, CGE, fue fundada en febrero de 1905, convirtiéndose en la empresa eléctrica de servicio público más antigua del país. El capital inicial fue de $750.000 de la época, capital que en el transcurso de noventa y cinco años de existencia se ha incrementado hasta alcanzar hoy un patrimonio superior a $360 mil millones. Las primeras áreas servidas por la Compañía comprendían San Bernardo, Rancagua y Temuco, luego se agregaron la comuna de Ñuñoa en Santiago, San Fernando, Chillán y Los Ángeles. Posteriormente se incorporaron a su concesión los servicios de generación y distribución de energía eléctrica en Talca, Concepción, Talcahuano, Chiguayante y Tomé y las zonas rurales cercanas a Buin, Rancagua, Rengo y San Fernando. En el curso del año 1993 se incorporó la ciudad de Coronel, por la adquisición de la Empresa Eléctrica del Sur S.A., y en 1995 se integró la Empresa Eléctrica de Coya en la VI Región. Actualmente, la zona de concesión de la Compañía cubre una superficie de aproximadamente 10.533 Km2, comprendiendo más de 310 ciudades, pueblos y localidades ubicadas en 54 comunas entre la Región Metropolitana y la IX Región. Desde su fundación y hasta mediados del siglo pasado, ha proyectado y construido numerosas centrales de generación de pequeña y mediana potencia, tanto hidráulicas como térmicas, para satisfacer el crecimiento de los consumos de alumbrado y fuerza motriz. En la actualidad transforma y distribuye energía a través de un extenso y moderno sistema eléctrico, que en el año 2000 llevó los beneficios de la electricidad a 609.946 clientes directos, a quienes se les suministraron 2.736 millones de KWh, con una demanda máxima superior a 662 MW. 14 La creación de ENDESA en la década de los '40 dió paso a la construcción de nuevas centrales y líneas de transmisión del Sistema Interconectado Central, lo que le permitió a la empresa conectarse en forma paulatina a todas las áreas que atendía hasta ese entonces como autoproductora. Hoy cuenta con un total de 1.476 Km. de circuito equivalente de 66 KV, una subestación de poder 220/66 KV, 10 subestaciones 154/66 KV y 67 subestaciones de transformación 66/15 KV, 21 subestaciones seccionadoras de 66 KV y 10 paños de igual tensión en subestaciones de ENDESA o TRANSELEC. Este importante sistema eléctrico atiende no sólo a CGE y sus clientes directos, sino también gran parte de los consumos de otras concesionarias, cooperativas, ferrocarriles, etc. A nivel de distribución, cuenta con 5.739 Km. de líneas de media tensión (15 y 23 Kv), 7.512 Km de líneas de baja tensión, 8.003 transformadores de distribución propios y 5.285 de particulares, con potencias totales de 667 MVA y 891 MVA, respectivamente. En 1984, adquiere la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE), a través de la cual se otorga servicio eléctrico a 132.616 clientes distribuidos principalmente en Viña del Mar, Curicó, Linares, San Javier y otras localidades de la VII Región. En 1995, CONAFE alcanzó la mayoría accionaria en la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG), que sirve a 45.447 clientes en Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir. En el curso del año 1995, toma el control de la Sociedad Eléctrica Pirque S.A. (SEP), que atiende a 3.339 clientes de dicho sector en la Región Metropolitana. En el mes de agosto de 1999, adquiere el control de la Empresa Eléctrica Emec S.A. (EMEC) que atiende a 193.389 clientes distribuidos en la IV y V Región del país y, a través de la filial Energía San Juan S.A., a 147.180 clientes en la provincia del mismo nombre en la República Argentina. A través de EMEC, pasa a tomar también control de las filiales TECNET (Verificación y Calibración de 15 Equipos de Medición) y TRANSNET (Transmisión y Transformación de Energía Eléctrica en la IV y V Región). Su expansión internacional en el campo eléctrico se inició en 1995, cuando junto la filial CONAFE integraron un consorcio que actualmente tiene una participación del 100% en la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A. (EDET), que distribuye electricidad a 312.544 clientes en la provincia de Tucumán (República Argentina). A fines de 1996, se asocia con la firma José Cartellone Construcciones Civiles S.A. y con EDET pasa a controlar el 60% de la Empresa Jujeña de Energía S.A. (EJESA) y de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos S.A. (EJSED), que en conjunto distribuyen electricidad a 123.248 clientes en la provincia de Jujuy (República Argentina). Durante el año 2000, la distribución eléctrica realizada por el grupo de empresas que conforman CGE alcanzó 1.567.646 servicios, 63% de los cuales se encuentran en Chile y 37% en Argentina. Por otra parte, ha logrado diversificarse en el campo energético, participando mayoritariamente en la Compañía de Consumidores de Gas de Santiago S.A. (GASCO), sociedad constituida en 1856 con el objeto inicial de producir y distribuir gas de ciudad en Santiago, extendiéndose después a la distribución de gas licuado y gas natural en diversas regiones del país. También se ha diversificado en la actividad industrial, participando mayoritariamente en la fabricación de Transformadores Tusan Ltda. (TUSAN). Igualmente ha incursionado en el campo de la informática con la filial Sociedad de Computación Binaria S.A. (BINARIA), en la actividad agrícola y de bienes raíces, a través de la filial Inmobiliaria General S.A. (IGSA) y en el sector cemento, por intermedio de GASCO, a través de su participación en Cemento Polpaico S.A.. 16 En generación eléctrica, participa con el 10% del capital en la Sociedad Eléctrica Santiago S.A. (ESSA), que en el curso del año 1998 puso en servicio comercial la primera central termoeléctrica de ciclo combinado alimentada con gas natural. Participa con el 50% de la Empresa de Servicios Energéticos S.A. (ESENER), sociedad creada en 1997 para prestar servicios de administración y gestión energética. CGE posee un contrato de suministro de energía con ENDESA vigente hasta el 31 de diciembre de 2009, que permite asegurar el adecuado abastecimiento de energía eléctrica a sus clientes en el largo plazo, en los términos previstos por la Ley General de Servicios Eléctricos. En el mes de octubre del año 2000 capitales extranjeros entran en la participación accionaria de CGE, a través de la empresa Norteamericana PP&L, la que adquirió un 3% de la Compañía. Por último, durante el primer semestre de 2003 adquiere la empresa Río Maipo, que anteriormente pertenecía a Enersis. Actualmente la empresa se encuentra en un plan de reestructuración de sus activos, separando aquellos de transmisión por un lado, y por otro, los de distribución. Así mismo, se contempla la fusión de EMEC por parte de CONAFE, uniendo la primera a la última. 2.3 Sociedad Austral de Electricidad S.A. (SAESA). Su dueño es la firma Estadounidense PSEG, con un 94% de la propiedad, atiende a 420 mil usuarios entre la VIII y IX. Hasta el 31 de abril del 2001 mantenía contrato con Colbún y Pehuenche para abastecerse de energía eléctrica. Debido a la exigencia legal de compensaciones en caso de existir problemas en el suministro eléctrico, así como malos precios de nudo, que no dan cuenta adecuadamente de los costos de transmisión, SAESA no ha podido establecer nuevos contratos de suministro energético. 17 2.4 Emel S.A. Grupo integrado por siete empresas de distribución eléctrica, de las cuales cinco se encuentran en Chile y dos en el extranjero. En Chile tiene la propiedad de Emelectric, que abastece localidades entre la V y VIII Región, además es accionista mayoritario en Emelari, Eliqsa, Elecda y Emelat. En el extranjero posee el 92% de Elfec en Bolivia y el 80% de Delsur en El Salvador. Sus principales accionistas son PPL con un 57,9% y Pmdc Chile Desarrollo de Recursos Lda con un 37,9%. 2.5 Conafe. La Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE) tuvo sus orígenes en la Companía de Refinería de Azúcar de Viña del Mar (CRAV) y fue fundada en 1945. En la actualidad CONAFE distribuye energía principalmente en las ciudades de Viña del Mar, Curicó, Molina, San Javier, Villa Alegre y Linares. En 1984, la CGE adquirió el 95,61% de las acciones de CONAFE que licitara la Comisión Liquidadora de Craval S.A.C.I., aumentando posteriormente dicha participación a 99,67%. Durante el año 1999 CONAFE atendió a 128.899 clientes, a quienes suministró 543,4 GWh, superior en 6,1% con respecto al año anterior. En la ciudad de Viña del Mar, CONAFE da servicio a 54.582 clientes (42,3% del total), a quienes suministró 240,2 GWh durante 1999, con una disminución de 0,8% respecto al año anterior. En las ciudades de Curicó, Molina, San Javier, Linares y otras localidades de la VII Región, se da servicio a 74.317 clientes (57,7% del total), a quienes se suministró 303,2 GWh, con un incremento de 12,4% respecto a 1998. 18 Luego de esta reseña histórica sobre las principales empresas eléctricas que ha tenido el país, se describirá la estructura de propiedad actual de ellas junto con las principales empresas que hoy participan en el mercado eléctrico. 19 III. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE En la actualidad, se presentan 4 grandes grupos de propiedad dentro de las empresas de distribución: Chilectra, controlada por Enersis; CGE, CONAFE, Emec y Río Maipo, controladas por el grupo del Real, a través de CGE; el grupo Emel, controladas por PPL; SAESA FRONTEL y Chilquinta, controladas por el holding PSEG Chile. Figura 3.1: Tamaño holdings Distribuidores según Ventas. Tamaño Holdings Distribuidoras según Ventas Otros; 3,24% Emel; 9,39% PSEG; 15,84% CGE; 27,11% Enersis; 44,42% Fuente: Datos CNE 2001 La figura 3.1 ilustra la participación de estos grupos en el país. Se utilizaron las ventas de energía del año 2001 de las estadísticas de la CNE, considerando: Emel: Emelari, Eliqsa, Emelat, Elecda y Emelectric. Enersis: Chilectra CGE: CGE, Conafe, SEP, Emec, Río Maipo y Edelmag. PSEG: Saesa, Frontel, Chilquinta, Luzlinares , Luzparral y Edelaysen. 20 La tendencia en los últimos años ha sido la de ir cerrando la propiedad de las empresas, por ejemplo SAESA y Chilquinta, eliminando la inscripción del registro de sociedades anónimas abiertas existente en la Superintendencia de Valores y Seguros. 21 IV. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD A continuación se indican los 12 mayores accionistas de las empresas a revisar, de acuerdo a la información disponible en la Superintendencia de Valores y Seguros (en adelante, SVS). Los registros correspondientes a SAESA, Chilquinta, EMEC, y otras empresas no se señalan, pues estas han eliminado su registro de la SVS. Tabla 4.1: 12 Mayores accionistas CGE. Nombre / Razón Social : CIA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. RUT : 90042000-5 Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) INDIVER S. A. ASOC. DE CANAL. SOC. DEL CANAL DE MAIPO SERVICIOS PUBLICOS LIMITADA INVERSIONES QUITRALCO S.A. INVERSIONES TUNQUEN S.A. CONSTRUCTORA DE VIV.ECONOMICAS SANTA MARTA LTDA. INVERSIONES ALMERIA S.A. INVERSIONES HEMACO S.A. INVERSIONES LOS ACACIOS S.A. FOGER SOCIEDAD DE GESTION PATRIMONIAL LTDA. INMOBILIARIA LIGUAI S.A. A.F.P.PROVIDA S.A.PARA FONDO DE PENS.TIPO A Fuente: SVS, Septiembre 2003. Número de acciones pagadas 37.892.207 25.643.884 25.551.058 15.588.909 15.358.187 14.777.344 13.479.372 13.316.677 10.658.682 9.258.642 8.200.771 6.500.702 % de propiedad 10,9505 7,41090 7,38400 4,50510 4,43840 4,27050 3,89540 3,84840 3,08030 2,67570 2,37000 1,87860 22 Tabla 4.2: 12 Mayores accionistas Chilectra. Nombre / Razón Social : CHILECTRA S .A. RUT : 96524320-8 Nombre Número de acciones (Apellido paterno, materno, nombres) pagadas ENERSIS SA 359.602.435 AXXION S.A. 1.739.105 LARRAIN VIAL SA CORR DE BOLSA 171.386 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA SA 131.796 BANCARD SA 121.151 ARELLANO GUTIERREZ REINALDO 114.277 CHILE MARKET SACORREDORES DE BOLSA 64.859 INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO SA 48.418 LEWIN JACOB HARRY 45.657 BRICENO DIAZ GILDA DEL CARMEN 40.511 INVERSIONES ULTRA SA 34.787 MONTEVERDE BIGGIO JUAN 33.164 Fuente: SVS, Septiembre 2003. % de propiedad 98,2398 0,47510 0,04680 0,03600 0,03310 0,03120 0,01770 0,01320 0,01250 0,01110 0,00950 0,00910 Tabla 4.3: 12 Mayores accionistas CONAFE. Nombre / Razón Social : CIA NACIONAL DE FUERZA ELECTRICA S.A. RUT : 91143000-2 Nombre Número de acciones (Apellido paterno, materno, nombres) pagadas COMPAÑIA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. 157.856.878 HORNAUER LOPEZ JOSE 159.272 COMPAÑIA INVERSIONES LA ESPAÑOLA S.A. 100.204 STYLES CONLEY KENNETH 16.000 COMPAÑIA ELECTRICA DE CURICO EN 13.152 LIQUIDACION CONTRERAS CALDERON DIOGENES 12.032 BRAVO O. IDA MARLENE 11.376 LOPEZ EDWARDS SUCESION DE JORGE 8.000 MONTANE VIVES DAVID 7.952 ESPINOZA PEÑA EUGENIA M 5.067 FIGUEROA GALECIO HERIBERTO 4.561 BLANCO GARCIA VALENTINA 3.456 Fuente: SVS, Septiembre 2003. % de propiedad 99,7715 0,10070 0,06330 0,01010 0,00830 0,00760 0,00720 0,00510 0,00500 0,00320 0,00290 0,00220 23 Tabla 4.4: 12 Mayores accionistas ELIQSA. Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. RUT : 96541870-9 Nombre Número de acciones (Apellido paterno, materno, nombres) pagadas EMPRESAS EMEL S.A. 69.536.026 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 49.966.390 PP L INVERSIONES CHILE LTDA. 36.474.000 INVERSIONES ORO LIMITADA 5.000.000 AU WONG FRANCISCO 1.600.000 CHAVEZ CANALES MARIO ANGEL 1.245.472 ROJAS ALFARO CESAR ANTONIO 974.461 CAYO SUPANTA SONIA 660.888 ARCAYA GALLEGUILLOS ROMELIO ARTURO 579.527 BRANTES TEJO MARIO AURELIO 505.558 GONZALEZ FRANCINO GILDA 500.000 BRACAMONTE KUROKI ORIETTA CRISTINA 476.750 Fuente: SVS, Septiembre 2003. % de propiedad 38,0118 27,3141 19,9385 2,73320 0,87460 0,68080 0,53270 0,36130 0,31680 0,27640 0,27330 0,26060 Tabla 4.5: 12 Mayores accionistas EMELARI. Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE ARICA S.A. RUT : 96542120-3 Nombre Número de acciones (Apellido paterno, materno, nombres) pagadas EMPRESAS EMEL S.A. 50.574.008 EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. 46.000.000 PP L INVERSIONES CHILE LTDA. 31.321.000 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 30.251.645 CISTERNA ZARZOLA CUSTODIO 900.000 CABRERA OVALLE ADOLFO LUCIANO 812.888 BUSTILLOS MUÑOZ MANUEL DEL CARMEN 800.000 LEIVA CIFUENTES CARLOS ENRIQUE 725.024 VIERTEL EGGERS EGON 610.000 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA S.A. 597.789 LARRAIN VIAL S.A.CORREDORA DE BOLSA 472.391 BENAVIDES SANTIBAÑEZ PABLO 406.446 Fuente: SVS, Septiembre 2003. % de propiedad 27,1911 24,7319 16,8397 16,2648 0,48390 0,43700 0,43010 0,38980 0,32800 0,32140 0,25400 0,21850 24 Tabla 4.6: 12 Mayores accionistas EMELECTRIC. Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE MELIPILLA, COLCHAGUA Y MAULE S.A. RUT : 96763010-1 % de Nombre Número de acciones propieda (Apellido paterno, materno, nombres) pagadas d EMPRESAS EMEL S.A. 181.000.000 99,45050 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 1.000.000 0,54950 Fuente: SVS, Septiembre 2003. Tabla 4.7: 12 Mayores accionistas Río Maipo. Nombre / Razón Social : CIA ELECTRICA DEL RIO MAIPO S.A. RUT : 96557330-5 Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) Número de acciones pagadas % de propiedad ARELLANO GUTIERREZ REINALDO 500.959 98,7424 0 0,13890 SAN MARTIN VALENZUELA JULIO 202.908 0,05630 MAASS FAUNDEZ JUAN HUMBERTO 136.699 0,03790 SANTIAGO CORREDORES DE BOLSA LTDA 106.544 0,02950 INDUSTRIA NACIONAL DE PARABRISAS LAMINADOS SAI 101.831 0,02820 ARENAS Y RIPIOS SANTIAGO LTDA 96.262 0,02670 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA SA 87.921 0,02440 RUBIO KROGH SANTOS 79.482 0,02200 INVERSIONES TACORA LTDA 65.920 0,01830 DONDINI RAZETO ANGELA 63.041 0,01750 DONDINI RAZETO ANTONIETA 63.041 0,01750 CGE DISTRIBUCION S.A. 356.078.645 Fuente: SVS, Septiembre 2003. 25 Tabla 4.8: 12 Mayores accionistas EMELAT. Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. RUT : 87601500-5 Número de Nombre acciones (Apellido paterno, materno, nombres) pagadas EMPRESAS EMEL S.A. 4.867.157 PPL INVERSIONES CHILE LTDA. 842.900 PAREDES BARRIENTOS MIREYA 22.389 PAREDES BARRIENTOS XIMENA NOEMI 22.387 PAREDES BARRIENTOS MARIA EUGENIA 22.386 SAN MARTIN VARGAS ROBERTO 12.971 CARTAGENA VILLAR MARIA ELIANA 10.374 MONSALVE ARTIGAS JUAN DOMINGO 9.143 JARAMILLO BARRIGA PABLO 8.987 INV.UNESPA S.A. 8.046 TELLO GUZMAN LEOPOLDO 7.001 BUSTAMANTE CEA JUAN ROMAN 6.841 Fuente: SVS, Septiembre 2003. % de propiedad 79,58730 13,78300 0,36610 0,36610 0,36610 0,21210 0,16960 0,14950 0,14700 0,13160 0,11450 0,11190 Tabla 4.9: 12 Mayores accionistas LITORAL. Nombre / Razón Social : CIA ELECTRICA DEL LITORAL S.A. RUT : 91344000-5 Número de acciones pagadas CHILQUINTA ENERGIA S.A. 1.890.175 INVERSIONES FRANCOITALIANAS S.A. 54.632 COX INGENIEROS S.A. 52.271 YRARRAZAVAL Y CIA CORREDORES DE BOLSA 50.000 INVERSIONES AUQUINCO LTDA. 36.579 ELECTROMARKET S.A. 26.794 GIVAUDANT DE HORAT CLAUDIA 20.489 ROJAS GARCIA AGUSTIN DARIO 16.780 INVERSIONES LOS CANELOS LTDA. 16.056 INMOBILIARIA E INVERSORA VICTOR GIGLIO S.A. 15.069 RUBIO KROGH SANTOS 13.000 BIHAN MORENO CLAUDIA 10.762 Fuente: SVS, Septiembre 2003. Nombre (Apellido paterno, materno, nombres) % de propiedad 75,60700 2,18530 2,09080 2,00000 1,46320 1,07180 0,81960 0,67120 0,64220 0,60280 0,52000 0,43050 26 V. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO. Los ingresos operacionales que obtienen las empresas de distribución provienen principalmente de 4 fuentes: a) Venta de energía eléctrica a clientes regulados. b) Mantención de alumbrado público. c) Servicios de apoyo, a compañías telefónicas y cableoperadoras. d) Productos complementarios, como la venta de artefactos de calefacción, calentadores de agua, etc. El principal aporte viene dado por las ventas de energía y potencia, seguido por la mantención del alumbrado público. Se debe notar que dentro del resto de los servicios, el que más aporta es el de servicios de apoyo, los cuales utilizan infraestructura del negocio regulado en actividades no reguladas. En la tabla 5.1 , se muestra la proporción de los ingresos por venta de energía y potencia sobre el ingreso operacional para Emelari y Eliqsa. Tabla 5.1: Porcentaje ingresos ventas de energía y potencia sobre el ingreso operacional, Emelari y Eliqsa. Emelari Eliqsa 1996 88,74% 93,62% 1997 1998 1999 84,86% 83,54% 88,65% 92,45% 93,79% 89,92% Fuente: Memorias Emelari-Eliqsa 1996-2001 2000 82,42% 83,62% 2001 78,97% 88,92% Más específicamente, de acuerdo a los ingresos incluidos en el chequeo de rentabilidad, que se revisa en un capítulo posterior, se tiene que para una distribuidora tipo, aproximadamente un 96% de los ingresos incluidos en el chequeo corresponden a venta de energía y potencia., del orden de un 2% a ejecución y retiros 27 de empalmes, un 0,5% a desconexión y reconexión de servicios y un 1,5% a ingresos por arriendo de equipos de medida AT. Dentro de lo que son las ventas de energía y potencia, las empresas de distribución realizan ventas tanto a clientes libres como regulados, así como a otras empresas de distribución. A modo de ejemplo, a mediados de la década de 1990, una empresa distribuidora que opera en el país tenía que alrededor de un 45% y un 48% de sus ingresos por ventas de energía y potencia fue a clientes regulados en baja tensión, entre un 24% y un 27% a clientes regulados en alta tensión, entre un 10% y un 13% a empresas distribuidoras, y entre un 13% y un 16 % a clientes libres. Figura 5.1: Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según Estructura de clientes. Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según Estructra Clientes Clientes Libres 13%--16% Empresas Distribudoras 10%-13% Clientes regulados BT 45%-48% Clientes regulados AT 24%-27% Fuente: Propia A modo de ejemplo, en la tabla 5.2, tenemos para Chilectra, en el año 2002, la composición de ventas de acuerdo a la energía total vendida: 28 Tabla 5.2: Porcentajes de ventas de energía según sector, Chilectra año 2002. Porcentaje sobre el total de las ventas 29,11% Sector Residencial Industrial 26,93% Comercial 21,46% Otros 22,50% Fuente: Memoria Chilectra 2002 Más detalladamente, de acuerdo a [RCRC], se tiene: Tabla 5.3: Porcentaje de ventas de energía, de acuerdo a [RCRC] Porcentaje sobre el total de las ventas Sector Residencial 30% Comercial 15% Alumbrado Público 10% Industria Liviana 30% Minería e Industria Pesada 5% Agricultura y otros 10% Fuente: [RCRC] Respecto a los costos de la actividad de distribución, se componen en 4 ámbitos principales: 1) Costo de capital de las instalaciones más nuevas inversiones. 2) Costo de operación y mantención de la red. 3) Compras de energía y potencia. 4) Pérdidas de energía y potencia. 29 El costo de capital corresponde a la depreciación de las instalaciones de la empresa de distribución, más los intereses que genera el capital invertido durante un lapso de tiempo dado. Los costos operacionales comprenden los gastos por remuneraciones del personal técnico y administrativo, los arriendos de terrenos, incluyendo implícitamente las propiedades de la empresa, así como el costo de mantenimiento de líneas y transformadores. Incluyen también los consumos propios y servicios externos que las empresas subcontratan a terceros, tales como lectura de medidores, mantenimiento de empalmes, notificaciones, vigilancia, poda, aseo, jardines, etc. Las compras de energía las realizan las empresas distribuidoras a un precio regulado, fijado por la CNE en los meses de Abril y Octubre de cada año, el cual corresponde al promedio ponderado de los costos marginales esperados del sistema para los próximos 48 meses a partir de la fecha del cálculo, lo que se conoce como precio de nudo, más un recargo por transmisión. Este recargo solo incluye, hasta la última fijación de Abril de 2004, un recargo por pérdidas, sin considerar otro tipo de señal en el precio de nudo, como por ejemplo, congestión, AVNR, COYM, etc., del sistema de transporte. A partir de la segunda fijación del año 2004 se busca incorporar un costo más representativo de todo el sistema de transporte, al menos en el tramo comprendido entre Quillota - Charrúa. Para el caso del precio de la potencia, se considera el costo de desarrollar unidades que puedan abastecer demanda de punta, esto es, el costo de desarrollar, operar y mantener una turbina a gas, la cual se considera dadas sus características de operación y costo de capital como la alternativa óptima para proveer potencia en la demanda punta. Respecto a las pérdidas de energía, solo se imputa en parte al cliente final, de modo de entregar a la empresa distribuidora un incentivo para disminuir dicho nivel de pérdidas, fijándose un nivel permitido de pérdidas, correspondiente a 30 una distribuidora eficiente en inversión y control de pérdidas. Los factores de expansión de pérdidas, multiplican el precio base de la energía y potencia cobrados a los clientes finales, de modo de reconocer las perdidas producidas en las redes. Dichos factores suelen ser mayores en la red de baja tensión, debido a que la sección del conductor es más pequeña, y la tensión es menor. 31 VI. EVOLUCIÓN EN LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL VAD, FIJACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS Y TARIFAS PARA CLIENTES FINALES. 6.1 Metodología de tarificación de los servicios eléctricos. Según lo dispuesto en el DFL1/82, los consumidores con potencia conectada inferior a 2000 KW están sometidos a regulación tarifaria. El precio final que pagan estos usuarios regulados está compuesto por el precio regulado de suministro -denominado precio de nudo- y el precio regulado de distribución, denominado valor agregado de distribución. En términos simples el precio final que pagará el consumidor regulado corresponderá a la suma de los precios de nudo y del valor agregado de distribución. El precio de nudo se calcula semestralmente en los meses de abril y octubre mientras que el valor agregado de distribución se fija cada cuatro años. 6.1.1 El precio de nudo. El precio de nudo final (o monómico) que paga el usuario residencial se determina considerando el costo de suministrar un KWh adicional (precio de nudo de energía), el costo de suministrar un KW adicional en horas de punta (precio de nudo de potencia) y el costo marginal de transmisión (factor de penalización). El precio de nudo de energía es un promedio ponderado (en función de la demanda) de los costos marginales trimestrales previstos para los cuatros años siguientes, para el SIC, y 2 años, para el SING. Este promedio de los costos marginales tiene por objetivo aminorar las fuertes fluctuaciones a las que están sujetos los precios de corto plazo, en particular en un sistema mayoritariamente hidroeléctrico como el SIC. 32 Estos costos marginales se calculan simulando la operación óptima durante estos cuatro años para una tasa de actualización de 10%. Para ello, el regulador necesita conocer entre otras cosas: a) La demanda futura: La previsión de la demanda se obtiene aplicando un modelo econométrico que correlaciona el Índice Mensual de la Actividad Económica (IMACEC) y las ventas mensuales de energía. b) Los costos de operación de las centrales: Estos costos son variables, y corresponden a la suma de los costos variables de combustible y costos variables no combustibles. Los costos variables de operación de las centrales térmicas más relevantes son los precios de los combustibles. Para determinar el precio del carbón importado, se simula un proceso de importación desde distintos países proveedores desde los cuales pudiese resultar atractivo efectuar el despacho, considerando criterios técnicos, económicos y ambientales para cada central. Los valores para el petróleo Fuel y Diesel se fijan en función del costo del petróleo en RPC y Petrox y para el gas natural se considera el precio en boca de pozo publicado por el Ente Nacional Regulador del Gas de la República Argentina. c) El costo de falla de suministro: Costo de falla de la energía o costo de largo plazo. El costo de falla se determina a partir de un estudio que trata de estimar el costo para la demanda de no disponer de la energía. d) La inversión de centrales: El proceso de optimización de la inversión se realiza a través de un procedimiento iterativo que consiste en seleccionar la alternativa más económica dentro del conjunto del plan de obras que la Comisión Nacional de Energía estima factibles. El precio de nudo de potencia, por su parte, refleja el costo marginal de largo plazo y corresponde al costo marginal anual asociado al hecho de incrementar 33 la capacidad instalada del sistema eléctrico con aquellas unidades generadoras que resultan más económicas para suministrar una potencia adicional durante las horas de demanda máxima. En los cálculos se consideran las inversiones requeridas para instalar esta central y las líneas de transmisión para conectarla al sistema, una vida útil de 30 años para la central y de 20 años para la línea, su costo fijo de operación y mantención y una tasa de descuento de 10% anual. Tanto el precio de nudo de potencia como de energía se calculan para un punto específico del sistema que corresponde a la zona de mayor consumo. El costo de suministrar energía en otros puntos de la red se obtiene aplicando factores de penalización a estos precios de nudo base. Estos factores de penalización reflejan las pérdidas marginales en que incurren los generadores para acceder al mercado de mayor demanda. Cabe señalar que los resultados obtenidos no deberán diferir en más de un 10% del promedio ponderado de los precios libres. En el caso contrario la CNE deberá multiplicar todos los precios de nudo por un coeficiente único de modo de alcanzar el límite más próximo, superior o inferior de la banda de 10%. Esta banda es reducida a un 5% a partir de la entrada en vigencia de La ley corta a partir de Marzo de 2004. El calendario del proceso tarifario es el siguiente. Antes del 15 de Marzo y 15 Septiembre de cada año, la CNE deberá comunicar al Centro de Despacho Económico del Sistema y a las empresas generadoras y transportistas, que efectúan ventas sometidas a fijación de precios, el informe preliminar del cálculo de los precios de nudo de energía. Estas entidades tendrán 15 días para poder hacer llegar sus observaciones al informe preliminar, que la Comisión podrá aceptar o rechazar total o parcialmente. Conjuntamente deberán comunicar el precio medio cobrado por las ventas a precio libre efectuadas durante los últimos seis meses, a cada uno de sus consumidores no sometidos a fijación de precios. Con la información de los precios libres proporcionados por las empresas, la Comisión procederá a chequear que los 34 precios de nudo no difieren en más de un 5% del promedio ponderado de los precios libres. En caso de que no se respete esta condición, la Comisión deberá hacer los ajustes necesarios. La Comisión debe comunicar antes del 15 de Abril y 15 de octubre de cada año al Ministerio de Economía y las empresas generadoras los precios de nudo definitivos. El Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción deberá publicar los nuevos valores a más tardar el 30 de abril y 31 de octubre de cada año. 6.2 Procesos Tarifarios en el segmento de Distribución. 6.2.1 Etapas preliminares a los estudios El cálculo del Valor de Nuevo Reemplazo (en adelante VNR), que se realiza cada 4 años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (en adelante SEC), y la elaboración de las bases definitivas de los estudios son etapas preliminares a la fijación tarifaria de las empresas distribuidoras. En forma paralela, las empresas deben entregar a la SEC sus costos de explotación auditados, antes del 31 de Marzo de cada año. 6.2.2 Fijación del VNR y los costos de explotación Se entiende por Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), el costo actual de adquisición de nuevas instalaciones y equipos, que permitan ofrecer, utilizando última tecnología y a mínimo costo, un servicio idéntico al prestado por las instalaciones existentes. Se compone principalmente en 3 áreas: 35 a) Instalaciones eléctricas: Las instalaciones eléctricas abarcan las redes primarias y secundarias, incluyendo la instalación y compra de postes y transformadores, con sus sistemas de protección y refrigeración, de acuerdo a un diseño óptimo de la red, y cotizados a precio de mercado. b) Instalaciones muebles e inmuebles: Las instalaciones muebles e inmuebles consideran terrenos, servidumbres, vehículos, oficinas, bodegas, equipos de computación, etc. c) Intangibles, intereses intercalarios, capital de trabajo e ingeniería y diseño: El capital de trabajo incluye los recursos necesarios para financiar la operación de la empresa desde que se pagan los costos de la prestación de servicios, remuneraciones, compra de energía, etc., hasta que se reciben los ingresos, por el cobro del servicio. Consultores lo estiman del orden del 8% del valor estimado de las instalaciones físicas. [SB99] Los bienes intangibles corresponden a gastos de organización interna orientados a mejorar la gestión de la empresa, y prestar una mejor atención al cliente, incluyendo atención al cliente, publicidad, reglamentos internos, capacitación del personal, imagen corporativa, etc. De acuerdo al artículo 116 de la ley eléctrica chilena, se los estima en un 2% del VNR. Finalmente, los intereses intercalarios se calculan como el costo del capital inmovilizado durante el período de ejecución de las obras hasta que estas comienzan a generar retornos. Para efectos de determinar el VNR, debe realizarse un estudio de precios unitarios, que incluye todos los ítems de costos correspondientes a las instalaciones, a la atención de clientes, y la mantención y operación de la empresa modelo [PM98]. Cabe señalar, que el estudio de precios unitarios para cada empresa toma en cuenta los precios que la empresa real puede obtener en el mercado, considerando su poder comprador y las economías de escala que presenta. A modo de ejemplo, en la tabla 6.1, se presenta la estructura del VNR de una empresa distribuidora para el año 1999, y las Observaciones a Diciembre de 2001, en la tabla 6.2: 36 Tabla 6.1. Estructura VNR Distribuidora año 1999. VNR Distribuidora Año 99 Ítem I 11 12 13 14 15 16 21 22 23 24 25 26 Alta Tensión de Distribución Conductores Postes Estructuras Equipos Eléctricos Aéreos Puestas a Tierras Aéreas Otros Aéreos Cables Cámaras Canalizaciones Equipos Eléctricos Subterráneos Puestas a Tierra Subterráneos Otros Subterráneos Subtotal Alta Tensión II Subestaciones de Distribución 11 Transformadores Aéreos 12 Estructuras Aéreas 13 Equipos Eléctricos Aéreos 21 Transformadores Subterráneos 22 Estructuras Subterráneas 23 Equipos Eléctricos Subterráneos 31 Transformadores Otras 32 Estructuras Otras 33 Caseta Obra Civil 34 Equipos Eléctricos Otras Subtotal Subestaciones de Distribución III Baja Tensión 11 Conductores 12 Postes 13 Estructuras 14 Equipos Eléctricos Aéreos 15 Puestas a Tierra Aéreas 16 Otros Aéreos 21 Cables 22 Cámaras 23 Canalizaciones 24 Equipos Eléctricos Subterráneos 25 Puesta a Tierra Subterráneos 26 Otros Subterráneos Subtotal Baja Tensión IV Medidores 21 Medidores AT Cantidad 3.369 101.961 139.187 10.266 19.051 Valor Total (miles de pesos) 8.667.035 11.510.661 7.972.511 3.134.220 692.189 493 5.147 354 70 5.147 336 9.310.721 8.768.139 28.138.542 1.486.057 82.029 202.936 79.965.040 18.117 18.117 28.432 843 843 1.356 169 169 21.292.433 1.783.318 4.131.428 12.756.523 4.836.116 7.614.848 1.331.272 132.013 108 48.170 53.926.121 7.236 146.985 237.429 773 15.935 11.293.900 11.776.701 6.049.836 116.119 623.736 846 14.094 813 17.190 2.263 181 7.119.714 5.133.833 36.142.081 712.087 32.190 7.155 79.007.352 1.613 274.399 Porcentaje 3,68% 4,88% 3,38% 1,33% 0,29% 0,00% 3,95% 3,72% 11,94% 0,63% 0,03% 0,09% 33,92% 0,00% 9,03% 0,76% 1,75% 5,41% 2,05% 3,23% 0,56% 0,06% 0,00% 0,02% 22,88% 0,00% 4,79% 5,00% 2,57% 0,05% 0,26% 0,00% 3,02% 2,18% 15,33% 0,30% 0,01% 0,00% 33,52% 0,00% 0,12% 37 22 Medidores BT 520.510 8.655.860 3,67% Subtotal Medidores 8.930.259 3,79% V Bienes Muebles e Inmuebles 0,00% 1 Terrenos 551.925 0,23% 2 Edificios 1.538.200 0,65% 3 Vehículos 111.944 0,05% 4 Bodega 421.118 0,18% 5 Laboratorio 789.116 0,33% 6 Comunicaciones 3.666.494 1,56% 7 Oficina 897.280 0,38% 8 Computación 5.907.651 2,51% 9 Otros 0,00% Subtotal Bienes Muebles e inmuebles 13.883.728 5,89% Total Instalaciones de Distribución 235.712.500 100,00% Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, PUC 38 Tabla 6.2: Observaciones Diciembre 2001 VNR Distribuidora, porcentajes. Monto en Millones de Pesos 9.577.281 397.392 938.401 497.313 5.171.430 16.581.817 1.392.650 Porcentaje Materiales en Origen 46,48% Flete a Bodega 1,93% Bodegaje 4,55% Flete a Obra 2,41% Montaje 25,10% Subtotal 1 80,47% Ingeniería 6,76% Servidumbres 0,00% Derechos Municipales 11.884 0,06% Intereses Intercalarios 571.127 2,77% Gastos Generales 700.283 3,40% Total Instalaciones 19.257.761 93,46% Bienes Intangibles 385.155 1,87% Capital de Explotación 962.888 4,67% Total VNR 20.605.804 100,00% Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, PUC El VNR se calcula cada 4 años, mientras que los costos de explotación deben ser entregados a la SEC cada año. El hincapié de la SEC ha estado en implementar un sistema eficiente de la información entregada por las empresas. Así, en 1991 se impuso la entrega de la información en archivos magnéticos, reemplazando el sistema de cuentas utilizado en 1987, y de acuerdo a las instrucciones entregadas por la SEC. En la fijación de 1996 el sistema fue básicamente el mismo. En relación al VNR fijado en 1987, para el conjunto de las empresas, en la fijación de 1991, se experimenta un aumento real de un 18,7% frente a un aumento en la demanda del 30% en el mismo período, como se aprecia en la tabla 6.3. Esto porque las instalaciones se encontraban sobredimensionadas, con lo cual se pudo abastecer la demanda sin necesidad de nuevas inversiones [ERME], y por otra parte, la existencia del nuevo sistema de cuentas pudo haber inhibido a las empresas 39 de sobrevaluar el VNR. . En 1991 por primera vez se aprecia una diferencia importante entre el VNR presentado por las empresas, y el fijado por la SEC. En 1995, respecto de 1991, para el conjunto de las empresas, el crecimiento fue de un 27,3%, acorde con el aumento en un 30% de la demanda, lo cual se presenta en la tabla 6.4 En 1995 el valor finalmente fijado, arrojó una rebaja del 28.8% del valor inicialmente presentado. Tabla 6.3: Fijación VNR 1991: valor presentado, fijado, crecimiento. Fijación VNR 1991 Presentado por las Crecimiento real con empresas 1991 respecto al VNR fijado en (MM$) 1987 402.184 18,70% VNR definitivo fijado a junio (MM$) Aumento Real Fijado 1991/Fijado 1987 359.257 4,20% Tabla 6.4: Fijación VNR 1995: valor presentado, fijado, crecimiento. Fijación VNR 1995 Crecimiento VNR fijado por real con SEC en Presentado por las respecto al primera empresas en 1995 VNR fijado en instancia, ,incluyendo a empresas 1991 (con excluyendo nuevas(MM$) empresas empresas nuevas) nuevas (MM$) 733.437 32,90% 522.110 Variación VNR Empresas/ VNR SEC 28,8% VNR definitivo fijado a junio Aumento real 1995, Fijado 1995/Fijado excluyendo 1991 , sin empresas empresas nuevas nuevas (MM$) 702.898 Fuente: Elaboración Minecon sobre la base de antecedentes de Inecon 27,30% 40 Tabla 6.5: Fijación VNR 1999: valor presentado, fijado, crecimiento. RESUMEN DE LA FIJACION DEL VNR AL 30 DE DICIEMBRE 1999 Valores en Moneda al 31 de Mayo de 1999, en Millones de $ VNR 95 Aprobado por Com. Pericial Emelari Presentado Empresa 30/Jun/99 VNR 1999 Corrección Aprobado Aprobado Presentada Comisión SEC por la Pericial 30/Sep/99 empresa a Dic 30/Dic VARIACIONES Aprobado c/r a Aprobado Presentado c/r a Fijado Corregido SEC Aprobado Comisión c/r a VNR 1995 (1) (2) (3) (4) (5) (5)/(4) (5)/(3) (5)/(1) 8.538 13.215 6.844 11.736 11.060 -5,8% 61,6% 29,5% Eliqsa 9.424 17.273 7.554 11.626 10.916 -6,1% 44,5% 15,8% Electa 17.809 22.307 14.259 22.424 20.377 -9,1% 42,9% 14,4% Emelat 15.560 18.791 15.487 18.749 16.458 -12,2% 6,3% 5,8% Emec Chilquinta (*) 31.460 39.334 35.591 41.069 40.616 -1,1% 14,1% 29,1% 96.590 74.549 73.147 74.549 73.147 -1,9% 0,0% -24,3% Conafe 34.473 37.437 34.304 36.903 36.465 -1,2% 6,3% 5,8% 1.612 3.653 1.290 3.774 3.769 -0,1% 192,2% 133,8% E. Casablanca Litoral 5.728 6.219 4.572 6.778 6.631 -2,2% 45,0% 15,8% Chilectra 330.675 287.286 261.479 295.533 283.397 -4,1% 8,4% -14,3% Río Maipo 34.025 36.266 30.648 36.266 34.320 -5,4% 12,0% 0,9% Puente Alto 3.043 4.094 2.222 4.094 4.349 6,2% 95,7% 42,9% 69,6% SE Pirque 1.189 2.302 924 2.252 2.016 -10,5% 118,2% Emelectric 33.039 38.124 26.143 39.028 37.486 -4,0% 43,4% 13,5% CGE 134.647 123.994 100.723 124.054 115.779 -6,7% 14,9% -14,0% Frontel 45.883 70.315 52.198 70.315 61.143 -13,0% 17,1% 33,3% Saesa 51.260 67.982 54.087 67.982 61.039 -10,2% 12,9% 19,1% Edelaysen 3.739 4.368 3.752 4.368 4.069 -6,8% 8,4% 8,8% Edelmag 9.937 13.525 11.801 13.418 12.009 -10,5% 1,8% 20,9% Emetal 4.241 5.764 3.401 6.683 6.003 -10,2% 76,5% 41,5% LuzPar 4.872 7.474 3.860 7.474 7.394 -1,1% 91,6% 51,8% Total 877.744 894.272 744.286 899.075 848.443 -5,6% 14,0% -3,3% (*) No Recurrió a Comisión Pericial Fuente: Propia En la tabla 6.5, se aprecia que para la fijación de VNR del año 1999 se produce un descenso de un 3.3% del valor del total de las empresas respecto al fijado en 1995. Formalmente, a partir de esta fijación, las empresas debieron entregar su información en archivos de texto con formato dado, que se cargaron en una base de datos relacionas para su revisión y valorización (GIS). 41 Tabla 6.6: Fijación VNR 2003: valor presentado, fijado, crecimiento. VNR 2003: cifras en millones de pesos de diciembre del 2002 Grupo Presentado por las Empresas Presentado por la SEC Aprobado Comisión pericial 2002 Aprobado Comisión pericial 1999 Variación 2003/1999 Grupo Saesa Frontel Saesa LuzOsorno Edelaysén Grupo CGE CGE Conafe Emec Edelmag Río Maipo Grupo Enersis Luz Andes Colina Chilectra Grupo Chilquinta Chilquinta Litoral Edecsa Luz Linares Luz Parral Puente Alto Grupo Emel Emelari Eliqsa Elecda Emelat Emelectric Emetal Total 175.373 79.405 77.252 13.182 5.535 328.696 154.285 51.932 60.571 13.940 47.969 422.595 1.980 1.765 418.850 140.606 110.956 8.283 4.186 8.346 8.835 5.343 183.314 13.729 17.766 39.223 22.699 77.042 12.855 1.255.928 109.452 49.030 50.787 4.809 4.826 247.135 113.174 38.351 45.119 10.947 39.544 254.232 208 1.384 252.640 90.249 69.866 6.001 3.751 5.479 5.152 168.833 76.112 74.586 12.657 5.478 297.449 139.888 45.786 56.369 12.285 43.121 348.616 1.778 1.569 345.269 123.682 94.975 7.748 3.969 7.994 8.996 84.042 8.345 11.274 19.731 9.582 32.907 2.203 785.110 145.194 12.955 16.128 33.968 19.488 50.409 12.246 1.083.774 137.475 66.579 66.465 s/i 4.431 260.453 126.072 39.707 44.227 13.077 37.371 308.591 s/i s/i 308.591 94.922 79.650 7.220 s/i s/i 8.051 4.736 111.394 12.043 11.886 22.189 17.921 40.819 6.537 917.570 22,810% 14,319% 12,218% s/i 23,636% 14,205% 10,959% 15,310% 27,455% -6,054% 15,386% 12,970% s/i s/i 11,886% 30,299% 19,241% 7,306% s/i s/i 11,733% 12,826% 30,342% 7,571% 35,684% 53,088% 8,743% 23,495% 87,343% 18,113% Comisión Pericial 2003 vs Presentado por Empresas -3,729% -4,147% -3,451% -3,984% -1,025% -9,506% -9,331% -11,834% -6,937% -11,874% -10,106% -17,506% -10,202% -11,105% -17,567% -12,036% -14,403% -6,459% -5,184% -4,218% 1,822% Comisión pericial 2003 vs Presentado SEC 54,253% 55,236% 46,860% 163,194% 13,510% 20,359% 23,604% 19,387% 24,934% 12,223% 9,046% 37,125% 754,808% 13,367% 36,664% 37,045% 35,939% 29,112% 5,812% 45,903% 74,612% -20,795% -5,638% -9,220% -13,398% -14,146% -34,569% -4,737% -13,707% 72,764% 55,243% 43,055% 72,155% 103,381% 53,186% 455,878% 38,041% Fuente: Propia Para el caso de la fijación de VNR del año 2003, que se presenta en la tabla 6.6, se produjeron bajas importantes respecto al valor presentado por las empresas, esencialmente por costos o activos sobreestimados por las empresas, especialmente el tema de los derechos municipales por la utilización de bienes nacionales de uso público en trabajos de instalación, mantención o emergencias en la red eléctrica. Esto debido a que la postura de la SEC consideraba que estos derechos 42 no se pagaban en muchas comunas, lo cual fue rechazado abiertamente por las empresas. Se argumentaba por parte de la SEC de que muchos de los permisos presentados por las empresas no estaban optimizados en cuanto a la superficie a utilizar en las obras, así como que gran parte de las obras se realizaban en condominios, en los cuales, las empresas constructoras dejaban trabajar libremente a las distribuidoras. Finalmente la comisión pericial determinó una rebaja de un 13,8% respecto del valor presentado por el conjunto de las empresas, en contraste con el 38,6% que había determinado la SEC, lo que lleva a un aumento del 18,1% respecto al valor fijado en 1999. En cuanto a los costos de explotación, tienen un aumento real del 16% en el período 1987-1991, como se muestra en la tabla 6.7, y de un 34,8% entre 19911995, en la tabla 6.8 [ERME]. En ambos procesos se realizaron ajustes de un 12% y un 7%, respectivamente. Se debe notar que para el caso de la fijación de los costos de explotación, no existe ninguna instancia formal a la cual puedan recurrir las empresas, en caso de que no exista acuerdo. Tabla 6.7: Fijación Costos de Explotación 1991. Fijación de los Costos de Explotación 1991 Valor Valor presentado Crecimiento real Aumento real definitivo por las empresas con respecto al Fijado fijado por en 1991 valor fijado en 1991/Fijado la SEC (MM$) 1987 1987 (MM$) 232.116 32.40% 203548 16% Tabla 6.8: Fijación Costos de Explotación 1995. Fijación de Costos de Explotación 1995 Valor Crecimiento definitivo real con Presentado por las fijado en Aumento real empresas a mayo de respecto del 1991, Fijado valor fijado 1995, incluyendo a excluyend 1995/Fijado en 1991, con empresas nuevas o empresas 1991 empresas (MM$) nuevas nuevas (MM$) 456.606 49.90% 410757 34.80% 43 6.2.3 Bases de los estudios De acuerdo al reglamento eléctrico, las bases deben contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes y criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo. Además establece que en caso de que él o los estudios contratados por las empresas no se ajusten a las bases requeridas, ellos no serán considerados en el proceso tarifario. Esta disposición no ha sido aplicada a la fecha. Su propósito es determinar las áreas tarifarias, y especificar las definiciones y criterios sobre los cuales se deberán desarrollar los estudios. De acuerdo a las bases, las empresas modelo deberán definirse de acuerdo a que: a) Cumplan con los estándares de calidad exigidos en los reglamentos y normas vigentes. b) Sus instalaciones estén adaptadas a la demanda prevista para el período de estudio. c) Sean eficientes en su política de inversiones y gestión d) Operen dentro del país 6.2.4 Definiciones, metodologías e instrucciones del proceso tarifario Gradualmente la CNE ha tratado de imponer mayores exigencias para la realización de los estudios. En el proceso de 1992 se especificó la presentación de los resultados del estudio de VAD realizado por los consultores, para facilitar el análisis comparativo de los estudios y de sus resultados. Las bases contenían formularios en cada uno de sus ítems, que debían ser llenados por las consultoras, e incluían un anexo para cada ítem, para así poder establecer de forma más clara las diferencias existentes entre los supuestos utilizados por cada uno de los consultores a cargo del estudio. En 1996 se profundiza esta iniciativa, agregándose la definición de 44 conceptos, descripción de la metodología a utilizar, cálculos y estudios que se debían realizar, etc. Este mayor grado de extensión y profundidad en las bases no influyeron mayormente en el resultado final del proceso de fijación de tarifas, pues las empresas no se sintieron nunca obligadas por ley a ceñirse a las bases, en ambos procesos, aumentando el nivel de conflictividad con las empresas en 1996.[ERME] En el 2000 las bases son modificadas sustancialmente, con una redefinición de las áreas típicas, asociándolas a empresas completas, con el fin, aparente, de identificar mejor las economías de escala de cada empresa. 6.3 Valor Agregado de Distribución (VAD). El VAD corresponde al costo medio de proveer el servicio de distribución eléctrica y se determina a partir de la operación simulada de una empresa modelo para distintas zonas con estructuras de costos similares. Cabe señalar que se realiza un proceso para el conjunto de las empresas y no para cada empresa como es el caso de los sectores de telecomunicaciones y sanitario. La CNE realiza el estudio de costos de la empresa modelo pero las empresas del sector tienen la posibilidad de contratar también un estudio. En este caso, el valor final de los valores agregados de distribución es un promedio ponderado de los resultados obtenidos por la CNE y las empresas, con una ponderación de dos tercios y un tercio respectivamente. La metodología de cálculo de los valores agregados difiere totalmente de la de precio de nudo. En el caso de los precios de nudo, se trata principalmente de ejecutar modelos matemáticos de optimización actualizando, cada semestre, las variables exógenas al modelo. Lo complejo de estos procesos es la elaboración de los modelos pero su aplicación se convierte en las etapas posteriores en una actividad 45 periódica. En cambio, el cálculo de los valores agregados requiere de un estudio específico para cada proceso. Cada cuatro años se debe estimar los costos medios de largo plazo de una empresa modelo para cada área típica definida en las bases. La empresa modelo es una empresa teórica que cumple con el requisito básico de ser eficiente en su política de inversiones y en la gestión. Para poder calcular los costos medios de distribución y de atención a cliente se desarrollan las siguientes etapas previas: a) Dimensionamiento de la demanda b) Dimensionamiento de las instalaciones del sistema eléctrico de distribución c) Dimensionamiento de la organización de la empresa modelo. d) Dimensionamiento de las instalaciones de muebles e inmuebles e) Determinación de los precios unitarios de los recursos f) Cálculo de las pérdidas medias de energía y potencia. El procedimiento formal correspondiente a la fijación de los precios de distribución es mucho más complejo que el de los precios de nudo. Se inicia un año antes del término del período de vigencia de las tarifas con la estimación del valor nuevo de reemplazo (VNR) de las instalaciones de cada empresa concesionaria, o sea, el costo de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a dar el servicio de distribución. Esta información sirve principalmente para el chequeo de rentabilidad que se efectúa al final del proceso, y antes de la fijación de las tarifas definitivas. Para ello las empresas deben informar también a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles los costos de explotación correspondiente al año anterior al de la fijación de las tarifas. Luego, seis meses antes del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias, la CNE entrega las bases del estudio, incluyendo la definición de áreas típicas de distribución. Así mismo, debe acordar con las empresas la lista de consultoras elegibles para desarrollar el estudio encargado por ellas. Las empresas tienen quince días para hacer llegar sus observaciones respecto a las áreas típicas de distribución que la CNE hubiere adoptado para hacer 46 el estudio, contados desde la recepción por parte de las empresas de las bases del estudio y la CNE quince días para responderlas, aceptándolas o rechazándolas, de modo que las empresas puedan contratar, en forma individual o conjunta, el estudio tarifario. Posteriormente la CNE calcula los VAD, sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora. Antes de dos meses del término del período de vigencia, las empresas deben entregar su estudio a la CNE, la cual revisa él o los estudios encargados por las empresas que hayan sido calificados dentro de las bases, y efectúa correcciones previa conformidad de las empresas. De no existir acuerdo, prima el criterio utilizado por las empresas. La CNE tiene un lapso de quince días para comunicar los valores agregados de distribución finales y las tarifas preliminares correspondientes a estos valores agregados, para cada área típica. Los valores agregados de distribución finales se obtienen de la ponderación de 1/3 para el estudio de las empresas (o el promedio de ellos, si existieran más de uno), y de 2/3 para el de la CNE. Estas tarifas preliminares se determinan sobre la base de los VAD, factores de pérdidas definitivos y varios parámetros, siendo los más importantes: a) Precio de nudo equivalente: Corresponde al precio de nudo, más un recargo por transporte y transformación en subtransmisión. b) Factores de Coincidencia: Su objetivo es que cada cliente pague la proporción de su potencia máxima consumida que corresponda a la potencia total comprada por la empresa distribuidora. c) Horas de Uso: Corresponde al cuociente entre la potencia media y la potencia máxima del conjunto de clientes de opción tarifaria simple, multiplicado por las horas del mes. Esto para incluir el costo de la potencia, midiéndola a través del consumo de energía. 47 En teoría, cada empresa distribuidora debiera tener su propio conjunto de precios de nudo equivalente, factores de coincidencia y horas de uso. La estructura de precios a clientes finales contempla 4 precios básicos: a) Cargo fijo mensual, que incorpora los costos fijos de administración, facturación y atención al cliente en que incurre la distribuidora, prorrateados, para cada empresa y opción tarifaria, por partes iguales entre todos los usuarios regulados. b) Cargo variable por energía consumida, que incluye el costo marginal de generación-transmisión a nivel de alta tensión (precio nudo de la energía) asociado al nudo de alimentación de la empresa distribuidora. c) Cargo variable por potencia consumida en punta, correspondiente a la suma del precio de nudo por potencia, más las pérdidas por distribución y los costos por operación y capital que la empresa distribuidora debe asumir para ampliar sus instalaciones en baja y alta tensión, y abastecer un KW de demanda adicional en horario punta. d) Cargo variable por potencia consumida fuera de punta, que contempla los costos de desarrollo de la red de media y baja tensión. Para aplicar estos cargos a todos los clientes, se requerirían de medidores de potencia y energía en horarios de punta y fuera de punta. Para la gran mayoría de los clientes de baja tensión que solo poseen medidor de energía simple se aplica una estructura tarifaria más simple, que incluye un cargo fijo, un cargo variable por energía consumida, y un cargo por sobre consumo. Este último cargo rige durante los meses de invierno, y corresponde a un cargo por exceso de energía demandada, calculada dividiendo el consumo mensual de energía en un mes de invierno, entre Mayo y Septiembre, y el consumo promedio en los meses de verano. 48 En la figura 6.1 se presenta un cronograma de las etapas dentro de la fijación tarifaria. A partir de las tarifas preliminares se efectúa el chequeo de rentabilidad de la industria. Las empresas distribuidoras comunican a la CNE, dentro del plazo legal de 15 días desde que se comunican las tarifas básicas preliminares los ingresos a que daría origen la aplicación de dichas tarifas, si hubieran sido aplicadas a la totalidad de sus suministros efectuados con sus instalaciones del año anterior. Por otra parte, la SEC debe proporcionar a la CNE la información relativa al VNR y a los costos de explotación de las empresas vigentes en el año anterior al de la fijación de las tarifas. Formalmente, si la empresa “i” declaró un VNRi y los costos de explotación se denotan por ci , sus ventas por qi , y el precio básico que le corresponde es pi, considerando un período infinito, la rentabilidad del conjunto de empresas se puede expresar como [Rp02]: ∑(p q − c ) r= ∑VNR i i i i (6.1) i i Si la rentabilidad global de la industria con las nuevas tarifas preliminares es inferior a 6% o superior a 14%, se deben ajustar los valores agregados (y consecuentemente las tarifas finales) hasta llegar al límite inferior o superior de la banda según corresponda. Antes de treinta días del término de vigencia de las tarifas, la CNE debe comunicar al Ministerio de Economía las tarifas que aplicarán durante el período siguiente. 49 Figura 6.1. Diagrama de bloques etapas proceso de fijación tarifaria. Elaboración de bases para estudios de costos de VAD Observaciones a las bases y definición de áreas típicas Definición de áreas típicas de distribución Bases Definitivas Elaboración de estudios de costos (CNE y Empresas) Se Descalifica ¿Estudio dentro de bases? NO SI Correcciones a estudios de empresas SI ¿Acuerdo? Revisión de estudios de empresas por parte de CNE NO Ponderación de los VAD obtenidos por cada estudio y obtención de tarifas básicas preliminares por área y empresa VNR, Costos Explotación, Ventas de Energía Chequeo de rentabilidad industria (CNE) Cálculo de los VAD corregidos por área típica (CNE) Elaboración de informe con los VAD definitivos por parte de la CNE Tramitación decreto tarifario en contraloría y publicación en diario Fuente: [RS02] 50 6.3.1 Componentes del VAD. El valor agregado de distribución abarca los siguientes ítems: a) Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independiente del consumo, expresado en pesos al 31 de Diciembre del último año del período de estudio: i) CFE: Costo fijo medidor simple de energía [$/clientes/año]. ii) CFD: Costo fijo medidor de energía y demanda máxima [$/clientes/año]. iii) CFH: Costo fijo medidor de energía y demanda horaria [$/clientes/año]. b) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, expresadas respectivamente como multiplicadores de la potencia y energía suministrada en el último año del período en estudio. i) PPAT: Factor de expansión de pérdidas de potencia AT. ii) PEAT : Factor de expansión de pérdidas de energía AT. iii) PPBT: Factor de expansión de pérdidas de potencia BT. iv) PPET: Factor de expansión de pérdidas de energía BT. c) Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada, expresados en pesos del último año del período en estudio. Los costos anuales de inversión se 51 calculan considerando un valor de reemplazo, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil y tasa de actualización igual al 10% real anual. i) VAD AT: Costos estándares de distribución en AT [$/KW/año]. ii) VAD BT: Costos estándares de distribución en BT [$/KW/año]. Formalmente, se pueden expresar las tarifas, en [$/KW], del siguiente modo: Tarifa = 1 KW 30 (Costos _ de _ operación _ y _ mantención) * K0 + ∑ (6.2) (1 + r )t t =1 Donde KW es la demanda máxima que enfrenta la empresa real y Ko es el valor de la infraestructura eficiente dimensionada para abastecer la demanda del año base, valorado al costo que tendría adquirirla íntegramente [Rp02]. La infraestructura de la empresa adaptada a la demanda se considera con instalaciones de vida útil de 30 años. 6.4 Los procesos tarifarios en el tiempo. 6.4.1 Criterios Utilizados para la definición de áreas típicas. La ley no especifica los conceptos a considerar para la definición de áreas típicas, así como tampoco el número de tipos a considerar o los criterios de clasificación. Por lo anterior, la Comisión Nacional de Energía (en adelante CNE), ha aplicado en cada fijación tarifaria un proceso particular, como se señala a continuación: 52 a) Fijación 1992 [ERME]: Para la fijación del año 1992, se utilizaron principalmente tres parámetros para caracterizar cada área típica: la energía anual comprada por número de habitantes (KWh/Nº habitantes), la capacidad instalada de transformadores de distribución por kilómetros de línea (KVA/Km AT) y los kilómetros de líneas BT por número de clientes (Km BT/Nº clientes). b) Fijación 1996 [ERME]: En la fijación del año 1996, se amplió el número de parámetros a utilizar en comparación a la fijación anterior. Estos fueron la población comunal (habitantes), la densidad de clientes BT por kilómetro de líneas BT (clientes BT/ Km BT), la densidad de consumo regulado (KWh regulado/Nº hab), el número de clientes, el cuociente entre potencia total vendida y kilómetros de alta tensión (KW/Km AT), la relación entre energía vendida y total de clientes (KWh/clientes), y la relación entre energía total vendida y kilómetros de línea de alta tensión (KWh/ Km AT). c) Fijación 2000: Para esta última fijación, se utilizaron como criterios, que se profundizaran más adelante, los kilómetros de red en baja tensión, los kilómetros de red en alta tensión, los kilowatts consumidos en baja tensión y los kilowatts consumidos en alta tensión. 53 6.4.2 Fijación tarifaria 1992 La fijación tarifaria del año 1992 determinó 4 áreas típicas bien definidas: a) Área 1, para áreas densas, como la ciudad de Santiago. b) Área 2, Intermedia, dividida en área 2 y área 2a. c) Área 3, para zonas menos densas, como Chiloé. Respecto a la fijación anterior, se mantuvieron constantes las opciones y formulas tarifarias para cada opción existente. Las fluctuaciones producidas posteriormente en los cargos fijos como variables, dependieron de la empresa concesionaria del servicio. Para cada área típica se eligió una empresa real sobre la cual se construyo la empresa modelo. La empresa modelo no incorpora ningún tipo de restricciones históricas que normalmente condicionan o delimitan la gestión de una empresa real, y del mismo modo, no goza de las facilidades o garantías que le fueran entregadas históricamente a la empresa de referencia y que actualmente no las podría obtener una empresa que inicia su operación. El concepto que está detrás de la definición de la empresa modelo, corresponde a la simulación de una situación de competencia, cuando aparece un nuevo prestador del servicio con costos y tecnología actuales, y cuya eficiencia le permite acceder al mercado o bajar los precios, de forma tal que los prestadores existentes deben adaptarse al nuevo precio de equilibrio o simplemente desaparecer. .Las empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica y las empresas consultoras contratadas, se muestran en la tabla 6.9. 54 Tabla 6.9: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y consultoras contratadas, 1992 Empresa real Fijación 1992 Área 1 CONAFE, zona Viña del Mar Área 2 CGE, comuna de Talca Área 3 Frontel Consultora contratadaCNE 1984 Ebasco 1988 Aninat y Méndez 1992 Inecon-Indepro Consultora contratada CHILECTRA Stone & Webster (Área 1) Stone & Webster (Área 1) Consultora contratadaASEP Macaya y Olate (Área 2 y 3) Macaya y Olate (Área 2 y 3) Stone & Webster y Claro y Asoc Ebasco y Desel (Área 1) (Área 2 y 3) En esta fijación tarifaria se cambió el sistema de cuentas en cuanto a cálculo del VNR en comparación al realizado en 1987, exigiéndose que la información fuera entregada en archivos magnéticos, de modo de poder homogeneizar los antecedentes entregados por las empresas, así como su administración y revisión en bases de datos. Del mismo modo, los archivos entregados por las empresas se debieron ajustar a las instrucciones entregadas por la SEC. 55 6.4.3 Fijación tarifaria 1996. En el caso de la fijación de 1996, se creó una nueva área típica que incluyera todos los sectores que por diversas razones contaran con líneas de distribución subterráneas, permitiendo a las empresas que realizaron esta inversión poder recuperarla y evitar por otro lado la existencia de subsidios cruzados entre zonas que requerían de este tipo de tendido, y las que no. Esto considerando que el costo de una red subterránea es 5 a 7 veces más que el tendido aéreo. Hasta 1996, la CNE elegía la zona de concesión de una o varías empresas reales para establecer la empresa modelo. La empresa real se subdividía en sectores que correspondían a cada uno de los tipos de áreas típicas La ventaja de esta metodología radica en que se reflejan de forma más real los costos de acuerdo al tipo de consumo, su ubicación geográfica y el tipo de red a analizar [ER01]. Sin embargo, el hecho de que cada empresa distribuidora realizase el estudio de costos de la empresa modelo según una sola empresa real, CONAFE en 1996, implica que las posibles diferencias de consumos y economías de escalas en los costos de cada empresa en particular podían no quedar reflejadas de forma adecuada. Esto es, una empresa distribuidora de gran tamaño que compra materiales y equipos en un volumen mayor que la empresa real elegida, puede obtener descuentos en los precios finales de compra, lo cual no es considerado con esta metodología [ER01]. En la tabla 6.10 se muestran las empresas reales escogidas por Área Típica, y consultoras contratadas por las empresas para este proceso tarifario. 56 Tabla 6.10: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y consultoras contratadas, 1996 Área 1S Área 1A Área 2 Área 3 Área 4 199 6 Empresa real escogida como modelo Fijación 1996 CONAFE: Comuna de Viña del Mar, zona abastecida por los alimentadores Marga-Marga Arlegui y Marga-Marga Valparaíso, suponiendo que todas las instalaciones de distribución están canalizadas subterráneamente CONAFE: Comuna de Viña del Mar, excepto la zona correspondiente al área 1S, considerándola abastecida con instalaciones aéreas. CONAFE: Comunas de Curicó y Linares. CONAFE: Comunas de Romeral, San Javier, Teno, Villa Alegre y Molina. CONAFE: Comunas de Rauco y Río Claro. Consultora contratada CNE Consultora contratada CHILECTRA Consultora contratada ASEP Mega Red Systep (todas las áreas) Stone & Webster, Price Waterhouse y Centauro (todas las áreas) Además, respecto a las variables consideradas en el polinomio del año 1992, índice general de sueldos y salarios, índice de precios al por mayor, índice de precios del cobre e índice de precios importados, se agrega el índice de precios al consumidor. Tanto en el proceso de 1992 como en el de 1996, las tarifas preliminares fueron modificadas, realizando ajustes a los factores de coincidencia y horas de uso, y a los factores de expansión de pérdidas, en 1992. 57 6.4.4 Fijación tarifaria 2000. Para la fijación tarifaria del año 2000, se cambió la metodología para la determinación de áreas típicas y para el cálculo del VAD. Esta nueva metodología establece que a una empresa en su totalidad se le asigna un área típica, y posteriormente, a través de factores de sectoralización de costos, el VAD es ajustado para reflejar las características de cada comuna o zona de facturación. A partir de los costos entregados por las empresas, se crearon modelos econométricos, y a través de la regresión de estos datos, se estimaron los parámetros para dichos modelos, que relacionaban logarítmicamente los costos totales, correspondientes al VAD estimado de cada empresa, con el momento de carga de sus consumos, el cual se define como el producto entre la potencia demandada [MW], separada para AT y BT, y el largo de la red de distribución actual [Km], para AT y BT: a) Distribución Primaria: Costo AT = km AT ⋅ (kWAT + kWBT ) ⋅ e ( A⋅ln (kmAT ⋅(kWAT + kWBT ))+ B ) (6.3) b) Distribución Secundaria: CostoBT = km BT ⋅ kWBT ⋅ e ( A⋅ln (kmBT ⋅kWBT )+ B ) Donde Kmbt : Kilómetros de red en baja tensión. Kmat: Kilómetros de red en alta tensión. KWbt : Kilowatts consumidos en baja tensión KWat: Kilowatts consumidos en alta tensión. (6.4) 58 Los valores de las constantes A y B, y el factor de correlación R2, para las 6 áreas típicas determinadas, se detallan en la tabla 6.11: Tabla 6.11: Constantes A y B, y el factor de correlación R2, para las 6 áreas típicas determinadas A -0,49724693 -0,55651988 Distrib. Primaria Distrib. Secundaria R2 0,93865769 0,95060527 B 5,46136616 7,11182127 Los modelos planteados relacionan los costos con el producto de los KW*Km, las relaciones encontradas son del tipo “log-log” y se detallan en los siguientes gráficos: Figura 6.2: Relación logarítmica costos unitarios AT y momento de carga AT. Relación entre los costos unitarios AT y el producto kmAT*(kWAT+kWBT) ln(Costo AT por kW*km) (m$/kW/km) 2 1 0 -1 0 5 10 15 -2 -3 -4 -5 -6 -7 ln(kW*km) Fuente: CNE 20 25 59 Figura 6.3: Relación logarítmica costos unitarios BT y momento de carga BT. Relación entre los costos unitarios BT y el producto kmBT*kWBT) ln(Costo BT por kW*km) (m$/kW/km) 4 3 2 1 0 -1 0 5 10 15 20 25 -2 -3 -4 -5 -6 ln(kW*km) Fuente: CNE En la tabla 6.12 se muestran las variables y parámetros utilizados en la determinación del VAD, como los costos de explotación, VNR, kilómetros de red, etc. 60 Tabla 6.12: VNR, costos de explotación y otros parámetros utilizados, por empresa, en la fijación del año 2000. VNR (Fijado en m$ del 31.12.99) NOMBRE COD Distrib. Distrib. Total EMPRESA SEC Primaria Secundaria asoc. a Dx 1 4 887 806 6 326 804 11 214 610 EMELARI 2 4 678 633 6 389 780 11 068 413 ELIQSA 3 6 556 232 14 105 139 20 661 371 ELECDA 4 7 865 227 8 821 924 16 687 151 EMELAT 5 20 984 555 20 197 929 41 182 484 EMEC 6 32 179 821 41 987 621 74 167 442 CHILQUINTA 7 16 643 191 20 330 918 36 974 109 CONAFE 8 236 377 158 473 394 850 EMELCA 9 1 713 566 5 009 746 6 723 313 LITORAL 10 106 723 791 180 625 934 287 349 726 CHILECTRA 11 14 469 648 20 329 493 34 799 141 RIO MAIPO 12 311 980 718 881 1 030 861 COLINA 13 349 086 418 602 767 688 TILTIL 14 1 619 508 2 789 667 4 409 175 PUENTE ALTO 15 160 533 807 928 968 461 LUZANDES 16 1 054 727 989 287 2 044 014 PIRQUE 17 21 288 121 16 720 690 38 008 811 EMELECTRIC 18 45 721 846 71 672 118 117 393 964 CGE 21 2 136 494 1 859 155 3 995 650 COOPELAN 22 28 334 848 24 590 875 52 925 722 FRONTEL 23 34 579 997 27 310 449 61 890 446 SAESA 24 2 205 675 1 919 996 4 125 672 EDELAYSEN 25 5 066 802 7 109 278 12 176 081 EDELMAG 26 5 740 734 2 523 983 8 264 717 CODINER 27 1 524 141 1 246 021 2 770 161 ELECOOP 28 2 768 702 1 052 633 3 821 336 EDECSA 1 386 952 887 937 2 274 890 COOP. CURICO 29 30 3 767 718 2 319 279 6 086 996 EMETAL 31 2 949 936 3 687 663 6 637 599 LUZLINARES 32 3 750 582 3 746 706 7 497 287 LUZPARRAL 33 4 633 175 4 361 957 8 995 132 COPELEC 34 1 824 629 1 644 036 3 468 665 COELCHA 35 1 888 414 1 303 054 3 191 467 SOCOEPA 36 1 579 256 350 041 1 929 297 COOPREL 39 1 358 507 491 620 1 850 127 CREO CEXPL de 1998 (m$ del 31.12.99) Distrib. Distrib. Total Primaria Secundaria asoc. a Dx 673 975 877 503 1 551 478 1 062 564 871 684 1 934 248 1 393 651 1 731 101 3 124 752 1 259 576 1 528 319 2 787 895 2 755 364 2 638 864 5 394 229 8 606 825 8 035 649 16 642 474 1 696 001 2 354 763 4 050 765 101 229 122 590 223 820 368 080 616 928 985 008 29 194 768 34 215 416 63 410 185 5 687 372 2 941 668 8 629 041 82 458 246 757 329 215 70 863 141 728 212 591 220 478 1 240 265 1 460 743 33 039 75 452 108 492 112 081 85 618 197 698 3 169 554 1 720 339 4 889 892 7 813 265 11 755 863 19 569 128 244 871 79 452 324 323 2 112 300 1 887 494 3 999 794 2 693 493 2 508 077 5 201 570 368 682 378 321 747 003 390 362 721 672 1 112 034 123 840 11 287 135 127 104 441 68 338 172 779 343 382 38 726 382 107 219 560 91 494 311 054 331 950 179 244 511 194 309 413 465 736 775 149 123 213 136 393 259 606 1 090 522 233 392 1 323 915 222 635 121 299 343 933 39 316 972 317 012 89 340 27 147 116 487 133 799 23 341 157 139 km AT 252 436 414 853 2 781 2 178 1 004 56 207 3 733 1 334 33 51 77 5 115 4 218 4 853 793 5 629 5 452 237 236 1 535 606 326 290 1 107 909 1 172 2 382 759 769 598 366 OTROS PARAMETROS KW AT + km BT kW BT 412 47 221 376 62 240 795 101 164 371 84 832 1 800 155 806 3 230 325 425 1 036 137 346 41 2 282 481 12 865 6 814 1 801 593 1 444 253 606 79 7 954 49 3 950 158 28 383 13 1 814 28 5 502 1 690 150 975 5 236 668 005 267 8 940 3 397 109 103 2 297 203 948 139 15 911 425 38 129 127 10 170 102 12 385 18 9 653 183 15 892 847 11 631 437 13 459 341 12 584 566 18 094 255 4 202 11 4 241 7 4 146 7 3 835 kW BT Fuente: CNE. En la tabla 6.13 adjunta, se muestran la energía comprada, vendida, la diferencia asociada a pérdidas, y se incluye el precio monómico, calculado como costos de compra de energía y potencia dividido por energía comprada. Por lo tanto, el costo de las pérdidas se calcula multiplicando la diferencia de energía por dicho precio. Además se señala el VAD de referencia determinado para cada empresa. 23 120 32 393 56 253 26 246 69 444 157 471 72 617 1 681 11 376 952 690 106 489 4 291 923 13 008 1 030 1 959 45 147 257 983 3 332 53 519 96 495 6 730 21 140 5 755 1 325 6 781 2 013 5 361 6 096 7 185 9 797 1 224 2 993 2 665 436 61 Tabla 6.13: AVNR más COYM, Energía comprada y vendida, valorización de perdidas y VAD obtenido, por empresa, fijación año 2000. NOMBRE COD EMPRESA SEC 1 EMELARI 2 ELIQSA 3 ELECDA 4 EMELAT 5 EMEC 6 CHILQUINTA 7 CONAFE 8 EMELCA 9 LITORAL 10 CHILECTRA 11 RIO MAIPO 12 COLINA 13 TILTIL 14 PUENTE ALTO 15 LUZANDES 16 PIRQUE 17 EMELECTRIC 18 CGE 21 COOPELAN 22 FRONTEL 23 SAESA 24 EDELAYSEN 25 EDELMAG 26 CODINER 27 ELECOOP 28 EDECSA COOP. CURICO 29 30 EMETAL 31 LUZLINARES 32 LUZPARRAL 33 COPELEC 34 COELCHA 35 SOCOEPA 36 COOPREL 39 CREO AVNR + COyM (m$ al 31.12.99) ENERGIA (kWh) VALORIZACION DE PERDIDAS Distrib. Distrib. Costos de Compra Precio Monómico Costo de Comprada Vendida Diferencia Primaria Secundaria Energía+Pot. (M$) ($/kWh) Pérdidas (M$) 850 010 1 526 921 183 080 557 171 515 640 11 564 917 5 111 083 27.92 322 859 1 285 512 1 701 209 271 341 728 257 038 315 14 303 413 7 919 375 29.19 417 459 1 598 251 3 030 040 434 048 965 407 011 573 27 037 392 11 503 981 26.5 716 596 2 104 547 1 541 258 323 830 765 305 187 072 18 643 693 7 601 006 23.47 437 608 5 175 830 4 779 607 538 660 583 497 831 202 40 829 381 11 821 906 21.95 896 077 6 629 147 8 906 6831 390 475 6581 227 830 284 162 645 374 27 016 543 19.43 3 160 153 2 910 397 3 815 773 571 882 075 543 668 080 28 213 995 10 779 382 18.85 531 804 87 279 171 620 8 880 285 7 871 900 1 008 385 215 404 24.26 24 460 400 302 1 193 924 38 816 293 30 284 172 8 532 121 1 155 961 29.78 254 089 20 547 397 27 556 2467 254 468 3526 783 721 406 470 746 946 130 558 663 18 8 472 033 4 571 482 5 239 8871 125 636 9961 055 502 655 70 134 341 19 676 208 17.48 1 225 953 125 334 347 007 33 003 623 31 123 823 1 879 800 640 302 19.4 36 470 109 259 142 682 5 661 230 4 952 263 708 967 0 19.4 13 755 361 353 772 919 132 904 213 120 267 983 12 636 230 2 449 331 18.43 232 877 24 107 83 420 2 111 125 1 854 840 256 285 79 898 37.85 9 699 194 404 156 022 20 485 107 20 046 636 438 471 340 380 16.62 7 286 6 281 762 3 840 348 551 207 217 482 310 495 68 896 722 10 978 177 19.92 1 372 189 14 236 406 13 735 5852 673 459 6482 506 619 316 166 840 332 51 030 563 19.09 3 184 621 654 563 533 669 36 448 199 32 106 271 4 341 928 589 040 16.16 70 170 6 168 142 5 643 830 408 734 450 356 785 435 51 949 015 7 745 824 18.95 984 473 8 313 310 6 163 082 935 149 448 858 258 381 76 891 067 17 273 736 18.47 1 420 303 477 100 545 431 67 437 753 61 183 541 6 254 212 2 761 968 40.96 256 146 738 600 1 487 213 149 487 850 143 185 657 6 302 193 5 509 996 36.86 232 294 973 702 489 589 30 455 292 26 218 914 4 236 378 508 645 16.7 70 753 673 569 230 724 31 423 703 26 779 944 4 643 759 1 087 308 34.6 160 681 435 137 220 376 24 617 070 23 084 183 1 532 887 531 260 21.58 33 081 526 925 360 396 42 346 659 38 196 756 4 149 903 663 977 15.68 65 069 883 725 1 098 984 43 781 624 37 544 830 6 236 794 808 944 18.48 115 236 861 242 867 244 42 997 353 39 306 463 3 690 890 776 489 18.06 66 654 946 275 835 551 25 027 903 23 573 961 1 453 942 450 604 18 26 177 1 622 312 1 200 551 71 374 052 61 995 098 9 378 954 1 232 037 17.26 161 897 438 167 335 081 15 667 673 13 193 369 2 474 304 271 185 17.31 42 827 442 976 125 598 19 018 889 16 657 076 2 361 813 372 688 19.6 46 281 385 975 94 107 19 710 832 13 012 535 6 698 297 410 294 20.82 139 429 290 086 43 769 42 902 816 33 480 725 9 422 091 1 065 788 24.84 234 063 Fuente: CNE. Para segmentar en áreas típicas, se ordenaron las empresas de menor a mayor VAD y posteriormente se las agrupó de modo de no superar una desviación estándar previamente fijada. A partir de las empresas que conforman cada área típica, la CNE elige una empresa real representativas, según la cual se establecen las respectivas empresas modelo, como se muestra en la tabla 6.14: VAD ($/kW) 57.17 54.69 52.83 48.14 69.65 57.45 52.84 124.17 143.67 31.4 43.52 63.97 67.26 48.17 64.62 65.01 76.13 46.64 140.76 117.29 77.94 80.36 64.47 150.84 85.99 71.33 59.93 180.38 133.38 143.67 164.96 194.21 144.98 149.42 148.09 62 Tabla 6.14: Empresas concesionarias y empresa modelo por Área Típica, Fijación 2000. Área Típica Empresas Concesionarias Empresa Modelo 1 Chilectra Chilectra 2 Río Maipo, CGE, Emelat, Puente Alto, Elecda, Conafe y Eliqsa CGE 3 Emelari, Chilquinta, Coop. Curico, Colina, Edelmag, Luzandes, Pirque, Til Til, Emec y Edecsa Emec 4 Emelectric, Saesa, Edelaysen y Elecoop Emelectric 5 Frontel, Emelca, Luzlinares, Coopelan, Litoral, Luzparral, Socoepa, Cooprel y Coodiner Emelca 6 Copelec, Emelat y Coelcha Copelec Fuente: CNE. Luego de la aplicación de la metodología descrita y con el criterio de segmentación indicado se obtuvo un total de seis (6) áreas de distribución típicas, con una representatividad al nivel de VAD de referencia de mercado de alrededor de un 9% de desviación, como se muestra en la tabla 6.15. Tabla 6.15: VAD promedio por Área Típica, y desviación sobre el promedio. Area 1 Area 2 Area 3 Area 4 Area 5 Area 6 VAD promedio (m$/KW/año) 31,40 49,55 64,09 80,11 139,63 179,85 Desviación sobre Promedio (%) 0,00 8,11 7,43 5,35 8,04 8,14 63 Esta determinación de áreas típicas es sustancialmente distinta a la utilizada en estudios tarifarios anteriores, en cuanto asocia estas áreas a empresas completas, más que a áreas de distribución con una cierta densidad de consumo. En tarificaciones anteriores cada empresa estaba caracterizada por distintas áreas típicas. El reconocimiento de distintas tarifas según la densidad al interior de cada empresa se realiza en la fijación tarifaria misma. El hecho de que el VAD sea único para toda la empresa modelo, considera el que se han sumado la totalidad de los costos, incluyendo por ejemplo, redes aéreas y subterráneas [ER01]. Luego, cuando se fijan las tarifas a clientes finales, esto se corrige mediante la utilización de factores de sectoralización. Estos factores, generalmente comunales, podrían eventualmente no reflejar la situación de la red actual de distribución. Esto es, que usuarios de comunas con tendido principalmente aéreo, subsidien a usuarios que utilicen mayoritariamente redes subterráneas, o de clientes rurales dentro de una zona urbana, subsidiando los urbanos a los rurales, ya que la red que utilizan estos últimos es más larga, y por lo tanto tiene un mayor costo. De acuerdo a [ER01], el éxito de esta nueva metodología se basa fundamentalmente en cuan bien el estudio de VNR refleje los costos unitarios de las instalaciones, de acuerdo a las características de cada concesionaria. Respecto a las zonas de facturación, el regulador entrega al consultor la libertad de elegir las zonas de facturación adecuadas, previa justificación económica geográfica. Habitualmente se utilizan comunas, o celdas de determinada longitud. Los consultores se encuentran facultados para optimizar las redes de cierta cantidad de zonas de facturación, extrapolando luego los resultados a las restantes zonas de facturación [ER01]. En la medida que sean más pequeñas las zonas de facturación elegidas por el consultor, más preciso será el resultado obtenido. Así, si diferentes consultores eligen diferentes zonas de facturación, puede arrojar al final diferentes costos finales dentro de un área de concesión. 64 6.4.5 Comparación estudios VAD CNE vs Consultores El resultado final de los estudios de valor agregado es la determinación de costos fijos por clientes, tanto en la red AT como BT, y de los multiplicadores de pérdidas, conocidos como factores de expansión de pérdidas [ERME]. Comparando los resultados obtenidos entre la CNE y las empresas, en los distintos procesos, se presentan grandes diferencias. Para 1992, las mayoras diferencias ocurrieron con el costo de distribución de alta tensión, VAD AT, que presentó valores entre un 60% y un 123% superiores al consultor de la CNE. En la fijación de 1996, las diferencias disminuyen, pero siguen siendo importantes, ubicándose entre un 40% y un 60%. Paradójicamente, en esta fijación, para el parámetro de costo de distribución de alta tensión en el área de baja densidad, el estudio de la CNE presenta un valor mayor que el del estudio contratado para las empresas. Para la fijación del año 2000, también se producen importantes diferencias en los estudios, del orden del 18% a 63% para el VAD AT, y desde un 15% a un 77% en el VAD BT. También en esta ocasión, para el área típica 2, se obtuvo un valor del VAD BT más alto del estudio de la CNE, que del estudio de las empresas. A continuación, se muestran las diferencias porcentuales obtenidas entre los estudios de VAD encargados por las empresas y el encargado por la CNE: a) Proceso 1992: Tabla 6.16: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y empresas, año 1992. Ítem CFE VAD AT VAD BT Proceso 1992 (%) Área 1 Área 2 22 118 123 83 56 Fuente: [ERME] Área 3 55 52,3 -12 65 Tabla 6.17: Valores obtenidos para parámetros Área 1, CNE y empresas, año 1992. Área 1 ITEM Descripción Costo fijo por cliente ($/Cliente mes) Valor agregado por costos de Distribución AT ($/KW/mes) Valor agregado por costos de Distribución BT ($/KW/mes) Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia AT Factor de Expansión de Pérdidas de Energía AT Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia BT Factor de Expansión de Pérdidas de Energía BT Fuente: INECON CONSULTOR Abrev CNE CFE 432 VAD AT 928 VAD BT 2840 PPAT 1,015 PEAT 1,012 PPBT 1,0838 PEBT 1,0733 EMPRESAS 2021 5191 1,023 1,017 1,078 1,077 Tabla 6.18: Valores obtenidos para parámetros Área 2, CNE y empresas, año 1992. Área 2 ITEM Descripción Costo fijo por cliente ($/Cliente mes) Valor agregado por costos de Distribución AT ($/KW/mes) Valor agregado por costos de Distribución BT ($/KW/mes) Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia AT Factor de Expansión de Pérdidas de Energía AT Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia BT Factor de Expansión de Pérdidas de Energía BT Fuente: INECON CONSULTOR Abrev CNE CFE 495 VAD AT 776 VAD BT 2733 PPAT 1,011 PEAT 1,008 PPBT 1,0978 PEBT 1,1044 EMPRESAS 605 1734 4260 Tabla 6.19: Valores obtenidos para parámetros Área 3, CNE y empresas, año 1992. Área 3 ITEM Descripción Costo fijo por cliente ($/Cliente mes) Valor agregado por costos de Distribución AT ($/KW/mes) Valor agregado por costos de Distribución BT ($/KW/mes) Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia AT Factor de Expansión de Pérdidas de Energía AT Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia BT Factor de Expansión de Pérdidas de Energía BT Fuente: INECON CONSULTOR Abrev CNE 447 CFE VAD AT 2536 VAD BT 5749 1,048 PPAT 1,032 PEAT 1,0493 PPBT 1,0586 PEBT EMPRESAS 695 4063 5071 66 Figura 6.4: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 1992. Diferencia Estudio Empresas/Estudio CNE 1992 140% 120% 100% % 80% VAD AT VAD BT 60% 40% 20% 0% -20% Área 1 Área 2 Área 3 Área Típica Figura 6.5: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1992. Resultados VAD AT 1992 ($/KW/año) ($/kw/año) 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 2 3 Área Típica Valores estudio CNE Valores Estudio Empresa Valores Ponderados 67 Figura 6.6: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1992. ($/kw/año) Resultados VAB BT 1992 ($/KW/año) 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 2 3 Área Típica Valores estudio CNE Valores Ponderados Valores Estudio Empresa b) Proceso 1996: Tabla 6.20: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y empresas, año 1996. Ítem CFE VAD AT VAD BT Área 1 65 45 41 Proceso 1996 (%) Área 1S Área 2 54 28 40 74 53 65 Fuente: [ERME] Área 3 28 39 50 Área 4 38 -17 10 68 Tabla 6.21: Valores para el VAD AT obtenidos por CNE y empresas, año 1996. VAD AT ($/KW MES) ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Dec 572 1800 1800 1568 1803 4347 Stone&Web Systep 2169 1939 3641 3720 2359 2193 2606 3407 4217 3318 Fuente: INECON Mega Red 1412 2621 1308 2167 4519 Ponderado 1626 2974 1631 2447 4269 Tabla 6.22: Valores para el VAD BT obtenidos por CNE y empresas, año 1996. VAD BT ($/KW MES) ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Dec 572 5087 5087 5498 5768 9735 Stone&Web Systep 6130 6100 7914 9289 9264 7280 10296 10969 14965 10278 Fuente: INECON Mega Red 4348 5633 5009 7071 11462 Ponderado 4938 6631 6093 8257 11844 Tabla 6.23: Diferencia entre estudios consultores vs CNE. COSTO CLIENTES ($/CLIENTES MES) ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Dec 572 655,4 655,4 742,2 742,2 740 Stone&Web Systep 656,8 599 657,5 599 688,4 542 693,4 542 781,6 542 Fuente: INECON Mega Red 379,6 383,1 480,5 481,2 479,6 Ponderado 462,4 464,8 525,4 526,7 540,3 69 Figura 6.7: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 1996. Diferencias Estudio Empresas/Estudio CNE 1996 80% 60% % 40% VAD AT VAD BT 20% 0% -20% Área 1 Área 1S Área 2 Área 3 Área 4 -40% Área Típica Figura 6.8: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1996. Resultados VAD AT 1996 ($/KW/año) ($/kw/año) 5000 4000 3000 2000 1000 0 ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Área Típica Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado 70 Figura 6.9: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área Típica, fijación año 1996. Resultados VAD BT 1996 ($/KW/año) ($/kw/año) 20000 15000 10000 5000 0 ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Área Típica Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado Tabla 6.24: Valores presentados Factor pérdida potencia AT por CNE, empresas y valor ponderado. FACTOR PÉRDIDAS POTENCIA AT ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Dec 572 1,0193 1,0193 1,0307 1,0307 1,0661 Stone&Web Systep 1,0156 1,0086 1,0105 1,01 1,0576 1,0136 1,0632 1,0195 1,0846 1,0159 Fuente: INECON Mega Red 1,0089 1,0079 1,0145 1,0337 1,0483 Ponderado 1,01 1,009 1,022 1,036 1,049 Tabla 6.25: Valores presentados Factor pérdida potencia BT por CNE, empresas y valor ponderado. ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 FACTOR PÉRDIDAS POTENCIA BT Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red 1,0951 1,0997 1,0775 1,0965 1,0951 1,0885 1,0298 1,0946 1,1397 1,1209 1,104 1,0992 1,1397 1,1263 1,1029 1,0996 1,0921 1,1311 1,101 1,1301 Fuente: INECON Ponderado 1,094 1,083 1,104 1,105 1,125 71 Tabla 6.26: Valores presentados Factor pérdida Energía AT por CNE, empresas y valor ponderado. FACTOR PÉRDIDAS ENERGÍA AT ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Dec 572 1,0147 1,0147 1,0237 1,0237 1,0407 Stone&Web Systep 1,012 1,0068 1,0059 1,0084 1,0226 1,0087 1,0291 1,0112 1,0435 1,0129 Fuente: INECON Mega Red 1,0055 1,0043 1,0085 1,0209 1,0271 Ponderado 1,007 1,0053 1,011 1,021 1,027 Tabla 6.27: Valores presentados Factor pérdida Energía BT por CNE, empresas y valor ponderado. FACTOR PÉRDIDAS ENERGÍA BT ÁREA ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4 Dec 572 1,0847 1,0847 1,1216 1,1216 1,0803 Stone&Web Systep 1,0767 1,0763 1,0681 1,0315 1,0787 1,115 1,0928 1,098 1,1007 1,1248 Fuente: INECON Mega Red 1,0672 1,0578 1,066 1,0771 1,0921 Ponderado 1,07 1,055 1,076 1,083 1,099 72 c) Proceso 2000: Tabla 6.28: Diferencias Porcentuales por área Típica entre Estudio Empresas vs CNE. Proceso 2000 (%) Área 1 Área 2 Área 3 Área 4 Área 5 63,4 18,2 62,3 33,8 54,7 7,9 -15,6 39,8 77,9 13,6 Fuente: Curso Mercados eléctricos R.Silva, 1er Semestre 2003. Ítem VAD AT VAD BT Área 6 CFE: Costo Fijo por Cliente [$/cliente/año] VAD AT: Valor agregado por costos de distribución AT [$/KW/año] VAD BT: Valor agregado por costos de distribución BT [$/KW/año] Figura 6.10: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área Típica, fijación año 2000. Diferencia Estudio Empresas/Estudio CNE 100,00% 80,00% 60,00% 40,00% VAD AT 20,00% VAD BT 0,00% -20,00% 1 2 3 -40,00% Área Típica Fuente: Propia 4 5 73 Tabla 6.29: Valores estudio VAD CNE, fijación año 2000. Valores estudio CNE Área Típica 1 2 3 4 5 6 VAD AT $/KW/añ o 14621 26623 40538 56524 59700 112175 VAD BT $/KW/año CFE $/Cliente/año CFD $/KW/año CFH $/Cliente/año 43200 79392 66098 79610 140728 106848 3781 7745 11291 5213 4857 9960 6848 9221 13998 9737 9140 12157 8712 9664 13998 12823 12151 13415 Tabla 6.30: Valores estudio VAD empresas, fijación año 2000. Área VAD AT Típica $/KW/año 23890 1 31479 2 65795 3 75626 4 92346 5 6 Valores Estudio Empresa VAD BT CFE CFD $/KW/año $/Cliente/año $/KW/año 46649 5803 6218 67001 9021 14161 92387 10770 17684 141645 8584 17513 159918 12951 26148 CFH $/Cliente/año 6218 16201 20426 22177 33806 Tabla 6.31: Valores ponderados VAD, fijación año 2000. Área VAD AT Típica $/KW/año 17711 1 28242 2 48957 3 62891 4 70582 5 112175 6 Valores Ponderados VAD BT CFE $/KW/año $/Cliente/año 44350 4455 75262 8170 74861 11117 100288 6337 147125 7555 106848 9960 CFD $/KW/año 6638 10868 15227 12329 14809 12157 CFH $/Cliente/año 7881 11843 16141 15941 19369 13415 74 Figura 6.11: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado, por Área Típica, fijación año 2000. Resultados 2000 VAD AT ($/KW/año) 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 1 2 3 4 5 6 Área Típica Ponderado Empresas CNE Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso Mercados Eléctricos, 1er Semestre 2003, PUC Figura 6.12: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado, por Área Típica, fijación año 2000. Resultados 2000 VAD BT ($/KW/año) 200000 150000 100000 50000 0 1 2 3 4 5 6 Área Típica Ponderado Empresas CNE Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso Mercados Eléctricos, 1er Semestre 2003, PUC 75 Tabla 6.32: Valores factor expansión de pérdidas, estudio CNE, fijación año 2000. Valores estudio CNE Área Típica PPBT PPAT PEBT PEAT 1 1,029 1,0156 1,0312 1,0067 2 1,0307 1,0172 1,0233 1,0102 3 1,0275 1,0184 1,0261 1,0123 4 1,0595 1,0053 1,0507 1,0049 5 1,0795 1,0099 1,0709 1,0083 6 1,0597 1,0619 1,0609 1,0381 Fuente: [ERME] Tabla 6.33: Valores factor de expansión de pérdidas, estudio empresas, fijación año 2000. Valores Estudio Empresa Área Típica PPBT PPAT PEBT PEAT 1 1,0344 1,017 1,042 1,013 2 1,08 1,0342 1,051 1,022 3 1,0675 1,0577 1,05 1,042 4 1,1703 1,0434 1,068 1,022 5 1,0726 1,0449 1,087 1,03 Fuente: [ERME] 76 Tabla 6.34. Valores ponderados factor de expansión de pérdidas, CNE y consultores, fijación año 2000. Área Típica 1 2 3 4 5 6 Valores Ponderados PPBT PPAT 1,0308 1,0161 1,0471 1,0229 1,0408 1,0315 1,0964 1,018 1,0772 1,0216 1,0597 1,0619 Fuente: [ERME] PEBT 1,0348 1,0325 1,0341 1,0565 1,0763 1,0609 PEAT 1,0088 1,0141 1,0222 1,0106 1,0155 1,0381 PPBT: Factor expansión pérdidas potencia BT PPAT: Factor expansión pérdidas potencia AT PEAT: Factor expansión pérdidas Energía AT PPBT: Factor expansión de pérdidas Energía BT Las diferencias presentes entre los estudios, especialmente para el caso del año 1992, radican principalmente en el hecho en que los consultores de la CNE tomaron la empresa real como punto de partida para el ejercicio de optimización, mientras que los consultores de las empresas apuntaron a demostrar que la empresa real podía considerarse como eficiente, utilizando por lo tanto, criterios menos restrictivos que aquellos utilizados por los consultores de la CNE. Del mismo modo, los consultores de la CNE estimaron que parte del VNR de la empresa real debía ser reducido, pues servía también para las actividades no reguladas, y este ajuste se realizó considerando la proporción de la nueva organización con respecto a la organización actual. Por otro lado, los consultores de las empresas, solo hicieron ajustes por el concepto anterior solamente al VNR de los postes, considerando el resto de los componentes de la red necesarios para prestar el servicio regulado. Otro punto fue la metodología utilizada para asignar costos de distribución entre las actividades AT y BT. El consultor de la CNE empleó a un método usado en 77 el sistema de cuenta federal de empresas de distribución eléctrica en Estados Unidos, el Método de Red Mínima, mientras que los consultores de las empresas, realizaron el ajuste por medio de factores discutidos con personeros de las empresas.[ERME] 6.4.6 Comparación ingresos por ventas fijación 1996 vs fijación 2000 La fijación de tarifas del año 2000 provocó una baja en las tarifas finales a usuario de un 5,9%, considerando a todas las empresas, y de un 11% respecto del VAD, en relación a lo presentado en la fijación de 1996. Esto a partir de un análisis realizado por la CNE para la ocasión, considerando la totalidad de las ventas de energía y potencia de las empresas de acuerdo a una composición de clientes dada para las diferentes opciones tarifarias y las compras de energía y potencia totales de las empresas, cuyos resultados se presentan en la tabla 6.35: 78 Tabla 6.35: Comparación ingresos por ventas, VAD, fijación 1996 vs fijación 2000. Fijación 1996 (M$) Fijación 2000 (M$) Variación % Empresa VAD Compra Total VAD Compra Total VAD Emelari 2.542.655 5.027.717 7.570.372 2.757.288 4.923.662 7.680.950 8,40% Compra -2,10% Total 1,50% Eliqsa 3.638.025 7.361.160 10.999.185 3.438.118 7.206.738 10.644.856 -5,50% -2,10% -3,20% Elecda 6.305.735 10.906.380 17.212.115 5.858.512 10.554.899 16.413.410 -7,10% -3,20% -4,60% Emelat 3.777.804 7.130.766 10.908.766 3.525.834 6.953.604 10.479.438 -6,70% -2,50% -3,90% -1,50% Emec 9.849.387.387 11.974.561 21.823.948 9.841.425 11.645.113 21.486.538 -0,10% -2,80% Chilquinta 19.458.057 27.565.173 47.023.230 21.377.555 27.087.755 48.465.310 9,90% -1,70% 3,10% Conafe 7.779.025 11.048.606 18.827.630 7.255.684 10.838.629 18.094.313 -6,70% -1,90% -3,90% Emelca 214.740 208.385 423.124 218.907 203.879 422.787 1,90% -2,20% -0,10% Litoral 1.467.148 894.877 2.362.025 1.517.358 873.855 2.391.213 3,40% -2,30% 1,20% Chilectra 91.514.285 139.307.467 230.821.752 71.639.254 135.126.215 206.765.469 -21,70% -3,00% -10,40% Río Maipo 13.015.004 19.807.311 32.822.315 12.214.222 19.103.744 31.317.966 -6,20% -3,60% -4,60% Colina 673.364 669.795 1.343.159 602.501 647.082 1.249.583 -10,50% -3,40% -7,00% Til Til 159.130 158.544 317.674 140.404 153.061 293.465 -11,80% -3,50% -7,60% Puente Alto 1.373.864 2.497.920 3.871.784 1.376.468 2.402.171 3.778.639 0,20% -3,80% -2,40% Luzandes 155.431 93.939 249.370 134.838 93.317 228.155 -13,20% -0,70% -8,50% Pirque 320.958 367.442 688.400 326.274 357.993 684.267 1,70% -2,60% -0,60% Emelectric 9.844.736 10.157.376 20.002.112 8.936.653 9.894.232 18.830.885 -9,20% -2,60% -5,90% CGE 34.194.541 46.558.432 80.752.973 30.382.193 46.572.897 76.955.090 -11,10% 0,00% -4,70% COOPELAN 725.507 539.676 1.265.183 633.278 522.583 1.155.861 -12,70% -3,20% -8,60% Frontel 9.129.903 7.399.445 16.529.348 8.620.087 7.236.519 15.856.606 -5,60% -2,20% -4,10% Saesa 13.321.042 17.127.457 30.448.499 12.257.223 16.810.841 29.068.064 -8,00% -1,80% -4,50% Edelaysen 1.121.882 2.659.080 3.780.962 989.902 2.599.648 3.589.551 -11,80% -2,20% -5,10% Edelmag 2.477.113 6.130.870 8.607.870 2.521.819 5.993.667 8.515.486 1,80% -2,20% -1,10% Codiner 745.596 535.420 1.281.016 672.219 519.511 1.191.730 -9,80% -3,00% -7,00% Elecoop 374.007 687.857 1.061.864 398.316 675.460 1.073.775 6,50% -1,80% 1,10% Edecsa 458.182 505.287 963.469 414.956 498.540 913.496 -9,40% -1,30% -5,20% Coop. Curico 431.379 634.041 1.065.420 457.477 624.187 1.081.664 6,10% -1,60% 1,50% Emetal 749.179 775.659 1.524.838 832.200 783.390 1.615.590 11,10% 1% 6% Luzlinares 939.715 1.146.547 2.086.261 1.049.200 1.121.745 2.167.945 11,30% -2,20% 3,90% -5,10% Luzparral 747.252 425.970 1.173.222 693.156 420.136 1.113.292 -7,20% -1,40% Copelec 1.589.002 1.184.896 2.773.898 1.767.178 1.169.479 2.936.657 11,20% -1,30% 5,90% Coelcha 360.957 246.154 607.111 345.076 244.293 589.369 -4,40% -0,80% -2,90% Socoepa 408.273 317.766 726.039 371.701 308.532 680.233 -9,00% -2,90% -6,30% -3,60% Cooprel 429.189 426.917 856.106 412.013 413.300 825.313 -4,00% -3,20% Creo 911.879 1.180.071 2.091.950 814.696 1.158.207 1.972.902 -10,70% -1,90% -5,70% Total 241.203.946 343.658.961 584.862.907 214.790.985 335.738.883 550.529.868 -11,00% -2,30% -5,90% Fuente: CNE De las empresas, la que resultó con una mayor disminución en sus tarifas, fue Chilectra, con una baja de un 10,4%, y Emetal tuvo la alza de tarifas más importante, con un 6% respecto a los valores de 1996. Del mismo modo, se aprecia 79 que las bajas en los costos de compras de energía no van más allá del 3,6%. La empresa más perjudicada respecto a sus ingresos por concepto de VAD fue Chilectra, con una disminución de un 21,7%, y la que más vio crecer sus ingresos fue Luzlinares, con un 11,3%. A continuación se presentan una clasificación de los resultados presentados anteriormente: Tabla 6.36: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. Variación VAD Nº Empresas % < -10% 9 25,0% Entre -10% y -5% 12 33,3% Entre -5% y 0% 3 8,3% Entre 0% y 5% Entre 5% y 10% > 10% 5 4 3 13,9% 11,1% 8,3% 36 Fuente: Propia 100,0% Total Figura 6.13: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. Número de Empresas Variación VAD 12 10 8 6 4 2 0 < -10% Entre - Entre - Entre 0%Entre 5% > 10% 10% y - 5% y 0% y 5% y 10% 5% Fuente: Propia 80 Tabla 6.37: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. Nº Empresas < -10% 1 Entre -10% y -5% 12 Entre -5% y 0% 15 Entre 0% y 5% 6 Entre 5% y 10% 2 > 10% 0 Total 36 Fuente: Propia Variación Tarifa Final % 3% 33% 42% 17% 6% 0% 100% Figura 6.14: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. Número de Empresas Variación Tarifa Final 16 14 12 10 8 6 4 2 0 < -10% Entre - Entre - Entre 0% Entre 5% > 10% 10% y - 5% y 0% y 5% y 10% 5% Fuente: Propia Como se aprecia, más del 65% de las empresas ven reducidos sus ingresos por VAD, mientras que en el 78% de las empresas, se produce una disminución en las tarifas finales cobradas al usuario. La disminución en los costos 81 de compra de energía tiene directa relación con la caída en los precios de nudo, y las variaciones respecto del VAD, dependen de la realidad de cada empresa, en la medida que cada fijación va reflejando de mejor forma los costos en que ella incurre a la hora de prestar el servicio de distribución eléctrica, así como las mejoras en la metodología de los procesos tarifarios realizados por al autoridad. 82 VII. EVOLUCIÓN EN EL TIEMPO DE TARIFAS, VENTAS, NÚMERO DE CLIENTES Y PARÁMETROS DE EFICIENCIA. 7.1 Evolución de tarifas. Dado que existen varios servicios a ser tarificados en cada sector, y que además cada uno presenta diferencias de acuerdo a áreas geográficas u otro tipo de consideraciones, es difícil construir indicadores de la evolución de las tarifas en cada sector. Sin embargo, es posible tomar en cuenta el registro mensual que realiza el INE para los servicios que están en la canasta, y tener así, al menos para los consumidores residenciales, una aproximación de la evolución de las tarifas. En la figura 7.1 se presenta la evolución anual de las tarifas presentes en el IPC: Figura 7.1: Variación porcentual tarifas eléctrica a nivel usuario, 1990-2001. Variación Tarifas Eléctricas Nivel Usuario 25 20 Variación(%) 15 10 5 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 -5 -10 Año Fuente: INE. 1997 1998 1999 2000 2001 83 Por otra parte, de las memorias de CONAFE, tenemos en la figura 7.2 la evolución de los precios medios de compra y venta de energía: Figura 7.2: Evolución precios medios de compra y venta de energía, CONAFE, 1992-2002. 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 02 20 01 00 20 20 99 98 19 97 19 19 96 95 19 19 94 19 19 19 93 Precio Medio KWh Vendido $ Precio Medio KWh Comprado $ 92 Pesos Evolución precios de energía CONAFE Año Fuente: Memorias CONAFE 1992-2002 Se puede apreciar una tendencia a la baja en las tarifas a partir de 1996, con una recuperación a partir del año 2000. Más adelante se revisará como han evolucionado cuentas típicas en particular, al igual que el precio de nudo. 84 7.2 Evolución de las ventas de energía Se muestra la evolución de las ventas de energía de los últimos 10 años en tres figuras por separado, de modo de poder graficar mejor el crecimiento que han tenido. Figura 7.3: Ventas de Energía, 1992-2003, Chilectra. Ventas de Energía 12000 10000 6000 Chilectra 4000 2000 02 20 01 00 20 99 20 98 19 97 19 96 19 95 19 94 19 93 19 19 92 0 19 GWh 8000 Años Fuente: Memorias Chilectra, 1992-2003 85 Figura 7.4: Ventas de Energía, 1992-2003, CGE y Río Maipo. Ventas de Energía 3500 3000 GWh 2500 2000 CGE 1500 RioMaipo 1000 500 02 20 01 20 00 20 99 19 98 97 19 19 96 95 19 19 94 93 19 19 19 92 0 Años Fuente: Memorias Empresas CGE-Río Maipo, 1992-2003 Figura 7.5: Ventas de Energía, 1992-2003, resto de las empresas. 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Emelari Eliqsa Conafe Emelectric Emelat 02 20 01 20 00 99 20 98 19 19 97 96 19 19 95 19 94 19 19 19 93 Litoral 92 GWh Ventas de Energía Año Fuente: Memorias Empresas distribuidoras, 1992-2003 Se puede apreciar la marcada tendencia al crecimiento en las ventas de energía en el período en estudio, especialmente para el caso de las empresas con 86 mayor número de clientes. Del mismo modo, como se indicará en la sección 14.2, hasta el año 1996 se apreciaba una tendencia la crecimiento en las ventas de energía, alcanzando de hecho el mayor crecimiento ese año, un 9,7%, y posterior a esa fecha no se ha logrado retomar un nivel tan alto en el crecimiento en las ventas de energía, entre un 5% y un 3% los años posteriores, lo cual está directamente relacionado con la realidad económica del país en el momento dado. 7.3 Evolución del número de clientes Figura 7.6: Número de Clientes, 1992-2002, Chilectra-CGE. 1400000 1200000 1000000 800000 Chilectra CGE 02 01 20 00 20 99 20 98 19 97 19 96 19 95 19 94 19 93 19 19 92 600000 400000 200000 0 19 Clientes Número de Clientes Años Fuente: Memorias Chilectra-CGE 1992-2002. 87 Figura 7.7: Número de clientes, 1992-2002, resto de las empresas. 350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 Emelari Eliqsa Conafe Emelectric 02 01 Litoral 20 00 20 99 20 98 19 97 19 96 19 95 19 94 19 19 19 19 93 RioMaipo Emelat 92 Clientes Número Clientes Años Fuente: Memorias empresas distribuidoras, 1992-2002. La evolución del número de clientes en el período en estudio refleja la medida en que va creciendo la demanda por energía, así como posibles cambios en las zonas de concesión a las que atienden las empresas distribuidoras, esto es, puede crecer o disminuir la zona de concesión de una empresa, y con ello, el número de clientes que ella atiende. 88 7.4 Evolución Demanda Máxima Figura 7.8: Demanda Máxima, 1992-2002, Chilectra, Río Maipo y CGE. 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Chilectra RioMaipo CGE 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 MW Demanda Máxima Años Fuente: Memorias Chilectra, Río Maipo y CGE, 1992-2002. La evolución de la demanda máxima muestra como se van comportando los consumos durante el período en estudio, y determina el dimensionamiento de la red de distribución que deben realizar las empresas para poder atender a sus clientes. 89 7.4 Parámetros de Eficiencia Con los gráficos que se muestran a continuación se quiere expresar el modo en que cada empresa ha ido efectuando mejoras en su proceso productivo. Por ejemplo, todas las empresas con el transcurso del tiempo, han aumentado su razón de clientes por trabajador, pero en forma mucho más marcada a partir del año 2000, donde también se produce una nueva fijación tarifaria, especialmente empresas como Río Maipo, CGE y Chilectra. Esto también se puede deber ha que hayan aumentado su área de concesión, además del crecimiento mayor de las zonas urbanas del centro del país. Bernstein, [SB99], nombra 4 factores que pueden hacer variar el número de clientes por trabajador: a) Grado de tecnología de las instalaciones, capaces de desplazar parte de la mano de obra. b) Densidad del área de concesión, teniéndose que invertir mayores recursos humanos en sectores rurales en razón de mayores distancias y menos clientes por kilómetro. c) Subcontratación de mano de obra a terceros, en la búsqueda de mayor eficiencia, junto con variabilizar parte de los costos fijos. d) La existencia de un mercado de contratistas que realicen las tareas a subcontratar, también define que el sector de distribución pueda reducir estos índices utilizando esta modalidad. 90 Figura 7.9: Clientes por trabajador, 1992-2002, empresas distribuidoras. 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Chilectra RioMaipo CGE Emelari Eliqsa Conafe 02 01 20 00 20 99 20 98 19 97 19 96 19 95 19 94 19 19 19 19 93 Emelectric 92 Clientes/Trabajador Clientes por Trabajador Emelat Litoral Años Fuente: Memorias empresas distribuidoras, 1992-2002. Además, se aprecia que se ha reducido en forma importante el nivel de pérdidas de energía, ya sea por hurto, o debidas a la transmisión, lo que indica un mayor grado de eficiencia en la operación. Las pérdidas pueden ser técnicas o no técnicas. Para combatir las pérdidas técnicas, las empresas deben invertir en mayor capacidad en líneas y transformadores, para así evitar sobrecargas, así como en componentes tecnológicamente adecuados, que permitan una mayor vida útil del equipo, mejor aislación y que minimicen las pérdidas por calentamiento. Por otra parte, las pérdidas no técnicas pueden tener tres orígenes: a) Consumos propios no facturados por la empresa b) Consumos no medidos y facturados sobre la base de estimaciones, resultando en errores en contra de la compañía. c) Hurtos de energía. Los hurtos de energía se pueden ver afectados si no existe una legislación que impongan sanciones adecuadas a este delito, así como si no existe un control adecuado por parte de la empresa. Así mismo, los períodos de recesión económica y 91 altos niveles de desempleo hacen que los niveles de hurto de energía aumenten, como sucedió en Chile durante los años 1981 y 1982. La compañía puede combatir los hurtos cambiando el conductor por uno del tipo coaxial, complicando el realizar un empalme ilegal, disminuyendo el tamaño de la red de distribución de baja tensión, aumentando la supervisión y control de las redes, lo cual requiere de mejores equipos de medida, inversión y mayores recursos humanos. Figura 7.10: Pérdidas de energía, 1992-2003, empresas distribuidoras. 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Chilectra RioMaipo CGE Emelari Eliqsa 02 01 20 00 20 99 20 98 19 97 19 96 19 95 19 94 19 93 19 92 Conafe Emelectric 19 19 Porcentaje Pérdidas de energía Año Fuente: Memorias empresas distribuidoras, 1992-2003. Emelat 92 VIII. CONTABILIDAD REGULATORIA: CRITERIOS REVISIÓN COSTOS DE EXPLOTACIÓN DEL AÑO 2001 De acuerdo a lo establecido por ley, anualmente, antes del 31 de marzo, las empresas concesionarias deben enviar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, los costos del año anterior acompañado de un informe auditado. La Superintendencia tiene la facultad de rechazar aquellos costos que considere innecesarios o excesivos. Se utiliza un sistema de cuentas que permite distribuir los “costos de explotación”, “gastos de administración y ventas” y otros egresos de la explotación” de las FECU de las empresas en una matriz de actividades y naturalezas, para poder así determinar los costos de la actividad de distribución. Así, existen actividades asociadas al chequeo de rentabilidad, tales como la distribución AT, atención de clientes, arriendo de medidores), y otras que no corresponden, como subtransmisión, apoyo en postes, venta de materiales, negocios financieros, etc. Los costos se clasifican en directos e indirectos. Ambos se distinguen por naturaleza, según correspondan a gastos en personal, servicios contratados y otros. Los costos indirectos corresponden a los costos de la gestión de la empresa en su conjunto, incluyendo gastos de personal, honorarios, dieta, materiales, participación en utilidades, etc, correspondientes principalmente a las áreas de administración, finanzas, gerencia general y directorio. El resto de los gastos, que son susceptibles de ser asociados con actividades específicas, son gastos directos. La figura 8.1 muestra la estructura de la matriz de actividades y naturalezas: 93 Figura 8.1: Matriz de actividades y naturalezas, revisión costos explotación año 2001. Costos de explotación + Gastos de administración y ventas + Otros egresos fuera de la explotación (de la Fecu) Naturalezas Fuera Chequeo de Rentabilidad Actividades Chequeo de Rentabilidad Personal Gastos Directos Gastos Indirectos Serv. Emp. Serv. Emp. No Relacionadas Relacionadas Serv. Emp. Serv. Emp. No Relacionadas Relacionadas Otros Personal Distribución AT Distribución BT Atención de Clientes Servicios No Regulados Compra a Precios de Nudo Dif. Compra Real de Electricidad Apoyos en Poste Alumbrado Público Arriendo de Equipos Venta Materiales y Servicios Participación Accionaria Negocios Financieros Etc. Fuente: Presentación contabilidad regulatoria, curso Mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, Ricardo Silva. A los costos de compra de energía y potencia se les da un tratamiento distinto, ya que por ley deben considerarse según los volúmenes y precios a la entrada al sistema de distribución, independiente de la forma en que se realicen las compras reales de energía y potencia, con lo cual, el costo de la energía calculado de este modo, no siempre coincide con los estimados por la contabilidad de las empresas. La Superintendencia realiza la revisión y validación de las compras de energía y potencia, y para el caso de la revisión del año 2001, no rechazó ningún costo. Con respecto a los otros costos de explotación, en especial a la asignación de costos indirectos, se trabaja en función de los siguientes centros de negocio: a) Distribución AT b) Distribución BT c) Atención de Clientes d) Otros sometidos a chequeo de rentabilidad Otros 94 e) Actividades no sometidas a chequeo de rentabilidad En esta asignación no se consideran multas, donaciones, ni ajustes VNRCostos de explotación. Así el margen para cada uno de los centros de negocio se calcula como la diferencia entre los ingresos y gastos, menos la depreciación de los activos involucrados. La depreciación de cada actividad se calcula en función de una asignación del VNR a cada actividad considerando una vida útil de 30 años para los activos de distribución y subtransmisión. Los bienes muebles e inmuebles fueron asignados a actividades asociadas al chequeo de rentabilidad y distribuidos en función de los gastos directos. La asignación de los costos indirectos en función del margen es un proceso iterativo, ya que al asignar los costos indirectos, varía el margen, siendo necesario redistribuir nuevamente los costos indirectos en función del nuevo margen, hasta que se converge a un resultado final.[ME03] La matriz de actividades para una empresa concesionaria [ME03] es: 95 Tabla 8.1: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, revisión costos explotación año 2001. En millones de Pesos Costos Directos Servicios de Personal Peajes Empresas Relaciona das Otros Servicios y otros directos Costos indirectos Servicios Otros de Subtotal Servicios y Personal Empresas Directos otros Relaciona indirectos das Subtotal Indirectos Total Distribución BT 1075 0 418 1297 2790 915 100 581 1595 4386 Distribución AT Atención de Clientes Electricidad valorada a Precios de Nudo Otras actividades Subtotal incluido en el chequeo de rentabilidad 523 0 228 877 1628 515 48 300 863 2491 1546 0 582 1424 3552 1046 110 630 1785 5337 Mayor costo real de electricidad Transporte, transformación Apoyos y canalizaciones Venta de materiales y servicios varios Participación accionaria en otras empresas Negocios financieros Otras actividades Subtotal no incluido Total 79548 79548 1178 0 89 1703 2970 1416 102 562 2081 5051 4322 0 1318 5300 90488 3892 360 2073 6325 96813 13 0 0 -10969 -10955 47 1 9 57 -10898 358 5065 179 537 6138 246 24 169 438 6576 13 0 0 0 14 47 1 9 57 71 285 0 35 7157 7478 448 27 149 624 8102 13 0 0 0 14 47 1 853 901 915 13 0 0 0 14 47 1 62 110 124 1548 0 1 1673 3221 1737 2 605 2343 5565 2245 5065 215 -1601 5924 2617 59 1854 4530 10454 6567 5065 1532 83248 96412 6509 419 3927 10854 107267 Fuente: Presentación contabilidad regulatoria, curso Mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, Ricardo Silva. 96 Lo anterior nos permite establecer la estructura de costos, porcentualmente, sin considerar las compras de energía: Tabla 8.2: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, sin considerar las compras de energía, valores porcentuales, revisión costos explotación año 2001. Costos Directos % Servicios Otros de Servicios y Empresas otros Relacionad directos as Costos indirectos Subtotal Directos Personal Servicios de Empresas Relaciona das Otros Servicios y otros indirectos Subtotal Indirectos Total Personal Peajes 16,37% 0,00% 27,28% 8,84% 10,03% 14,06% 23,87% 14,80% 14,70% 11,34% Distribución AT 7,96% Atención de 23,54% Clientes Electricidad 0,00% valorada a Precios de Nudo Otras 17,94% actividades Subtotal incluido en el 65,81% chequeo de rentabilidad Mayor costo 0,20% real de electricidad Transporte, 5,45% transformación Apoyos y 0,20% canalizaciones Venta de 4,34% materiales y servicios varios Participación 0,20% accionaria en otras empresas Negocios 0,20% financieros Otras 23,57% actividades Subtotal no 34,19% incluido 100,00% Total 0,00% 14,88% 5,98% 5,85% 7,91% 11,46% 7,64% 7,95% 6,44% 0,00% 37,99% 9,71% 12,77% 16,07% 26,25% 16,04% 16,45% 13,80% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 5,81% 11,61% 10,68% 21,75% 24,34% 14,31% 19,17% 13,06% 0,00% 86,03% 36,13% 39,33% 59,79% 85,92% 52,79% 58,27% 44,64% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,72% 0,24% 0,23% 0,53% 0,15% 100,00% 11,68% 3,66% 22,06% 3,78% 5,73% 4,30% 4,04% 17,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,05% 0,72% 0,24% 0,23% 0,53% 0,18% 0,00% 2,28% 48,79% 26,88% 6,88% 6,44% 3,79% 5,75% 20,95% 0,00% 0,00% 0,00% 0,05% 0,72% 0,24% 21,72% 8,30% 2,37% 0,00% 0,00% 0,00% 0,05% 0,72% 0,24% 1,58% 1,01% 0,32% 0,00% 0,07% 11,41% 11,58% 26,69% 0,48% 15,41% 21,59% 14,39% 100,00% 14,03% 63,87% 60,67% 40,21% 14,08% 47,21% 41,74% 55,36% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% Distribución BT Fuente: Presentación contabilidad regulatoria, curso Mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, Ricardo Silva. 97 Considerando solamente las partidas que se incluyen en el chequeo de rentabilidad, tenemos los siguientes porcentajes: Tabla 8.3: Porcentajes costos actividades incluidas en el chequeo de rentabilidad, revisión costos de explotación año 2001. Actividad Distribución BT Distribución AT Atención de Clientes Electricidad valorada a Precios de Nudo Otras actividades Subtotal incluido en el chequeo de rentabilidad Monto en millones de pesos 4.386 2.491 Porcentaje 4,53% 2,57% 5.337 5,51% 79.548 82,17% 5.051 5,22% 96.813 100,00% Fuente: Propia. El anterior cuadro nos será útil más tarde para poder estimar un valor para el peaje de distribución. 98 IX. CURVA EXPLICATIVA DE LA INDUSTRIA La SEC en sus revisiones de los costos de explotación, determinó una función econométrica que relaciona los otros costos de explotación (costos distintos a los de compra de energía y potencia) de las distribuidoras con variables explicativas, tales como número de clientes, demanda de potencia, energía, y kilómetros de red. Se busca poder comparar los costos de las empresas entre sí y definir un rango aceptable para el conjunto de ellas.[ME03] La curva obtenida finalmente corresponde a la siguiente función logarítmica de energía y clientes: COyM estimado = 4,504 * E 0,556 * Cli 0, 292 (9.1) , en millones de pesos, donde COyM corresponde a los otros costos de explotación, E a la energía inyectada a la entrada del sistema de distribución del año 2001, expresada en GWh, y Cli corresponde al número de clientes correspondientes a diciembre de 2001. La varianza de la regresión permitió definir una banda de ±20% sobre la curva obtenida [ME03]. Esta función se utilizará más adelante para estimar los costos distintos a la compra de energía en el ejercicio de obtener la rentabilidad de las distribuidoras a partir de las ventas de energía y potencia para una cartera de 3 tipos de clientes dada, en el capítulo X. 99 X. RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN 10.1 Composición de la cartera de clientes para una empresa de distribución. Para efectos de este estudio, en cuanto al número de clientes, se tomará como base la información que se obtuvo para el caso de CGE a fines del año 2002, suponiendo que dicha estructura se ha mantenido sin grandes cambios a través del tiempo. Así, de un total de 658.432 clientes, se tiene que un 7,68% de los clientes son rurales, y el restante 92,32% son consumos urbanos. Clasificándolos según rubro, el más significativo es el residencial, con un 94,3%, seguido por el comercial, 3,24% y el industrial de 0,81%. Casi en su totalidad son consumos en media y baja tensión. Esta información será útil a la hora de ponderar los ingresos que obtienen las empresas de distribución por la aplicación de cada una de las opciones tarifarias en cada zona donde posea concesión la empresa distribuidora. Para el caso de Chilectra y Río Maipo, a partir de los porcentajes anteriores se fue variando de modo de llegar a un valor de ingresos por venta que fuera coherente con los que se establecen en el chequeo de rentabilidad del año 2000. Así, para Chilectra, un 93,95% de los clientes se consideraron residenciales, un 5% comerciales y un 1,05% industriales. Para Río Maipo, los porcentajes utilizados fueron 97,2%, 2% y 0,8%, respectivamente. 100 10.2 Simulación de la evolución de la rentabilidad de las empresas distribuidoras desde 1992 Para poder contrastar los resultados obtenidos a partir de la información contable disponibles en las memorias de las empresas, se ideó un sistema para cuantificar los ingresos que obtienen las empresas, así como sus costos. Para estimar los ingresos por ventas de energía y potencia, se clasificaron los clientes en tres categorías: residenciales, comerciales e industriales, con su respectivo perfil de consumo, que se obtuvo a partir de pequeñas modificaciones a un estudio de cuentas típicas realizado por la CNE el año 2000 [CNECT]. Las tarifas se obtuvieron promediando el valor de cada opción tarifaria en cada uno de los sectores o áreas típicas en las cuales distribuía la empresa correspondiente en enero (en su defecto febrero) del año en estudio. En el caso del consumo residencial, se asoció a la tarifa BT1. Para el sector comercial, se utilizó la tarifa BT2 con un consumo de potencia de 20 KW. Finalmente, para el sector industrial, se adoptó la tarifa AT4, con una potencia contratada de 350KW y una demanda máxima en horas de punta de 200 KW. Para estimar los costos, en el caso de las compras de energía y potencia, se las valoró al promedio del precio monómico promedio de energía y potencia 6 meses antes y 6 meses después de la fecha que se consideró para las tarifas. Para los otros costos de explotación, entendidos como aquellos que no corresponden a la compra de energía o potencia, se utilizó un modelo desarrollado por la SEC para este efecto, a partir de la revisión de los costos de explotación del año 2001 que utiliza como entrada para estimar dichos costos el número de clientes y la energía vendida al año, la ecuación 9.1. Como los valores de las tarifas incluyen IVA, se descontó el 18% de los ingresos que obtienen las distribuidoras por ventas de energía. 101 Con los anteriores datos, ajustando los valores a pesos de diciembre de 1998, se realizó una primera aproximación a los flujos a utilizar para determinar la rentabilidad de las empresas antes y después de cada fijación tarifaria. La expresión utilizada para estimar la rentabilidad para cada año fue: Act.FijoBruto = (Venta + Depr − (Compra + otros cos tos)) * 1 − r 1 (10.1) (1 + r )30 Los ingresos corresponden a los obtenidos por las ventas de energía y potencia, los costos son los nombrados anteriormente, y como una forma de acercarse al VNR, se utilizó el activo fijo bruto presente en la información contable, reajustado a pesos de diciembre de 1998. “r” corresponde a la rentabilidad de la empresa. Para el año 1997, no se pudo obtener información al respecto. Los resultados obtenidos, son los que se muestran en las tablas 10.1 a 10.3. Los valores del activo fijo bruto, depreciaciones y otros indicadores de interés para todas las empresas se encuentran presentes en el anexo II de ratios financieros. a)CGE Tabla 10.1: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad CGE, 19922001. ($) Ingresos Venta Energía 1992 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 60.254.077.527 73.620.213.226 88.310.074.632 94.669.009.374 99.509.668.033 122.480.420.836 121.637.244.618 116.138.164.498 2001 114.163.468.710 Costos Energía 27.907.536.165 33.833.576.068 43.214.358.823 52.427.263.514 47.366.303.963 43.132.025.643 40.459.606.273 44.057.565.169 56.647.503.566 Otros Costos 15.641.587.632 16.344.941.076 16.680.211.094 17.710.260.295 16.917.473.733 17.115.486.408 16.950.453.003 17.406.511.807 17.498.809.036 Costos Totales 43.549.123.797 50.178.517.144 59.894.569.918 70.137.523.809 64.283.777.697 60.247.512.052 57.410.059.276 61.464.076.976 74.146.312.602 28,82% 22,90% 29,90% Rentabilidad 15,07% 18,07% 19,93% 16,28% 19,22% Fuente: Propia. 29,01% 102 b)Chilectra Tabla 10.2: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Chilectra, 1992-2001. 1995 1996 1998 1999 Ingresos Venta 171..299.211.736 184.562.863.035 220.043.119.603 Energía 1992 225.674.178.192 238.229.664.382 288.254.047.608 286.224.460.502 268.544.456.805 245.830.299.351 Costos Energía 106.514.328.351 124.709.340.530 156.077.651.735 165.957.520.729 164.760.259.616 145.266.060.905 136.365.236.967 146.359.360.316 185.376.006.038 43.734.858.316 42.941.659.690 43.292.474.930 42.348.695.071 42.649.369.899 41.910.933.534 41.366.841.836 41.953.536.044 Costos Totales 150.249.186.666 167.651.000.220 199.370.126.665 208.306.215.800 207.409.629.515 187.176.994.439 177.732.078.804 188.312.896.360 226.606.574.608 6,43% 9,41% 26,93% 27,19% ($) Otros Costos Rentabilidad 1993 9,10% 1994 6,66% 7,58% 2000 2001 41.230.568.570 18,91% 4,89% Fuente: Propia. c) Río Maipo Tabla 10.3. Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Río Maipo, 1992-2001. 1992 ($) 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 2001 Ingresos Venta 22.383.925.765 24.900.389.809 29.662.924.531 31.259.041.524 38.996.911.895 39.089.739.250 38.972.320.795 38.110.104.248 34.212.367.802 Energía Costos Energía 12.192.343.045 14.512.535.325 16.689.346.270 18.972.255.815 19.943.348.404 18.036.091.966 16.995.074.043 19.178.567.294 23.962.532.236 Otros Costos 7.999.439.451 8.171.034.085 7.846.153.106 8.027.336.557 8.355.943.601 8.450.788.876 8.362.775.570 8.797.046.377 8.677.856.174 Costos Totales 20.191.782.496 22.683.569.410 24.535.499.375 26.999.592.372 28.299.292.005 26.486.880.842 25.357.849.614 27.975.613.671 32.640.388.410 Rentabilidad 12,52% 11,10% 20,66% 15,66% 28,52% 31,33% 32,88% 24,30% Fuente: Propia. Dado la construcción del modelo, podemos apreciar que para las tres empresas, se presenta un peak de rentabilidad los años 1998-1999, lo que difiere con lo obtenido a partir de la información contable. Dado que el precio con el cual se valoraron las compras es un promedio del valor de la fijación de octubre del año anterior y la de abril del año en curso, puede producirse un desacople en los valores que en este caso produzca esta diferencia. Por otra parte, las metodologías y fuentes de información no son las mismas, por lo que el resultado no tendría que ser necesariamente el mismo. Además, se debe considerar que son los últimos años de efecto de al fijación de 1996, por lo que las empresas han sido capaces de realizar mejoras, y de este modo, hacer suyo parte del beneficio generado. Para el resto de los años en estudio, no se vuelve a presentar esta situación. 5,18% 103 En el caso de Chilectra y Río Maipo se puede apreciar un descenso en las rentabilidades después de las fijaciones de los años 1992 y 2000, lo que no sucede con CGE, lo que puede hacernos concluir que las fijaciones afectan de diferente manera a cada empresa, dependiendo de cómo crezca la demanda, se realicen mejoras en la eficiencia de los procesos, versus la reducción de tarifas que realiza la autoridad. Para ver en más detalle, se revisará como varía el ingreso por cuenta típica, así como el porcentaje que representa el VAD, considerado como la diferencia entre la tarifa final a usuario y el costo de la energía y potencia comprada por la empresa, de dicha cuenta. En este análisis se emplearon las mismas cuentas típicas que utiliza el estudio de la CNE que se usó como referencia. Los valores se encuentran en pesos, a menos que se señale lo contrario. a) CGE Tabla 10.4: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CGE. Cuenta Típica ($) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Tarifa BT1 5701,0668 5815,4008 6407,3161 6646,93449 6464,21736 6011,6801 5840,5790 5527,35962 5427,62045 5704,01137 Tarifa BT2 241811,227 Tarifa AT 4.1 261477,99 289690,20 282673,98 279202,06 299488,438 292390,475 262430,32 254606,438 266978,687 3 5 4 8 4674567,6 4900649,3 5595292,4 5894337,67 5517279,3 5049508,1 4711386,0 4300471,74 4234258,53 4876973,87 VAD (%) VAD Tarifa BT1 65,00% 62,87% 61,85% 62,60% 64,87% 65,82% 69,58% 70,72% 70,33% 66,09% VAD Tarifa BT2 62,87% 62,84% 62,03% 62,65% 65,05% 67,29% 71,36% 72,25% 71,54% 67,40% VAD Tarifa AT 4.1 27,87% 25,54% 26,17% 28,73% 30,45% 31,23% 36,26% 36,39% 35,73% 32,98% VAD ($) VAD Tarifa BT1 3705,8186 3656,1186 3963,0650 4161,05191 4193,54123 3956,9911 4063,6242 3908,78114 3817,32933 3769,98939 VAD Tarifa BT2 152025,05 164310,29 179698,90 187623,722 190210,05 190212,97 199239,09 189594,289 182143,337 179947,698 VAD Tarifa AT 4.1 1302598,2 1251462,4 1464508,1 1693196,12 1679836,65 1577083,6 1708332,3 1565074,11 1512866,53 1608476,74 Fuente: Propia. 104 b) Chilectra Tabla 10.5: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Chilectra. Cuenta Típica ($) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Tarifa BT1 7010,5035 5979,3556 6728,6464 6945,79325 6798,4205 6240,75685 5326,01853 5008,82319 4919,45847 4998,56245 Tarifa BT2 196180,91 247441,848 279478,342 288322,339 280558,048 267357,887 262718,201 246274,99 238510,962 263957,071 Tarifa AT 4.1 5338008,6 4933515,88 5646712,7 5931588,75 5528818,62 5013160,35 4683993,23 4242841,19 4178566,74 4757506,66 VAD (%) VAD Tarifa BT1 71,54% 63,89% 63,67% 64,21% 66,60% 67,08% 66,64% 67,69% 67,27% 61,31% VAD Tarifa BT2 54,23% 60,73% 60,64% 61,20% 63,58% 65,42% 69,56% 70,42% 69,62% 67,03% VAD Tarifa AT 4.1 36,83% 26,03% 26,85% 29,17% 30,59% 30,73% 35,89% 35,53% 34,87% 31,30% VAD ($) VAD Tarifa BT1 5015,2553 3820,07345 4284,39534 4459,91067 4527,74438 4186,06783 3549,06366 3390,24471 3309,16734 3064,54048 VAD Tarifa BT2 106394,74 150274,151 169487,044 176457,623 178377,622 174896,881 182755,232 173438,959 166047,862 176926,083 VAD Tarifa AT 4.1 1966039,2 1284329,05 1515928,4 1730447,2 1691375,97 1540735,91 1680939,49 1507443,56 1457174,74 1489009,52 Fuente: Propia. c) Río Maipo Tabla 10.6: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Río Maipo. Cuenta Típica ($) 1992 1993 1994 1995 1996 Tarifa BT1 5622,045 5815,4008 6555,4688 6778,2506 6554,103 Tarifa BT2 271613,34 261477,993 295932,621 305197,163 295461,588 284657,52 273270,684 256642,465 253100,829 274508,652 4866507,9 5012711,35 5742291,01 6032401,89 6748287,42 5121265,1 4596218,06 4152920,69 4551682,72 Tarifa AT 4.1 1997 1998 6020,81992 5537,14027 1999 5204,80772 4152189,54 2000 2001 5210,31182 5791,2278 VAD (%) VAD Tarifa BT1 64,51% 62,87% 62,71% 63,33% 65,35% 65,87% 67,91% 68,90% 69,09% 66,60% VAD Tarifa BT2 66,94% 62,84% 62,83% 63,35% 65,42% 67,52% 70,74% 71,62% 71,37% 68,30% VAD Tarifa AT 4.1 30,71% 27,20% 28,06% 30,36% 43,13% 32,20% 34,66% 34,12% 34,47% 28,19% VAD ($) VAD Tarifa BT1 3626,79683 3656,11865 4111,21774 4292,36802 4283,42688 3966,1309 3760,18539 3586,22924 VAD Tarifa BT2 181827,174 164310,296 185941,323 193332,447 193281,162 192196,514 193307,715 183806,433 3600,02069 3857,20583 180637,729 187477,663 VAD Tarifa AT 4.1 1494538,51 1363524,52 1611506,71 1831260,34 2910844,77 1648840,66 1593164,32 1416791,91 1431528,69 1283185,58 Fuente: Propia. Como se aprecia en las tablas 10.4 , 10.5 y 10.6, en los años 1995-1996 se presentan los valores más altos de las tarifas en el período en estudio, así como los más altos valores de VAD para las empresas. También se presentan, según la información contable, las mayores rentabilidades de las empresas eléctricas. Dado que las tarifas traspasan directamente al usuario el costo de la energía, se podría 105 pensar que esta alza se debe al comportamiento del precio de nudo para ese año. Sin embargo, revisando la evolución del precio de nudo, Figura 10.4, el valor para ese año no es el más alto, sino que inferior incluso al año anterior, 1994. La fijación de 1992 determinó un crecimiento en las tarifas, de modo de reconocer costos en los cuales incurrían las empresas en la prestación del servicio de distribución, los que, a la luz de los resultados, pudieron ser disminuidos por las empresas con el correr de los años en forma importante. Por otra parte, la existencia de asimetrías de información entre las partes, esto es, que la cantidad o calidad de información con la que contaba el regulador a la hora de estimar los costos e infraestructura de las empresas, no era la más completa y precisa, con lo cual, los costos de las empresas resultaban sobreestimados. Por lo tanto, el margen que lograban retener las empresas por unidad de energía vendida aumentaba. En esta situación se ejemplifica de la mejor manera como las empresas logran realizar mejoras importantes en la eficiencia de sus procesos, con las tarifas fijas, logrando obtener mejores rentabilidades. En la fijación de 1996 se aprecia un descenso en las tarifas, en cada una de las categorías, en contrapartida, en la fijación del año 2000, se produce un alza en las tres opciones tarifarias. En la fijación de 1996 se aprecia que se traspasan las mejoras de eficiencia a los usuarios, materializándose en una reducción de las tarifas, y un mejor desarrollo del proceso tarifario, tanto en lo relativo a los métodos, como a la información que se les exige a las empresas. En la fijación de 1992, se produce un alza en la tarifa BT1 y AT 4.1, y un descenso en la BT2. La proporción que representa el VAD de la tarifa final a usuario, de acuerdo a los resultados obtenidos, depende de la empresa en cuestión. Para Río Maipo, Chilectra y CGE se obtuvieron valores en el rango 60%-70% para las tarifas BT1 y BT2, y de un 30% para la tarifa AT 4.1. 106 A continuación se muestra, en las tablas 10.7 a 10.11, a modo de referencia, la evolución de las mismas cuentas, pero para otras empresas de distribución en el país, considerando que para la tarifa AT 4.1, al igual que para las 3 empresas anteriores, se trata de un consumo de energía de 169000 KWh por mes, con una potencia contratada 574 KW y una demanda máxima en horas de punta de 303 KW, antes y después de cada una de las 3 últimas fijaciones tarifarias: a) Eliqsa Tabla 10.7: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Eliqsa. Cuenta Típica ($) Tarifa BT1 Tarifa BT2 Tarifa AT 4.1 VAD (%) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 VAD ($) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 1992 8826,08584 406036,07 10448301 1993 8373,8736 382667,334 9800819,11 1996 7590,4876 349519,482 8319389,79 1998 7234,94233 315518,582 6598406,85 2000 7289,62113 320192,506 4883903,26 2001 7112,50887 309394,234 4837551,06 55,43% 56,40% 36,37% 55,33% 56,01% 35,50% 63,42% 64,25% 43,60% 67,77% 66,74% 40,27% 73,30% 72,64% 32,64% 70,78% 69,77% 27,39% 4902,89629 210576,51 2657249,04 5343,09723 232598,93 1594277,86 5034,07096 215864,528 1324990,99 4892,20418 229011,396 3800040,99 4633,35006 4814,11852 214343,775 224582,873 3479334,32 3627326,05 Fuente: Propia. 107 b) Emelari Tabla 10.8: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelari. Cuenta Típica ($) Tarifa BT1 Tarifa BT2 Tarifa AT 4.1 VAD (%) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 VAD ($) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 1992 8888,6798 409795,901 10478411,4 1993 8066,2552 364962,487 9345973,54 1996 7319,888 332789,208 7849626,84 1998 6606,2672 280688,491 7123975,2 2000 S.I. S.I. S.I. 2001 6304,7769 253971,682 7121470,21 55,74% 56,80% 36,55% 53,63% 53,88% 32,36% 62,07% 62,46% 40,23% 64,70% 62,61% 44,68% S.I. S.I. S.I. 67,03% 63,17% 50,68% 4274,22116 175746,419 3182817,38 S.I. S.I. S.I. 4226,33899 160441,976 3608910,15 4954,79814 232771,226 3830151,36 4325,73166 4543,51892 196638,928 207852,599 3024488,75 3157563,09 Fuente: Propia. c) Emelat Tabla 10.9: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelat. Cuenta Típica ($) Tarifa BT1 Tarifa BT2 Tarifa AT 4.1 VAD (%) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 VAD ($) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 1992 1993 1996 1998 2000 2001 6836,9158 6627,0624 7524,128 6848,91 6725,04848 7183,78097 307893,672 301164,302 342181,603 347798,877 337870,684 339844,44 6223659,7 6235149,13 7000783,86 5572211,67 5271133,65 6370149,46 70,82% 70,84% 45,82% 67,42% 67,74% 41,47% 69,82% 70,14% 45,19% 74,05% 77,01% 46,11% 76,06% 78,55% 48,37% 73,08% 74,39% 48,69% 4841,66763 4467,78025 5253,45188 5071,95513 5114,75735 5249,759 218107,504 203996,606 240001,177 267835,907 265407,584 252813,451 2851690,29 2585962,3 3163341,21 2569157,93 2549741,65 3101652,32 Fuente: Propia. 108 d) Emelectric Tabla 10.10: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelectric. Cuenta Típica ($) Tarifa BT1 Tarifa BT2 Tarifa AT 4.1 VAD (%) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 VAD ($) VAD Tarifa BT1 VAD Tarifa BT2 VAD Tarifa AT 4.1 1992 7003,42977 270333,068 5696061,07 1993 7018,2324 323443,788 6179763,84 1996 7864,99375 364012,979 6929778,28 1998 7084,69667 367193,814 5836023,21 2000 6643,54132 339882,838 5265219,16 2001 7151,359 347719,095 5885502,67 71,51% 66,79% 40,80% 69,23% 69,96% 40,95% 71,13% 71,93% 44,62% 74,92% 78,22% 48,54% 75,76% 78,68% 48,31% 72,96% 74,97% 44,47% 5307,74179 287230,845 2832969,47 5033,25019 267419,737 2543827,15 5217,33703 260688,106 2617005,54 5008,1816 180546,9 2324091,66 4858,95025 5594,31763 226276,092 261832,553 2530577,01 3092335,62 Fuente: Propia. e) CONAFE Tabla 10.11: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CONAFE. Cuenta Típica ($) 1992 5710,6478 Tarifa BT1 230787,5 Tarifa BT2 4860777,11 Tarifa AT 4.1 VAD (%) 65,06% VAD Tarifa BT1 61,10% VAD Tarifa BT2 30,63% VAD Tarifa AT 4.1 VAD ($) VADTarifa BT1 3715,39963 VAD Tarifa BT2 141001,332 VAD Tarifa AT 4.1 1488807,7 1993 5274,012 237898,748 4969505,78 1996 5914,3235 267453,534 5541627,39 1998 4927,155 242465,11 4288994,66 2000 4775,5137 231104,139 3997502,01 2001 5331,54585 256857,802 4909721,74 59,06% 59,16% 26,57% 61,61% 61,80% 30,75% 63,94% 67,02% 29,98% 66,28% 68,64% 31,92% 63,72% 66,12% 33,43% 3165,22258 158641,039 1276110,01 3397,52388 169826,813 1641224,61 3114,72985 140731,051 1320318,95 3643,64738 3150,20013 165273,108 162502,141 1704184,74 1285940,92 Fuente: Propia. Profundizando un poco más en la evolución de las tarifas en los últimos años, se presenta a continuación los resultados de un documento elaborado por la CNE, “Tarifas Eléctricas: Cuentas Típicas en el País”, en el marco de la fijación 109 tarifaria del año 2000, que se utilizó como referencia para clasificar los diferentes tipos de clientes. Al igual como se hizo en esta memoria, se definen clientes residenciales, comerciales e industriales. a) Usuario residencial: Se considera como tal al que tienen un consumo de energía de 100 KWh por mes, perteneciente a la opción tarifaria BT1. b) Usuario Comercial: Se considera como tal al que tiene un consumo de energía de 4.500 KWh y uno de potencia de 20 KW por mes, perteneciente a la opción tarifaria BT2. c) Usuario Industrial: Se considera como tal al que tiene un consumo de energía de 169.000 KWh por mes, con una potencia contratada de 574 KW y una demanda máxima en horas de punta de 303 KW, opción tarifaria AT4, propia de grandes industriales. En este documento se hace una revisión como varían estas cuentas típicas en las diferentes regiones del país. En él se concluye que en todas las regiones, a excepción de la quinta, a nivel promedio, el alza del precio de nudo se ve compensada por una reducción de la tarifa de distribución. Sin embargo, en algunas comunas y para algunos consumos, en particular para el caso industrial, esta reducción no compensa totalmente el aumento del precio de nudo, resultando en aumentos en la cuenta global moderados. Se indica también, que la cuenta del tipo industrial está más influida por los niveles de precio de nudo que del valor agregado de distribución. En la tabla 10.12 se muestran los resultados obtenidos por región y cuenta promedio industrial, comercial y residencial. 110 Tabla 10.12: Valor promedio cuentas típicas, por sector y región, año 2000. Región Promedio Industrial ($) Promedio Comercial ($) Promedio Residencial ($) V 6.258.641 334.918 7.060 RM 5.154.526 271.952 5.827 I 5.612.687 302.857 7.207 II 5.426.050 356.211 7.086 III 6.830.419 359.993 7.809 IV 7.337.165 408.490 7.952 VI 6.099.881 350.671 7.324 VII 6.198.154 366.169 7.435 VIII 6.255.208 372.303 7.452 IX 5.868.116 387.288 7,510 374.854 7.172 X 5.842.123 XI 10.606.949 506.997 10.178 XII 8.403.240 411.998 8.708 Fuente: CNE 10.3 Análisis de Sensibilidad Rentabilidad Empresas Eléctricas Se busca ver de que manera impactan en la rentabilidad de las empresas la variación que pueda producirse en las variables que determinan su resultado: crecimiento en las ventas de energía, variación del precio de nudo, de las tarifas eléctricas, etc. Para realizar esto, se trabajó en base a la información disponible en el chequeo de rentabilidad del año 2000, variando los diferentes parámetros. Inicialmente, para tener un punto de referencia, en la tabla a continuación se muestran los resultados del chequeo de rentabilidad del año 2000: 111 Tabla 10.13: Resultados chequeo rentabilidad año 2000, por empresa. Empresa Emelari Eliqsa Elecda Emelat Emec Enerquinta Conafe Emelca Litoral Chilectra Río Maipo EEC Til-Til EEPA Luz Andes SEP Emelectric CGE Emelpar Coopelan Frontel Saesa Edelaysen Edelmag Codiner Elecoop Edecar CEC Emetal Luzlinares Luzparral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Creo Total VNR Ingresos Costos Margen (Millones de (Millones de (Millones de (Millones de Pesos) Pesos) Pesos) Pesos) TIR 30.12.00 30.12.02 30.12.01 30.12.01 % 12408 12334 23402 18103 50147 79578 41541 8898 12463 19236 13064 27018 55066 22061 7267 11817 16884 12276 20412 41432 16454 1631 647 2353 788 6606 13635 5608 12,80% 3,20% 9,40% 1,80% 12,80% 17,00% 13,20% 7408 300471 36388 1077 850 5043 1011 2268 48830 130914 3745 242603 39770 1514 508 4706 611 877 22963 92964 2333 193717 29608 1052 340 4266 248 688 18889 70616 1411 48886 10162 461 168 441 364 189 4073 22348 18,90% 16,10% 27,90% 42,90% 19,70% 7,80% 36,00% 7,30% 7,30% 16,90% 4337 78123 73095 5146 13286 9135 3091 4082 2978 7169 6521 8292 9952 3804 3542 2619 2275 1009128 1340 19708 35324 4332 9351 1346 1355 1100 1362 2008 2163 1472 3545 851 1012 769 2977 657991 1318 14756 27079 3765 7301 1439 950 867 1204 1508 1682 1126 2707 604 664 608 2002 517876 23 4952 8155 566 2050 -93 405 233 159 500 482 346 837 247 348 161 975 140115 4,80% 10,60% 10,40% 15,20% 12,70% 3,90% 3,30% 5,60% 6,20% 1,50% 7,40% 5,00% 9,10% 4,50% 42,80% 13,60% Fuente: Presentación Contabilidad regulatoria, Curso Mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, PUC 112 De la tabla 10.13 se puede apreciar el alto grado de dispersión que presentan las rentabilidades de las empresas de distribución eléctrica, lo que ratifica el hecho de la legislación permite que empresas que logren mejoras de eficiencia, logren una rentabilidad mayor a la del promedio de la industria, así como que aquellas menos eficientes, obtengan menores retornos. En este caso, 8 empresas obtienen rentabilidades por sobre el 14%, y 7 empresas rentabilidades por debajo del 6%, de un total de 36 empresas estudiadas. 10.3.1 Sensibilidad a las ventas de energía A partir de la información del chequeo de rentabilidad, relativa a costos, ingresos y valor de nuevo reemplazo, se utilizó la siguiente expresión simbólica para estimar las variaciones en la rentabilidad al cambiar en un 10% los ingresos por venta de energía y potencia que perciben las empresas de distribución: VNR = ( Ingresos − Costos ) 1 * 1 − 30 r (1 + r ) (10.2) Esto puede representar el efecto del comportamiento de la economía, ya sea un boom económico, un período de recesión, o por otra parte, representar el efecto de un aumento en los precios de nudo, con las respectivas alzas en las tarifas, lo cual haría, dependiendo de los distintos niveles de elasticidad al precio de los diferentes clientes, disminuir el consumo de energía, o buscar una alternativa energética más económica en el instante dado. Los resultados obtenidos se muestran a continuación: 113 Tabla 10.14: Sensibilidad rentabilidad a las ventas de energía. TIR (%) TIR (%) Empresa Emelari Empresa Aumento Disminución Caso 10% Ventas 10% Ventas Base de Energía de Energía 12,80% 14,19% 11,36% Caso Base Coopelan Aumento Disminución 10% Ventas 10% Ventas de Energía de Energía -9,05% -9,88% Eliqsa 3,20% 3,97% 2,40% Frontel 4,80% 5,62% 3,89% Elecda 9,40% 10,50% 8,19% Saesa 10,60% 11,99% 9,48% Emelat 1,80% 2,52% 1,08% Edelaysen 10,40% 11,68% 9,21% 15,20% 16,81% 13,58% 0,00% 0,00% Emec 12,80% 14,22% 11,39% Edelmag Enerquinta 17,00% 18,74% 15,20% Codiner Conafe 13,20% Emelca 14,60% 11,71% Elecoop 12,70% 14,14% 11,32% 14,19% 11,36% Edecar 3,90% 4,69% 3,05% Litoral 18,90% 20,90% 17,00% CEC 3,30% 4,08% 2,50% Chilectra 16,10% 17,76% 14,38% Emetal 5,60% 6,52% 4,69% Río Maipo 27,90% 30,71% 25,10% Luzlinares 6,20% 7,07% 5,18% EEC 42,90% 47,19% 38,61% Luzparral 1,50% 2,20% 0,79% Til-Til 19,70% 21,68% 17,65% Copelec 7,40% 8,45% 6,40% EEPA 7,80% 8,84% 6,74% Coelcha 5,00% 5,84% 4,09% Luz Andes 36,00% 39,49% 32,31% Socoepa 9,10% 10,22% 7,95% SEP 7,30% 8,34% 6,30% Cooprel 4,50% 5,34% 3,64% Emelectric 7,30% 8,35% 6,31% Creo 42,80% 47,14% 38,57% CGE 16,90% 18,67% 15,14% Total 13,60% 15,05% 12,09% 14,19% 11,36% Emelpar Fuente: Propia. 10.3.2 Sensibilidad a la fijación del VNR Del mismo modo, se revisó el comportamiento de la industria al variar el valor nuevo de reemplazo que se fija para cada empresa en un 10%, representando esto, posibles modificaciones al marco legal existente. 114 Tabla 10.15: Sensibilidad rentabilidad a la fijación del VNR. TIR (%) Empresa Caso Base TIR (%) Aumento Disminución 10% VNR 10% VNR Empresa Caso Base Aumento Disminución 10% VNR 10% VNR Emelari 12,80% 11,49% 14,34% Coopelan 0,00% 0,00% Eliqsa 3,20% 2,47% 4,05% Frontel 4,80% 3,97% 5,71% Elecda 9,40% 8,30% 10,63% Saesa 10,60% 9,60% 12,13% Emelat 1,80% 1,14% 2,59% Edelaysen 10,40% 9,33% 11,81% Emec 12,80% 11,52% 14,38% Edelmag 15,20% 13,73% 16,99% Enerquinta 17,00% 15,36% 18,93% Codiner 0,00% 0,00% Conafe 13,20% Emelca 11,84% 14,76% Elecoop 12,70% 11,45% 14,29% 11,49% 14,34% Edecar 3,90% 3,13% 4,78% Litoral 18,90% 17,18% 21,11% CEC 3,30% 2,57% 4,16% Chilectra 16,10% 14,54% 17,95% Emetal 5,60% 4,78% 6,62% Río Maipo 27,90% 25,36% 31,02% Luzlinares 6,20% 5,27% 7,17% EEC 42,90% 39,00% 47,66% Luzparral 1,50% 0,86% 2,28% Til-Til 19,70% 17,84% 21,90% Copelec 7,40% 6,50% 8,56% EEPA 7,80% 6,84% 8,95% Coelcha 5,00% 4,17% 5,94% Luz Andes 36,00% 32,63% 39,89% Socoepa 9,10% 8,06% 10,35% 7,30% 6,40% 8,45% Cooprel 4,50% 3,72% 5,43% Emelectric 7,30% 6,41% 8,46% Creo 42,80% 38,96% 47,62% 16,90% 15,30% 18,86% Total 13,60% 12,23% 15,21% 0,00% 0,00% SEP CGE Emelpar Fuente: Propia. Cabe señalar que aquí se ha considerado que las tarifas se mantienen fijas, lo que en la realidad no es así, ya que el valor del VNR que se determine para una empresa afectará directamente la tarifa que le será fijada por la autoridad. A mayor VNR, mayores costos son reconocidos por la autoridad, con lo cual se fijan mayores tarifas, con lo cual mejora la rentabilidad de la empresa. 10.3.3 Sensibilidad a la variación en los costos Dejando todas las otras variables fijas, se hizo variar en un 10% los otros costos de explotación, que se encuentra agregados dentro de lo que se plantea en el chequeo de rentabilidad del año 2000. Para esto, se hizo la suposición que un 35% de los costos totales incluidos en el chequeo corresponden a otros costos de 115 explotación, a partir de los costos que se obtuvieron a la hora de simular los ingresos de las empresas de distribución antes y después de las fijaciones tarifarias. Esto representaría el efecto de variables que influyan en los costos de la empresa, ya sea nivel de remuneraciones, precios de productos importados, del cobre, etc. Tabla 10.16: Sensibilidad rentabilidad a la variación en los costos. TIR (%) Empresa Caso Base TIR (%) Aumento Disminución 10% Costos 10% Costos Emelari 12,80% 10,55% Eliqsa 3,20% Elecda 9,40% Empresa Caso Aumento Disminución Base 10% Costos 10% Costos 14,96% Coopelan -3,35% 7,65% Frontel 4,80% 3,85% 5,66% 6,33% 12,18% Saesa 10,60% 9,29% 12,18% Emelat 1,80% -3,08% 5,30% Edelaysen 10,40% 7,49% 13,25% Emec 12,80% 11,27% 14,34% Edelmag 15,20% 13,18% 17,20% 11,58% 13,89% Enerquinta 17,00% 15,08% 18,85% Codiner 13,20% 11,67% 14,64% Elecoop 6,03% 18,90% Edecar 3,90% 2,79% 4,93% 18,90% 17,83% 20,08% CEC 3,30% 1,03% 5,29% Emetal Conafe Emelca Litoral 12,70% Chilectra 16,10% 13,72% 18,41% 5,60% 4,64% 6,57% Río Maipo 27,90% 25,05% 30,76% Luzlinares 6,20% 4,96% 7,27% Luzparral 1,50% EEC 42,90% 39,48% 46,32% 0,68% 2,29% Til-Til 19,70% 18,24% 21,10% Copelec 7,40% 6,26% 8,58% EEPA 7,80% 3,97% 11,20% Coelcha 5,00% 4,22% 5,72% Luz Andes 36,00% 35,04% 36,76% Socoepa 9,10% 8,34% 9,86% 7,30% 6,01% 8,61% Cooprel 4,50% 3,35% 5,60% Emelectric 7,30% 5.,64% 8,96% Creo 42,80% 39,78% 45,94% 16,90% 1495% 18,85% Total 13,60% 11,64% 15,47% SEP CGE Emelpar Fuente: Propia. 10.3.4 Sensibilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo. Para estimar el efecto de la variación del precio de nudo en los resultados de las empresas de distribución, se utilizó un método diferente a las otras sensibilidades. De acuerdo a lo que indicaba la literatura, se utilizaron valores para las elasticidades al precio del consumo eléctrico de corto y largo plazo de 0,2 , 0,6 y 1. Se supuso una variación en el precio de nudo de un 20%, tomando como 116 referencia la simulación que se realizó para CGE en el año 2000, a partir de una cartera de clientes de tres tipos que se indica en el apartado 10.2. Se consideró que los otros costos de explotación no se veían afectados por el precio de nudo. A continuación se muestran los resultados obtenidos. Tabla 10.17: Sensibilidad rentabilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo. Precio de Nudo Ingresos Totales Energía ($/KWh) Vendida (GWh) ($) Costo Energía ($) R Disminución Precio de Nudo 20% (e=1) 12,88 2748,77 106.513.033.914 35.410.554.173 22,53% Disminución Precio de Nudo 20% (e=0,6) 12,88 2743,66 106.512.916.701 35.344.753.358 22,55% Disminución Precio de Nudo 20% (e=0,2) 12,88 2738,55 106.512.799.488 35.278.952.543 22,58% Caso Base 16,10 2736 116.138.164.498 54.674.087.521 22,90% Alza Precio de Nudo 20% (e=0,2) 19,32 2732,17 125.773.546.943 52.795.052.286 23,24% Alza Precio de Nudo 20% (e=0,6) 19,32 2724,51 125.773,323.130 52.647.000.453 23,29% Alza Precio de Nudo 20% (e=1) 19,32 2716,85 125.773.099.317 52.498.948.619 23,35% Fuente: Propia. En la tabla 10.6 se ha incluido la rentabilidad y venta de energía del caso base junto a las obtenidas para las diferentes elasticidades, de modo de poder contrastar los resultados obtenidos Se puede apreciar que el impacto en la rentabilidad de la empresa no supera el 0,5 % para el caso de menor elasticidad, o sea, al aumentar el precio de nudo, se produce una disminución en las ventas de energía anual de entre 5 GWh y 15 GWh, dependiendo de la elasticidad utilizada. Sin embargo, igualmente aumentan los ingresos por venta de energía, a causa del mayor precio de nudo. Del mismo modo, a pesar que disminuyen las compras de energía, como se realizan a un mayor precio, el costo total de la energía resulta un poco menor que el se obtiene para el caso base Al disminuir en un 20% el precio de nudo, se produce el fenómeno inverso, se vende y compra más, pero a un precio más bajo, lo que hace que los ingresos por venta, y los costos por compra de energía resulten menores a los del caso base.. A menor valor de elasticidad, se obtiene una 117 menor variación de la elasticidad respecto al caso base. Además, entre los tres valores de elasticidad utilizados, no se producen grandes saltos en las rentabilidades obtenidas. Todos los montos del apartado 10.3.4 y 10.3.5 están expresados en pesos de diciembre de 1998. 10.3.5 Análisis de sensibilidad al VAD y elasticidad de consumo Anteriormente se revisó el efecto de una variación de un 20% en el precio de nudo, considerando que el resto de las variables se mantenían constantes. Ahora, más en detalle, considerando el efecto de la elasticidad al precio de la energía, basándonos en los datos obtenidos de la simulación de las rentabilidades para CGE del año 2000 y variando en un 20% la porción de las cuentas típicas correspondiente al VAD, se obtuvieron los siguientes resultados: Tabla 10.18: Sensibilidad rentabilidad al VAD y elasticidad de consumo. Energía Vendida (GWh) Ingresos Totales ($) Costo Energía ($) R Disminución VAD 20% (e=1) 2764,978984 107.941.708.297 44.524.211.184 19,60% Disminución VAD 20% (e=0,6) 2741,415902 107.940.961.811 44.144.776.953 19,75% Disminución VAD 20% (e=0,2) 2737,805301 107.940.873.569 44.086.635.764 19,77% Caso Base 2736 116.138.164.498 44.057.565.169 22,90% Alza VAD 20% (e=0,2) 2734,194699 124.368.146.631 44.028.494.575 26,02% Alza VAD 20% (e=0,6) 2730,584098 124.368.030.066 43.970.353.386 26,04% Alza VAD 20% (e=1) 2707,021016 124.367.039.699 43.590.919.155 26,19% Fuente: Propia. Se puede apreciar que el efecto de la variación del VAD tiene un mayor impacto en la rentabilidad de la empresa que la variación del precio de nudo. El costo de la energía no cambia mayormente, ya que el precio de nudo se mantiene constante, solo varían los montos de energía vendida. El efecto mayoritario del VAD 118 se presenta en los ingresos por venta de energía, los que llegan a variar 8 mil millones de pesos según baje o suba el VAD. De todo lo anterior, se aprecia que el factor que tiene un mayor impacto a variaciones porcentuales iguales, son las tarifas fijadas por la autoridad, a través del VAD, haciendo moverse la rentabilidad de la industria 3 puntos porcentuales hacia arriba y hacia abajo, en cada situación. Para el resto de las variables, se aprecian fluctuaciones de 1,5 puntos porcentuales de la rentabilidad de la industria. 119 10.4 Evolución del precio de Nudo en el período en estudio, y su impacto en las tarifas finales a usuario. Interesa revisar como se ha comportado el precio de nudo, para poder contrastar el impacto que produce en las tarifas cobradas a clientes finales. Para esto, se realizará un acercamiento al tema desde dos perspectivas: una, a través de los precios de nudo promedios utilizados en la simulación realizada, para la empresa CGE, y otra, que muestra la evolución de los precios medios de energía reales entregados por la CNE. Inicialmente se revisará la situación en los años inmediatamente anteriores y posteriores a la fijación tarifaria, a excepción de la fijación de 1996, en la cual las tarifas definitivas solo entraron en vigencia a partir de 1998. Primeramente revisaremos lo que obtuvimos a través de nuestro análisis: Tabla 10.19: Cuentas típicas residenciales, comerciales e industriales, 1992-2001. Año 1992 1993 1996 1998 2000 2001 Precio de Nudo ($/KWh) 19,952 21,593 22,707 17,770 18,700 21,214 Tarifa Típica Residencial ($) 5.701,07 5.815,40 6.464,22 5.840,58 5.427,62 5.704,01 241.811,23 261.477,99 292.390,48 279.202,07 254.606,44 266.978,69 Tarifa Típica Comercial ($) Tarifa Típica Industrial ($) 4.674.567,67 4.900.649,31 5.517.279,30 4.711.386,09 4.234.258,53 4.876.973,87 Fuente: Propia. El precio de nudo aquí indicado corresponde al promedio del precio de nudo de la fijación inmediatamente anterior a la tarifa considerada, y al precio de nudo fijado inmediatamente después, llevado a pesos de diciembre de 1998. Se puede apreciar que alcanza su mayor valor en el año 1996. Este precio de nudo define lo que son los costos por compra de energía, que son traspasados en forma integra al usuario final. Ahora se verá como varían los montos de dichos costos, más 120 el valor agregado a la actividad de distribución para cada una de las cuentas típicas estudiadas. Para el caso del cliente residencial, se producen alzas en el costo de la energía en los años 1996 y 2001, así como el mayor VAD se observa el año 1996, lo que ayudaría a explicar el porque de las altas rentabilidades de las empresas que se aprecian en la información contable. El mismo fenómeno se produce con las cuentas comerciales e industriales, variando eso si la proporción que cada monto representa del total. Para las cuentas residenciales y comerciales, el VAD representa del orden del 60% del valor total, y para la cuenta industrial, del orden del 30%. Figura 10.1: Composición Tarifa BT1, 1992-2001, empresa referencia CGE. Pesos VAD/Costo Energía-BT1 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Año Costo Energía Fuente: Propia. VAD 121 Figura 10.2: Composición Tarifa BT2, 1992-2001, empresa referencia CGE. VAD/Costo Energía-BT2 250000 150000 100000 50000 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Años Costo de la Energía VAD Fuente: Propia. Figura 10.3: Composición Tarifa AT 4.1, 1992-2001, empresa referencia CGE. VAD/Costo de la Energía-AT 4.1 Pesos Pesos 200000 7000000 6000000 5000000 4000000 3000000 2000000 1000000 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Año Costo de la Energía Fuente: Propia. VAD 122 Finalmente, se muestra la evolución del precio medio de la energía en los últimos años: Figura 10.4: Evolución precio de Nudo, Oct 1991 – Oct 2002. Evolución Precio de Nudo 26 24 22 18 16 14 12 10 oc t-9 1 oc t-9 2 oc t-9 3 oc t-9 4 oc t-9 5 oc t-9 6 oc t-9 7 oc t-9 8 oc t-9 9 oc t-0 0 oc t-0 1 oc t-0 2 $/Kwh 20 Año P.Nudo Nominal Fuente: CNE P.Nudo aDic 1998 123 XI. ACERCAMIENTO DESDE LA VISIÓN CONTABLE A LA TOTALIDAD DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA. El negocio de distribución eléctrica es altamente rentable, como se mostrará en los indicadores a continuación. Presenta tasas de retorno sobre el patrimonio que en promedio superan el 22% durante la década de 1990, y por otra parte, un retorno sobre los activos en promedio de un 8%, mostrando eso sí una caída sistemática en el período en estudio. Se revisó la evolución de los retornos sobre los activos (ROA) y sobre el patrimonio (ROE), y se buscó determinar la rentabilidad obtenida sólo a través de las actividades operacionales, de las cuales, un porcentaje mayoritario corresponde a ingresos por venta de energía y potencia a clientes regulados, basándose en la información contable presentes en las memorias de las diferentes empresas en la Superintendencia de Valores y Seguros (en adelante SVS). Figura 11.1: ROA Empresas distribuidoras, 1992-2002. ROA Empresas Distribuidoras 25,000% CGE RIO MAIPO CHILECTRA EMELECTRIC ELIQSA EMELARI CONAFE SAESA EMELAT LITORAL 20,000% % 15,000% 10,000% 5,000% 0,000% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Año Fuente: Propia. 124 Tabla 11.1: Retorno Sobre los Activos por tramos, 1992-2002. CGE RIO MAIPO CHILECTRA EMELECTRIC ELIQSA EMELARI CONAFE EMELAT LITORAL 1992-1995 1996-1999 6,04% 5,37% 16,72% 18,97% 12,10% 7,81% 9,58% 13,70% 16,32% 13,03% 12,93% 11,37% 10,08% 8,40% 8,71% 11,11% 5,73% 9,07% Fuente: Propia. 2000-2002 4,20% 14,34% 5,78% 9,37% 8,46% 6,74% 7,50% 9,69% 7,46% El sostenido crecimiento de las utilidades es otra característica de la distribución eléctrica. De hecho, Chilectra presenta una expansión en sus ganancias de un 220% entre 1990 y 1998, porcentaje que llega al 110% en el caso de CGE, según antecedentes del diario estrategia de diciembre de 1999. A través del retorno sobre el patrimonio, ROE, se representa el riesgo financiero que presenta la empresa para sus inversionistas. A medida que el patrimonio disminuye, el valor del ROE aumenta. Otros factores de riesgo que enfrentan los inversionistas son la pérdida de grandes clientes, que prefieran negociar directamente con una empresa generadora, o directamente autogenerar energía, así como la manera en la cual los precios cobrados a los clientes finales estén asociados a los costos que enfrenta la empresa en su operación, a través de la regulación de precios a las que están sujetas las empresas de distribución. 125 Figura 11.2: ROE Empresas distribuidoras, 1992-2002. ROE Empresas Distribuidoras 60,000% 50,000% 40,000% CGE 30,000% RIO MAIPO CHILECTRA % EMELECTRIC ELIQSA 20,000% EMELARI CONAFE SAESA EMELAT 10,000% LITORAL 0,000% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 -10,000% -20,000% Año Fuente: Propia. Tabla 11.2: Retorno sobre el Patrimonio por tramos, 1992-2002. CGE RIO MAIPO CHILECTRA EMELECTRIC ELIQSA EMELARI CONAFE SAESA EMELAT LITORAL 1992-1995 16,66% 41,06% 18,43% 22,17% 29,84% 25,21% 23,00% 19,89% 30,15% 17,25% 1996-1999 18,08% 44,52% 24,68% 28,66% 24,19% 21,74% 27,53% 16,03% 21,74% 31,80% Fuente: Propia. 2000-2002 12,28% 46,27% 7,34% 26,33% 23,53% 17,27% 19,42% 12,96% 21,74% 17,15% 126 Otro elemento a considerar es que el crecimiento a futuro de las empresas distribuidoras es alentador, pues el consumo per cápita en Chile, si bien es elevado en comparación al resto de Latinoamérica, es aun cerca de la mitad en relación a los países desarrollados. Del mismo modo, otro aspecto que ha marcado a las empresas distribuidoras chilenas es la internacionalización, las cuales han incursionado en Argentina, Brasil, Perú, Colombia y El Salvador. Si bien la salida a otros mercados ha contribuido de manera determinante en la expansión de las ventas y resultados de las compañías, también se ha producido un mayor endeudamiento o leverage. Por ejemplo, en el caso de Chilectra, a principios de 1990 presentaba un leverage de un 26%, y en 1999 presentaba en leverage de un 155%. (Datos diario estrategia, 6 de Diciembre de 1999). En el siguiente gráfico se aprecia como ha evolucionado el leverage de las empresas distribuidoras entre 1992 y 2002, apreciándose un importante aumento en su nivel de endeudamiento: Figura 11.3: Leverage Empresa Distribuidoras, 1992-2002. Leverage Empresas Distribuidoras 300,00% Chilectra Río Maipo CGE 250,00% % 200,00% 150,00% CONAFE Emelectric Emelari 100,00% 50,00% 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 0,00% Año Eliqsa Emelat Litoral Fuente: Propia. Debido a lo anterior, cuando se produjeron malos resultados en sus inversiones en el extranjero, estas empresas vieron fuertemente impactada su rentabilidad, como sucedió a partir de 1999, debiendo algunas realizar reestructuraciones, como sucedió con el holding Enersis, controlador de Chilectra, 127 que liquidó parte de sus activos para poder asegurar el pago de sus deudas, entre ellos la compañía distribuidora Río Maipo, que pasó al control del grupo CGE. 128 XII. ACERCAMIENTO DESDE LA INFORMACIÓN CONTABLE A LA RENTABILIDAD DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN Se consideró que el 100% de los ingresos operacionales se obtenían de ventas de energía a clientes regulados, lo que en la realidad no es así. Para obtener la gráfica de la figura 12.1, para cada año y empresa, se calculó la rentabilidad de la empresa de acuerdo a la siguiente expresión: Act.FijoBruto = (Re s.Ope + Dep.Ejercicio) * 1 − r 1 (1 + r )30 (12.1) Las empresas que no se incluyeron en el cálculo anterior, fue porque no se contaba con la información disponible de ellas para realizar el ejercicio. Para subsanar esto, se determinó la relación entre resultado operacional y activo fijo bruto, obteniéndose las siguientes rentabilidades promedio por período y empresa: 129 Figura 12.1: Rentabilidad del negocio de distribución, 1992-2002. Rentabilidad Empresas Distribuidoras 35,000% 30,000% 25,000% CGE RIO MAIPO CHILECTRA 20,000% EMELECTRIC % ELIQSA EMELARI 15,000% CONAFE EMELAT LITORAL 10,000% 5,000% 0,000% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Año Fuente: Propia. 2000 2001 2002 130 Tabla 12.1: Rentabilidad Empresas Distribuidoras por tramos, negocio distribución, 1992-2002. CGE RIO MAIPO CHILECTRA EMELECTRIC ELIQSA EMELARI CONAFE EMELAT LITORAL 1992-1995 1996-1999 10,47% 11,96% 21,38% 22,79% 14,99% 19,38% 17,33% 23,60% 22,12% 21,56% 10,26% 18,04% 5,70% 13,42% 14,91% 17,34% 7,85% 12,94% Fuente: Propia. 2000-2002 15,18% 22,85% 17,79% 19,12% 15,59% 11,27% 18,32% 15,05% 16,10% Figura 12.2: Resultado Operacional sobre Activo Fijo empresas distribuidoras, 1992-2002. Res. Operacional sobre Act. Fijo Bruto 35,00% 30,00% Chilectra 25,00% RioMaipo CGE 20,00% Emelari Eliqsa 15,00% 10,00% Conafe Emelectric 5,00% 0,00% 1992 1994 1996 1998 Año Fuente: Propia. 2000 2002 Litoral Saesa 131 Se puede apreciar que el resultado no operacional tiene un fuerte impacto en la utilidad final que obtienen las empresas, por inversiones en empresas relacionadas en el extranjero, etc. Figura 12.3: Resultado Fuera de la explotación sobre Resultado Explotación, empresas distribuidoras, 1992-2002. Resultado Fuera de la Explotacion/Resultado Explotación 2 1,5 Veces 1 0,5 0 -0,5 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 -1 -1,5 Años Fuente: Propia. Chilectra RioMaipo CGE Emelari Eliqsa Conafe Emelectric 132 Como una medida de la forma en que han variado los ingresos de las empresas, se muestra el margen por unidad de energía vendida, representado por la razón entre el resultado operacional y las ventas de energía. Figura 12.4: Resultado operacional sobre GWh vendidos, empresas distribuidoras, 1992-2002. Res Op/GWh Miles de Millones de Pesos/GWh 25000 Chilectra RioMaipo CGE Emelari Eliqsa Conafe Emelectric 20000 15000 10000 5000 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Años Fuente: Propia. Como se mencionó anteriormente, el resultado operacional de las empresas distribuidoras ha crecido fuertemente, y se podría desprender del gráfico, que de una manera igual o mayor, en promedio, que el crecimiento de las ventas de energía. 133 XIII. EFECTO DE DIVERSAS VARIABLES EN LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS Uno de los factores que pueden llegar a determinar la rentabilidad de una empresa del rubro de distribución, es su posición relativa en relación al resto de las empresas a la hora de realizar el chequeo de rentabilidad por parte de la SEC. Esto es, como el promedio de la industria debe moverse dentro de la franja 14%-6%, con lo que se acepta que hayan empresas que renten más que el promedio de la industria, del mismo modo, aparecen empresas que obtienen rentabilidades bajo el promedio, y puede darse que le crecimiento el rentabilidad de unas sea compensado por la disminución de otras, permitiendo que el promedio de la industria permanezca dentro del rango establecido por ley. Esto puede deberse a que en la fijación de empresas modelo y áreas típicas, no se reconozcan de manera adecuada los costos de estas empresas. Se puede ver, que a pesar que desde 1992 a la fecha se han producido bajas en las cuentas pagadas por clientes residenciales, eso no ha sido impedimento para que las empresas aumenten su rentabilidad. Esto por que se ha visto contrarrestada dicha disminución por el aumento de los ingresos del sector PYME e industriales. Por otra parte, las empresas distribuidoras han logrado disminuir sus costos de explotación, como se puede desprender del mayor resultado operacional que muestran en sus balances [ERME] 134 13.1 Relación PIB Ventas de Energía Como una forma de ver si existe alguna relación entre la evolución general de la economía del país, y las ventas de las empresas distribuidoras, que determinan su rentabilidad, se muestra la evolución de ambas de 1960 a 1996. Figura 13.1: Relación PIB Ventas de Energía, 1960-1996. 25000 9000000 8000000 7000000 6000000 5000000 4000000 3000000 2000000 1000000 0 15000 10000 5000 96 93 19 90 19 87 19 84 19 81 19 78 19 75 19 72 19 69 19 66 19 63 19 19 60 0 19 GWh 20000 Año Ventas SIC (GWh) PIB (MM$ de 1986) Fuente: Apuntes curso Planificación de Sistemas Eléctricos, profesor P. Jaramillo Millones en Pesos 1986 Evolución PIB/Ventas de Energía 135 Figura 13.2: Relación logarítmica PIB Ventas de Energía, 1960-1996. Evolución PIB/Ventas de Energía 10000000 1000000 100000 10000 1000 100 10 96 19 93 19 90 19 87 19 84 19 81 19 78 75 19 72 19 19 69 19 66 19 63 19 19 60 1 Años Ventas SIC (GWh) PIB (MM$ de 1986) Fuente: Apuntes curso Planificación de Sistemas Eléctricos, profesor P. Jaramillo El segundo gráfico corresponde a una gráfica logarítmica. Se aprecia que en la medida que va creciendo el PIB, también crecen las ventas de energía. Ahora, el consumo de energía puede variar de un país a otro, a pesar de que tengan un PIB similar. De acuerdo a lo que se indica en [ET90], desde la privatización de las empresas de distribución y generación las ventas de energía han crecido a una tasa 136 promedio anual de un 9,5% desde 1988 a 1997, comparable a la cifra promedio de crecimiento del PIB, 8,5%. Durante dicho período, la participación del sector eléctrico como fracción del PIB se ha mantenido del orden del 8%. Se debe considerar también que de 1992 a 1997 ha aumentado el índice de viviendas rurales electrificadas desde un 55% a un 67%, respectivamente, a causa de la inversión estatal. Tomando como base lo expuesto anteriormente, y la evolución de las ventas de energía por empresa revisadas anteriormente, se revisará ahora con mayor detención las ventas de energía de las empresas distribuidoras durante 1997 a 2001, y como ha variado el PIB en este período: Tabla 13.1: Crecimiento ventas de energía y PIB, 1997-2001. Venta (KWh) Compra (KWh) Pérdida (KWh) Pérdida % Crecimiento Ventas Energía PIB (millones de Pesos 1996) Crecimiento PIB 1997 1998 1999 2000 2001 16.215.340.026 17.133.587.454 18.187.588.629 20.163.519.067 20.836.555.946 17.701.792.294 18.887.459.486 19.442.837.112 21.193.389.611 22.456.110.819 1.486.452.268 1.753.872.032 1.255.248.483 1.029.870.544 1.619.554.873 8,40% 9,29% 6,46% 4,86% 7,21% 33.300.693,03 5,66% 6,15% 10,86% 3,34% 34.376.597,53 34.115.042 35.536.745 36.626.086 3,23% -0,76% 4,17% 3,07% Fuente: INE, CNE Como se puede ver, durante los años 1999, 1998 y 2001 el crecimiento de las ventas de energía es menor que el indicado como promedio para el período anterior, al igual que el crecimiento del PIB en esos años. En particular, para el año 1999 se tiene una disminución en el PIB. Lo anterior, como reflejo de un estancamiento económico que vivía el país, y en menor grado, los efectos del racionamiento energético del año 1999, que producen una caída en las ventas de energía, y un efecto negativo sobre la rentabilidad de las empresas de distribución. Cuando el PIB cae, como en el año 1982, también caen las ventas de energía. El impacto de las variaciones en la rentabilidad de las empresas fue 137 anteriormente revisado, haciendo moverse la rentabilidad de las empresas en una banda de 1,5% para un aumento del 10% en sus ventas. 13.2 Relación rentabilidad empresas de distribución y crecimiento de las ventas de energía En la gráfica a continuación se muestra la evolución de las ventas de energía en el SIC desde 1985, así como su nivel de crecimiento. Se puede apreciar un peak de crecimiento en el año 1996, una caída durante los años 1998, 1999, 2001 y una recuperación a partir del 2002. Figura 13.3: Crecimiento de la demanda anual neta de energía, 19852003. Fuente: CDEC-SIC Se puede relacionar lo mostrado en la gráfica, con los cálculos de rentabilidad realizados anteriormente a partir de la información contable, donde se obtuvo un valor máximo en el período 1996-1999, con lo que se podría concluir que existe un relación entre el crecimiento de las ventas de energía, y la rentabilidad de las empresas distribuidoras, pues en el período siguiente, 2000-2003, se aprecia una 138 caída importante en el crecimiento de las ventas de energía, así como, en promedio, de la rentabilidad de las empresas. 139 XIV. DESAFÍOS FUTUROS REGULACIÓN TARIFARIA EN CHILE: FIJACIÓN OTROS SERVICIOS Y LEY CORTA 14.1 Fijación Otros Servicios 14.1.1 Aspectos Generales De acuerdo a la ley Nº 19.674 del 19 de abril de 2000, se estableció que quedarían sujetos a fijación tarifaria aquellos servicios en los cuales las condiciones existentes en el mercado no son suficientes para garantizar un régimen de libertad tarifaria, esto de acuerdo a la resolución de la Comisión Resolutiva, dictada a solicitud de la SEC o de cualquier interesado. La Comisión Resolutiva dictó su resolución Nº592 el 21 de marzo de 2001, en la cual se estableció una lista de 25 servicios que prestan las compañías distribuidoras que deberán ser sometidos a fijación tarifaria. Los servicios que resultaron afectos a fijación tarifaria son los siguientes: 1) Apoyo en postes a proveedores de servicios de telecomunicaciones. 2) Arriendo de empalme. 3) Arriendo de medidor. 4) Atención de emergencia de alumbrado público. 5) Aumento de capacidad de empalme. 6) Cambio o reemplazo de medidor. 7) Certificado de deuda o consumos. 8) Conexión o desconexión del servicio o corte y reposición. 9) Conexión y desconexión de empalme a la red o alumbrado público. 10) Conexión y desconexión de subestaciones particulares. 11) Copia de factura legalizada o duplicado de boleta o factura. 12) Ejecución o instalación de empalmes 13) Envío o despacho de boleta o factura a casilla postal o dirección especial. 140 14) Inspección de suministros individuales, colectivos y redes. 15) Instalación o retiro de medidores. 16) Instalación y cambio de alumbrado público que se encuentre adosado en postes de la empresa distribuidora. 17) Mantenimiento de alumbrado público que se encuentre adosado en postes de la empresa distribuidora. 18) Mantenimiento de medidor de propiedad del cliente. 19) Pago de la cuenta fuera de plazo. 20) Retiro o desmantelamiento de empalmes. 21) Revisión y aprobación de proyectos y planos eléctricos, en el caso a que se refiere el Nº1 del artículo 76 de la Ley General de Servicios Eléctricos. 22) Verificación de lectura de medidor solicitada por el cliente. 23) Verificación de medidor en laboratorio. 24) Verificación de medidor en terreno. 25) Precio de los peajes adicionales para clientes libres (utilización de instalaciones de distribución y subtransmisión) ubicados dentro de las zonas de concesión de las empresas distribuidoras. En esta ocasión, tanto el proceso tarifario como los estudios de costos se realizarán para los primeros 24 servicios nombrados anteriormente, excluyéndose el último ítem, ya que su tratamiento específico se encuentra contenido en el proyecto de modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos, aprobado recientemente en el Congreso Nacional 14.1.2 Etapas del procedimiento de fijación de tarifas de servicios asociados a) De acuerdo a la definición de áreas típicas para el estudio, se calculan las componentes de costo de los servicios asociados. 141 b) Las empresas tienen un plazo de 15 días desde la notificación de las bases, para hacer sus observaciones a la definición de áreas típicas, y para presentar a la CNE una lista de consultores elegibles para desarrollar el estudio por parte de ellas. Dentro de un plazo de 5 días, la CNE deberá acordar la lista de consultores definitiva y determinar si acoge o no las observaciones formuladas por las empresas, y presentar las áreas típicas definitivas. c) La CNE encargará un estudio de costos a una consultora de acuerdo a las bases, para determinar las componentes de costo de cada servicio, para cada área típica. El estudio se basará en el supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa modelo operando en el país. d) Las empresas distribuidoras podrán contratar el mismo estudio, para las mismas áreas típicas, ya sea en forma individual o conjunta, a otra empresa consultora. e) El o los estudios que contraten las empresas distribuidoras deberán ajustarse a las bases, en caso contrario, ellos no serán considerados en el proceso tarifario. La CNE tiene un plazo de 15 días desde la recepción de los estudios para declarar el o los estudios fuera de las bases. f) Las empresas distribuidoras deberán presentar un informe con los resultados de él o los informes contratados, a más tardar el 5 de Marzo de 2004, antes de las 13:00 hrs, en la oficina de partes de la CNE. Deberá entregarse en triplicado y respaldo magnético g) La CNE podrá revisar el o los estudios encargados por las empresas, y efectuar correcciones a las que diera lugar la corrección, con el acuerdo de las empresas distribuidoras. En caso de no presentarse acuerdo en el plazo de 15 días desde la recepción de los informes entre las partes, primará el criterio de las empresas distribuidoras. h) Vencido el plazo de 15 días nombrado anteriormente, la CNE tiene 5 días para calcular el promedio aritmético de los valores obtenidos en los informes: el informe de la CNE tiene una ponderación de dos tercios, y un tercio para el estudio contratado por las empresas en conjunto, o para el promedio de los valores resultantes en los estudios encargados individualmente por las 142 empresas, si los hubiera.. Si no se presentan estudios por parte de las empresas, o todos ellos son declarados fuera de las bases, los valores a aplicar serán los resultantes del estudio encargado por la CNE. Deberán existir tantas tarifas o precios como servicios y áreas de distribución se definan. i) La CNE deberá enviar un informe técnico con las fórmulas tarifarias al Ministerio de Economía, para que este, a más tardar el 30 de Marzo de 2004 dicte el decreto que se publicará en el Diario Oficial. 14.1.3 Objetivos del estudio de servicios asociados. La empresa consultora, en su informe, deberá cumplir los siguientes objetivos específicos: a) Caracterización cualitativa de cada uno de los servicios en estudio, así como de los subtipos que resulte necesario distinguir, identificando los recursos físicos requeridos en cada prestación. b) Dimensionamiento eficiente de la empresa modelo para la prestación de la totalidad de los servicios caracterizados conforme lo anterior, según la metodología e hipótesis de trabajo establecidas más adelante. c) Determinación de las componentes de costo asignable a cada prestación, distinguiendo costos fijos y costos variables. d) Determinación de los cargos tarifarios asociados a cada prestación, distinguiendo, cuando proceda, cargos fijos y variables con la cantidad de recursos materiales directamente involucrados en una prestación específica. e) Proposición de fórmulas de indexación que expresen la variación de los niveles de costo determinados, en función de la variación de índices económicos oficiales y de público conocimiento. 143 14.1.4 Empresa modelos y Áreas Típicas. Conforme lo establecido en la normativa vigente, el Estudio será efectuado considerando una empresa modelo eficiente operando en una determinada Área Típica. La empresa modelo corresponderá a una empresa teórica eficiente que presta el servicio de distribución de energía y potencia así como cada uno de los 24 servicios indicados anteriormente en un área típica de características dadas. El estudio deberá desarrollarse conforme la definición de áreas típicas efectuada con motivo del proceso de fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de distribución efectuado en el año 2000, y cuyos niveles tarifarios se encuentran actualmente en vigencia. El diseño de la empresa modelo y la determinación del valor de las componentes de costo asociado a la prestación de los servicios en estudio se efectuará entonces para las 6 Áreas Típicas siguientes: Tabla 14.1: Definición Áreas Típicas, Fijación servicios asociados. AREA DE DISTRIBUCIÓN ZONA DE CONCESIÓN ATENDIDA POR TÍPICA 1 CHILECTRA S.A. 2 COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. (CGE) 3 EMEC S.A. 4 EMPRESA ELÉCTRICA DE MELIPILLA, COLCHAGUA Y MAULE S.A. (EMELECTRIC ) 5 EMPRESA ELÉCTRICA LUZ LINARES 6 COOPERATIVA ELECTRICA DE CHILLÁN (COPELEC) Fuente: Documento CNE “Definición de Áreas Típicas”, Noviembre 2003 Se entenderá por empresa de referencia a cada una de las empresas individualizadas en la tabla precedente. 144 14.1.5 Etapas de los estudios de costos Con objeto de lograr una ponderación consistente de los costos obtenidos de los estudios de la Comisión y de las empresas distribuidoras respectivamente, así como de obtener la estandarización de la estructura tarifaria, el estudio se desarrollará en dos etapas: a) Etapa I Los objetivos a cumplir en la Etapa I son los siguientes: i) Propuesta de definición y caracterización de cada uno de los 24 servicios en estudio e identificación de subtipos cuando corresponda. ii) Propuesta de variable de cuantificación para la cantidad de prestaciones asociadas a cada servicio. iii) Propuesta de la estructura de cargos fijos y variables asociados a la prestación de cada uno de los 24 servicios. b) Etapa II Los objetivos a cumplir en la Etapa II son los siguientes: i) Determinación cuantitativa de las componentes de costo, costos unitarios y cargos asociados a la prestación de cada uno de los 24 servicios en cada una de las 6 Áreas Típicas en estudio. ii) Propuesta de fórmulas de indexación de las componentes de costo determinadas. 145 14.1.6 Metodología a) Consideraciones Generales El Consultor metodológicos generales: deberá considerar los siguientes lineamientos • La empresa modelo deberá diseñarse a partir de la distribuidora modelo obtenida del estudio de costos de distribución efectuado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y por las empresas respectivamente, en la fijación tarifaria de distribución desarrollada el año 2000. • El Consultor deberá analizar los antecedentes de la distribuidora modelo y efectuar los diseños complementarios a que dé lugar este análisis en orden a habilitar a la distribuidora modelo señalada para la prestación en su Área Típica de los 24 servicios en estudio, maximizando la utilización de su infraestructura existente, pero sin degradar la calidad del servicio de distribución de energía y potencia entregada en dicha zona. • Los costos asociados a la prestación por parte de la empresa modelo de los servicios en estudio se entenderán entonces originados en: i) Recursos específicos, adicionales a los presentes en la distribuidora modelo, y necesarios para la prestación y; ii) Recursos compartidos con la distribuidora modelo. La empresa modelo deberá dimensionarse en forma óptima para posibilitar la prestación de los 24 servicios en estudio en su respectiva área típica. Para ello el Consultor deberá establecer la demanda de prestaciones para cada uno de los servicios que otorga la empresa modelo considerando el funcionamiento durante un año calendario. Como variable de cuantificación se usará para cada servicio la variable definida en el Addendum I emitido por la CNE.. 146 La demanda para cada servicio se determinará conforme se indica a continuación: i) Todos los servicios excepto servicios 1), 4), 16) y 17) El procedimiento para cada uno de los servicios indicados será el siguiente: Para todas las empresas clasificadas en el Área Típica en estudio, se determinará las prestaciones medias por cliente (Pm) conforme lo siguiente: Pm i j = Np i j / Nc i j (14.1) Donde: Pm i j :Prestaciones medias por cliente efectuadas por la empresa “j”, clasificada en Área Típica “i”. Para servicios con variable de cuantificación tipo stock: Np i j :Número de prestaciones del servicio en análisis, conforme definición de Addendum I, efectuadas por la empresa “j” clasificada en el Área Típica “i”, a fines del año 2002. Nc i j : Número total de clientes de la empresa “j” clasificada en el Área Típica “i”, computado a fines del año 2002. Para servicios con variable de cuantificación tipo flujo: Np i j :Número promedio anual de prestaciones del servicio en análisis, conforme definición de Addendum I, efectuadas por la empresa “j” clasificada en el Área Típica “i”, calculado para los años 2000, 2001 y 2002 . 147 Nc i j :Número promedio anual para el total de clientes a final de año de la empresa “j”clasificada en el Área Típica “i”, calculado para los años 2000, 2001 y 2002 . El número de prestaciones de cada servicio en el Área Típica “i” se establecerá igual al promedio aritmético de los Pm ij calculado para el conjunto de empresas “j” clasificadas en el Área Típica “i”, multiplicado por el número total de clientes de la empresa de referencia asociada al Área Típica “i”, computado a fines del año 2002. El valor obtenido conforme el procedimiento anterior para cada servicio y para cada Área Típica “i” constituirá la demanda base de prestaciones que enfrenta la empresa modelo para la atención del servicio respectivo en la correspondiente Área Típica. Los datos Np i j y Nc i j serán informados por las empresas distribuidoras respectivas, sin discriminar si se trata de clientes sujetos o no sujetos a fijación de precios en lo que al servicio de distribución de energía y potencia se refiere. Para efectos de considerar la localización geográfica de las demandas cuyo volumen se determinó conforme los procedimientos descritos, se considerará que la demanda de prestaciones se encuentra distribuida o dispersa uniformemente en el área geográfica atendida por la empresa modelo, esto es, en el área de concesión de la respectiva empresa de referencia. ii) Servicios 1), 4), 16) y 17) 148 Para los servicios indicados se trabajará directamente con los volúmenes de prestaciones efectuados por las empresas de referencia. Para los servicios con variables de cuantificación tipo stock, se trabajará con la cantidad de prestaciones al año 2002. Para los servicios con variables de cuantificación tipo flujo, se considerará las prestaciones promedio anual observadas en la empresa de referencia para los años 2000, 2001 y 2002. En ambos casos se considerará la dispersión geográfica que presentaron las prestaciones efectivas de la empresa de referencia. Los anteriores aspectos se han señalado para tener una referencia de cómo irá a funcionar el proceso de estimación de costos de los servicios asociados, para mayor detalle, revisar las bases respectivas [CNE03]. Como se aprecia, las empresas consultoras deberán estimar los costos en que incurriría una empresa distribuidora eficiente al prestar cada uno de los servicios asociados, debiendo para ello, definir cualitativamente los servicios y determinar una demanda base para cada uno de ellos en cada una de las Áreas Típicas, que vienen definidas para estos efectos como la zona geográfica en la cual opera cada una de las empresas modelos de cada Área Típica definida en la fijación Tarifaria del año 2000. 14.1.7 Impacto de la fijación tarifaria de los servicios asociados en la rentabilidad de las empresas distribuidoras. Anteriormente se mencionó que a partir de la información contable, aproximadamente entre un 85% y 90%, dependiendo de la empresa, de los ingresos operacionales correspondían a ingresos por ventas de energía y potencia, como tal. El 10%-15% restante incluye los ingresos que se obtiene de otras actividades de 149 explotación, y entre ellos, los provenientes de los 24 servicios asociados que se mencionaron anteriormente, como por ejemplo, el servicio de apoyo en poste a compañías de telecomunicaciones o de televisión por cable. Para este caso, es sabido que empresas cableoperadoras mantienen deudas millonarias por pago de apoyo en postes con las empresas distribuidoras (CMET debió cancelar por fallo judicial 1.089 millones de pesos a Chilectra en diciembre de 2002, por concepto de apoyo en postes, de acuerdo a un contrato suscrito en 1995. CMET también enfrenta demandas por el mismo concepto de CGE, Chilquinta Energía, Conafe, Emelectric, las cuales, en total, superan los dos mil millones de pesos.).El impacto en la rentabilidad de las empresas de esta nueva fijación de precios dependerá de varios factores, entre ellos, el grado en que logre hacer más eficiente la manera en la cual presta estos servicios, reduciendo sus costos de manera similar a la cual se verán reducidos sus ingresos por la disminución en las tarifas en cada uno de los 24 servicios. Por otra parte, en este caso, la empresa consultora deberá determinar la demanda base para cada uno de los 24 servicios asociados, a diferencia de la fijación de las tarifas de energía y potencia, en la cual se considera la demanda real del año anterior a la realización del estudio, con lo cual, siendo la primera vez que se realiza esta fijación, puede que la estimación de la demanda no resulte ajustada a la que se da en la realidad, distorsionando por lo tanto, la señal de precios. Es importante señalar que las bases para la fijación de tarifas, estipulan que los cargos finales a aplicar en cada tarifa, resultaran del promedio aritmético de los estudios de la CNE y de las empresas, con una ponderación dos tercios y un tercio respectivamente. Con esto se produce el mismo incentivo perverso que para la fijación de las tarifas de distribución, en el sentido de que el estudio de las empresas presentaría un valor más alto para los cargos, y el de la CNE, un valor más bajo. El que no se opte técnicamente por uno u otro, ha hecho que en el pasado, en el caso de las fijaciones tarifarias de distribución, se produzcan diferencias importantes entre los estudios, si bien estas diferencias han ido disminuyendo en el tiempo, aun están presentes, con la posibilidad de que el promedio resultante para los cargos no represente realmente los costos en que incurre la empresa distribuidora a la 150 hora de prestar cada uno de los 24 servicios asociados, sobreestimándolos o subvalorándolos. A modo de aproximación al tema, considerando que un 10% de los ingresos operacionales presentes en las memorias de las empresas proviene de estos servicios asociados, estimando el impacto debido a la baja tarifaria en un 30% de los ingresos asociados a estos servicios y considerando que la variación porcentual en el resultado de la empresa es similar a la variación porcentual de los ingresos, con lo cual el resultado operacional de la empresa sería un 97% del resultado operacional original, la variación en la rentabilidad de las empresas sería la que se muestra en la siguiente tabla: Tabla 14.2: Variación rentabilidad empresas distribuidoras por fijación tarifas servicios asociados. Empresa Rentabilidad 2002 antes fijación servicios asociados Rentabilidad 2002 después fijación servicios asociados Chilectra CGE Río Maipo Emelat Emelari Eliqsa Litoral Emelectric Promedio 18,658% 18,921% 22,650% 15,121% 9,777% 15,796% 16,449% 21,113% 17,311% 18,155% 18,443% 22,069% 14,753% 9,543% 15,418% 16,027% 20,626% 16,879% Fuente: Propia. Variación Puntos Porcentuales Rentabilidad Variación porcentual Rentabilidad -0,503% -0,478% -0,581% -0,368% -0,233% -0,378% -0,422% -0,487% -0,431% -2,772% -2,589% -2,634% -2,493% -2,446% -2,449% -2,635% -2,361% -2,555% Como se puede apreciar, la fijación de precios de acuerdo a los supuestos realizados, tiene un impacto de una disminución de 0.431 puntos porcentuales en la rentabilidad del conjunto de empresas estudiadas, una baja de un 2,55% en la rentabilidad de las empresas estudiadas, con lo que se puede concluir, que la fijación, si bien, disminuirá la rentabilidad de las empresas, no es una gran amenaza para su estabilidad económica. 151 14.2 Efecto Ley Corta La ley Corta que fue aprobada en marzo de 2004, contiene entre otros puntos, los siguientes aspectos: a) Rediseño de la regulación de los sistemas de transmisión. b) Tarificación de sistemas medianos. c) Regulación de servicios complementarios. d) Exigencias para el traspaso de concesiones. e) Reducción de la banda de precios para la fijación de precios de nudo. f) Fijación del procedimiento básico para el cálculo de los peajes e distribución. Los últimos tres puntos hacen referencia al sector de distribución, y se revisarán en mayor profundidad. Respecto al traspaso de concesiones, se precisarán las condiciones para su realización, indicándose el alcance en tarifas producto de estas decisiones, esto es, debe ser autorizado por el Ministerio de Economía, con conocimiento de la CNE, SEC, previo informe elaborado por la CNE. La idea es que la transacción no afecte las tarifas de los usuarios. Respecto a la reducción de la banda del precio de nudo de un 10% a un 5%, esto disminuirá el riesgo en los contratos de abastecimiento de energía con las distribuidoras. La solución definitiva sería liberar el precio de nudo. Lo que se busca es evitar los problemas de suministro, o de distribuidoras sin contrato. Los peajes de distribución serán fijados por el Ministerio de Economía junto con las tarifas de distribución, y se determinaran en base al valor agregado de distribución. Las empresas distribuidoras prestarán servicio de transporte en sus 152 instalaciones para permitir acceder a un usuario no regulado a una empresa abastecedora. Es un cambio positivo, pues aumenta la competencia en el sector de distribución. El problema es que no se explicita la forma o metodología en que el Ministerio de Economía realizará los cálculos de dichos peajes. La modificación de la definición de cliente libre, bajando el nivel de consumo gradualmente de 2000 KW, a 500 KW, aumentará el número de clientes que puedan negociar sus precios libremente, lo que reflejará de mejor manera la realidad del mercado. La empresa generadora tendría que ofrecer un mejor precio al cliente que el que tiene como cliente regulado. Las empresas distribuidoras perderían así el control de consumidores que poseen actualmente, teniendo que buscar y obtener mejores contratos con las generadoras, en cuanto a precio de la energía y potencia, para poder ofrecerlos a sus clientes, y poder retenerlos. En este caso, la empresa distribuidora vería disminuir el número de clientes regulados en su zona de concesión, produciéndose una baja en sus ventas de energía, al igual que en sus compras, en la medida que vaya creciendo el número de clientes que negocie libremente con un proveedor de energía determinado. Ya que el costo de la energía es traspasado íntegramente al usuario por parte de las empresas distribuidora, no debería significar una gran merma en la rentabilidad de la empresa la pérdida del cliente en ese sentido. Como los peajes de distribución se fijarán de acuerdo al nuevo proyecto de ley a razón del VAD de las instalaciones utilizadas, la rentabilidad de las empresas distribuidoras no se vería afectada por este aspecto. Otro impacto sería que las empresas deberían adecuar su planta o estructura organizacional para enfrentar la nueva situación, ya que ciertos parámetros de eficiencia caerían, como el de número de clientes por trabajador. Faltaría implementar la figura del comercializador de modo que se pueda hacer más competitivo aun este mercado. En Colombia se estableció esta misma reforma años atrás, se debería esperar consecuencias similares en el caso chileno. En la figura que se muestra a 153 continuación, se muestra como ha evolucionado el número de clientes no regulados entre los años 1998 y 2001. Figura 14.1: Crecimiento número de usuario no regulados, Colombia, marzo 1998-diciembre 2001. NUMERO DE USUARIOS NO REGULADOS Mar-98 Jun-98 Sep-98 Dic-98 Mar-99 Jun-99 Sep-99 Dic-99 Mar-00 Jun-00 Sep-00 Dic-00 Mar-01 Jun-01 Sep-01 Dic-01 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Fuente: ANDI INFO – ENERGÉTICA Edición No.4 (octubre – diciembre de 2001) Eduardo Recordon, en su tesis de magíster “Peajes en Distribución Eléctrica” [ER01], trata largamente el tema de los peajes de distribución, y aquí sólo haremos referencia a una parte de su trabajo. En dicho trabajo se realiza un análisis de las ventas potenciales a clientes libres, a partir de la realidad del año 2000, considerando como cliente libre a aquel con una potencia conectada mayor a 200 KW, presentando los siguientes resultados agrupados por opción tarifaria: 154 Tabla 14.3:Ventas potenciales a clientes libres. Opción Tarifaria Ventas a Potenciales clientes Libres (%) BT1 BT2 y BT3 BT 4.1 y BT 4.2 BT 4.3 AT2 AT3 Parcialmente presente en punta AT3 presente en punta AT 4.1 AT 4.2 AT 4.3 0% 0% 0% 15,30% 0% 26,50% 52,10% 0% 100% 100% Ventas a Clientes Regulados (%) 100% 100% 100% 84,70% 100% 73,50% 47,90% 100% 0% 0% Fuente: “Peajes en Distribución Eléctrica”, Eduardo Recordon. La tabla muestra que son muy pocos los clientes BT los que pueden acceder a la calificación de cliente libre, en cambio parte importante de los usuarios AT puede optar a ser cliente libre, especialmente aquellos con mayores potencias contratadas, como los correspondientes a la opción tarifaria AT4, con medición de energía y potencia horaria. A partir de los datos anteriores, se obtuvo la siguiente tabla que clasifica potenciales clientes libres por área típica, AT y BT, para el año 2000: Tabla 14.4: Potenciales clientes libres por Área Típica. Área Típica Porcentaje de las ventas totales a clientes libres (%) Porcentaje de las ventas totales AT a clientes libres (%) Porcentaje de las ventas totales BT a clientes libres (%) 1 2 3 4 5 52,50% 37,90% 35,10% 30,80% 27% 89,40% 87,40% 90,60% 80,60% 80,30% 0,50% 0,30% 0,40% 0,30% 0,30% Fuente: “Peajes en Distribución Eléctrica”, Eduardo Recordon. 155 En el análisis anterior se presentan importantes diferencias entre la densificación de los consumos y el potencial de clientes libres en áreas típicas con una componente mayoritaria de redes urbanas y una importante cantidad de clientes industriales, las que poseen un mayor número de clientes libres, como por ejemplo, el porcentaje del área 1, que corresponde a Santiago, y el porcentaje del área 5, que corresponde a sectores como Parral o Linares.[ER01] En una entrevista al diario Estrategia en diciembre de 2002, la en ese entonces secretaria ejecutiva de la CNE, Vivianne Blanlot, estimó que al reducir el límite para clientes libres de 2 MW a 1 MW, esta categoría pasaría de un 10% del total de clientes a un 50%, y a consumir más de la mitad de la generación del sistema. También en ese entonces se estipulaba que aquellos clientes regulados que optasen por ser clientes libres, tendrían la opción de volver al mercado regulado después de dos años. En el año 2002, las ventas de energía por parte de los generadores directamente a clientes libres representó un 67,59%, y las ventas a distribuidoras, incluyendo las ventas que estas realizan a clientes tanto regulados como no regulados, un 32,41%. De modo de realizar un acercamiento al posible impacto de esta medida en la rentabilidad de las empresas distribuidoras, se realizará el siguiente ejercicio: de datos de una distribuidora del país para el año 1999 se tiene que un 25,7% de sus ventas de energía corresponde a clientes regulados AT, que son los que estarían más dispuestos a convertirse en clientes libre con la nueva legislación. Luego, a partir de la información que se posee de la presentación de contabilidad Regulatoria, se tiene que del total de los costos que se incluyen en el chequeo de rentabilidad, un 2,57% corresponde a distribución AT, que será el costo que asignaremos que debe pagar el cliente por utilizar la red de distribución, o sea, el peaje de distribución. Estudiaremos el impacto de una penetración en los clientes regulados AT que pasen a ser clientes libres de un 60% y un 30% respecto a los ingresos que ellos generan, los que determinaran menores ingresos, y costos, en los ingresos y costos utilizados en el chequeo de rentabilidad del año 2000. Utilizando la misma metodología que en la sección 10.3.1 . Se obtuvieron los siguientes resultados: 156 Tabla 14.5 Impacto en la rentabilidad de las empresas distribuidoras del aumento en el número de clientes libres. Empresa VNR 30.12.00 Ingresos 30.12.02 Costos 30.12.01 Margen 30.12.01 TIR % Emelari Eliqsa Elecda Emelat Emec Enerquinta Conafe Litoral Chilectra Río Maipo EEC Til-Til EEPA Luz Andes SEP Emelectric CGE Emelpar Coopelan Frontel Saesa Edelaysen Edelmag Codiner Elecoop Edecar CEC Emetal Luzlinares Luzparral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Creo Total 12.408 12.334 23.402 18.103 50.147 79.578 41.541 7.408 300.471 36.388 1.077 850 5.043 1.011 2.268 48.830 130.914 4.337 78.123 73.095 5.146 13.286 9.135 3.091 4.082 2.978 7.169 6.521 8.292 9.952 3.804 3.542 2.619 2.275 1.009.128 8.898 12.463 19.236 13.064 27.018 55.066 22.061 3.745 242.603 39.770 1.514 508 4.706 611 877 22.963 92.964 1.340 19.708 35.324 4.332 9.351 1.346 1.355 1.100 1.362 2.008 2.163 1.472 3.545 851 1.012 769 2.977 657.991 7.267 11.817 16.884 12.276 20.412 41.432 16.454 2.333 193.717 29.608 1.052 340 4.266 248 688 18.889 70.616 1.318 14.756 27.079 3.765 7.301 1.439 950 867 1.204 1.508 1.682 1.126 2.707 604 664 608 2.002 517.876 1.631 647 2.353 788 6.606 13.635 5.608 1.411 48.886 10.162 461 168 441 364 189 4.073 22.348 23 4.952 8.155 566 2.050 12,80% 3,20% 9,40% 1,80% 12,80% 17,00% 13,20% 18,90% 16,10% 27,90% 42,90% 19,70% 7,80% 36,00% 7,30% 7,30% 16,90% 0,00% 0,00% 4,80% 10,60% 10,40% 15,20% 0,00% 12,70% 3,90% 3,30% 5,60% 6,20% 1,50% 7,40% 5,00% 9,10% 4,50% 42,80% 13,60% - 93 405 233 159 500 482 346 837 247 348 161 975 140.115 Fuente: Propia. Un 60% de clientes AT regulados pasan a ser libres TIR % 10,83% 2,55% 7,89% 1,13% 10,78% 14,44% 11,08% 16,06% 13,72% 23,90% 36,67% 16,71% 6,57% 30,46% 5,88% 5,93% 14,39% 0,00% 0,00% 3,50% 8,95% 8,86% 12,92% 0,00% 10,67% 2,71% 2,29% 4,28% 4,78% 0,47% 5,95% 3,67% 7,40% 3,28% 36,59% 11,49% Un 30% de clientes AT regulados pasan a ser libres TIR % 11,82% 2,88% 8,63% 1,48% 11,81% 15,72% 12,13% 17,51% 14,91% 25,91% 39,78% 18,20% 7,20% 33,18% 6,62% 6,65% 15,66% 0,00% 0,00% 4,15% 9,86% 9,67% 14,07% 0,00% 11,72% 3,31% 2,81% 4,96% 5,47% 1,01% 6,71% 4,34% 8,26% 3,91% 39,73% 12,54% 157 Para los escenarios de penetración de un 60% y un 30% en los clientes AT, se tiene que del total de ingresos por venta de energía y potencia considerados en el chequeo de rentabilidad, se pierde un 15,42% y un 7,71% respectivamente. Se puede apreciar que para el conjunto de empresas distribuidoras que operan en el país, dado los supuestos utilizados, que una penetración de un 60%, suponiendo que las empresas no participan vendiendo energía en las zonas de concesión de otras empresas, así como que sus tarifas no varían, la rentabilidad baja 2 puntos porcentuales, y para una penetración de un 30%, cerca de un punto porcentual. Las diferencias individuales van desde un punto porcentual, hasta seis puntos porcentuales, para Creo y EEC. La exactitud del cálculo anterior depende fuertemente de cuan cercana sea la estimación del peaje de distribución a través de los costos de explotación en distribución AT. 158 XV. CONCLUSIONES Después de la investigación realizada acerca de la rentabilidad de las empresas de distribución desde 1992 hasta el año 2001, se pueden determinar varias conclusiones. Entre ellas, que a lo largo de estos 10 años, se ha ido perfeccionando la regulación ejercida por parte de la autoridad, en cuanto a temas de fondo como de forma, metodológicos. Esto ha redundado en que en cada fijación tarifaria se puedan traspasar en mayor magnitud las mejoras de eficiencia a los usuarios a través de las tarifas. Aún así, quedan muchos aspectos por mejorar, ya que parte importante de los ingresos que obtienen las empresas de distribución corresponden a actividades ajenas al negocio regulado, por lo cual, resulta complejo el poder asignar de forma adecuada cuanto de los gastos de gerencia, o plantilla ejecutiva realmente se utilizan en la actividad propia de distribución. Por otra parte, se debe tratar de establecer mecanismos estándares en las bases de cálculo de valores agregados, para evitar grandes diferencias entre los estudios, que puedan enviar señales distorsionadas hacia los usuarios. Del mismo modo, que la asignación de los valores de nuevo reemplazo tenga una relación adecuada con lo que realmente son las instalaciones de las empresas, por ejemplo, en las zonas con tendidos subterráneos, se considera el costo de permiso de obras y rotura de pavimento, siendo que en la mayoría de los casos, estas obras se realizan en el momento de la urbanización. En la última fijación de VNR del 2003, la SEC había fijado una reducción en un 38,6% del valor promedio, la que se redujo a un 13,8% de acuerdo a lo determinado por las comisiones periciales. Los principales recortes lo sufrieron Emelectric, con una reducción de un 14,4%, Chilquinta con un 14,4%, Chilectra con un 13,9%, y CGE con un 9,3%, las que en conjunto representan el 56% del VNR del país. El monto informado por el conjunto de las empresas inicialmente alcanzó los US$ 2.170 millones, y el resultado de las comisiones dio un valor de US$ 1.870 millones, lo que significa un recorte de US$ 300 millones, de los cuales, US$ 159 93 millones corresponden a Chilectra. El grueso de la reducción efectuada por las comisiones periciales, estuvo constituido por activos que las empresas de distribución sobrevaloraron, como el cobro de derechos municipales para efectos de trabajos en terreno, siendo esta la primera vez que se disminuye este factor, sentando además las bases para el tratamiento de estos derechos, en cuanto a la fijación de tarifas que regirá entre 2004 y 2008. Respecto a la rentabilidad de las empresas distribuidoras, se puede concluir que está muy ligada con el nivel de crecimiento de las ventas de energía, que está determinado por su parte por el estado en que se encuentre la economía, en estancamiento o crecimiento. En cuanto al servicio prestado por las empresas de distribución, estas han realizado mejoras sustantivas en el período en estudio, en cuanto a control de pérdidas, y razón de clientes por trabajador, especialmente en el caso de empresas con un alto nivel de densidad de habitantes por kilómetro de red, esto es, en zonas urbanas. Así mismo, estas empresas, han logrado disminuir sus costos operacionales por cliente, distintos a los de compra de energía y potencia, debido a la misma razón. Con anterioridad, se realizaron estudios, que se citan en la bibliografía, respecto a la variación de cuentas típicas a lo largo del país, pero en ciudades específicas. El análisis realizado en la presente memoria agrega las cuentas por empresa distribuidora, dejando de lado los efectos locales en cada región de concesión, debido a la escasa información pública disponible al respecto. Los resultados obtenidos muestran un comportamiento que sigue las fluctuaciones del precio de nudo, con una tendencia general a la baja en las tarifas a clientes finales. Del mismo modo, salvo excepciones, tiende a disminuir los ingresos por cuenta típica para las empresas de distribución en el período en estudio. Respecto a las rentabilidades que han obtenido las empresas, las fijaciones tarifarias han hecho decaer los ingresos por cuenta típica, o sea, el VAD, 160 pero esto se ha visto contrarrestado en los ingresos totales por las mejoras en eficiencia realizadas, disminución del nivel de pérdidas, número de clientes por trabajador, etc. , sumadas al crecimiento de las ventas de energía durante el período en estudio, con lo cual la rentabilidad ha aumentado de acuerdo a la realidad de cada empresa hasta alcanzar un máximo en el período 1995-1998. En este año se produce el inicio de una crisis energética, además de una desaceleración en el crecimiento del consumo de energía, lo que ha repercutido en la rentabilidad de las empresas. Las empresas distribuidoras poseen actualmente un fuerte poder de mercado, en relación con los clientes libres, que se busca disminuir a través de la fijación de procedimientos para la determinación de peajes en el segmento de distribución y la disminución del nivel de consumo para ser considerado cliente libre. Esto traerá como consecuencia una liberación del mercado, reflejando los precios de manera más exacta la realidad que se presenta en el mercado. Lo anterior, sumado a la reducción de la banda del precio de nudo de un 10% a un 5 %, disminuirá el riesgo que enfrentan las generadoras a la hora de firmar contratos de abastecimiento con las distribuidoras, eliminado la posibilidad de desabastecimiento, ya sea por que no se ha invertido en aumentar el parque generador para enfrentar aumentos en la demanda de energía, o por que las distribuidoras no tienen con quien firmar contratos de compra de energía. Del mismo modo, el usuario final se verá beneficiado, ya que el generador, para competir con el distribuidor, debe ofrecerle al menos un precio menor por la energía que el que paga actualmente. El distribuidor no tiene ninguna motivación especial, más allá de la elasticidad al precio de los clientes, para conseguir un precio más bajo con los generadores, ya que por ley, este es transferido íntegramente a los usuarios. La propiedad de las empresas de distribución ha ido consolidándose en 4 grupos bien definidos, Enersis, CGE, PSE y PPL, 3 de ellos pertenecientes a capitales extranjeros, y sólo una, CGE a capitales nacionales. No se descarta la entrada de nuevos actores al sector de distribución, en la medida que se produzca el aumento de clientes libres y se introduzca la figura del comercializador. De hecho, 161 Australian Gas & Light, AGL, controladora de Gas Valpo, manifestó su intención de ingresar al negocio de distribución, adquiriendo una empresa ya existente en el medio, con la idea de aprovechar el conocimiento que la empresa posee en el sector eléctrico de Australia, y desarrollar oportunidades en el país. Por otra parte, gracias a la reactivación económica que se ve en el país, se espera que durante el año 2004 se retomen tasas de crecimiento en la demanda de energía eléctrica del 6%-7%. En efecto, Chilectra estimó que para el año 2004, la demanda que enfrentaría crecería un 6%, un punto más que lo que creció en el año anterior. Finalmente, a nivel de la totalidad de una empresa distribuidora, esta se ve afectada en forma importante por las inversiones que tenga en empresas relacionadas, como le sucedió a Chilectra, y resulta incierto cual será el efecto que tenga la fijación de precios de los servicios asociados en su rentabilidad. 162 ANEXOS 163 ANEXO I: DATOS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN En el siguiente anexo se muestran datos respecto a características de cada empresa de distribución, obtenidos desde las memorias de las mismas existentes en la Superintendencia de valores y Seguros, en base a los cuales se desarrollaron los análisis realizados en la presente memoria. 164 1) Chilectra 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 987742 1018284 1064409 1099467 1144075 1180262 1211710 1238603 1261544 1240916 1319428 Ventas de Energía (GWh) 5338,4 5775,5 6385,5 6676 7256 7644 8175 8425 9089 9585 9952 Residencial (GWh) 1409,3376 1507,4055 1730,4705 1829,224 2017,168 2140,32 2329,875 2408 2690 2767 2897 Industrial (GWh) 1857,7632 2096,5065 2305,1655 2356,628 2488,808 2637,18 2714,1 2780 2565 2602 2680 Comercial (GWh) 848,8056 912,529 1028,0655 1094,864 1233,52 1337,7 1496,025 1579 1786 2003 2136 Otros (GWh) 1222,4936 1507,4055 1321,7985 1395,284 1509,248 1528,8 1635 1658 2048 2213 2239 Demanda Máxima (MW) 1090 1170,41 1222 1298 1354 1398 1569 1585 Pérdidas de energía 12% 10,60% 9,30% 9% 8,60% 7,60% 6% 5,30% 5,20% 5,40% 5,60% 92 97 100 108 116 122 NºTransformadores de Poder Capacidad (MVA) NºTrabajadores 2086 1856 1823 3019 3213 3288 3508 4051 4312 4655 4927 1801 1643 1662 1674 1366 867 722 720 704 724 896 1482 1785 1833 189,6 184,1 132,4 99,4 122,9 169,7 228,4 256,28 196,1 172,28 194,11 Clientes/Trabajador 473,5100671 548,644397 583,877674 610,475847 696,332928 Dividendos por Acción (pesos) 80,2 Utilidad por Acción (pesos) 66,38 64,08 87,42 149,64 201,15 Costos Fijos (miles de Pesos) 16981165 19296930 20706326 22833291 25537726 24316232,05 26452160,55 31211143,4 29708196,33 26792816,52 Costos Variables (miles de Pesos) 109370995 136461352 160204458 190077558 192644005 187497636 180528751,4 171327100,6 195695417,7 253466770,5 Costos Explotación (miles de pesos) 211.813.868 206.980.912 202.538.244 225.403.614 280.259.587 309.983.296 GAV 14686594 15852394 18185658 23654010 26127792 22328104 24036060 24765571 31893502 30410202 31632227 Resultado Fuera Explotación (miles de pesos) 4276399 98308 -2481099 18390660 25128119 26633876 30739242 20151286 1369235 12185229 -110029638 33822,246 34998,9215 37086,4086 33822,246 34998,9215 Otros Costos de 29955,38241 31574,7498 Explotación (millones de Pesos) 38524,9762 40298,97455 29955,38241 31574,7498 165 2) Río Maipo 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 195568 208348 216547 229667 240023 254598 267272 273669 287132 293597 301553 Ventas de Energía (GWh) 611,069 672,1 682,8 763,2 878,3 954,78 1015 1050 1191 1239 1274 Residencial (GWh) 184,8 213,6 208,768 265,345 311,16 354,06 389 405 459 481 509 Industrial (GWh) 280,9 334 894 364,368 410,679 431,679 441,8 457 522 540 538 Comercial (GWh) 21,4 25,6 39,75 38,093 49,146 58,6 66,31 72 84 89 98 Otros (GWh) 124 98,9 94,54 107,79 110,416 118,34 116 126 129 129 Demanda Máxima (MW) 119,2 127 149 174 183 199 207 223 236 238 Pérdidas de energía 11% 8,60% 5,40% 6,40% 6,20% 128 6,50% NºTransformadores de Poder 7 9 10 10 Capacidad (MVA) 65 76 81 81 181 92 78 75 3121 3764,0641 4020,70667 27 26,1 NºTrabajadores 206 204 209 207 206 208 215 Clientes/Trabajador 949,359223 1021,31373 1036,11005 1109,50242 1165,16019 1224,02885 1243,12558 1511,98343 Dividendos por Acción (pesos) 4,23 9,15 13,34 15,68 17,79 21,39 Pot Inst Trafo Distribución 157587 179362 214715 217737 221308 235230 Pot Inst Trafo Particular 213236 228322 262959 281762 291516 313397 1,59% 1,96% 24,87 23,44 Morosidad 3% 2,18% 2,10% 1,91% 1,69% 1,53% Margen Eléctrico 17,66% 17,39% 18,16% 18,20% 16,84% 13,67% Utilidad por Acción (Pesos) 6,83 11,60 15,62 16,13 20,38 22,45 29234 33945 2547 2700 2260 2500 2286 2772,3 VNR (millones de pesos) 17463,584 Inversiones (Millones de Pesos) 26,55 24,94 2437 4310 34320,394 Variación Tarifa Venta 9,19% 10,15% 1,34% -2,60% -4,35% -3,36% 0,99% Variación Tarifa Compra 7,02% 11,02% -3,85% -5,40% -7,06% -8,24% 0,87% 26,25% 26,95% Costos Fijos (miles de Pesos) 17598874 1992615 2001325 1910867 2700904 2840611 3154294 3228589 3050002 2590545 3072234 Costos Variables (miles de Pesos) 13712971 16672114 18523208 23787385 25502215 25266054 24968249 23582431 28273839 38982347 43324251 GAV (miles de Pesos) 1805502 1927788 2774355 3420398 2653949 3002561 2849885 2510350 4224724 3968811 Resultado Fuera Explotación (miles de Pesos) 521877 1195994 1350255 1706994 1968238 1865579 1825547 1546394 925546 863414 3469499 Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 5594,0136 6008,1133 6129,80711 6634,16244 7266,03791 7743,44611 8125,75853 8337,76228 9069,11998 9331,02814 9550,95438 -2146041 166 3) CGE 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 401650 446700 468300 498250 517658 540591 569611 589849 609946 630118 658432 Ventas de Energía (GWh) 1398,7 1566,89 1768 2109 2086 2342,8 2427,3 2499,7 2736 2929 3078 Residencial (GWh) 418,2113 485,7359 551,616 668,553 661,262 759,0672 803,4363 847,3983 886,464 992,931 1049,598 Industrial (GWh) 667,1799 734,87141 852,176 1018,647 997,108 1096,4304 1080,1485 1084,8698 1140,912 1197,961 1249,668 Comercial (GWh) 166,4453 189,59369 203,32 238,317 250,32 302,2212 351,9585 374,955 445,968 500,859 538,65 Otros (GWh) 146,8635 156,689 160,888 183,483 177,31 185,0812 191,7567 192,4769 262,656 237,249 240,084 Demanda Máxima (MW) 330,58 372,1 409 438,25 464,5 632,28 672,38 628,42 662 571 601 8,10% 8,10% 8,00% 8,50% Pérdidas de energía 8,90% NºTransformadores de Poder NºTrabajadores 759 Clientes/Trabajador 529,18313 775 759 750 756 747 743 721 728 638 645 576,38709 616,99604 664,333333 684,73280 723,68273 766,63660 818,09847 837,837912 987,64576 1020,8248 Dividendos por Acción (pesos) 29,5 33,8 39,7 45,1 53 60,5 66 74 80 111 92 Utilidad por Acción (pesos) 46,82 60,13 65,61 91,81 112,8 121,79 141,95 136,36 147,04 149,39 99,87 Variación Tarifa Público 8,80% 17,90% 10,90% Variación Precio Compra 13,40% 6,80% Variación VAD 4,5% 4,1% Ventas Monetarias de Energía (Millones de Pesos) 98550 118391 133469 Compra de Energía y Peaje (Millones de Pesos) 48553 68579 92299 Costo Explotación (Millones de Pesos) 66718 99382 113352 Gastos Financieros (Millones de Pesos) 10873 13287 15891 Costos Fijos (miles de Pesos) 7658305 8654891 10585514 9652268 11534615 14340172 14341599 14539387 Costos Variables (miles dePesos) 23922248 31026074 39128323 45151032 45514775 46156128 44684126 42613390 VNR (pesos) 107966703 115778924 GAV (miles de Pesos) 2392196 2779205 3389985 5946780 7564499 8538543 9408825 10184244 10873051 11759109 12714388 Resultado Fuera Explotación (miles de Pesos) 9944397 12486119 12261971 17940648 21817767 21028480 26171097 24788834 22045624 26266856 15674699 Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 10938,1732 12018,339 13031,4149 14636,5788 14710,8467 15891,645 16457,1985 16899,7537 17944,8575 18815,9237 19592,0971 167 4) Conafe 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 96063 99251 104637 109854 115035 119517 124564 128899 132616 136206 139878 Ventas de Energía (GWh) 311,174 339,151 366,959 400,612 438,931 467,897 511,938 543,386 615,462 642,33 672,3 Residencial (GWh) 144,22032 158,0151 166,1034 181,2260 183,1210 199,4096 211,9689 219,169 Industrial (GWh) 144,22032 153,6258 161,8923 171,4992 194,5321 209,8725 219,034 227,23 Comercial (GWh) 92,14076 105,3434 115,1026 132,0800 139,6502 174,7912 181,137 190,26 Otros (GWh) 20,0306 21,94655 24,79854 27,1327 26,0825 31,3885 30,1895 35,631 Demanda Máxima (MW) Pérdidas de energía NºTransformadores de Poder 6,4% Capacidad (MVA) NºTrabajadores 238 230 210 204 202 198 198 192 188 185 188 Clientes/Trabajador 403,626 431,5260 498,271 538,5 569,4801 603,6212 629,111 671,3489 705,4042 736,248 744,03 Dividendos por Acción (pesos) 22 26,2 32,15 45,67 75,2 100,44 119,65 117,08 125,9 135,54 108,9 90,29 121,06 139,65 176,63 173,45 201,11 218,67 90,16 Utilidad por Acción (pesos) Precio Medio KWh Vendido $ 42,41 42,18 42,84 42,18 42,19 40,87 39,06 36,67 39,03 42,07 44,64 Precio Medio KWh Comprado $ 21,19 22,32 23,08 22,6 21,59 20,18 18,1 16,98 18,43 23,25 25,21 Inversión Activo Fijo (miles de millones) 1251 1111 1303 1314 2501,8 2799,49 3428,48 1744,048 1837,15 2267,56 5153,676 Costos Variables (miles de Pesos) 9660051 10104968 10062750 9840047 9777776 12001759 Costos Fijos (miles de Pesos) 1256198 1805683 1872978 2083941 2228213 2461149 VNR 27440211 36465440 GAV (miles de Pesos) 1715285 1875842 2050712 2225990 2558621 2580879 3016545 2855011 2999227 Resultado Fuera Explotación (miles de Pesos) 824182 2169546 2935200 3632258 5614335 5362862 6169454 6558431 7701464 3509,731 3737,9297 3985,9611 4176,489 4444,039 4639,9312 5014,0918 5174,843 5349,119 Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 3123,3065 3307,8326 168 5) Emelectric 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 105178 113661 121834 129665 139328 147411 163885 176863 171842 193680 199498 Ventas de Energía (GWh) 240,065 275,91 304,692 338,638 387,98 412,467 466,634 491,636 547,752 651,291 675,2 Residencial (GWh) 81,57450 93,75469 103,5348 115,0697 131,8362 140,157 159,1221 167,6478 186,7834 222,0902 230,243 Industrial (GWh) 96,12447 110,4771 122,0017 135,5941 155,3511 165,156 175,4543 184,8551 205,9547 244,8854 253,875 Comercial (GWh) 17,95538 20,63637 22,78909 25,32804 29,01852 30,85 37,33072 39,33088 43,82016 52,103 54,016 Otros (GWh) 44,41063 51,04174 56,36625 62,64606 71,77404 76,304 94,7267 99,8021 111,1936 132,2120 137,065 9,78% 10% 9,30% 8,80% 8% 8,30% 8,40% 9,26% 10,30% Demanda Máxima (MW) Pérdidas de energía NºTransformadores de Poder Capacidad (MVA) NºTrabajadores 168 196 221 243 237 Clientes/Trabajador 771,8154 752,0969 800,2850 797,0370 841,763 13,16 31,7 24,4 20,9 18,4 11561971 16788587 18902131 24415551 29415921 31509384 Dividendos por Acción (pesos) Utilidad por Acción (pesos) Precio Medio de Compra de Energía ($/KWh) 20,5 Costo de Explotación (miles de Pesos) 5680396 13229465 13953261 Costo Compra de Energía (miles de Pesos) 4423445 10464506,8 9613796,83 Ventas Monetarias de Energía (miles de Pesos) 18395873 20514117 20800182 Costos Fijos (miles de Pesos) 2417023,26 2651119,59 2526728,74 Costos Variables (miles de Pesos) 8552641,42 11268653,6 11826117,7 22,53 14267243 GAV 933588 2091483 2376146 2489694 2604032 3961795 5052116 4.543.163 Resultado Fuera Explotación (miles de pesos) 960100 1520541 1052443 -1362687 -1703356 -1153793 -555883 -335,319 3573,3509 3935,8232 4139,6679 4572,9315 4813,5143 5068,8429 5779,44426 5947,6427 Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 2776,2801 3068,3410 3308,7924 169 6) Emelari 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 41762 43069 43933 44906 46658 48454 49362 50200 53843 53820 54615 Ventas de Energía (GWh) 111,42 118,8 130,4 134,9 143,75 160,1 159,64 171,516 182,015 180,584 187,893 Residencial (GWh) 40,792 52,17 63,69 Industrial (GWh) 29,932 37,21 39,43 Comercial (GWh) 17,374 23,33 28,21 Otros (GWh) 23,322 31,04 28,77 6,20% 6,00% 6,0% 6,20% 6,60% 6,30% 8,00% Demanda Máxima (MW) Pérdidas de energía 6,6% NºTransformadores de Poder Capacidad (MVA) NºTrabajadores 72 72 68 Clientes/Trabajador 580,027778 598,180556 646,073529 59 64 821,254237 853,359375 Dividendos por Acción (pesos) 3,66 Utilidad por Acción (pesos) 3,81 Inversión (MM) 152936 330895 227090 402052 Costos Fijos (miles de Pesos) 490141 497555 576444 513531 520731 591545 655827 623626 583726,14 815255,54 Costos Variables (miles de Pesos) 4120453 4564751 5205080 4884926 4749840 5173114 5382983 5513753 5902119,86 6596158,46 GAV 491003 558555 658666 861556 830336 847916 926691 1111523 1465485 1714388 1510915 Resultado Fuera Explotación (miles de Pesos) 86031 208822 169160 1400937 1034321 463390 455376 -606323 149443 -26789 154076 Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 1383,4964 1446,67988 1532,45473 1571,65748 1646,47361 1767,48695 1774,25427 1855,56959 1957,52679 1948,71179 2000,72667 Ingresos por Ventas de Energía 170 7) Eliqsa 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 37867 40416 43327 46643 46530 52075 54492 56407 58105 60458 62504 Ventas de Energía (GWh) 139,8 148,1 156,3 172,4 186 218 240 257,038 277,93 290,504 298,504 Residencial (GWh) 53,316 54,705 62,5812 70,308 81,532 92,4 Industrial (GWh) 60,721 60,957 61,7192 59,52 66,708 64,08 Comercial (GWh) 23,696 26,571 31,3768 36,828 45,78 26,88 Otros (GWh) 10,367 14,067 16,7228 19,344 23,98 56,64 4,9% 5,40% 5,70% 5,6% 5,50% 5,50% 5,60% 7,00% 73 73 74 74 74 76 74 69 637,39726 703,71621 736,37837 762,256757 764,53947 817 905,85507 11,22 15,41 Demanda Máxima (MW) Pérdidas de energía NºTransformadores de Poder Capacidad (MVA) NºTrabajadores 73 Clientes/Trabajador 553,64383 Dividendos por Acción (pesos) Utilidad por Acción (pesos) 5,01 GAV Resultado Fuera Explotación Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 593,520548 638,945205 6,41 8,15 10,85 13,7 8,6 15,3 150000 215450 316853 514000 786000 904000 437353 511712 560999 790892 649533 726154 803560 1286365 4950954 5658888 6256934 622042 6096073 6967424 7673148 8060932 8998448 9318248 10014884 1165443 11981314 12749883 14083323 6145043 6096073 6894337 7589457 7894513 8425448 9838021 Inversión (MM) Costos Fijos (miles de Pesos) Costos Variables (miles de Pesos) Ingresos por Venta de Energía (miles de pesos) Costos Compra de Energía (miles de pesos) 73 563445 715462 771992 977576 1148624 1116445 1374831 1373103 1817020 2267028 2637116 127263 181753 370447 1620096 950231 134409 498144 -559446 424195 -79631 -129819 1525,290 1605,2421 1688,00252 1821,3724 1898,5657 2143,0679 2290,894 2404,06461 2532,6596 2626,0044 2692,0043 171 8) Emelat 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 52014 55684 57294 60033 62204 63457 65027 66267 68445 70631 72517 Ventas de Energía (GWh) 278,77 284,455 313,997 358,014 367,155 325,184 304,261 309,461 334,398 378,065 419,92 Residencial (GWh) 37607 46,179 51,61 56,365 63,321 67,668 73,925 Industrial (GWh) 202,432 200,154 210,795 241,86 272,266 7,00% 7,10% 6,80% 6,80% Comercial (GWh) 224,38 192,11 33,137 38,225 6,30% 6,60% Otros (GWh) Demanda Máxima (MW) 58 60 66 70 67,8 Pérdidas de Energía 6,00% 6,00% 6,60% 6,20% 6,10% NºTransformadores de Poder Capacidad (MVA) NºTrabajadores 127 128 129 131 126 125 109 98 96 102 104 435,03125 444,139535 458,267176 493,6825 507,656 596,5779 676,1938 712,9687 692,4607 697,2788 8248805 9538548 11621757 13882545 13975074 12454531 11667925 11480315 15139861 15955645 1788063 27,9 35,33 37,01 38,78 38,06 38,3 38,35 37,1 10198157 9592922 8099417 7047827 6886901 8035143 10488897 1197124 24,54 23,33 21,63 20,79860 561704 680085 928206 2944,481 3181,500 3398,814 Clientes/Trabajador 409,559055 Venta Energía (miles de pesos) Precio Medio Energía ($/KWh) Costo Energía (miles de pesos) Costo Medio Energía ($/KWh) 23,1 25,48 26,71 Km AT 787,168 858,224 862,602 865,274 874,672 877,607 893,47 Km BT 601,172 632,303 644,6 653,7 668,486 683,087 746,432 110626 339394 414314 443623 466860 595209 475041 529354 11,88% 10,61% 10,51% 10,20% 10,46% 13,23% 12,88% 12,54% 88,12% 89,39% 89,49% 89,80% 89,54% 86,77% 87,12% 87,46% 2456,19188 2533,86348 2699,33527 2943,45012 3016,126 2835,738 2752,369 2793,792 Depreciación del Ejercicio (miles de pesos) Costos Fijos (%Costos Explotación) Costos Variables (%Costos Explotación) Otros Costos de Explotación (millones de Pesos) 172 9) Litoral 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 NºClientes 15092 15894 16836 18022 19373 21118 23163 32140 33270 35198 35650 Ventas de Energía (GWh) Residencial 14,859 15,869 17,648 19,297 22,376 24,133 28,87 32,68 44,06 49,549 49,014 53,76% 52,43% 53,62% 54,39% 54,39% 54,36% 18,20% 18,39% 19,82% 24,38% 23,75% 18,20% 9,3 9,78 10,49 10,61 12,31 11,9 10,75 NºTrabajadores 28 31 31 28 28 31 33 33 34 102 104 Clientes/Trabajador 539 512,7096 543,0967 643,6428 701,9090 973,9393 978,5294 345,0784 342,7884 8035143 10488897 11971241 231770 265777 272015 Industrial Comercial Otros Demanda Máxima (MW) Pérdidas de Energía NºTransformadores de Poder Capacidad (MVA) 691,8928571 681,2258065 Venta Energía Precio Medio Energía ($/KWh) Costo Energía 10198157 9592922 8099417 7047827 6886901 26,71 24,54 23,33 21,63 210,7374847 8,5 8,5 865,274 874,672 877,607 893,47 Km MT(12000V) 149 156 Km BT 301 331 653,7 668,486 683,087 746,432 66371 77613 91514 109606 134157 164777 202065 527491 652516 742775 871062 881983 988440 1038665 663228 416331 379698 440577 552334 868458 1042365 1064899 1093405 2508707 3057947 75,50% 74,00% 80,9% 85,2% 87,8% 24,50% 26,00% 19,1% 14,8% 12,2% 88,70% 88,80% 95,0% 95,6% 96,5% 11,30% 11,20% 5,0% 4,4% 3,5% 995760 1221536 1438508 1664783 1971875 2288007 2477718 4556810 4836979 74474 77519 83864 549525 393789 535413 276463 353,0726 380,9104 408,3430 549,7014 648,0322 838,7277 836,7924 Costo Medio Energía ($/KWh) Km AT(66000V) Depreciación del 50000 Ejercicio (miles de pesos) Costos Fijos (miles 417309 de pesos) Costos Variables 316784 (miles de pesos) Ing. Operacional (% 77,40% Ing. Totales) Ing. No Operacional 22,60% (%Ing. Totales) Gasto Operacional 86,70% (%Gastos Totales) Gasto No 13,30% Operacional (% Gastos Totales) Ing. Venta Energía 846809 (miles de pesos) Otros Servicios 36615 Incidentales (miles de pesos) Otros Costos de 335,288497 Explotación (millones de Pesos) 452,8338822 484,3160763 772,9057 173 ANEXO II: INFORMACIÓN CONTABLE Y RATIOS FINANCIEROS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN. El presente anexo contiene índices de rentabilidad y ratios financieros, a partir de la información contable, para las empresas eléctricas en estudio, desde 1992. Todos los valores se encuentran en miles de pesos del año correspondiente. 174 1)Chilectra 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Resultado 22.750.407 22.249.175 30.578.790 52.615.034 71.132.361 81.219.326 91.532.805 71.236.797 63.060.905 71.053.639 -31.001.664 ROE 16,966% 14,179% 17,236% 25,330% 28,715% 28,466% 27,285% 18,275% 14,699% 14,687% -7,352% ROA 10,838% 10,970% 13,911% 12,677% 9,612% 9,612% 8,853% 4,967% 5,297% 5,490% 6,566% Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) 1,416 1,712 1,409 1,315 1,665 1,471 1,421 1,385 1,054 1,803 0,341 Apalancamiento (Pasivos/ Patrimonio) 0,312 0,311 0,318 0,357 1,099 1,048 1,156 1,759 1,658 1,514 1,655 Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) 0,238 0,237 0,241 0,263 0,524 0,512 0,536 0,638 0,624 0,602 0,623 Deuda CP/Total 0,607 0,589 0,628 0,650 0,199 0,258 0,389 0,271 0,253 0,114 0,361 Resultado Operacional (Res. Exp) 22.424.488 26.558.196 38.255.524 42.048.286 56.591.875 66.087.269 75.349.506 62.848.391 73.278.781 78.563.054 86.476.109 Depreciación del Ejercicio 5523803 6112347 6.656.251 8.387.235 6.501.827 7.558.178 7.906.848 8.568.535 11.012.443 11.526.492 12.593.332 Activo Fijo Bruto 206.184.751 238.166.639 267.262.553 299.211.066 329.926.964 359.783.662 389.953.687 428.956.891 492.930.175 502.976.321 527.831.276 Rentabilidad 13,229% 13,402% 16,638% 16,692% 19,021% 20,391% 21,285% 16,478% 16,944% 17,779% 18,658% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -14.686.594 -15.852.394 -18.185.658 -23.654.010 -26.127.792 -22.328.104 -24.036.060 -24.765.571 -31.893.502 -30.410.202 -31.632.227 Resultado Fuera Explotación 4.276.399 98.308 -2.481.099 18.390.660 25.128.119 26.633.876 30.739.242 20.151.286 1.369.235 Resultado Fuera Explotación/Resu ltado Operacional 0,190702 0,003701 -0,064855 0,43737 0,444023 0,40301 0,407955 0,320633 0,0186852 0,155101 -1,27237 Resultado Operacional/Acti vos 12,751% 12,906% 16,366% 14,914% 10,885% 11,308% 10,416% 5,843% 6,232% 6,459% 7,725% Res Op/Act fijo Bruto 0,108759 0,1115109 0,1431383 0,1405305 0,1715284 0,1836861 0,19322681 0,1465144 0,14865956 0,1561963 0,1638328 12.185.229 -110.029.638 175 2) Río Maipo 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Resultado del Ejercicio 2.323.071 4.050.126 5.465.521 5.658.165 7.224.686 8.008.277 8.706.493 8.453.025 9.572.603 8.992.219 11.727.292 ROE 30,82% 40,54% 48,16% 44,72% 47,36% 46,20% 45,17% 42,18% 45,36% 41,61% 51,84% ROA 10,98% 17,65% 21,61% 16,66% 18,80% 19,94% 17,76% 19,21% 14,06% 15,78% 13,19% Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) 0,739 1,369 0,862 0,864 0,941 0,787 0,858 0,832 0,918 1,005 0,891 Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) 1,207 0,684 0,751 1,015 0,933 0,845 1,084 0,840 2,227 1,499 1,926 Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) 0,547 0,406 0,429 0,504 0,483 0,458 0,520 0,457 0,690 0,600 0,658 Deuda CP/Total (Pas Cir/ Pas Tot) 0,444 0,473 0,509 0,591 0,485 0,442 0,586 0,385 0,792 0,361 0,514 Resultado Operacional (Res. Exp) 2.148.226 3.494.364 5.051.871 4.995.644 7.224.686 7.505.144 8.389.428 8.333.886 10.502.089 10.028.836 10.273.612 Depreciación del Ejercicio 415.313 495.277 559.647 687.347 834.059 955.689 1.151.328 1.227.748 1.388.678 1.508.095 1.888.894 Total 2.563.539 3.989.641 5.611.518 5.682.991 8.058.745 8.460.833 9.540.756 9.561.634 11.890.767 11536931 12162506 Activo Fijo Bruto 15.111.808 18.336.701 22.018.580 26.518.804 30.893.067 36.796.258 40.716.634 43.275.887 50.153.018 51.800.476 53.579.330 Rentabilidad 16,80% 21,70% 25,67% 21,37% 26,06% 22,95% 23,39% 22,04% 23,67% 22,22% 22,65% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -1.805.502 -1.927.788 -2.146.041 -2.774.355 -3.420.398 -2.653.949 -3.002.561 -2.849.885 -2.510.350 -4.224.724 -3.968.811 Resultado Fuera Explotación 521.877 1.195.994 1.350.255 1.706.994 1.968.238 1.865.579 1.825.547 1.546.394 925.546 863.414 3.469.499 Resultado Fuera Explotación/Resultado Operacional 0,242933 0,342263 0,267278 0,341696 0,272432 0,248573 0,217600 0,185554 0,0881297 0,086093 0,337709 Res Op/Activo Fijo Bruto 0,1421554 0,1905666 0,229436 0,188381 0,233861 0,203964 0,206044 0,192575 0,209400 0,193605 0,191745 176 3) CGE 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Resultado 15.466.203 19.862.199 21.680.800 30.347.870 37.315.780 40.314.531 46.995.484 45.145.487 50.878.925 51.900.675 34.558.659 ROE 15,526% 16,633% 15,771% 18,725% 19,364% 20,920% 17,931% 15,374% 14,081% 13,988% 8,779% ROA 5,295% 5,617% 6,633% 6,633% 6,081% 6,283% 6,113% 3,701% 4,650% 3,554% 4,393% Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) 1,360 1,095 1,678 1,172 1,528 1,456 1,045 1,460 0,666 0,345 0,672 Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) 0,087 0,122 0,142 0,163 0,314 0,276 0,234 0,711 0,586 0,772 0,698 Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) 0,080 0,109 0,124 0,140 0,314 0,216 0,189 0,415 0,369 0,436 0,411 Deuda CP/Total 0,962 0,973 0,640 0,708 0,294 0,347 0,413 0,193 0,300 0,441 0,202 Activos 108239110 134012916 143149811 188435824 253160061 288635769 323294674 502339445 565407548 657515023 398258593 Resultado Operacional (Res. Exp) 6.742.206 8.855.524 11.171.160 14.705.201 18.112.276 21.336.356 23.251.441 21.871.073 30.930.289 27.493.519 20.584.863 Depreciación del Ejercicio 2.171.815 2.556.796 2.976.813 3.420.357 4.176.012 4.852.678 5.325.611 5.797.701 6.637.262 6.110.665 5.410.278 Activo Fijo Bruto 90.593.048 108.764.812 125.773.680 143.986.899 180.161.023 201.541.613 224.529.580 242.168.103 274.569.184 176.623.123 191.347.767 Rentabilidad 9,123% 9,870% 10,718% 12,189% 11,953% 12,628% 12,340% 10,915% 13,365% 18,921% 13,261% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -2.392.196 -2.779.205 -3.389.985 -5.946.780 -7.564.499 -8.538.543 -9.408.825 -10.184.244 -10.873.051 -11.759.109 -12.714.388 Resultado Fuera Explotación 9.944.397 12.486.119 12.261.971 17.940.648 21.817.767 21.028.480 26.171.097 24.788.834 22.045.624 26.266.856 15.674.699 Resultado Fuera Explotación/Resultad o Operacional 1,474947 1,409980 1,097645 1,220020 1,20458 0,985570 1,125568 1,133407 0,712751 0,955383 0,761467 Res op/ACT Fijo 7,44% 8,14% 8,88% 10,21% 10,05% 10,59% 10,36% 9,03% 11,27% 15,57% 10,76% 177 4) Conafe 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Resultado 3.231.549 5.417.586 7.263.441 8.379.101 10.597.916 10.407.012 12.066.698 13.119.905 14.264.623 ROE 19,569% 26,428% 28,637% 28,092% 29,698% 24,787% 24,584% 24,515% 9,154% ROA 10,713% 9,448% 9,509% 8,999% 8,693% 7,498% 8,092% 8,870% 5,549% Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) 1,781 0,524 0,779 0,715 0,718 0,808 0,862 0,935 0,807 Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) 0,391 0,652 0,606 0,571 0,511 0,442 0,400 0,383 0,402 Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) 0,281 0,395 0,377 0,363 0,338 0,306 0,286 0,277 0,287 Deuda CP/Total (Pas Cir/ Pas Tot) 0,274 0,406 0,361 0,343 0,412 0,358 0,440 0,500 0,181 Activos 22.972.583 33.868.263 40.742.569 46.859.138 53.911.299 60.526.252 68.718.297 74.003.816 218.501.625 Patrimonio 16.513.662 20.499.769 25.364.175 29.827.063 35.685.576 41.985.563 49.083.245 53.518.008 155.825.220 Resultado Explotación (Op) 2.895.461 3.764.713 4.557.996 4.960.997 5.513.415 5.339.112 7.435.908 7.722.771 7.897.360 Utilidad del Ejercicio 3.231.549 5.417.586 7.263.441 8.379.101 10.597.916 10.407.012 12.066.698 13.119.905 14.264.623 Depreciación del Ejercicio 645.880 692.172 772.329 858.148 982.931 1.105.726 1.145.452 1.188.002 1.536.625 Resultado Operacional (Res. Exp) 2.895.461 3.764.713 4.557.996 4.960.997 5.513.415 5.339.112 7.435.908 7.722.771 14.264.623 Depreciación del Ejercicio 645.880 692.172 772.329 858.148 982.931 1.105.726 1.145.452 1.188.002 1.536.625 Activo Fijo Bruto 31.649.279 35.482.886 41.309.525 41.501.774 46.514.757 48.764.973 54.726.859 58.701.402 64.294.036 Rentabilidad 10,652% 12,159% 12,530% 13,726% 13,667% 12,866% 15,471% 14,947% 24,543% 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -1.715.285 -1.875.842 -2.050.712 -2.225.990 -2.558.621 -2.580.879 -3.016.545 -2.855.011 -2.999.227 Resultado Fuera Explotación 824.182 2.169.546 2.935.200 3.632.258 5.614.335 5.362.862 6.169.454 6.558.431 7.701.464 Resultado Fuera Explotación/Resultado Operacional 0,2846 0,5763 0,6440 0,7322 1,0183 1,0044 0,8297 0,8492 0,5399 Res Oper/Act Fijo 0,09148584 0,1060994 Horizonte de Descuento 30 30 0,11033765 0,11953699 0,11853045 0,10948662 0,1358731 0,13156025 0,22186542 178 5) Emelectric 1992 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Resultado 1.861.763 4.936.296 5.709.813 6.442.983 6.197.649 5.988.686 6.674.462 6.611.136 ROE 22,17% 41,88% 37,62% 26,87% 21,48% 22,40% 28,93% 27,66% ROA 9,58% 19,81% 15,11% 13,66% 12,32% 10,35% 9,16% 8,61% Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) 1,112 1,115 0,987 0,887 1,207 0,745 1,079 1,102 Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) 0,530 0,615 1,095 1,483 1,467 1,688 2,489 2,432 Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) 0,346 0,381 0,523 0,597 0,595 0,628 0,713 0,709 Deuda CP/Total (Pas Cir/ Pas Tot) 0,619 0,435 0,264 0,219 0,178 0,312 0,267 0,231 Resultado Operacional (Res. Exp) 1.861.763 4.936.296 5.709.813 6.442.983 6.197.649 5.988.686 6.674.462 6.611.136 Depreciación del Ejercicio 291.836 758.504 1.383.737 1.515.565 1.585.932 1.778.176 1.572.948 2.140.676 Activo Fijo Bruto 12.324.371 Rentabilidad 17,33% 33,00% 24,65% 24,49% 21,67% 19,03% 17,21% 21,11% 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -933.588 -2.091.483 -2.376.146 -2.489.694 -2.604.032 -3.961.795 -5.052.116 -4.543.163 Resultado Fuera Explotación 960.100 1.520.541 1.052.443 -1.362.687 -1.703.356 -1.153.793 -555.883 -335,319 Resultado Fuera Explotación/Resultado Operacional 0,515694 0,30803278 0,1843218 -0,2114993 -0,1926621 -0,0832850 -5,072E-05 0,27483906 Horizonte de Descuento Res OP/Act Fijo bruto 30 1993 30 1994 30 17.251.359 28.736.210 32.454.188 35.813.204 40.591.376 47.511.722 41.319.700 0,15106353 0,28613954 0,1986975 0,19852547 0,17305486 0,14753592 0,14048032 0,15999961 179 6) Emelari 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Terrenos 130.985 146.834 159.902 173.014 215.353 228.921 238.765 213.070 223.084 615.968 634.447 Construcción 4.600.707 5.400.722 6.125.826 6.953.639 7.494.875 8.805.120 10.252.483 10.830.608 11.698.045 Maq. Y Equipos 103.250 100.552 85.206 85.632 520.999 586.171 699.873 731.871 825.911 1.049.278 1.234.165 Mayor Valor Retasación Técnica 36.849 28.406 30.857 35.834 38.191 40.525 42.268 33.198 53.451 55.109 51.208 Total 4871791 5676514 6401791 7248119 8269418 9660737 11233389 11808747 12800491 16727929 17728574 15.007.574 15.808.754 Activos 4.929.453 5.995.372 6.722.135 8.426.449 9.576.527 10.811.999 13.398.915 13.049.596 14.431.378 18.084.271 19.325.892 Patrimonio 3.790.732 4.378.046 4.894.853 6.545.452 7.661.187 7.957.716 7.921.594 7.719.931 8.103.887 7.480.627 7.810.881 Resultado Explotación (Op) 714.249 848.118 1.119.470 1.309.833 1.557.162 1.585.211 1.784.923 1.585.752 1.492.484 1.299.938 1.210.984 Utilidad del Ejercicio 709.238 923.874 1.135.237 2.475.877 2.446.668 1.915.420 2.245.467 988.575 1.642.929 1.289.371 1.116.290 Resultado 714.249 848.118 1.119.470 2475877 2446668 1915420 2245467 988575 1642929 1289371 1116290 ROE 18,71% 21,10% 23,19% 37,83% 31,94% 24,07% 28,35% 12,81% 20,27% 17,24% 14,29% ROA 12,32% 12,02% 14,16% 13,21% 13,82% 12,46% 11,32% 10,33% 8,79% 6,11% 5,33% Razón Líquida 0,825 1,058 1,012 0,999 0,811 0,987 0,956 0,620 0,605 0,618 0,649 Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) 0,300 0,369 0,373 0,287 0,250 0,359 0,691 0,690 0,781 1,417 1,474 Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) 0,231 0,270 0,272 0,223 0,200 0,264 0,409 0,408 0,438 0,586 0,596 Deuda CP/Total 0,968 0,690 0,797 0,804 0,878 0,569 0,584 0,571 0,645 0,437 0,876 Resultado Operacional (Res. Exp) 714.249 848.118 1.119.470 1.309.833 1.557.162 1.585.211 1.784.923 1.585.752 1.492.484 1.299.938 1.210.984 Depreciación del Ejercicio 131.344 157.239 181.210 204.414 273.382 301.417 313.898 339.087 360.250 448.177 634.708 Activo Fijo Bruto 4.871.791 5.676.514 6.401.791 7.248.119 8.269.418 9.660.737 11.233.389 11.808.747 12.800.491 Rentabilidad 17,209% 17,573% 20,237% 20,820% 22,081% 19,434% 18,571% 16,116% 14,205% 9,821% 9,777% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -491.003 -558.555 -658.666 -861.556 -830.336 -847.916 -926.691 -1.111.523 -1.465.485 Resultado Fuera Explotación 86.031 208.822 169.160 1.400.937 1.034.321 463.390 455.376 -606.323 149.443 16.727.929 17.728.574 -1.714.388 -1.510.915 -26.789 154.076 Resultado Fuera 0,1272320 Explotación/Resultado 0,12044959 0,2462181 0,15110722 1,069553905 0,664234678 0,292320707 0,25512361 -0,3823567 0,100130387 -0,0206079 69 Operacional Res OP/Activo fijo bruto 14,66% 14,94% 17,49% 18,07% 18,83% 16,41% 15,89% 13,43% 11,66% 7,77% 6,83% 180 7) Eliqsa 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Terrenos 111.403 122.163 113.549 169.384 240.085 252.911 263.786 245.092 412.630 425.421 438.184 Construcción 5.345.588 6.064.082 6.900.087 7.757.272 8.449.781 9.762.138 11.212.227 11.757.263 13.714.820 18.193.624 19.768.285 Maq. Y Equipos 128.055 138.397 146.924 108.567 650.696 868.454 926.002 1.071.251 1.337.672 1.573.583 1.723.955 Mayor Valor Retasación Técnica 19.884 22.718 24.089 25.429 26.770 28.336 29.335 29.965 31.134 31.941 27.635 Total 5604930 6347360 7184649 8.060.652 9.367.332 10.911.839 12.431.350 13.103.571 15.496.256 20.224.569 21.958.059 Activos 6.375.551 6.375.551 9.035.002 10.893.598 12.785.851 14.118.999 15.110.567 15.373.549 19.984.906 26.184.794 26.686.871 Patrimonio 4.183.993 4.816.621 5.454.084 7.136.486 8.227.267 8.082.386 8.600.553 8.699.298 9.393.694 8.189.464 8.973.792 953.866 1.256.367 1.473.653 1.687.500 2.058.979 2.022.377 2.226.776 2.604.215 2.660.038 1.730.962 2.651.235 936.427 1.242.733 1.618.754 2.960.521 2.720.291 1.908.929 2.499.781 1.730.166 2.704.954 1.433.133 2.180.934 Resultado 936427 1242733 1618754 2.960.521 2.720.291 1.908.929 2.499.781 1.730.166 2.704.954 1.433.133 2.180.934 ROE 22,38% 25,80% 29,68% 41,48% 33,06% 23,62% 29,07% 19,89% 28,80% 17,50% 24,30% ROA 14,69% 19,49% 17,92% 13,17% 13,69% 12,18% 12,53% 14,40% 11,31% 5,62% 8,44% 0,599 0,780 0,777 0,801 0,785 0,828 0,769 0,768 0,588 0,790 0,962 0,524 0,604 0,657 0,526 0,554 0,747 0,757 0,767 1,127 2,197 1,974 0,344 0,376 0,396 0,345 0,357 0,428 0,431 0,434 0,530 0,687 0,664 0,978 0,761 0,753 0,641 0,671 0,520 0,535 0,554 0,816 0,459 0,376 953.866 1.256.367 1.473.653 1.687.500 2.058.979 2.022.377 2.226.776 2.604.215 2.660.038 1.730.962 2.651.235 138.796 172.341 194.012 207.369 232.310 281.784 355.386 405.864 457.022 582.422 860.278 1.092.662 1.428.708 1.667.665 1.894.869 2.291.289 2.304.161 2.582.162 3.010.079 3.117.060 2.313.384 3.511.513 Activo Fijo Bruto 5.604.930 6.347.360 7.184.649 8.060.652 9.367.332 10.911.839 12.431.350 13.103.571 15.496.256 20.224.569 21.958.059 Rentabilidad 19,40% 22,46% 23,17% 23,47% 24,43% 21,05% 20,70% 22,92% 20,03% 10,93% 15,80% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV -563.445 -715.462 -771.992 -977.576 -1.148.624 -1.116.445 -1.374.831 -1.373.103 -1.817.020 -2.267.028 -2.637.116 181.753 370.447 1.620.096 950.231 134.409 498.144 -559.446 424.195 -79.631 -129.819 0,144665 0,25138007 0,96005688 0,4615059 0,066460902 0,223706381 -0,21482328 0,159469526 -0,0460039 -0,0489654 0,197935 0,20511134 0,20935031 0,2198042 0,18533787 0,179125839 0,198740862 0,171656818 0,08558709 0,12074086 Resultado Explotación (Op) Utilidad del Ejercicio Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) Apalancamiento (Pasivos/Patrimo nio) Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) Deuda CP/Total Resultado Operacional (Res. Exp) Depreciación del Ejercicio Resultado Fuera 127.263 Explotación Resultado Fuera Explotación/Resu 0,13341811 ltado Operacional Res Op/ Act fijo 0,17018339 bruto 181 8) Emelat 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Terrenos 209.196 270.553 302.453 339.501 462.740 500.559 498.523 408.116 446.901 460.755 505.327 Construcción 7.588.559 9.410.126 10.638.821 13.628.672 14.172.016 15.208.075 16.236.303 16.953.429 18.334.429 20.234.428 22.716.221 Maq. Y Equipos 181.164 211.790 242.135 349.443 1.238.703 1.458.334 1.588.017 1.561.519 1.864.160 2.139.511 2.337.913 Mayor Valor Retasación Técnica -56.346 -65.869 -73.721 -81.600 -98.325 -105.269 -110.306 -112.021 -117.844 -121.866 -125.879 Total 7922573 9826600 11109688 14236016 15775134 17061699 18212537 18811043 20527646 22712828 25433582 Activos 9.060.299 11.497.958 13.155.297 18.332.820 18.374.837 19.495.370 20.132.784 20.393.405 22.192.084 24.336.396 26.595.133 Patrimonio 4.519.392 7.040.265 8.269.523 13.274.067 14.568.896 15.136.461 15.416.449 15.508.792 16.242.621 15.383.688 16.379.135 Resultado Explotación 1.050.826 (Op) 1.072.527 1.376.002 1.757.228 2.240.924 2.353.482 2.907.593 2.592.932 2.427.660 2.936.867 2.974.766 Utilidad del Ejercicio 1.703.841 1.711.301 2.316.242 4.060.728 3.939.992 3.446.139 4.040.930 2.517.581 3.374.267 3.473.564 3.580.587 Resultado 1.050.826 1.072.527 1.376.002 1.757.228 2.240.924 2.353.482 2.907.593 2.592.932 2.427.660 2.936.867 2.974.766 ROE 37,70% 24,31% 28,01% 30,59% 27,04% 22,77% 26,21% 16,23% 20,77% 22,58% 21,86% ROA 9,86% 7,93% 8,89% 8,15% 10,37% 10,26% 12,28% 10,81% 9,30% 10,26% 9,51% 1,011 1,044 1,115 1,050 1,114 0,980 0,966 1,324 0,834 1,010 0,797 1,005 0,633 0,591 0,381 0,261 0,288 0,306 0,315 0,366 0,582 0,624 0,501 0,388 0,371 0,276 0,207 0,224 0,234 0,240 0,268 0,368 0,384 0,413 0,450 0,530 0,880 0,655 0,723 0,616 0,512 0,673 0,491 0,551 1.072.527 1.376.002 1.757.228 2.240.924 2.353.482 2.907.593 2.592.932 2.427.660 2.936.867 2.974.766 339394 414314 443.623 466.860 595.209 475.041 529.354 561.704 680.085 928.206 Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir) Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) Deuda CP/Total Resultado Operacional 1.050.826 (Res. Exp) Depreciación del 110626 Ejercicio Activo Fijo Bruto 7.922.573 9.826.600 11.109.688 14.236.016 15.775.134 17.061.699 18.212.537 18.811.043 20.527.646 22.712.828 25.433.582 Rentabilidad 14,401% 14,093% 15,923% 15,240% 17,011% 17,132% 18,458% 16,425% 14,298% 15,726% 15,121% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV 736.483 804.250 867.710 1.068.340 1.295.785 1.280.959 1.379.007 1.648.013 1.969.412 2.279.008 2.855.586 Resultado Fuera 696.618 646.884 1.067.117 2.749.887 1.992.196 1.444.472 1.540.522 267.091 1.284.987 1.012.581 1.054.516 Explotación Resultado Fuera Explotación/Resultado 0,66292421 0,60314006 0,77551995 1,564900514 0,889006499 0,613759527 0,529827249 0,103007329 0,529310941 0,344782723 0,354487042 Operacional Res OP/Activo Fijo 13,26% 10,91% 12,39% 12,34% 14,21% 13,79% 15,96% 13,78% 11,83% 12,93% 11,70% Bruto 182 9) Litoral 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Terrenos 31.030 34.785 37.881 40.987 43.692 46.445 48.442 49.702 52.113 53.713 55.324 Construcción 2.191.420 2.634.738 3.067.813 3.609.570 4.274.677 3.504.260 4.036.230 5.379.630 6.923.682 7.966.582 8.545.138 Maq. Y Equipos 27.357 32.534 33.242 36.551 44.620 1.415.816 1.539.607 1.588.283 298.602 342.551 321.539 Mayor Valor Retasación Técnica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total 2249807 2702057 3138936 3687108 4362989 4966521 5624279 7017615 7274397 8362846 8922001 Activos 2.116.440 2.508.553 2.958.299 3.529.806 3.992.762 4.455.479 5.075.325 8.988.728 9.659.892 10.490.399 19.325.892 Patrimonio 1.753.398 2.075.949 2.450.710 2.850.192 3.235.557 3.786.438 4.353.633 4.259.789 4.757.162 5.409.961 7.810.881 Resultado Explotación (Op) 149.331 163.045 205.962 227.263 345.420 441.316 770.081 622.121 921.816 1.104.479 1.210.984 Utilidad del Ejercicio 259.317 346.215 460.826 533.436 634.477 1.915.420 940.480 988.575 787.359 1.115.076 1.116.290 Resultado 149.331 163.045 205.962 227.263 345.420 441.316 770.081 622.121 921.816 1.104.479 1.210.984 ROE 14,79% 16,68% 18,80% 18,72% 19,61% 50,59% 21,60% 23,21% 16,55% 20,61% 14,29% ROA 6,00% 5,52% 5,92% 5,47% 7,35% 8,42% 12,90% 5,88% 8,11% 8,95% 5,33% Razón Líquida 1,539 1,569 1,643 1,603 1,343 1,828 1,866 0,880 0,878 1,133 1,520 0,207 0,208 0,207 0,238 0,234 0,177 0,166 1,110 1,031 0,939 0,856 0,172 0,172 0,172 0,193 0,190 0,150 0,142 0,526 1,492 0,484 0,461 0,880 0,877 0,880 0,803 0,795 0,830 0,911 0,223 0,259 0,283 0,239 149.331 163.045 205.962 227.263 345.420 441.316 770.081 622.121 921.816 1.104.479 1.210.984 50000 66371 77613 91514 109606 134157 164777 202065 231770 265777 272015 Activo Fijo Bruto 2.249.807 2.702.057 3.138.936 3.687.108 4.362.989 4.966.521 5.624.279 7.017.615 7.274.397 8.362.846 8.922.001 Rentabilidad 7,973% 7,528% 8,180% 7,716% 9,798% 11,094% 16,449% 11,267% 15,656% 16,204% 16,449% Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 GAV 215.303 257.971 294.479 388.897 493.597 578.393 459.305 542.188 617.416 873.087 -854.625 Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio) Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos) Deuda CP/Total Resultado Operacional (Res. Exp) Depreciación del Ejercicio Resultado Fuera 145.044 231.597 169.160 378.207 388.395 321.838 317.280 95.454 6.967 197.782 240.014 Explotación Resultado Fuera Explotación/Resultado 0,97129196 1,42044834 0,82131655 1,664182027 1,124413757 0,729268823 0,412008607 0,153433175 0,007557907 0,179072667 0,198197499 Operacional Res OP/Activo Fijo 6,64% 6,03% 6,56% 6,16% 7,92% 8,89% 13,69% 8,87% 12,67% 13,21% 13,57% Bruto 183 BIBLIOGRAFIA [CNECT] Comisión Nacional de Energía, Noviembre 2000. Tarifas Eléctricas: Cuentas Típicas en el país. [CNE03] Comisión Nacional de Energía, Noviembre 2003 Procedimiento de fijación y bases técnicas para el estudio de costos de servicios asociados al suministro de electricidad de distribución que se indican. [DD1] Diario “El Diario”, 1999-2000, meses Enero-Marzo. [DN1] Diario “La Nación”, 1992-2001, meses Enero-Marzo. [EPCF] Cárdenas, A. Schiesser, E. Evolución de precios a clientes finales de distribución. Seminario de Sistemas de Potencia PUC. 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