libro blanco del marco regulatorio de la distribución

Equation Chapter 1 Section 1
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
I NSTITUTO DE I NVESTIGACIÓN TECNOLÓGICA
LIBRO BLANCO DEL MARCO
REGULATORIO DE LA
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
EN EL PERÚ
DETERMINACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE
DISTRIBUCIÓN – VAD
Consorcio ME-COMILLAS
MERCADOS ENERGÉTICOS CONSULTORES (Buenos Aires, Argentina)
INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN TECNOLÓGICA, Universidad Pontificia Comillas (Madrid,
España)
Preparado para:
Noviembre de 2009
Libro Blanco del Marco Regulatorio de la distribución eléctrica en el Perú –
Determinación del Valor Agregado de Distribución
RESUMEN EJECUTIVO
Este Libro Blanco es el resultado del trabajo desarrollado en el contexto del servicio de
consultoría “Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado
de Distribución” contratado por el OSINERGMIN al consorcio constituido por
Mercados Energéticos Consultores y el Instituto de Investigación Tecnológica de
la Universidad Pontificia Comillas.
Su objetivo es realizar una propuesta de mejora del marco normativo en lo que se
refiere a la metodología de cálculo de la retribución de las empresas distribuidoras en
Perú.
Esta propuesta utiliza como punto de partida el trabajo realizado por el equipo
consultor en sus tres informes anteriores. En el primero de ellos, se realizó un primer
análisis del marco normativo peruano en un contexto internacional. Se prestó especial
atención a una serie de aspectos considerados relevantes para las mejoras normativas
en Perú: estructura empresarial, determinación de los costos de capital y de los costos
operativos, incentivos a la mejora en la calidad de servicio, pérdidas de energía,
electrificación rural y actividad de comercialización. En este primer informe se pudo
concluir que la regulación peruana ha alcanzado un importante nivel de madurez,
habiendo proporcionado estabilidad al negocio de distribución. No obstante, también
se detectaron diferentes aspectos sujetos a posibles mejoras normativas.
En el segundo informe parcial se analizó la evolución del sector de distribución en
Perú a lo largo de los últimos años. En concreto, se evaluó la situación financiera de
las empresas distribuidoras, la situación de las tarifas de distribución, la penetración
del servicio público de electricidad, la evolución de los índices de calidad de servicio, el
sistema de supervisión y control de la calidad de servicio, la situación del sistema de
comercialización, y la situación del sistema de información operativa, comercial y de
costos del sector eléctrico. Como conclusión de este segundo informe, se detectaron
dos aspectos en los que el marco normativo no ha conseguido enviar las señales
correctas para situar al sistema peruano en una situación adecuada. Se trata del
grado de electrificación en zonas rurales (en el que se han realizado importantes
avances, pero en el que queda mucho por hacer para situar a Perú un una situación
similar a otros países de la región) y de la calidad de servicio.
El tercer informe parcial realizaba un análisis crítico del actual marco regulatorio, así
como una propuesta de nuevo marco normativo para la metodología de cálculo de la
retribución de las empresas distribuidoras en Perú. En este tercer informe también se
incluía una primera versión de las modificaciones necesarias a los distintos textos
legales, de cara a adaptarlos al nuevo marco propuesto. Por último, en el informe se
analizaban las respuestas recibidas por las empresas distribuidoras a un cuestionario
en el que se les solicitaba su opinión en diversos aspectos relacionados con el marco
del Libro Blanco.
i
Es de señalar que este tercer informe dio lugar a una prepublicación del Libro Blanco.
Esta primera versión ha sido analizada y discutida internamente en OSINERGMIN,
dando lugar a una serie de propuestas de mejora que se recogen en esta versión del
Libro Blanco.
El Libro Blanco está organizado en tres capítulos. En el primero se lleva a cabo un
análisis crítico del marco normativo actual, haciendo hincapié en los aspectos que
serán objeto de mejoras, teniendo en cuenta tanto la situación actual como la
evolución que ha seguido la actividad de distribución en los últimos años. El segundo
capítulo está dedicado a las propuestas concretas de mejoras al marco normativo. Al
realizar estas propuestas se ha tenido en cuenta el análisis crítico del marco
regulatorio, la situación actual de la actividad de distribución en Perú, así como la
percepción que tienen tanto el regulador como las empresas de distribución.
Finalmente, el tercer capítulo del Libro Blanco contiene el Proyecto de Ley con su
correspondiente exposición de motivos. Se han incluido dos anexos en el documento
que se consideran de interés: una breve descripción del marco normativo actual, y un
resumen del informe realizado por el equipo consultor en el que se analizaba la
situación actual del sector de distribución eléctrica en el Perú.
Seguidamente se enumeran y resumen brevemente las líneas fundamentales de la
propuesta de mejora realizada. Téngase en cuenta que estas mejoras necesitarán un
plazo de tiempo para su maduración y discusión antes de poder ser implantadas para
la revisión tarifaria del año 2013
La primera modificación propuesta tiene como objetivo dar prioridad y celeridad a la
universalización del servicio eléctrico en Perú, consiguiendo en los próximos 10 años
un nivel de electrificación prácticamente total en todas las zonas del país. Para ello, se
propone modificar el sistema actual de definición de áreas de concesión de la actividad
de distribución. En este Libro Blanco se propone que estas concesiones se definan
por áreas geográficas, en lugar de utilizando el sistema actual por banda alrededor
de la red eléctrica existente. Con ello se ampliarían las actuales zonas de concesión
para dar cobertura territorial a las áreas del país susceptibles de ser electrificadas
desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. De esta forma, los futuros
usuarios del sistema eléctrico serán asignados a una concesionaria que,
consiguientemente, administrará, operará y mantendrá las instalaciones transferidas
por los ejecutores de los proyectos de electrificación rural en su zona de concesión.
Además, esta concesionaria estará obligada a presentar planes para suministrar
electricidad a nuevos usuarios dentro de su zona de concesión ampliando la frontera
eléctrica.
Es claro que las empresas deben realizar un esfuerzo importante por incrementar el
grado de electrificación en su concesión, lo que llevará asociados mayores costos que
deben ser reconocidos adecuadamente en el cálculo del VAD en cada proceso de
revisión tarifaria. Se recomienda continuar (e incluso profundizar) con el mecanismo
de compensación entre usuarios FOSE (Fondo Social de Compensación Eléctrica) para
que estos costos incrementales puedan ser compartidos entre los mismos. Este
mecanismo de socialización ayudará a un desarrollo más justo y dinámico de las
zonas menos favorecidas del país.
ii
El segundo aspecto relevante identificado tiene que ver con instrumentos destinados a
la mejora de la gestión en las empresas públicas. Aunque este aspecto no
corresponde directamente a las autoridades regulatorias, se considera decisivo para
conseguir los resultados perseguidos por la regulación establecida en el Perú, que está
basada en señales e incentivos económicos. En el diagnóstico realizado se observa que
las empresas públicas, por lo general, presentan niveles de inversión bajos y, por
tanto, bajos índices de endeudamiento. Además, sus ratios de rentabilidad son
claramente inferiores a los obtenidos por las empresas privadas. Se recomienda al
gobierno emprender acciones encaminadas a implantar un gobierno corporativo y una
gestión más empresarial en este tipo de empresas. Ésta es una condición necesaria
para que las medidas regulatorias propuestas surtan los efectos deseados.
En relación con los aspectos operativos para la determinación del Valor Agregado de la
Distribución (VAD) se proponen una serie de modificaciones, que se resumen a
continuación, al actual marco normativo.
En la actualidad, la unidad de eficiencia que se utiliza para determinar el VAD en cada
proceso de revisión tarifaria es el sector típico. Así, los estudios de costos de las
empresas se basan en el análisis detallado de un subsistema representante de cada
uno de los sectores típicos del país. Los resultados obtenidos se extrapolan al resto de
los subsistemas pertenecientes al mismo sector típico. Este método de cálculo basado
en sectores típicos ha sido uno de los aspectos más controvertidos del actual marco
normativo y los constantes cambios en los procedimientos de definición y
determinación de los mismos en cada proceso de revisión tarifaria han proporcionado
una componente de inestabilidad no deseable en la regulación. Por otro lado, se
considera que este modelo resulta demasiado simplificado para representar las
características peculiares de la realidad de cada empresa distribuidora, que
objetivamente deben considerarse cuando se determinan los costos eficientes de
proporcionar el servicio. Como consecuencia, se propone utilizar a las empresas
como unidad de eficiencia para la determinación del VAD. Los estudios tarifarios se
deberán realizar a nivel de empresa en lugar de por sectores típicos extrapolados para
todo el país. La propuesta es que los estudios de determinación del VAD se realicen
por separado para cada una de las empresas distribuidoras. Esto supondrá una mejor
representación de la realidad (tanto geográfica como de mercado) a la que se enfrenta
cada una de las empresas distribuidoras. Para realizar estos estudios se podrá seguir
utilizando el concepto de sectores típicos pero aplicados dentro de la empresa, de tal
forma que para cada sector se consideren unos costos estándares de las instalaciones
y unos costos unitarios de operación y mantenimiento. También se propone que se
mantengan los sectores típicos para establecer los estándares de calidad del servicio.
Por otra parte, en el caso de las distribuidoras pequeñas, con menos de 100,000
clientes, en lugar de hacer un estudio de cálculo del VAD para cada una de ellas por
separado se propone que se agrupen en un único estudio conjunto que se ocupe de
todas ellas, estableciendo OSINERGMIN los Términos de Referencia específicos para
su desarrollo.
El mecanismo actual para comprobar la rentabilidad de las empresas estableciendo
agrupaciones no parece adecuado, pues puede enmascarar situaciones particulares de
empresas con bajas o altas rentabilidades no correctamente identificadas. Se propone
modificar esta comprobación, de tal manera que se calcule la rentabilidad por
iii
separado para cada una de las empresas sujetas a regulación por incentivos. Se
recomienda que el regulador instaure un mecanismo de contabilidad regulatoria para
disponer de los costos operativos auditados incurridos por las empresas. Las tasas de
rentabilidad finales para aquellas empresas que se salgan fuera del margen de más
menos cuatro (4) puntos porcentuales en torno a la tasa de retorno de referencia que
marca la ley deberán ser ajustadas. Las que superen el límite superior de rentabilidad
se ajustarán a dicho límite traspasando parte de las ganancias obtenidas a los
consumidores finales, mientras que a aquellas que no alcancen el límite inferior se les
incrementará la tarifa para alcanzarlo, sujeto a unos objetivos de inversión y de
reducción de costos operativos impuestos y supervisados por el regulador.
Junto a la universalización del servicio eléctrico, el otro gran reto de la actividad de
distribución en el Perú es la mejora de los niveles de calidad de servicio. Por este
motivo, la propuesta de mejora en el marco normativo incorpora medidas explícitas
para incentivar las mejoras en la calidad de servicio (y penalizar su deterioro). En
este sentido, se proponen dos tipos de incentivos: uno por calidad del servicio técnico
y otro por calidad de atención comercial. El primer término se medirá por la evolución
de los índices SAIDI y SAIFI de las empresas y su diferencia con respecto a los valores
de referencia fijados por el regulador. Estos valores de referencia se diferenciarán por
zonas o sectores típicos, debiendo exigirse, por lo general, niveles de calidad
superiores en las zonas urbanas que en las rurales. El segundo índice utilizará un
índice que determine el regulador para medir la calidad de la atención comercial y/o la
satisfacción de los clientes.
Tomás Gómez San Román
y resto del equipo consultor
iv
Libro Blanco del Marco Regulatorio de la distribución eléctrica en el Perú –
Determinación del Valor Agregado de Distribución
CONTENIDO
1.
Análisis crítico del actual Marco Regulatorio .......................................... 6
1.1.
Acceso universal..................................................................................... 6
1.2.
Remuneración de la distribución ............................................................ 8
1.2.1.
Gestión de las empresas públicas........................................................... 8
1.2.2.
Aspectos operativos del cálculo del VAD ............................................... 10
1.3.
2.
Instalaciones de subtransmisión .......................................................... 20
Propuesta de reforma del Marco Normativo .......................................... 21
2.1.
Concesiones utilizando áreas geográficas ............................................. 21
2.2.
Remuneración de la distribución .......................................................... 22
2.2.1.
Gobierno corporativo de las empresas públicas .................................... 22
2.2.2.
Aspectos operativos del cálculo del VAD ............................................... 23
2.3.
3.
Regulación de instalaciones de subtransmisión con funciones de
distribución .......................................................................................... 28
Proyecto de Ley .................................................................................... 30
3.1.
Exposición de Motivos .......................................................................... 30
3.2.
Ley de Concesiones Eléctricas .............................................................. 31
3.2.1.
Modificaciones por la implantación de concesiones geográficas ............ 31
3.2.2.
Modificaciones en el cálculo de los precios máximos de
distribución.......................................................................................... 33
3.3.
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas................................... 36
3.3.1.
Modificaciones por la implantación de concesiones geográficas ............ 36
3.3.2.
Modificaciones en el cálculo de los precios máximos de
distribución.......................................................................................... 38
Anexo I – Descripción del actual marco regulatorio................................................. 43
Anexo II – Diagnóstico de la situación de la actividad de distribución
eléctrica en el Perú ............................................................................... 54
v
1. Análisis crítico del actual Marco Regulatorio
Este primer capítulo del Libro Blanco está dedicado a realizar un análisis crítico
del marco regulatorio actual en lo referente a la remuneración de la distribución.
Se prestará una mayor atención a aquellos aspectos que se consideren
susceptibles de ser mejorados. Las propuestas concretas de mejora se detallarán
en el siguiente capítulo.
Antes de comenzar este análisis, hay que destacar que el marco regulatorio
actual ha venido funcionando de una manera satisfactoria desde que se
implantó. Se puede considerar que, casi al inicio del quinto periodo
regulatorio, se ha obtenido suficiente estabilidad en el sistema y que la
actividad de distribución ha evolucionado de una manera adecuada.
Sin embargo, la ya dilatada experiencia con el marco normativo actual ha
permitido localizar que existen algunos aspectos de la regulación que se pueden
modificar o mejorar.
En primer lugar, el contexto actual es considerablemente distinto al existente
cuando se implantó el marco vigente. Una importante diferencia radica en que la
cantidad y calidad de la información suministrada por las empresas y disponible
por el regulador ha ido mejorando progresivamente. Este hecho posibilita
plantearse nuevos esquemas de seguimiento y control de los logros
conseguidos por las empresas y el consiguiente traspaso de parte de los
beneficios derivados a los consumidores.
También se han revelado algunos aspectos de la regulación que no están
funcionando como sería deseable. Dentro de ellos, como temas de mayor
importancia, se pueden destacar el nivel de calidad de servicio y la
electrificación rural (ampliación de la frontera eléctrica). Estos dos temas
están presentes en muchos de los comentarios que se incluyen en este capítulo,
así como en varias modificaciones que se van a proponer en el segundo capítulo
de este Libro Blanco.
1.1. Acceso universal
El acceso universal a la energía eléctrica constituye una prioridad del gobierno de
Perú y, por tanto, de su regulador. A lo largo de los últimos años se ha realizado
un gran esfuerzo, que ha hecho crecer de manera importante el índice de
electrificación. No obstante, queda mucho por hacer para alcanzar los niveles de
otros países de la región y, en la actualidad, Perú debe definir las políticas
adecuadas que permitan llegar, a la mayor brevedad posible, a un nivel de
electrificación prácticamente total.
En la tabla y gráfico siguientes se presentan los resultados de la evolución del
coeficiente de electrificación en Perú. Se muestra un avance importante de diez
puntos porcentuales en los últimos diez años, porcentaje que aún es bajo si se lo
compara con el de otros países de la región. A nivel de los departamentos, la
evolución ha sido disímil, con algunos departamentos que han aumentado el
grado de electrificación en más de 30 puntos porcentuales en el período, en tanto
6
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
que otros lo han hecho en menos de 5%. Aún se tienen departamentos con
niveles de electrificación inferiores al 50%.
Tabla. Coeficiente de electrificación según departamento 1998-2007 (%)
Departamento
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Total Nacional
69.5
72.1
73.5
74.9
75.3
76.0
76.3
78.1
78.7
79.5
Amazonas
Áncash
Apurímac
Arequipa
Ayacucho
Cajamarca
Cusco
Huancavelica
Huánuco
Ica
Junín
La Libertad
Lambayeque
Lima
Loreto
Madre de Dios
Moquegua
Pasco
Piura
Puno
San Martín
Tacna
Tumbes
Ucayali
24.0
58.0
45.0
88.0
43.0
23.0
60.0
27.0
31.0
82.0
73.0
72.0
80.0
98.0
48.0
60.0
79.0
58.0
53.0
35.0
43.0
88.0
80.0
58.0
25.5
59.6
57.6
91.7
60.1
24.6
64.1
28.2
31.6
83.0
82.5
73.4
81.6
98.7
48.3
60.8
80.5
59.4
54.5
48.1
43.9
89.7
85.9
59.1
31.0
62.0
58.0
94.0
64.0
29.0
64.0
42.0
32.0
83.0
83.0
73.0
82.0
99.0
48.0
62.0
86.0
59.0
55.0
49.0
50.0
91.0
86.0
62.0
44.2
61.8
59.9
94.0
63.9
29.9
70.0
41.7
35.6
83.3
84.0
73.4
85.9
99.1
48.3
62.4
85.8
59.4
57.7
49.1
49.7
91.0
85.9
62.1
54.0
61.8
63.3
94.5
66.3
33.0
66.7
57.1
36.9
83.3
84.3
73.4
85.7
99.0
48.3
62.4
85.8
59.4
61.6
49.0
50.2
97.2
85.9
63.0
54.5
64.1
63.7
94.5
66.3
35.6
68.3
66.4
36.9
88.6
84.3
73.4
86.1
99.0
48.3
62.4
86.7
61.4
61.7
49.0
50.2
97.8
85.9
63.0
55.0
63.3
66.1
95.3
68.7
35.3
68.1
66.9
38.0
88.2
84.4
74.3
86.4
99.2
48.5
62.4
86.8
66.6
61.6
60.2
50.2
97.6
85.9
62.4
55.4
75.5
66.2
95.8
73.0
38.7
68.2
66.9
40.9
88.2
86.0
77.0
86.4
99.2
48.6
62.4
86.8
68.8
71.8
69.7
50.5
97.6
85.9
67.5
55.7
79.3
66.8
96.4
75.2
38.2
68.2
68.1
44.3
88.3
86.5
77.0
86.4
99.2
48.9
63.5
86.9
70.6
72.1
70.6
51.3
97.6
85.9
67.5
61.4
79.7
69.2
96.6
75.2
39.4
68.2
70.5
47.3
88.9
86.8
77.3
86.9
99.2
49.5
63.5
86.9
71.8
72.4
72.0
52.3
97.6
86.0
68.7
Nota: El coeficiente de electrificación esta dado por la población que cuenta con el servicio de energía eléctrica entre la población total.
Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Dirección General de Electricidad - Dirección de Promoción y Estudios.
Coe ficie nte [%]
80.0
Coeficiente de Electrificación
78.1
78.0
76.0
74.9
76.0
78.7
79.5
76.3
75.3
73.5
74.0
72.1
72.0
69.5
70.0
68.0
66.0
64.0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Años
Figura. Evolución del coeficiente de electrificación total en Perú
Para el éxito de los planes de electrificación rural es imprescindible que las
nuevas instalaciones desarrolladas se lleven a cabo contando con la participación
activa de las empresas distribuidoras dentro de las correspondientes zonas de
concesión. El actual marco normativo no ha resultado del todo exitoso en lo que
se refiere a involucrar a las empresas distribuidoras en la expansión de la
frontera eléctrica. Claramente, éste es uno de los retos más importantes que
deben ser solucionados en el nuevo marco normativo. Es fundamental
7
desarrollar un marco que proporcione incentivos a las empresas distribuidoras
para que éstas tomen un papel preponderante en la ampliación de la frontera
eléctrica.
En este sentido, el actual sistema de zonas de concesión por banda podría
ser reestructurado, implantando otro sistema que aumentara las
obligaciones de las empresas distribuidoras, siempre que estas obligaciones
estén suficientemente compensadas en su retribución.
Desde el punto de vista estratégico, los planes de electrificación rural deben
estar acompañados de otras medidas que promuevan el desarrollo social y
económico de las zonas, de tal forma que se incentive el consumo y la
realización de proyectos productivos. En este ámbito, las distribuidoras de
propiedad pública que operan en las zonas electrificadas pueden jugar un papel
dinamizador.
En cualquier nueva ampliación de la frontera eléctrica lo óptimo es que
sean las empresas de distribución concesionarias las que operen las nuevas
redes. Esto debe ser así independientemente de quién haya subvencionado
las nuevas instalaciones (si no ha sido la propia empresa, se le cederían los
activos como un costo hundido). La empresa distribuidora debería ser
retribuida por los costos de explotación, por un costo de reposición y por el
costo del capital que haya invertido (si es que lo hay).
1.2. Remuneración de la distribución
En esta sección se analizan una serie de aspectos del marco conceptual,
referidos a la remuneración de la distribución (determinación del Valor Agregado
de Distribución – VAD) que podrían ser considerados como susceptibles de
mejora con respecto a la situación actual.
1.2.1. Gestión de las empresas públicas
El actual marco normativo para determinar el VAD en Perú está basado en
un esquema de regulación por incentivos. A lo largo de las últimas décadas, se
ha comprobado que este tipo de regulación proporciona muy buenos resultados
en lo que se refiere a ganancias de eficiencia de las empresas de distribución, que
finalmente terminan beneficiando, además de a la propia empresa, a los usuarios
finales de las redes.
No obstante, los diseños de regulación por incentivos que se han llevado a cabo
en los diferentes países siempre se basan en la premisa de suponer un
comportamiento empresarial racional desde la perspectiva económica. Es decir,
suponen que las empresas se gestionan de manera que intentan maximizar su
beneficio. Este enfoque, como se ha indicado, ha proporcionado resultados
muy adecuados en multitud de países, pero no está obteniendo sus mejores
resultados en países, como Perú, en el que existen un buen número de
empresas (habitualmente, de pequeño y mediano tamaño) de propiedad
pública.
8
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Así, en el Perú existen pequeñas y medianas empresas de propiedad pública en
las que la hipótesis de un comportamiento económico racional no puede ser
asumido como hipótesis de partida. Esto se debe a dos motivos. En primer
lugar, las restricciones legales a las que están sometidas algunas de estas
empresas, tales como la imposibilidad de acceder a financiación ajena para
emprender inversiones de importancia. Por otro lado, algunas de estas
empresas pueden estar sujetas a presiones políticas que las impidan realizar
una gestión independiente.
En el diagnóstico realizado de la situación de las empresas distribuidoras se
detecta que, en forma relativa, las empresas públicas invierten menos que las
privadas y, por consiguiente, tienen muy bajos niveles de endeudamiento. A
modo de ilustración se muestra en la siguiente figura el endeudamiento
promedio de las empresas del sector, que es igual a 0.46, un valor razonable para
los estándares internacionales en el sector de distribución eléctrica. En general,
se considera que la relación entre deuda y recursos propios debe estar
situada alrededor de un 50% ó 60%.
1.80
EDLN
1.60
LDS
1.40
Endeudamiento
1.20
1.00
0.80
SERS
0.60
COEL
Promedio
ELSM
ELN
0.40
ELNO
EDCA
0.20
ELC
SEAL
ELNM
ELPU
ELOR
ELS
ELSE
ELUC
0.00
Figura. Endeudamiento Promedio 2006-2007 (siglas de las empresas aparecen en Anexo II)
En relación a las rentabilidades obtenidas por las empresas también se aprecia
cómo las empresas privadas presentan, por lo general, mayores rentabilidades
que las públicas. En la figura siguiente se muestra el ratio de rentabilidad GIR /
VNR promedio de los años 2006 y 2007.
9
0.18
EDLN
LDS
0.16
ELN
0.14
ELNO
ELS
EDCA
ELNM
0.12
Promedio
ELC
ELSM
SEAL
0.10
ELSE
SERS
ELOR
0.08
ELUC
0.06
COEL
ELPU
0.04
0.02
0.00
Figura. Rentabilidad del VNR Promedio 2006-2007 (siglas de las empresas aparecen en Anexo II)
El objetivo de este Libro Blanco es definir las modificaciones al marco normativo
de la remuneración de la distribución. Este marco normativo va a ser formulado
considerando una racionalidad económica de los agentes participantes, que les
permita responder de manera adecuada a la regulación por incentivos. Por este
motivo, es muy recomendable realizar las modificaciones (estructurales y/o
legales) que se consideren necesarias para que las empresas públicas puedan
operar en igualdad de condiciones que las empresas de propiedad privada.
De este modo, los incentivos que se diseñen desde un punto de vista de eficiencia
económica serán igualmente adecuados para todos los tipos de empresas: de
capital privado o de capital público.
1.2.2. Aspectos operativos del cálculo del VAD
En este apartado se van a analizar algunos aspectos relacionados con la
metodología de cálculo del Valor Agregado de la Distribución.
1.2.2.i. Utilización de sectores típicos como unidad de eficiencia
La forma en la que se definen y utilizan los sectores típicos para el cálculo del
VAD en el Perú es un aspecto susceptible de mejora en la presente propuesta de
marco normativo. En un contexto internacional, la utilización de sectores típicos
de distribución para calcular el VNR aplicando la empresa modelo, únicamente
se aplica en Perú. Aunque también se utilizó en Chile hasta la revisión del
año 2000, a partir de entonces se pasó a utilizar el concepto de área típica,
10
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
siendo cada empresa clasificada como perteneciente a un área típica
específica1.
El actual método de sectores típicos implica una simplificación que podría
suponer un tratamiento discriminatorio de unas empresas con respecto de
otras, ya que se trata de un método promedio que no recoge elementos
diferenciales que se dan en la realidad. Entre estos elementos diferenciales se
pueden citar la localización geográfica particular de los consumidores, los
elementos diferenciales debidos a zonas de montaña, costa, selva, etc.
La siguiente figura representa la distribución de las redes de media tensión
clasificadas en los sectores típicos en todo el país, donde se aprecia su gran
diversidad en las distintas zonas. En la actualidad se utilizan 5 sectores típicos
más uno especial para Coelvisa y otro para los sistemas eléctricos rurales
(electrificación rural).
1
Es decir, en lugar de tratar de clasificar a los subsistemas eléctricos de todas las empresas dentro
de diferentes sectores típicos (como se hace en la actualidad en el Perú), se pasó a un esquema en
el que cada empresa es analizada por separado.
11
Figura. Redes de MT clasificadas por sectores típicos en Perú
12
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Existe diversidad de opiniones entre las empresas distribuidoras con respecto a
la utilización de sectores típicos como unidad de eficiencia: algunas piensan que
en las zonas urbanas (incluido el sector típico 4) los sectores típicos son
suficientemente representativos de la realidad, pero en zonas rurales (sector 5)
esto no es así. Otras opinan que, en general, el modelo de sector típico es
demasiado simplificado para representar las características peculiares de la
realidad geográfica, topográfica y climática de cada una de las empresas
distribuidoras.
La experiencia de estos años ha ido demostrando que los criterios para definir los
sectores típicos han ido modificándose en cada proceso de revisión tarifaria, lo
que presenta incertidumbre y falta de estabilidad regulatoria. Aunque parece que
la clasificación propuesta en la regulación de 2009 puede resultar más
adecuada, la falta de control del proceso (como puede ser el método de
clasificación de Dalenius) por parte de las empresas distribuidoras hace que
éstas sientan que el método de remuneración pueda resultar arbitrario.
Por otro lado, la utilización de parámetros de costos en la clasificación podría
llevar a algunas empresas a tener comportamientos estratégicos. Así, en el caso
de un subsistema eléctrico que está en el límite entre dos sectores típicos, la
empresa puede tener un incentivo a la sobreinversión, de modo que el
subsistema tenga un CAR (Costo Anual Referencial) más alto y sea clasificado en
un sector típico en el que se le reconocerán unos costos mayores.
Así pues, parece recomendable modificar el marco normativo de manera que la
eficiencia de las empresas distribuidoras no sea analizada a través de la
clasificación de todos los subsistemas eléctricos del país en sectores típicos. En
cualquier caso, debido a la gran experiencia adquirida en la clasificación de
subsistemas en sectores típicos, parece adecuado conceptual y operativamente
seguir utilizando el concepto de sectores típicos en lo que se refiere a
estandarización de tecnologías y de costos unitarios. También es adecuado
mantenerlos para definir los estándares de calidad de servicio. La solución
adoptada debe solucionar el problema de que cada empresa distribuidora se
enfrenta a unas peculiaridades geográficas distintas y a un mercado con diversas
características. Estas diferencias entre empresas, con el sistema actual, pueden
suponer un reconocimiento de costos (tanto de inversión como de operación y
mantenimiento) que sean mayores o menores de los que deberían corresponder a
cada una de ellas.
1.2.2.ii. Comprobación de la rentabilidad de las empresas
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, antes de fijar el VAD inicialmente
calculado para cada una de las empresas, es necesario realizar una
comprobación de la rentabilidad que las empresas obtendrían con tarifas que
reflejasen dicho valor, de manera que ésta esté en un intervalo de entre más
menos cuatro puntos porcentuales (entre el 8% y el 16%) alrededor del valor
fijado como referencia (12%). En los casos en los que no se cumpla dicho criterio,
hay que hacer un ajuste del VAD de la(s) empresa(s), de manera que la
rentabilidad quede dentro de dicho intervalo.
13
El mecanismo actual para comprobar la rentabilidad de las empresas
estableciendo agrupaciones de empresas no parece adecuado, pues puede
enmascarar situaciones particulares de empresas con bajas o altas
rentabilidades no correctamente identificados. Además, en el caso de que un
grupo de empresas no resulte dentro del margen establecido (en la actualidad,
entre el 8% y el 16%), se debe corregir el VAD de todas las empresas del grupo,
aún cuando no todas ellas incumplan el criterio.
Así pues, parece adecuado implantar un procedimiento en el que realmente
se verifique la rentabilidad de cada una de las empresas con el fin de
realizar esta comprobación.
Este mecanismo de verificación es una de las principales fuentes de
preocupación de las empresas distribuidoras. Además de la agrupación por
empresas, las distribuidoras consideran que el cálculo de la rentabilidad no
refleja su realidad, tanto en lo que se refiere al cálculo del Valor Nuevo de
Reemplazo existente, como a la estimación de los costos operativos a partir de
dicho VNR existente.
1.2.2.iii. Calidad de servicio
Tal y como se ha constatado en el análisis de la actividad de distribución en el
Perú, los índices de calidad técnica apenas han mejorado a lo largo de los
últimos años. Es más, se observa un empeoramiento en los sectores típicos más
rurales.
En las siguientes figuras se muestra la evolución de los indicadores SAIFI y
SAIDI durante los años 2005-2007 en los diferentes sectores típicos.
Evolución SAIFI
24
22
20
SAIFI
18
16
ST1
14
ST2
12
ST3
10
ST4
8
ST5
6
4
2
0
0
1
2
3
4
5
6
7
Sem
Figura. Evolución SAIFI (Int#/semestre) entre los años 2005 y 2007 (Fuente: OSINERGMIN)
14
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
SAIDI
Evolución SAIDI
52
48
44
40
36
32
28
24
20
16
12
8
4
0
ST1
ST2
ST3
ST4
ST5
0
1
2
3
4
5
6
7
Sem
Figura. Evolución SAIDI (horas/semestre) entre los años 2005 y 2007 (Fuente: OSINERGMIN)
El indicador SAIDI ha mantenido una tendencia creciente en los ST1 y ST4 y no
definida en el resto de los sectores. Una tendencia similar se observa para el
SAIFI. Los sectores ST1 y ST5 tienen los mejores indicadores con apartamientos
que no superan el 50% respecto de las metas especificadas. El resto de sectores
ST2, ST3 y ST4 presentan indicadores con apartamientos de entre 144 y 210%
respecto de las metas especificadas2.
Así pues, el esquema actual de multas asociado a los índices técnicos de
calidad zonal parece que no ha hecho a las empresas distribuidoras
aumentar sus inversiones, sino incurrir en gastos adicionales para
judicializarlas.
En la parte comercial, la calidad de servicio sí ha mejorado, pero la
percepción general es que no se ha mejorado en la imagen del servicio
público de electricidad ante el usuario. En este sentido, se podría comenzar
a utilizar algún tipo de índice para medir la satisfacción de los usuarios con
el servicio recibido.
En conclusión, en un aspecto tan importante como éste, se deben proponer
esquemas de incentivos o penalizaciones que afecten de forma importante a la
remuneración de las empresas y que por tanto las incentiven a la mejora. En
concreto, las tendencias internacionales fuera de la región3 indican que el camino
2
Para más detalle a este respecto, se puede consultar el Segundo Informe Parcial elaborado por el
equipo consultor.
3
En concreto, estas tendencias se observan claramente en Europa y en algunos estados de los
Estados Unidos. Para obtener un mayor detalle, se puede consultar el Primer Informe Parcial
elaborado por el equipo consultor.
15
adoptado consiste en incluir incentivos explícitos dentro de la determinación de
la remuneración de las empresas asociados a la mejora de la calidad técnica del
servicio.
En cualquier caso, y tal y como se ha indicado con anterioridad, para que la
implantación de estas medidas suponga un éxito es imprescindible que la gestión
de las empresas públicas se vuelva más empresarial y se agilicen los procesos de
toma de decisión en cuanto a inversiones y gestión de la empresa. Además, es
necesario que la definición de los índices de calidad y sus formas de
monitorización y control sean precisamente definidas y reguladas4.
1.2.2.iv. Utilización de la misma regulación para todas las empresas
distribuidoras
Un aspecto de interés del actual marco regulatorio es que se aplica por igual a
todas las empresas de distribución, independientemente de su tamaño y de su
estructura de propiedad (pública o privada). En la tabla siguiente se muestra la
estructura empresarial de la actividad de distribución en Perú. Como puede
apreciarse, en el Perú existen 8 empresas distribuidoras con menos de 100,000
clientes. En una buena parte de las regulaciones en las que existen empresas
grandes y pequeñas distribuidoras, es habitual que exista un régimen
especial que se aplica a estas pequeñas distribuidoras que no pueden
beneficiarse de economías de escala.
4
Tal y como se analizó en el Segundo Informe Parcial, el regulador ha venido trabajando de manera
adecuada en este sentido a lo largo de los últimos años.
16
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Tabla. Empresas de Distribución: Características Principales
Nombre de la empresa
EDLN
LDS
ELNM
ELC
ELNO
ELSE
SEAL
ELN
ELOR
ELPU
ELSM
ELS
ELUC
EDCA
SERS
COEL
Edelnor
Luz del Sur
Hidrandina
Electrocentro
Electronoroeste
Electro Sur Este
SEAL
Electronorte
Electro Oriente
Electro Puno
Electro Sur Medio
Electrosur
Electro Ucayali
Edecañete
Electro Tocache
Emsemsa
Emseusa
Sersa
Coelvisa
Electro Pangoa
Área
geográfica
(km2)
Tipo de área
Propiedad
Nº de
clientes
Energía
suministrada
[MWh]
2,441
3,001
897
6,349
577
6,111
n/a
140
420,105
n/a
n/a
n/a
102,411
900
n/a
n/a
n/a
185
n/a
n/a
1/2/3/5
1
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/5
2/3/4
2/4
3
3
4
3
3 / Especial
2
Privada
Privada
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Privada
Pública
Pública
Pública
Privada
Privada
Pública
986,381
781,543
469,967
433,576
279,266
266,509
264,815
247,389
150,688
137,552
130,701
108,562
48,016
27,484
9,683
6,731
6,212
4,601
1,255
1,224
4,784,495
4,992,948
1,030,827
595,833
659,973
329,682
618,897
447,432
297,440
175,868
514,897
227,813
154,643
84,207
10,542
7,061
7,066
4,527
80,491
1,311
Referencia Tipo de área: 1= Urbano de alta densidad, 2 = Urbano de media densidad, 3 = Urbano
de baja densidad, 4 = Urbano-rural y 5 = Rural.
En lo que respecta a la aplicación a Perú, la recomendación sería que las
empresas pequeñas pudieran unirse o integrarse con empresas mayores para
tener economías de escala y poder mejorar su eficiencia. Mientras tanto, se
propone que los cálculos de determinación del VAD que se realizarán de forma
independiente para cada empresa distribuidora, en el caso de las distribuidoras
pequeñas (con menos de 100,000 clientes), se agrupen en un único estudio que
se ocupe de todas ellas, estableciendo OSINERGMIN los Términos de Referencia
específicos para su desarrollo.
1.2.2.v. Otros aspectos analizados
A continuación se resumen muy brevemente otros aspectos que han sido
analizados a lo largo del proceso de elaboración del Libro Blanco, pero que no se
consideran tan relevantes a la hora de sugerir cambios en el actual marco
normativo.
Utilización del VNR para remunerar las inversiones
Tal y como se puede concluir en la comparación de los marcos normativos de
diferentes países5, la remuneración de la inversión (ingresos permitidos por el
costo de capital o CAPEX) se lleva a cabo en la región utilizando dos modelos
5
Para más detalles, se puede consultar el Primer Informe parcial elaborado por el equipo consultor.
17
principales. Por un lado, mediante la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo y,
por otro, utilizando el valor de los activos contables y remunerándolos a una tasa
determinada. Cuando se implantó la actual regulación en Perú, no existían
suficientes datos disponibles para adoptar esta segunda metodología, pero en la
actualidad sí hay datos suficientes. Así pues, podría plantearse la utilización de
la gran cantidad de información de alta calidad de la que dispone el regulador
acerca de las instalaciones de las empresas distribuidoras.
Sin embargo, el mecanismo de la anualidad del VNR ha mostrado un buen
funcionamiento en el país y ni el regulador ni las empresas distribuidoras lo
cuestionan como método para remunerar la inversión. Además, el método
contable podría presentar problemas de valoración y seguimiento de activos,
actualmente solventados con el enfoque de VNR adaptado.
Un aspecto importante a la hora de determinar el VNR adaptado es que las
instalaciones que se reconozcan deben estar preparadas para asumir el
crecimiento vegetativo de la demanda a lo largo del periodo tarifario. Teniendo en
cuenta esta consideración, se definirá una demanda de referencia para el periodo
tarifario (en la actualidad se trabaja con la demanda del año anterior al periodo),
respecto a la cual se llevarán a cabo las actualizaciones de la remuneración.
Utilización de un esquema de precios máximos (price cap)
Un aspecto importante a la hora de implantar una regulación basada en
incentivos para remunerar a las empresas distribuidoras es el esquema que se va
a utilizar. Las dos opciones predominantes son la utilización de un esquema de
precio máximo (price cap) y de un esquema de ingresos máximos (revenue cap).
En principio, ambos esquemas son totalmente equivalentes en el punto inicial
del periodo regulatorio. La mayor diferencia conceptual se encuentra en dos
aspectos concretos. Por un lado, los mecanismos que se utilizan a lo largo del
periodo regulatorio para actualizar los precios o ingresos máximos. Por otro, la
existencia de mecanismos que permitan revisar los precios o ingresos máximos a
lo largo del periodo tarifario de acuerdo a las condiciones reales de mercado
(demanda) que ha tenido la empresa (verificación ex-post de los ingresos
realmente obtenidos).
La regulación actual por precios máximos ha obtenido buenos resultados y ni el
regulador ni las empresas distribuidoras están por adoptar un esquema de
ingresos máximos. Aunque se tratase más de un cambio conceptual que
operativo, la percepción de las empresas distribuidoras (ya acostumbradas al
esquema de precios máximos) podría ser de que se aumenta la incertidumbre
regulatoria, lo que no resulta conveniente para el sector.
Tasa de retorno
Un aspecto que podría llamar la atención dentro del actual marco regulatorio es
la existencia de una tasa de retorno fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas
(en la actualidad, el 12%). Se podría considerar la alternativa de migrar hacia
una metodología WACC/CAPM. No obstante, la percepción del equipo consultor
(que coincide con la del regulador) es que la tasa fijada proporciona estabilidad
18
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
regulatoria (combinada con la flexibilidad de calcular rentabilidades obtenidas
con +/- 4%) frente a un método que, en teoría, podría resultar más preciso, pero
que introducirá incertidumbre para los inversores en cada proceso de revisión
tarifaria. Además, no existe liquidez suficiente para calcular el parámetro
beta, por lo que en la región se suelen utilizar valores importados de
Estados Unidos.
Subsidios
Actualmente, además del subsidio explícito del FOSE (Fondo Social de
Compensación Eléctrica), existe un subsidio cruzado implícito entre los
consumidores pertenecientes a la misma empresa.
Un análisis que el equipo consultor ha considerado adecuado abordar es si, a
nivel país, se puede establecer un subsidio entre todas las zonas de distribución.
Esto equivaldría a que en la tarifa a cliente final sólo se reconocería un VAD de
distribución para MT, y otro para BT, independientemente de la empresa que
suministrase al cliente. Por supuesto, esto supondría el diseño de un mecanismo
de compensación entre empresas, para que cada una de ellas recibiese sus
ingresos reconocidos.
Sin embargo, un análisis pormenorizado de la situación actual lleva a la
conclusión de que dicha tarifa única nacional redundaría en beneficio de los
usuarios pertenecientes a zonas en las que los criterios de calidad son más
restrictivos (básicamente, los usuarios del sector típico 1). Estas restricciones en
el diseño de las redes hacen que las tarifas en dicho sector típico sean mayores
que las de otros sectores típicos con menos concentración. Así pues, la
aplicación de una tarifa única nacional llevaría a una disminución de tarifas
en las zonas más desarrolladas, lo que iría en contra del desarrollo social de
las zonas más deprimidas del país.
Opciones tarifarias
A pesar de que el diseño de las tarifas finales y las diferentes opciones tarifarias
caen fuera del alcance de este estudio, el equipo consultor considera oportuno
indicar algunas conclusiones preliminares que pueden extraerse debido a las
sinergias existentes con el resto de los temas tratados en este informe.
En la actualidad, existen muchas opciones tarifarias que apenas se utilizan,
o incluso algunas que utilizándose inducen o pueden inducir a
comportamientos perversos6. Por este motivo, sería adecuado realizar un
estudio actualizado de los patrones de consumo que permita rediseñar las
opciones tarifarias, recomendándose la adopción de una estructura lo más
simple posible. Este estudio está, además, justificado por el hecho de que se
están reemplazando los contadores por nuevos dispositivos que permiten aplicar
la variedad de opciones de tarificación que se deseen.
6
Un ejemplo es la tarifa BT5A que factura por la diferencia entre potencia en punta y fuera de
punta.
19
Por otro lado, en el sistema prepago, para aplicar el cargo fijo es necesario
facturar aplicando el consumo histórico de cada cliente. En ocasiones surge
el problema de que si un mismo cliente realiza su compra en dos lugares
distintos, en uno de ellos puede no existir el archivo histórico de las compras que
ha realizado en el otro. Así pues, se debería tender a utilizar un sistema de
facturación mucho más simple, únicamente utilizando un término por
energía. Además, habría que pensar en fórmulas alternativas para eliminar la
barrera de entrada, que supone el alto costo para acceder a esta tarifa. Mientras
que no se elimine esta importante barrera, no se puede esperar que se generalice
la adopción de este tipo de tarifas a lo largo de las distintas zonas del país. Hay
que hacer notar que en los sistemas eléctricos rurales los costos de conexión
están directamente subvencionados por el Estado, por lo que dicha barrera de
entrada se ha eliminado. En cambio, esta barrera de entrada sigue existiendo en
el resto de las zonas del país, impidiendo la extensión de su uso.
1.3. Instalaciones de subtransmisión
En la actualidad, existen empresas distribuidoras que poseen instalaciones de
subtransmisión (con un voltaje de alrededor de 30 kV) que cumplen funciones de
distribución. Se trata de instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión
que transfieren electricidad desde una barra del Sistema Principal de
Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor final. Estas instalaciones son
remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente. No obstante,
son reguladas mediante un marco normativo distinto del de las
instalaciones de distribución, basado en un principio de coste de servicio o
cost-plus regulation.
Este doble esquema de regulación actuando sobre una misma empresa, de
inversiones reconocidas en instalaciones de subtransmisión y regulación por
incentivos para reducir costes en instalaciones de distribución puede crear
ineficiencias en las decisiones adoptadas por las empresas. Por ejemplo, si la
tasa de retorno aplicada sobre la inversión es atractiva, una empresa sujeta a
este régimen desarrollaría en mayor medida la red de alta tensión para acercar
las instalaciones a los clientes y minimizaría el desarrollo de las redes de media y
baja tensión sujetas a un esquema de reducción de costos, creándose una
distorsión en el desarrollo óptimo de la red.
Sería entonces, recomendable, analizar la manera de compatibilizar ambos
marcos normativos para optimizar la regulación de todas las instalaciones de la
empresa distribuidora.
20
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
2. Propuesta de reforma del Marco Normativo
A pesar de que el actual marco regulatorio ha venido funcionando de una
manera que se puede calificar, desde una visión general, de muy positiva, tanto
el regulador como las empresas de distribución son conscientes de que algunos
aspectos concretos se pueden mejorar en beneficio de todos los agentes. En este
segundo capítulo se concreta la propuesta de mejora de marco normativo en lo
que se refiere a la remuneración de la actividad de distribución eléctrica. El
objetivo del mismo es detallar y justificar todos los cambios que se
proponen para el nuevo marco normativo.
2.1. Concesiones utilizando áreas geográficas
Ya se ha mencionado a lo largo del documento que el acceso universal a la
energía eléctrica constituye una prioridad de primer orden del gobierno de Perú.
El actual sistema de concesiones de distribución por banda alrededor de la red
eléctrica existente se utiliza en un buen número de países de la región y se ha
venido considerando una solución adecuada para tratar la realidad de regiones
en los que un buen número de habitantes no disponen de acceso al servicio de
electricidad. Este sistema ha venido funcionando en Perú a lo largo de los
últimos años y los resultados en lo que se refiere a los índices de electrificación
han sido razonablemente buenos. No obstante, queda mucho por hacer para
alcanzar los niveles de otros países de la región y, en la actualidad, Perú debe
definir las políticas adecuadas que permitan llegar a un grado de electrificación
prácticamente total en los próximos diez años.
En este sentido, el actual sistema de concesiones por banda no ha resultado
todo lo exitoso que se desearía en lo que se refiere a involucrar a las
empresas distribuidoras en la ampliación de la frontera eléctrica. Una idea
que puede funcionar mejor en este sentido es que cada concesionaria se
haga cargo de una zona geográfica, proponga planes de electrificación en
dicha zona y participe en la obtención de fondos concursables para su
desarrollo.
Así pues, se propone que en el nuevo marco normativo se pase de las actuales
concesiones por banda a un sistema basado en áreas de servicio y de concesión.
El punto de partida sería que, en lo que se refiere a la red de distribución, el país
sea dividido en áreas de servicio definidas geográficamente. Cada una de estas
áreas será asignada a una empresa distribuidora.
Este nuevo marco normativo puede mejorar el desarrollo del sistema
eléctrico, incrementando el nivel de electrificación. A pesar de que, en un
primer momento, las redes actuales serán operadas como hasta ahora, este
sistema hará que todos los habitantes del país (estén conectados o no) sean
asignados a una determinada área de servicio, con los derechos y
obligaciones que esto conlleva.
De esta manera, se establece claramente cuáles son las extensiones a la red de
distribución que tiene que realizar cada empresa y se puede solicitar, por parte
21
del regulador, la realización de planes (tanto técnicos como económicos) para
llevar a cabo dicha expansión. Esto supondrá que las empresas distribuidoras
tendrán que adoptar un papel más activo en lo referente a la electrificación de las
diferentes zonas pertenecientes a su concesión.
Este cambio en el marco normativo no tiene por qué suponer ningún cambio en
la regulación por incentivos de las empresas distribuidoras. Por supuesto, y tal y
como ya se ha mencionado, este cambio normativo tendrá que ir acompañado de
las correspondientes modificaciones en la retribución de las empresas
distribuidoras de manera que éstas puedan recuperar los costos (tanto de
inversión como de explotación) en los que incurran debido a las ampliaciones de
la frontera eléctrica que lleven a cabo dentro de su zona de concesión.
Es claro que las empresas deben realizar un esfuerzo importante por incrementar
el grado de electrificación en su concesión, lo que llevará asociados mayores
costos que deben ser reconocidos adecuadamente en el cálculo del VAD en cada
proceso de revisión tarifaria. Se recomienda continuar (e incluso profundizar) con
el mecanismo de compensación entre usuarios FOSE (Fondo Social de
Compensación Eléctrica) para que estos costos incrementales puedan ser
compartidos entre los mismos. Este mecanismo de socialización ayudará a un
desarrollo más justo y dinámico de las zonas menos favorecidas del país.
2.2. Remuneración de la distribución
En esta sección se realizan una serie de propuestas de modificación del marco
conceptual, referidos a la determinación de la remuneración de la distribución
(VAD).
2.2.1. Gobierno corporativo de las empresas públicas
En el capítulo anterior se ha justificado la necesidad de realizar las
modificaciones (estructurales y/o legales) que se consideren necesarias para que
las empresas públicas puedan operar en igualdad de condiciones que las
empresas de propiedad privada. Es decir, se trata de obtener un modelo de
gestión de las empresas públicas más racional desde el punto de vista
económico.
Este cambio resulta necesario en el sentido de que la regulación por incentivos
(tanto en su marco normativo actual como en el futuro) se diseña considerando
que las empresas toman sus decisiones con el objetivo de maximizar su
beneficio. En el caso de que existan empresas en las que las decisiones se
rigen por otro tipo de criterios, se pone en cuestión la eficiencia del modelo
regulatorio, así como la viabilidad de la propia empresa.
Este cambio de modo de gestión empresarial resulta necesario en un buen
número de empresas de pequeño y mediano tamaño, de capital público, que
operan en el Perú. En la actualidad, estas empresas están sujetas a limitaciones
o restricciones en la toma de decisiones, que impiden el comportamiento racional
22
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
económico deseable. Entre estas decisiones se encuentra la dificultad para
acceder a financiación ajena para emprender inversiones, la flexibilidad salarial
necesaria para gestionar la plantilla, y la falta de incentivos salariales asociados
al cumplimiento de objetivos empresariales. Por otro, la injerencia de los
intereses políticos en otorgar prioridades a determinadas acciones sobre otras
hace que el desempeño empresarial se vea afectado impidiendo la realización de
una gestión independiente.
En este sentido, se recomienda que el gobierno del país tome las medidas
oportunas para la creación de corporaciones en las que se agrupen empresas
de distribución, otorgándoles el correspondiente status legal para una
gestión profesional e independiente, exigiendo resultados y dando libertad e
independencia de gestión a sus dirigentes. Este gobierno corporativo de
empresas públicas es la solución adoptada en numerosos países, arrojando
buenos resultados, y resulta imprescindible en el sector eléctrico del Perú
donde parte de las empresas ya se han privatizado y la comparación entre
empresas en cuanto a su nivel de desempeño resulta inevitable.
A la vista de la situación actual, podría ser suficiente que el gobierno
decidiera constituir tres o cuatro nuevas corporaciones englobando la
gestión de las actuales empresas de capital público. Este cambio redundaría
en beneficio de las propias empresas, sus trabajadores, sus clientes y del
país en general.
2.2.2. Aspectos operativos del cálculo del VAD
En este apartado se van a realizar algunas propuestas de mejora del marco
normativo relacionadas con la forma del cálculo del Valor Agregado de la
Distribución.
2.2.2.i. Utilización de empresas como unidad de eficiencia
En la actualidad, la unidad de eficiencia que se utiliza en el marco normativo es
el sector típico. En el capítulo anterior se han detallado los distintos problemas a
los que ha dado lugar su utilización. Dentro de ellos destacan que supone una
simplificación (a veces no asumible) de la realidad, y que constituye una fuente
de incertidumbre en el proceso regulatorio.
En este sentido, el cambio más importante que se propone concerniente a la
determinación de la remuneración a las empresas distribuidoras (y,
consiguientemente, del Valor Agregado de la Distribución – VAD) está
relacionado con la utilización de la empresa como unidad de eficiencia en
lugar de los sectores típicos.
Así pues, se propone que para cada una de las empresas se realice el estudio de
costos que determine los niveles de eficiencia que deben ser exigidos a cada una
23
de ellas7. Estos estudios de costos, se llevarían a cabo en cada proceso de
revisión tarifaria.
El objetivo de estos estudios será doble. Por un lado, determinar el Valor
Nuevo de Reemplazo (VNR) de la empresa eficiente adaptada a las
características geográficas y de requerimientos de servicio (conexiones,
consumos) de cada una de las empresas. Este estudio, tal y como sucede en la
actualidad con los estudios de los sectores típicos, se realizará teniendo en
cuenta que las instalaciones adaptadas deberán ser capaces de atender el
crecimiento vegetativo de la demanda.
El segundo objetivo de los estudios será determinar el valor eficiente de los
costos de explotación que se deben permitir recuperar a la empresa.
El cálculo del VNR eficiente de las instalaciones de cada empresa junto con los
costos de operación y mantenimiento de dichas instalaciones es un elemento
clave de la regulación. En la actualidad, existen modelos de Red de Referencia
utilizados en España o Chile que pueden ayudar en esta tarea. Se trata de
considerar la ubicación geográfica de los consumidores actuales y la ubicación de
los puntos de suministro, y a partir de ellos y teniendo en cuenta las
restricciones impuestas a la ubicación y tipo de instalaciones, planificar la red
óptima adaptada de forma conjunta para los niveles de BT, MT y AT. Las
instalaciones utilizadas por estos modelos pertenecen a unos estándares, en
cuanto a tipo y costos, definidos por el regulador para cada uno de los sectores
típicos. La red diseñada debe cubrir el crecimiento de la demanda previsto para
un número de años especificado por el regulador.
En cualquier caso, los sectores típicos se mantendrán de cara a llevar a cabo
los estudios de costos eficientes de las empresas, de manera que para cada
sector se consideren unas instalaciones tipo, así como unos costos
estándares de las mismas y unos costos unitarios de operación y
mantenimiento. También se mantendrán para establecer los estándares de
calidad, que variarán (como en la actualidad) de un sector típico a otro.
En definitiva, en la actualidad se lleva a cabo una clasificación de todos los
subsistemas eléctricos del país en sectores típicos, así como un posterior estudio
de un representante de cada sector típico para extrapolar sus resultados a todos
los subsistemas del mismo sector. La propuesta es que estos estudios se
realicen por separado para cada una de las empresas distribuidoras, lo que
redundará en una mejor representación de la realidad (tanto geográfica
como de mercado) a la que se enfrenta cada una de las empresas
distribuidoras.
7
Como ya se ha comentado en el capítulo anterior, en el caso de las distribuidoras pequeñas (con
menos de 100,000 clientes), en lugar de hacer un estudio de cálculo del VAD para cada una de
ellas por separado, se propone que se agrupen en un único estudio conjunto que se ocupe de todas
ellas, estableciendo OSINERGMIN los Términos de Referencia específicos para su desarrollo.
24
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
2.2.2.ii. Comprobación de la rentabilidad de las empresas
Tal y como se ha comentado, el mecanismo actual que contempla la Ley de
Concesiones Eléctricas para comprobar la rentabilidad de las empresas
estableciendo agrupaciones no parece adecuado, pues puede enmascarar
situaciones particulares de empresas con bajas o altas rentabilidades no
correctamente identificados. En la actualidad, la comprobación de la rentabilidad
se realiza utilizando el VNR existente de la empresa, así como una estimación de
los costos operativos a partir de dicho VNR.
Así pues, en este Libro Blanco se propone modificar esta comprobación, de
manera que se realice por separado para cada una de las empresas. De este
modo, para cada una de dichas empresas, tras la fijación del VAD, se
comprobará si la tasa de rentabilidad cae en el intervalo entre el 8% y el
16%.
En dicha comprobación, los autores de este Libro Blanco consideran que la
estimación de los costos de capital reales utilizando la anualidad el VNR
existente supone una aproximación adecuada que introduce señales de
eficiencia en el diseño de los activos reales8.
Para poder evaluar de una manera más realista el desempeño de cada empresa y
su evolución en el tiempo, se propone iniciar, a la mayor brevedad posible, un
proceso de contabilidad regulatoria mediante el cual las empresas tengan la
obligación de reportar al regulador de forma periódica sus costos operativos
convenientemente desglosados. Lógicamente, en las primeras fases de este
proceso, la confiabilidad de los datos obtenidos no será suficientemente elevada,
como para poder sustituir los datos que se utilizan en la actualidad. No obstante,
el objetivo es poder utilizarlos como referencia para que el Regulador pueda
determinar los costos de explotación estándares eficientes con mayor
información, dando las señales de mejora de eficiencia a cada empresa en la
dirección adecuada. Esto conducirá a poder evaluar, en el medio y largo plazo,
las mejoras de eficiencia conseguidas y el traspaso progresivo de las mismas a
los clientes.
Una vez efectuado el chequeo de rentabilidad para cada empresa, se pueden dar
las siguientes situaciones:
•
Para las empresas con rentabilidad dentro del intervalo establecido entre el
8% y el 16%, no se ajustará el VAD inicialmente calculado.
•
Para las empresas con una rentabilidad superior al 16%, se ajustará el VAD
para que la tasa resultante sea igual al 16%.
8
En el caso peruano los autores del Libro Blanco no recomiendan la utilización del VNR real en
esta comprobación de la rentabilidad, debido a la desadaptación económica de muchas de las redes
existentes. En este sentido, un argumento adicional es que las empresas de distribución se
vendieron al costo de su VNR adaptado, no de su VNR real. Así pues, la utilización del VNR real en
la comprobación podría derivar en un crecimiento muy importante y no justificado del VAD.
25
•
Para las empresas con una rentabilidad inferior al 8%, se ajustará el VAD
para que la tasa resultante sea igual al 8%. En este caso el incremento de
tarifa permitido estará sujeto a una serie de condiciones impuestas por el
regulador para el período tarifario:
o
La empresa debe presentar un plan de inversiones en instalaciones
de mejora por valor equivalente a la subida tarifaria permitida. Al
final del período, la empresa presentará al regulador la justificación
de haber realizado las inversiones planificadas.
o
El regulador podrá fijar a la empresa, para el siguiente periodo
regulatorio, un objetivo de reducción de los costos de explotación
presentados correspondientes al anterior período regulatorio.
El incumplimiento de alguna o ambas de las anteriores condiciones por
parte de la empresa supondrá la pérdida del derecho a la revisión del
VAD en caso de rentabilidad inferior al 8% en el siguiente proceso de
revisión tarifaria.
2.2.2.iii. Actualización de la remuneración de acuerdo a la evolución de los
indicadores de calidad de servicio
Tal y como se ha comentado en el capítulo anterior, la calidad de servicio es uno
de los aspectos de mayor relevancia a la hora de proponer modificaciones en el
marco regulatorio. El actual esquema de multas asociado a los índices
técnicos de calidad zonal no ha proporcionado los resultados deseados, por
lo que es necesario implantar un esquema alternativo.
En este sentido, la propuesta de nuevo marco regulatorio considera la
incorporación explícita, en la remuneración anual de una empresa distribuidora,
de la evolución de los índices de calidad de servicio durante el año anterior9. En
este punto, hay que hacer notar que los estudios de costos por empresa
recogerán los costos explícitos de satisfacer los niveles de referencia de calidad de
servicio. Es decir, el análisis de costos de cada empresa se realizará teniendo en
cuenta los niveles de calidad de servicio que ésta tenga que proporcionar.
En los países en los que se han incorporado este tipo de incentivos existen
diversos enfoques en lo que se refiere a los índices de calidad que se utilizan para
bonificar o penalizar a las empresas distribuidoras. Una tendencia consiste en
asignar parte de la tarifa a inversiones para mejorar la calidad,
comprobando posteriormente que dichas inversiones se han llevado a cabo.
Sin embargo, el enfoque propuesto está más en línea con la tendencia que
se da en los países de Europa con regulación por incentivos y en Estados
Unidos. Se trata de incorporar incentivos explícitos de acuerdo a los índices
de calidad obtenidos por las empresas distribuidoras. Tal y como se ha
comentado anteriormente, estos incentivos explícitos no recogen los costos en los
9
Obviamente, este ajuste en la remuneración se llevará a cabo a partir del segundo año en el que
se empiece a aplicar el nuevo marco normativo.
26
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
que incurre la empresa por proporcionar su nivel de referencia de calidad de
servicio (estos costos están recogidos en el estudio de costos del VAD de la
empresa). En cambio, el objetivo de estos incentivos es recoger los costos
derivados de la desviación de los índices de calidad reales de la empresa respecto
a los índices de referencia10.
La propuesta actual considera dos tipos de incentivos de calidad: uno por calidad
del servicio técnico y otro por calidad de atención comercial. El primer término
se medirá por la evolución de los índices SAIDI y SAIFI de las empresas a lo
largo del año. El segundo índice utilizará algún índice que determine el
regulador para medir la calidad de la atención comercial y/o la satisfacción
de los clientes.
Así pues, los ingresos permitidos de una empresa i en un año n tendrán un
término adicional Qn(i), en Soles) que recogerá el comportamiento de la empresa
durante el año n-111:
Qn ( i ) = ( SAIDI ref ( i ) − SAIDI n −1 ( i ) ) ⋅ δ1 ( i ) +
( SAIFI ( i ) − SAIFI ( i ) ) ⋅ δ ( i ) +
( ICC ( i ) − ICC ( i ) ) ⋅ δ ( i )
n −1
ref
ref
n −1
2
(18)
3
En la anterior expresión SAIDIref(i) y SAIFIref(i) representan el valor de referencia
del SAIDI (en horas) y el SAIFI (en número) para la empresa i. Estos valores se
determinarán a partir de los estándares de calidad fijados para los distintos
sectores típicos y los coeficientes de participación de los distintos sectores típicos
en la demanda total de la empresa. Además, estos valores de referencia son los
que deben tomarse como entrada para el cálculo de la red adaptada eficiente que
debe verificar el cumplimiento de dicha calidad. El valor del índice de calidad
comercial de referencia ICCref(i) será fijado por el regulador.
El valor de los coeficientes δ1(i) (en Soles/hora), δ2(i) (en Soles/número) y δ3(i) (en
Soles/unidad de ICC) también serán fijados por el regulador. El valor de estos
coeficientes tiene que calcularse a partir de la estimación del beneficio que
reporta a los consumidores el incremento de los distintos indicadores de calidad
en una unidad. De nuevo, el uso de modelos de red de referencia puede ayudar
al regulador en el cálculo de estos parámetros. El valor de los mismos debe ser
aquél que hace que el costo marginal de incrementar inversiones y costos de
mantenimiento para mejorar una unidad el indicador de calidad en cuestión
10
Es decir, si una empresa está proporcionando unos índices de calidad mejores que su referencia,
está incurriendo en unos costos mayores que los que se han determinado en su estudio de costos
del VAD. Este sobrecoste será reconocido a través del incentivo explícito que recibirá. Lo contrario
sucederá si los índices reales son peores que los índices de referencia.
11
En realidad, en cada año puede medirse el comportamiento de la empresa en los dos o tres años
anteriores mediante el cálculo de la media móvil de sus indicadores de calidad. De esta forma se
evitan comportamientos singulares que puedan ocurrir en un año específico, y que hagan oscilar la
tarifa de un año al otro, captándose las tendencias mantenidas y suavizadas.
27
iguala a los beneficios marginales que los consumidores perciben por la mejora
de dicho indicador. Esto permitirá que se alcance el óptimo global para la
sociedad en su conjunto.
Todos los parámetros que tenga que determinar el regulador serán actualizados
en cada revisión tarifaria. Durante cada periodo tarifario, estos índices no serán
modificados.
Una recomendación importante es que el término anterior esté limitado (tanto
como bonificación como penalización), de manera que no supere un porcentaje
de los ingresos permitidos totales de la empresa. Este esquema de limitación se
utiliza en la mayor parte de los países o regiones que incorporan incentivos
explícitos a la calidad dentro de su regulación de la distribución.
Dado que la mayor parte de las inversiones relacionadas con la mejora de la
calidad de servicio se realizan en la red de media tensión, se propone que este
término suponga una modificación en el VAD de MT de la empresa. Este término
(que puede ser positivo o negativo), supondrá una modificación en el VAD de MT
(en Soles/MW) de la empresa i en el año n que se calculará como:
ΔVADnMT ( i ) =
Qn ( i )
DnMT ( i )
(19)
Siendo DnMT(i) la demanda en MW esperada en potencia en la red de MT para el
año n en la empresa i.
Este término no será acumulativo en el VAD de MT. Es decir, no estará sujeto a
la actualización por los factores de economías de escala ni por la evolución de los
índices de precios. Así pues, el comportamiento en lo que se refiere a calidad del
año n-1 únicamente afecta a la remuneración del año n y en ningún caso la de
años posteriores (a no ser que se opte por utilizar la media móvil de los índices de
calidad durante varios años).
De manera transitoria hasta la primera revisión tarifaria en la que se vaya a
implantar la metodología propuesta es conveniente disponer de registros de todos
los indicadores de calidad que se van a utilizar. Este registro es de gran
importancia en la determinación de los niveles de referencia de los indicadores de
calidad.
2.3. Regulación de instalaciones de subtransmisión con
funciones de distribución
En la regulación actual, el negocio de distribución se regula como tal hasta
tensiones de alrededor de 30 kV, utilizándose un marco normativo distinto para
las instalaciones por encima de dicho voltaje. En el análisis crítico realizado, se
ha mostrado como recomendable la adopción de un mismo enfoque regulatorio
para todas las instalaciones de las empresas distribuidoras, ya sean éstas
instalaciones de distribución, o instalaciones del Sistema Secundario de
Transmisión que transfieren electricidad desde una barra del Sistema Principal
de Transmisión hacia un distribuidor o consumidor final.
28
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Así pues, parecería recomendable que el nuevo marco normativo incluya la
consideración de estas instalaciones de transmisión secundaria (que son
remuneradas íntegramente por la demanda) dentro del mismo marco normativo
que las instalaciones de distribución.
Sin embargo, la ley N° 28832 de julio de 2006, que aprueba el nuevo marco
regulatorio de la transmisión en el Perú (además de otros marcos normativos),
congela las instalaciones existentes del sistema de transmisión secundario (SST)
y promueve el desarrollo de las nuevas instalaciones a través de planes de
expansión eficientes. A la fecha el OSINERGMIN ha regulado las instalaciones del
sistema secundario (SST) y complementario de transmisión (SCT) vigente por
cuatro años. Hay que hacer notar que estos recientes cambios en la regulación
de las instalaciones de alta tensión han traído como consecuencia un
considerable aumento en el nivel de inversión en dichas instalaciones.
En este orden de hechos no parece conveniente realizar modificaciones al
sistema actual de regulación de la transmisión secundaria de las empresas de
distribución.
Así pues, la propuesta que se realiza en este Libro Blanco para acercar los
modelos de regulación de la transmisión y de la distribución es que el
proceso de optimización de las redes de distribución para el cálculo del VAD
se lleve a partir de las subestaciones de AT/MT aprobadas en la regulación
de la transmisión secundaria.
29
3. Proyecto de Ley
Las propuestas realizadas en el capítulo anterior, para ser implantadas, suponen
la realización de ciertas modificaciones en la Ley de Concesiones Eléctricas, así
como en su Reglamento y en la Ley de Electrificación Rural. En este capítulo se
analiza en detalle los artículos de dichos textos que deben ser modificados.
En la primera sección de este capítulo se realiza la exposición de motivos que
justifica los cambios normativos propuestos. Esta exposición de motivos es única
y común para los diferentes textos legales. A continuación se incluyen tres
secciones donde se recogen las modificaciones al correspondiente texto legal: Ley
de Concesiones Eléctricas (Sección 3.2.), Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas (Sección 3.3.), y Ley de Electrificación Rural (Sección 3.4.). Asimismo,
cada sección se divide, en caso que corresponda, en dos subsecciones. En la
primera subsección se incluyen las modificaciones derivadas de la implantación
de concesiones geográficas en lugar del actual sistema de concesiones por banda.
La segunda subsección incluye todas las modificaciones relativas a la
determinación de la remuneración de la distribución.
Las modificaciones a los textos legales incluyen, en primer lugar, los artículos
correspondientes en su versión actual y, posteriormente, una redacción
alternativa del artículo en cuestión. En esta redacción, las partes modificadas se
resaltan en color azul.
3.1. Exposición de Motivos
La actividad de distribución de Servicio Público de Electricidad se ha venido
desarrollando en el Perú de forma satisfactoria desde la implantación del actual
marco regulatorio recogido en la Ley de Concesiones Eléctricas. Al inicio del
quinto proceso de revisión tarifaria, las empresas distribuidoras gozan de
estabilidad financiera y los precios máximos de distribución se han reducido en
términos reales.
Sin embargo, existen fundamentalmente dos aspectos que aconsejan la revisión y
propuesta de mejoras al actual marco normativo. El primero de ellos es la
universalización del servicio eléctrico en Perú, debiéndose llegar en los próximos
años a un nivel de electrificación prácticamente total en todas las zonas del país.
El segundo aspecto es la mejora de la calidad del servicio eléctrico, mejorando los
índices relacionados con las interrupciones no deseadas del suministro, y los
niveles de satisfacción de los clientes con la atención recibida por parte de los
concesionarios.
Adicionalmente, fruto del diagnóstico realizado de la actividad de distribución en
Perú, se proponen mejoras al marco normativo cuyo objetivo es el
perfeccionamiento de los métodos utilizados en la revisión tarifaria para la
fijación de los precios máximos de la distribución. Ello supondrá una regulación
de los concesionarios más objetiva, transparente y no discriminatoria.
Para incrementar el nivel de electrificación en el país se propone cambiar el
sistema actual de concesiones de frontera eléctrica definida por una franja
30
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
del territorio alrededor de las instalaciones existentes por un sistema de
concesiones por Zonas Geográficas. Cada concesionario se hará cargo del
suministro en su zona, propondrá planes de electrificación rural y
participará en los fondos concursables para su desarrollo. De esta forma, el
país será dividido en áreas de servicio definidas geográficamente, asignando
cada una de estás áreas a un concesionario.
Para la mejora de los índices de calidad de servicio se propone incorporar en
la remuneración anual de las empresas distribuidoras señales económicas
en forma de incentivos (o penalizaciones) explícitos ligados a la evolución
de dichos indicadores. Se consideran dos tipos de incentivos de calidad: uno
por calidad del servicio técnico y otro por calidad de atención comercial.
En lo relativo a la mejora de los procedimientos en los procesos de revisión
tarifaria, se propone considerar a la empresa distribuidora como unidad de
eficiencia, en lugar de considerar al sector típico como se hace en la
actualidad. El objetivo es que el cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo y de los
costos operativos de la empresa eficiente adaptada refleje mejor las
características geográficas y los requerimientos diferenciales del servicio de cada
una de las empresas. Para ello, se seguirán utilizando sectores típicos pero
definidos a nivel de empresa en lugar de a nivel país, como se hace en la
actualidad.
También se propone que la comprobación de rentabilidad se realice para
cada concesionario por separado, en lugar de para un conjunto de ellos, tal
y como se efectúa en la actualidad. El objetivo es evitar situaciones anómalas
de empresas con bajas o altas rentabilidades no correctamente identificadas.
Además, este procedimiento podría permitir un ajuste de las rentabilidades de
aquellas empresas que superan el límite máximo de rentabilidad establecido,
compartiendo parte de las ganancias obtenidas con los clientes finales, así como
un ajuste para aquéllas que no alcancen el límite inferior de rentabilidad, sujeto
este ajuste a ciertas condicionen impuestas por el regulador en cuanto a
inversiones a realizar y reducción de costos operativos.
Finalmente también se substituye en los textos legales donde dice Comisión de
Tarifas de Energía por OSINERGMIN.
3.2. Ley de Concesiones Eléctricas
3.2.1. Modificaciones por la implantación de concesiones geográficas
En esta sección se incluyen las modificaciones que sería necesario realizar para
implantar áreas geográficas de concesión, en lugar de las actuales concesiones
por banda.
Estas modificaciones están incluidas en el TÍTULO III: CONCESIONES Y
AUTORIZACIONES.
31
Artículo 30º. La actividad de distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada, sólo puede ser desarrollada por un solo titular con carácter exclusivo. La concesión de distribución no puede ser reducida sin autorización del Ministerio de Energía y Minas. El concesionario de distribución podrá efectuar ampliaciones de su zona de concesión. Para tal efecto, está obligado a presentar al Ministerio de Energía y Minas, previamente, un informe que señale la delimitación de la zona donde efectuará la ampliación, acompañado del Calendario de Ejecución de Obras y de la correspondiente garantía de fiel cumplimiento que señale el Reglamento, así como del plano de la nueva área delimitada con coordenadas UTM (PSAD56). Desde la fecha de publicación del aviso de ampliación que se efectúe conforme al Reglamento, el concesionario adquiere la exclusividad para el desarrollo de la actividad de distribución en la zona delimitada de ampliación y asume las obligaciones de los concesionarios de distribución. El procedimiento administrativo de regularización de una ampliación de la zona de concesión, con el objeto de incorporar la nueva zona al contrato de concesión, terminará cuando se haya concluido la ejecución de las obras de la ampliación, conforme al Calendario de Ejecución de Obras. Los casos de electrificación de zonas comprendidas dentro de los alcances del inciso a) del artículo 34º y de los centros poblados ubicados fuera de una zona de concesión, que no sean objeto de procedimiento de ampliación de zona de concesión por parte de los concesionarios de distribución existentes, se regirán por lo dispuesto en la Ley Nº 28749, Ley de Electrificación Rural. Artículo 34º. Los Distribuidores están obligados a: a) Suministrar electricidad a quien lo solicite dentro de su zona de concesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con sus propias líneas, en un plazo no mayor de un (1) año y que tengan carácter de Servicio Público de Electricidad; b) Tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía por los siguientes veinticuatro (24) meses como mínimo; c) Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Concesión y las normas aplicables; d) Permitir la utilización de todos sus sistemas y redes por parte de tercero para el transporte de electricidad, excepto cuando tenga por objeto el suministro de electricidad a Usuarios Regulados dentro o fuera de su zona de concesión, en las condiciones establecidas en la presente Ley y en el Reglamento. Redacción alternativa:
Artículo 30º. La actividad de distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada, sólo puede ser desarrollada por un solo titular con carácter exclusivo. La concesión de distribución no puede ser reducida sin autorización del Ministerio de Energía y Minas. El Ministerio de Energía y Minas establecerá las zonas de concesión de los concesionarios de distribución atendiendo a áreas de servicio definidas geográficamente para dar cobertura territorial a las áreas del país susceptibles de ser electrificadas por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Para tal efecto, el Ministerio de Energía y Minas delimitará las zonas de concesión en plano mediante sus coordenadas UTM (PSAD56). Las zonas de concesión quedarán incorporadas a los correspondientes contratos de concesión. El concesionario adquiere la exclusividad para el desarrollo de la actividad de distribución en la zona delimitada y asume las obligaciones de los concesionarios de distribución. 32
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Se define el área consolidada del servicio eléctrico del concesionario como el área geográfica, dentro de su zona de concesión, ocupada por habilitaciones o centros urbanos donde existan o se implanten redes de distribución, más una franja de un ancho mínimo, fijada en el Reglamento de esta Ley, en torno a ellas. Artículo 34º. Los Distribuidores están obligados a: a) Suministrar electricidad a quien lo solicite dentro de las áreas consolidadas con servicio eléctrico dentro de su concesión, en un plazo no mayor de un (1) año y que tengan carácter de Servicio Público de Electricidad; b) Administrar, operar y mantener los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) ubicados dentro de su zona de concesión que les hayan sido transferidos de acuerdo a lo dispuesto en la Ley Nº 28749, Ley de Electrificación Rural. c) Promover y ejecutar proyectos de electrificación rural para cumplir con su obligación de suministro en su zona de concesión en un plazo no superior a diez (10) años, de acuerdo a lo dispuesto en la Ley Nº 28749, Ley de Electrificación Rural. d) Tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento total de potencia y energía por los siguientes veinticuatro (24) meses como mínimo; e) Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Concesión y las normas aplicables; f) Permitir la utilización de todos sus sistemas y redes por parte de tercero para el transporte de electricidad, excepto cuando tenga por objeto el suministro de electricidad a Usuarios Regulados dentro o fuera de su zona de concesión, en las condiciones establecidas en la presente Ley y en el Reglamento. 3.2.2. Modificaciones
en el cálculo de los precios máximos de
distribución
En esta sección se incluyen las modificaciones que sería necesario realizar para
implantar los cambios referentes al cálculo de la remuneración de las
distribuidoras. Es decir, el cálculo de los precios máximos de distribución.
Estas modificaciones están incluidas en el TÍTULO V: PRECIOS MÁXIMOS DE
DISTRIBUCIÓN.
Artículo 63º. Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden: a) Los Precios a Nivel Generación; b) Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes; y, c) El Valor Agregado de Distribución. Artículo 64º. El Valor Agregado de Distribución se basará en una empresa modelo eficiente y considerará los siguientes componentes: a) Costos asociados al usuario, independiente de su demanda de potencia y energía; b) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía; y, c) Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. 33
Artículo 65º. El costo de inversión será la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la presente Ley. Artículo 66º. El Valor Agregado de la Distribución se calculará para cada concesionario considerando determinados Sectores de Distribución Típicos que serán establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Comisión de Tarifas de Energía, de acuerdo al procedimiento que fije el Reglamento. Redacción alternativa:
Artículo 66º. El Valor Agregado de Distribución se calculará para cada concesionario considerando determinados Sectores de Distribución Típicos que serán establecidos por el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de OSINERGMIN, de acuerdo al procedimiento que fije el Reglamento. Para dicho cálculo también deberán considerarse las barras del Sistema de Transmisión Secundario y/o Complementario definidas por la regulación de dichos sistemas. Artículo 67º. Los componentes señalados en el artículo 64, se calcularán para cada Sector de Distribución Típico, mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribución a empresas consultoras precalificadas por la Comisión de Tarifas de Energía, la que elaborará los Términos de Referencia correspondientes y supervisará el avance de los estudios. Los estudios de costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones, y de la gestión de un concesionario operando en el país. Redacción alternativa:
Artículo 67º. Los componentes señalados en el artículo 64, siguiendo las pautas del artículo 66, se calcularán para cada concesionario, mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribución a empresas consultoras precalificadas por OSINERGMIN, la que elaborará los Términos de Referencia correspondientes y supervisará el avance de los estudios. Los estudios de costos considerarán criterios de eficiencia de las inversiones, y de la gestión de un concesionario operando en el país. Artículo 68º. La Comisión de Tarifas de Energía, recibidos los estudios comunicará a los concesionarios sus observaciones si las hubiere; debiendo éstos absolverlas en un plazo máximo de 10 días. Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, la Comisión de Tarifas de Energía establecerá los Valores Agregados de Distribución para cada concesión, utilizando Factores de Ponderación de acuerdo a las características de cada sistema. Redacción alternativa:
Artículo 68º. OSINERGMIN, recibidos los estudios comunicará a los concesionarios sus observaciones si las hubiere; debiendo éstos absolverlas en un plazo máximo de 10 días. 34
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERGMIN establecerá los Valores Agregados de Distribución para cada concesión. Artículo 69º. Con los Valores Agregados de Distribución, obtenidos según los artículos precedentes, y los componentes a) y b) señalados en el artículo 63°, OSINERG estructurará un conjunto de precios para cada concesión. Artículo 70º. La Comisión de Tarifas de Energía calculará la Tasa Interna de Retorno para conjuntos de concesionarios considerando un período de análisis de 25 años y evaluando: a) Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los Precios Básicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior; b) Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas; y c) El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual igual a cero. Redacción alternativa:
Artículo 70º. OSINERGMIN calculará la Tasa Interna de Retorno para cada concesionario considerando un período de análisis de 25 años y evaluando: a) Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado los Precios Básicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior; b) Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas; y c) El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa , con un valor residual igual a cero. Artículo 71º. Si las tasas antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados de la Distribución, que les da origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior. Redacción alternativa:
Artículo 71º. Si las tasas antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados de la Distribución, que les da origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior. En el caso de ajuste al límite inferior, el regulador podrá imponer condiciones de desempeño al concesionario en cuestión para el próximo periodo tarifario, pudiendo perder el concesionario el derecho de ajuste en caso de incumplimiento. 35
Artículo 72º. Considerando los Valores Agregados de Distribución definitivos de cada concesionario, la Comisión de Tarifas de Energía fijará y publicará las tarifas definitivas de distribución correspondientes y sus fórmulas de reajuste mensual, las que entrarán en vigencia el 1º de noviembre. Redacción alternativa:
Artículo 72º. Considerando los Valores Agregados de Distribución definitivos de cada concesionario, OSINERGMIN fijará y publicará las tarifas definitivas de distribución correspondientes y sus fórmulas de reajuste mensual, las que entrarán en vigencia el 1º de noviembre. Las fórmulas de reajuste tendrán en cuenta la evolución de los índices de precios y de los indicadores de calidad del servicio de cada concesionario. Artículo 73º. Las tarifas y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia de cuatro años y sólo podrán recalcularse, si sus reajustes duplican el valor inicial de las tarifas durante el período de su vigencia. 3.3. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas
3.3.1. Modificaciones por la implantación de concesiones geográficas
Estas modificaciones están incluidas en el TÍTULO III: CONCESIONES Y
AUTORIZACIONES. OBLIGACIONES DE TITULARES DE CONCESIONES Y
AUTORIZACIONES.
Artículo 60º. La concesión de distribución puede comprender una o más zonas de concesión, debiendo estar identificadas y delimitadas en el contrato de concesión con coordenadas UTM (PSAD56). En la oportunidad de otorgar la concesión, la delimitación de cada zona de concesión será establecida por el Ministerio sobre la base de la información contenida en la solicitud de concesión. Cada zona de concesión quedará comprendida por el área geográfica ocupada por habilitaciones o centros urbanos donde existan o se implanten redes de distribución, más una franja de un ancho mínimo de cien (100) metros en torno a ellas.
Artículo 61º. La regularización de las ampliaciones previstas en el Artículo 30° de la Ley, se efectuará mediante el siguiente procedimiento: a) El concesionario presentará a la Dirección la solicitud de regularización, acompañada de los planos, la memoria descriptiva, las especificaciones técnicas, metrados, costos de las ampliaciones efectuadas y las coordenadas UTM (PSAD56) de los límites de las nuevas zonas. b) Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes de la presentación, La Dirección efectuará la evaluación de la solicitud para verificar el cumplimiento de los datos y requisitos de admisibilidad señalados en el párrafo anterior. Si de la evaluación efectuada se determinara la necesidad de ampliar información o se verificara la existencia de deficiencias y/u omisiones susceptibles de corregirse, la solicitud será observada. La Dirección notificará la 36
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
observación al concesionario para que la subsane dentro del plazo de siete (7) días hábiles, contados a partir de la fecha de notificación de la observación, bajo apercibimiento de declarar inadmisible la solicitud de regularización. c) Cumplidos los datos y requisitos de admisibilidad, o subsanada que haya sido la observación formulada, la Dirección notificará al concesionario la admisión a trámite de la solicitud y procederá a efectuar la evaluación técnico – normativa pertinente, con la finalidad de decidir si procede o no la regularización. d) Si de la evaluación efectuada se determinara la necesidad de ampliar información o se verificara la existencia de deficiencias y/u omisiones susceptibles de corregirse, la solicitud será observada. La Dirección notificará la observación al concesionario para que la subsane dentro del plazo de siete (7) días hábiles, contados a partir de la fecha de notificación de la observación, bajo apercibimiento de declarar improcedente la solicitud de regularización. e) De ser procedente la solicitud, o subsanada que haya sido la observación formulada. La Dirección determinará las modificaciones a incorporarse y notificará al concesionario el proyecto de Resolución Suprema y de addendum al Contrato de Concesión para que, dentro del plazo de tres (3) días hábiles siguientes a la notificación, verifique los datos numéricos, técnicos y de ubicación consignados en los mencionados documentos. Transcurrido el plazo sin mediar respuesta, se considerará que está conforme con la información. f) La Resolución Suprema aprobatoria del Addendum al Contrato de Concesión deberá dictarse dentro del plazo de treinta (30) días hábiles de presentada la solicitud. Los plazos otorgados al concesionario para subsanar observaciones y verificación de datos, no serán computados para los efectos del plazo señalado en el presente párrafo. g) La Resolución será notificada al concesionario y publicada por una sola vez en el Diario oficial El Peruano, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a su notificación. La publicación será por cuenta del concesionario. Redacción alternativa:
Artículo 60º. La concesión de distribución puede comprender una o más zonas de concesión, debiendo estar identificadas y delimitadas en el contrato de concesión con coordenadas UTM (PSAD56). En la oportunidad de otorgar las concesiones a las que se refiere el Artículo 30º de la Ley, la delimitación de cada zona de concesión será establecida por el Ministerio. Dentro de cada zona de concesión, el área consolidada de servicio eléctrico quedará comprendida por el área geográfica ocupada por habilitaciones o centros urbanos donde existan o se implanten redes de distribución, más una franja de un ancho mínimo de mil (1000) metros en torno a ellas. Artículo 61º. El establecimiento de las zonas de concesión previstas en el Artículo 30° de la Ley, se efectuará mediante el siguiente procedimiento: a) La Dirección determinará las coordenadas UTM (PSAD56) de los límites de las zonas y notificará al concesionario el proyecto de Resolución Suprema y de addendum al Contrato de Concesión para que, dentro del plazo de tres (3) días hábiles siguientes a la notificación, verifique los datos numéricos, técnicos y de ubicación consignados en los mencionados 37
documentos. Transcurrido el plazo sin mediar respuesta, se considerará que está conforme con la información. b) La Resolución Suprema aprobatoria del Addendum al Contrato de Concesión deberá dictarse dentro del plazo de treinta (30) días hábiles de presentada la solicitud. Los plazos otorgados al concesionario para subsanar observaciones y verificación de datos, no serán computados para los efectos del plazo señalado en el presente párrafo. c) La Resolución será notificada al concesionario y publicada por una sola vez en el Diario oficial El Peruano, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a su notificación. La publicación será por cuenta del concesionario. Artículo 63º. El plazo de vigencia de los contratos, a que se refiere el inciso b) del Artículo 34º de la Ley, será verificado por la Dirección en el mes de julio de cada año. Para este efecto, los concesionarios de distribución deberán presentar a la Dirección antes del 30 de junio del año correspondiente, copias de los documentos sustentatorios. Redacción alternativa:
Artículo 63º. El plazo de vigencia de los contratos, a que se refiere el inciso d) del Artículo 34º de la Ley, será verificado por la Dirección en el mes de julio de cada año. Para este efecto, los concesionarios de distribución deberán presentar a la Dirección antes del 30 de junio del año correspondiente, copias de los documentos sustentatorios. Artículo 65º. Las discrepancias entre los usuarios y los concesionarios de distribución por el uso de los sistemas de éstos últimos, a que se refiere el inciso d) del Artículo 34º de la Ley, en lo relativo a capacidad de transmisión o las ampliaciones requeridas, serán resueltas por OSINERG, siguiendo el procedimiento establecido en el segundo párrafo del Artículo 62° del Reglamento. Redacción alternativa:
Artículo 65º. Las discrepancias entre los usuarios y los concesionarios de distribución por el uso de los sistemas de éstos últimos, a que se refiere el inciso f) del Artículo 34º de la Ley, en lo relativo a capacidad de transmisión o las ampliaciones requeridas, serán resueltas por OSINERG, siguiendo el procedimiento establecido en el segundo párrafo del Artículo 62° del Reglamento. 3.3.2. Modificaciones
en el cálculo de los precios máximos de
distribución
Estas modificaciones están incluidas en el TÍTULO V. SISTEMA DE PRECIOS DE
ELECTRICIDAD. PRECIOS MÁXIMOS DE DISTRIBUCIÓN.
Artículo 142º. Los costos asociados al usuario, que se tomarán en cuenta para el cálculo del Valor Agregado de Distribución son los costos unitarios de facturación, que comprenda la lectura, el procesamiento y emisión de la misma, su distribución y la comisión de cobranza, considerando una gestión empresarial eficiente. Tratándose del sistema prepago de electricidad, la tarifa deberá reflejar las variaciones que se presenten en el costo de comercialización asociados al usuario. 38
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Artículo 143º. Las pérdidas estándares a considerar para el cálculo del Valor Agregado de Distribución comprenderán las pérdidas físicas y las comerciales. Las pérdidas físicas serán las resultantes del cálculo efectuado considerando la caída de tensión máxima, especificada en la norma de calidad, según el Artículo 64º del Reglamento. Las pérdidas comerciales a reconocer no podrán ser superiores al 50% de las pérdidas físicas. Artículo 144º. La anualidad de la inversión a que se refiere el Artículo 65º de la Ley, será calculada multiplicando al monto de la inversión el factor de recuperación de capital, obtenido éste con una vida útil de 30 años y la Tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la Ley. Artículo 145º. La Comisión determinará, mediante consultoría, las características, el número de Sectores de Distribución Típicos y los factores de ponderación a emplearse para la fijación tarifaria. Los resultados obtenidos serán sometidos por la Comisión a la aprobación de la Dirección, quién establecerá los respectivos Sectores de Distribución Típicos, dentro de un plazo máximo de quince (15) días calendario de presentada la propuesta. Si vencido el plazo, la Dirección, no se pronunciara, la propuesta quedará aprobada. Redacción alternativa:
Artículo 145º. OSINERGMIN determinará, mediante consultoría, las características y el número de Sectores de Distribución Típicos a emplearse para cada concesionario para la fijación tarifaria. Los resultados obtenidos serán sometidos por OSINERGMIN a la aprobación de la Dirección, quien establecerá los respectivos Sectores de Distribución Típicos, dentro de un plazo máximo de quince (15) días calendario de presentada la propuesta. Si vencido el plazo, la Dirección no se pronunciara, la propuesta quedará aprobada. Artículo 146º. Para la elaboración de los estudios de costos destinados a la determinación del Valor agregado de distribución, en cada fijación tarifaria, se tomarán las siguientes previsiones: a) Ninguna empresa consultora podrá analizar más de un Sector de distribución típico; b) La Comisión seleccionará las concesiones en las que se evaluarán cada uno de los Sectores de Distribución Típicos; y, c) Los Sectores de Distribución Típicos elegidos para una fijación tarifaria, no podrán ser nuevamente utilizados para la siguiente, salvo que sean únicos. Redacción alternativa:
Artículo 146º. Para la elaboración de los estudios de costos destinados a la determinación del Valor agregado de distribución, en cada fijación tarifaria, se tomarán las siguientes previsiones: a) Se elaborará un estudio de costos por cada empresa concesionaria; b) Se elaborará un estudio conjunto para evaluar los costos de cada una de las empresas de propiedad pública con menos de 100,000 clientes; y, 39
c) Las consultoras para la realización de los estudios deberán ser precalificadas por OSINERGMIN. Artículo 147º. La Comisión determinará el Valor agregado de distribución para cada concesión mediante la suma de los productos del Valor agregado de distribución de cada Sector Típico por su correspondiente factor de ponderación. Los Valores Agregados resultantes considerarán factores de simultaneidad que ajusten la demanda total de la concesión a la suma de la potencia contratada con sus usuarios y las respectivas pérdidas y será expresado como un cargo por unidad de potencia. Redacción alternativa:
Artículo 147º. OSINERGMIN determinará el Valor agregado de distribución para cada concesión considerando factores de simultaneidad que ajusten la demanda total de la concesión a la suma de la potencia contratada con sus usuarios y las respectivas pérdidas y será expresado como un cargo por unidad de potencia. Artículo 148º. Para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno, los concesionarios deberán proporcionar a la Comisión la información a que se refieren los incisos a) y b) del Artículo 70º de la Ley en la forma y condiciones que ésta determine. La Comisión verificará y calificará la información proporcionada determinando los montos a incluirse en los respectivos cálculos. Redacción alternativa:
Artículo 148º. Para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno, los concesionarios deberán proporcionar a OSINERGMIN la información a que se refieren los incisos a) y b) del Artículo 70º de la Ley en la forma y condiciones que ésta determine. OSINERGMIN verificará y calificará la información proporcionada determinando los montos a incluirse en los respectivos cálculos. Artículo 149º. Para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno, la Comisión procederá de la siguiente manera: a) Conformará conjuntos de concesiones en los que sus Valores Agregados de Distribución no difieran en más de 10%; y, b) Obtendrá, para cada conjunto, valores totales de ingresos, de costos y de Valores Nuevos de Reemplazo de las concesiones conformantes. Para efectos del cálculo de la Tasa Interna de Retorno, los ingresos y costos de compra de electricidad derivados de suministros no sujetos a regulación de precios, se determinarán con las tarifas aplicables a los usuarios regulados. Redacción alternativa:
40
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Artículo 149º. Para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno, OSINERGMIN obtendrá, para cada concesionaria, valores totales de ingresos, de costos y de Valores Nuevos de Reemplazo. Para efectos del cálculo de la Tasa Interna de Retorno, los ingresos y costos de compra de electricidad derivados de suministros no sujetos a regulación de precios, se determinarán con las tarifas aplicables a los usuarios regulados. Artículo 150º. Los costos que se reconozcan para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno serán los siguientes: a) Energía adquirida a terceros; b) Gastos de personal, incluyendo los beneficios sociales; c) Suministro diversos; d) Servicios prestados por terceros; e) Cargas diversas de gestión; y, f) Pérdidas estándares, calculadas de acuerdo a lo establecido en el Artículo 143 del Reglamento. Corresponde a la Comisión la evaluación y calificación de dichos costos los que deberán corresponder a valores estándares internacionales aplicables al medio, guardando relación de causalidad directa con la prestación del servicio. Redacción alternativa:
Artículo 150º. Los costos que se reconozcan para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno serán los siguientes: a) Energía adquirida a terceros; b) Gastos de personal, incluyendo los beneficios sociales; c) Suministro diversos; d) Servicios prestados por terceros; e) Cargas diversas de gestión; y, f) Pérdidas estándares, calculadas de acuerdo a lo establecido en el Artículo 143 del Reglamento. Corresponde a OSINERGMIN la evaluación y calificación de dichos costos, los que deberán corresponder a valores estándares internacionales aplicables al medio, guardando relación de causalidad directa con la prestación del servicio. Artículo 151º. Las tarifas (valores agregados de distribución) definitivas y sus fórmulas de reajuste, a que se refiere el Artículo 72º de la Ley, para su publicación deberán estructurarse como fórmulas tarifarias que señalen explícitamente y, en forma independiente, los siguientes componentes: a) Tarifa en Barra; b) Costos del Sistema Secundario de Transmisión, cuando corresponda; y, c) Valor agregado de distribución. 41
Redacción alternativa:
Artículo 151º. Las tarifas definitivas y sus fórmulas de reajuste, a que se refiere el Artículo 72º de la Ley, para su publicación deberán estructurarse como fórmulas tarifarias que señalen explícitamente y, en forma independiente, los siguientes componentes: a) Tarifa en Barra; b) Costos del Sistema Secundario de Transmisión, cuando corresponda; y, c) Valor agregado de distribución. Artículo 152º. La Comisión dispondrá la publicación de las fórmulas tarifarias, a que se refiere el Artículo anterior, en el Diario Oficial “El Peruano” por una sola vez, con una anticipación de quince (15) días calendario a su entrada en vigencia. Los concesionarios de distribución, a su vez, deberán publicar las tarifas expresadas en valores reales, resultantes de la aplicación de las fórmulas tarifarias emitidas por la Comisión, en el diario de mayor circulación donde se ubica la concesión. Igualmente, está obligado a exhibir dichos valores en sus oficinas de atención al público. Redacción alternativa:
Artículo 152º. OSINERGMIN dispondrá la publicación de las fórmulas tarifarias, a que se refiere el Artículo anterior, en el Diario Oficial “El Peruano” por una sola vez, con una anticipación de quince (15) días calendario a su entrada en vigencia. Los concesionarios de distribución, a su vez, deberán publicar las tarifas expresadas en valores reales, resultantes de la aplicación de las fórmulas tarifarias emitidas por OSINERGMIN, en el diario de mayor circulación donde se ubica la concesión. Igualmente, está obligado a exhibir dichos valores en sus oficinas de atención al público. Artículo 153º. Antes de seis meses de concluir el período de vigencia de las tarifas de distribución, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de distribución los Términos de Referencia para la ejecución del estudio de costos, la definición de los Sectores de Distribución Típicos y la relación de empresas consultoras precalificadas. Redacción alternativa:
Artículo 153º. Antes de seis meses de concluir el período de vigencia de las tarifas de distribución, OSINERGMIN deberá poner en conocimiento de las empresas de distribución los Términos de Referencia para la ejecución del estudio de costos, la definición de los Sectores de Distribución Típicos y la relación de empresas consultoras precalificadas. 42
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Anexo I – Descripción del actual marco regulatorio
En este anexo realiza una breve descripción del marco normativo actual en Perú
en lo que se refiere a la remuneración de la actividad de distribución. Se presta
especial atención a los puntos que se han considerado de mayor importancia
dentro del alcance del proyecto.
En el primer apartado se describen algunas de las cuestiones relacionadas con el
marco conceptual que serán analizadas en el contexto del proyecto de
consultoría. En el resto de los apartados se incluyen algunos de los temas
específicos de la regulación que serán analizados en las próximas secciones.
Marco conceptual
La regulación de la remuneración de la actividad de distribución en Perú no ha
sido modificada prácticamente en nada12 desde su reforma en el año 1993. Tras
cinco periodos tarifarios, el objetivo de este análisis es proponer mejoras en el
marco normativo que puedan ser implantadas en la revisión tarifaria del año
2013.
El actual marco normativo se basa en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de
19 de noviembre de 1992, con sus actualizaciones posteriores. En concreto, la
determinación de los precios máximos de distribución comprenden los artículos
63º a 73º de dicha Ley. Además, los mecanismos para determinar los precios
máximos de distribución se encuentran detallados en los artículos 142º a 153º
de su Reglamento.
Uno de los primeros objetivos del actual marco regulatorio fue que el sistema
tarifario reflejase los costes reales del servicio. Este objetivo fue ya alcanzado
durante el primer periodo tarifario, bajo el marco regulatorio actual en los años
90. Como es lógico, esto supuso importantes subidas de tarifas durante dicho
periodo.
En Perú, el marco normativo de la actividad de distribución sólo se aplica a las
instalaciones de hasta 30 kV, es decir a la media tensión (MT) y baja tensión
(BT). Las instalaciones que, aún cumpliendo funciones de distribución, tienen
tensiones superiores, se denominan de subtransmisión (o transmisión
secundaria) y, como tal, se consideran bajo un marco normativo distinto. El
artículo 62º de la LCE y los artículos 138º y 139º de su Reglamento, detallan los
aspectos relativos a la remuneración de dichas instalaciones. En estos artículos
se explica el método de remuneración de las instalaciones situadas dentro de la
red de transmisión secundaria y que son pagadas en todo o en parte por la
demanda. La remuneración de estas instalaciones está basada en la valoración (a
precio de mercado) de las instalaciones existentes y de las correspondientes al
plan de inversiones que presente la empresa propietaria y sea aprobado por el
12
A pesar de que se han llevado a cabo algunas modificaciones en los procedimientos (como, por
ejemplo, en la determinación de los sectores típicos), no se he modificado ningún aspecto de fondo
de la regulación.
43
regulador. Los costos de operación y mantenimiento se calculan como un
porcentaje (determinado por el regulador cada seis años) del costo de inversión.
Un aspecto importante es que, al final de cada año del periodo regulatorio, se
liquida a las empresas propietarias de estas instalaciones la diferencia entre sus
ingresos permitidos y la facturación que ha realizado.
La remuneración de la actividad de distribución en Perú se realiza mediante un
esquema de price cap (limitación de precios o precio techo), con revisiones
tarifarias cada periodo de cuatro años. En dichas revisiones, el regulador
establece la retribución permitida a la empresa (Valor Agregado de la
Distribución – VAD), a partir de la cual se calcula el nivel de precios que, en el
año de inicio del periodo, cada empresa puede cobrar a sus usuarios. Estos
precios tienen unas fórmulas de actualización a lo largo del periodo tarifario,
utilizando diferentes índices de precios. Asimismo, los precios se actualizan con
unos factores de economías de escala que se determinan para cada uno de los
años del periodo tarifario. Estos factores se calculan utilizando unas tasas de
crecimiento previstos de la demanda, así como de la proporción de los costos que
son fijos y variables.
El VAD para cada empresa se determina como la suma de los costos de capital o
inversión y los costos de explotación. El cálculo de las tarifas que se aplican a los
usuarios se realiza teniendo en cuenta los coeficientes de pérdidas reconocidas.
La remuneración de la inversión se realiza calculando la anualidad del Valor
Nuevo de Reemplazo (VNR) de la empresa eficiente o adaptada. Esta anualidad se
calcula con una tasa de retorno fija por la Ley (en la actualidad es del 12%).
Los costos de explotación (que incluyen los costos de administración, operación y
mantenimiento y comercialización) también se calculan a partir de la empresa
eficiente o adaptada. Se tienen en cuenta tanto los costos directos como los
indirectos, necesarios para la organización óptima de la empresa modelo.
La determinación de las pérdidas reconocidas tiene en cuenta pérdidas técnicas y
comerciales.
Tanto el cálculo del VNR, de los costos de explotación, como de las pérdidas
reconocidas se realizan para una empresa eficiente diseñada para cada uno de
los sectores típicos definidos como representativos para el desarrollo de la
actividad de distribución en Perú.
Una vez que se obtiene el VAD de cada empresa mediante una media ponderada
de los VAD de cada uno de los sectores típicos que la componen, se calcula una
tarifa única por potencia para todos los clientes de dicha empresa, así como un
cargo fijo. Finalmente, para los usuarios con tarifa sin cargo por potencia, la
tarifa por potencia se energiza utilizando las horas de utilización representativas
de cada sector típico, de manera que las tarifas finales que pagan los
consumidores de una misma empresa pueden tener ciertas diferencias entre
ellas.
44
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Definición de sectores típicos
La determinación del VAD de cada una de las empresas se realiza a partir de
empresas modelo (óptimamente adaptadas a la demanda suministrada y, por
tanto, eficientes). Estas empresas modelo surgen de la definición de unos
Sectores Típicos, en los que se clasifican todos los sistemas de distribución
existentes (en la revisión de 2009 se han utilizado un total de 207 sistemas
eléctricos de distribución, incluyendo 27 sistemas eléctricos rurales).
La determinación de los sectores típicos para el cálculo del VAD se realiza en
cada proceso de revisión tarifaria. Inicialmente, se comenzó haciendo con
parámetros técnicos que caracterizaban la densidad de la demanda y la longitud
de las redes, luego con fórmulas econométricas (utilizando longitudes de redes,
consumos promedios, potencia instalada) y en la última revisión de 2009 se ha
realizado mediante la definición de parámetros económicos.
Para esta revisión tarifaria del año 2009 se han definido un total de 7 sectores
típicos. El sector típico 1 se utiliza para las dos empresas de distribución de
Lima. Existe un sector típico especial para el sector eléctrico de Villacurí
(empresa Coelvisac). Los sistemas eléctricos rurales se han clasificado dentro de
un nuevo sector típico. El resto de sistemas eléctricos se agrupan en los sectores
típicos 2, 3, 4 y 5.
Para realizar esta clasificación, se ha definido un Costo Anual Referencial – CAR,
que se calcula como la suma de tres coeficientes S1, S2 y S3. S1 es el costo
medio (por MWh) de la red de media tensión, teniendo en cuenta la anualidad del
VNR de las instalaciones existentes y los costos de operación y mantenimiento de
la empresa (calculados como una proporción de la anualidad del VNR,
determinado a partir del estudio de costos del VAD). S2 es el costo medio (por
MWh) de la red de baja tensión y las subestaciones de distribución, teniendo en
cuenta la anualidad del VNR existente y los costos de operación y mantenimiento
de la empresa (calculados como una proporción de la anualidad del VNR, a partir
del estudio de costos del VAD). Finalmente, S3 representa la influencia de los
cargos fijos, calculado como el cociente de los cargos fijos totales anuales y la
energía consumida por los clientes de baja tensión. Para cada sistema eléctrico
se calcula el CAR y luego se clasifican en cuatro grupos (clusters) a partir del
método de Dalenius, que permite minimizar las variabilidades interiores de cada
estrato.
Una vez que se han definido los sectores típicos, se define el sistema eléctrico
representante de cada uno de ellos. Para ello, se selecciona el sistema que
constituye la mediana del valor de CAR dentro del propio sector. Para este
representante del sector, se realiza el estudio detallado de costos que
determinará la retribución de todos los sistemas eléctricos que pertenecen a
dicho sector.
En el siguiente mapa se puede observar la situación actual de las redes de
distribución clasificadas en los sectores típicos en todo el país.
45
Sectores típicos en Perú
46
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
En la tabla siguiente se presenta, para cada empresa distribuidora, sus
principales características y los sectores típicos en los que se clasifican sus
redes.
Nombre de la empresa
Área
geográfica
(km2)
Tipo de área
Propiedad
Nº de
clientes
Energía
suministrada
[MWh]
Edelnor
Luz del Sur
Hidrandina
Electrocentro
Electronoroeste
Electro Sur Este
SEAL
Electronorte
Electro Oriente
Electro Puno
Electro Sur Medio
Electrosur
Electro Ucayali
Edecañete
Electro Tocache
Emsemsa
Emseusa
Sersa
Coelvisa
Electro Pangoa
2,441
3,001
897
6,349
577
6,111
n/a
140
420,105
n/a
n/a
n/a
102,411
900
n/a
n/a
n/a
185
n/a
n/a
1/2/3/5
1
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/5
2/3/4
2/4
3
3
4
3
3 / Especial
2
Privada
Privada
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Privada
Pública
Pública
Pública
Privada
Privada
Pública
986,381
781,543
469,967
433,576
279,266
266,509
264,815
247,389
150,688
137,552
130,701
108,562
48,016
27,484
9,683
6,731
6,212
4,601
1,255
1,224
4,784,495
4,992,948
1,030,827
595,833
659,973
329,682
618,897
447,432
297,440
175,868
514,897
227,813
154,643
84,207
10,542
7,061
7,066
4,527
80,491
1,311
Referencia Tipo de área (sector típico): 1= Urbano de alta densidad, 2 = Urbano de media densidad,
3 = Urbano de baja densidad, 4 = Urbano-rural y 5 = Rural.
Determinación del VNR eficiente para cada sector típico
El cálculo de costos de la empresa eficiente se realiza a partir de un estudio de
planificación que no considera las instalaciones existentes, sino únicamente las
características geográficas del sistema y los consumos existentes (greenfield
planning). Para cada sector típico se realiza el estudio detallado del sistema
eléctrico seleccionado como representante. En el sector típico 1 se selecciona una
de las dos empresas al completo (en cada revisión se utiliza una de ellas), y en el
sector típico especial se analiza igualmente la empresa en su totalidad. El cálculo
del VNR para las instalaciones eficientes se basa en unos estándares de
tecnologías e instalaciones eléctricas, previamente especificadas y en unos costos
unitarios de inversión definidos para las mismas. Estos costos unitarios y
estándares son distintos para cada sector típico.
Este ejercicio de planificación de los sistemas eléctricos seleccionados permite
calcular el VNR adaptado para dichos sistemas, tanto para media tensión como
para baja tensión. A continuación, se calcula el cociente entre dichos VNR y las
potencias correspondientes a los sistemas analizados (considerando los
47
correspondientes factores de pérdidas de potencia13), obteniendo un VNR
adaptado por kW-mes, tanto para MT como para BT. Estos VNR adaptados son
los que se utilizarán para todos los sectores eléctricos pertenecientes al
correspondiente sector típico.
Determinación de los costos de explotación de la empresa modelo
para cada sector típico
Además del VNR adaptado, el estudio de costos de la empresa modelo, también
permite calcular los costos de explotación para cada sector típico. Estos costos
incluyen los costos de operación y mantenimiento de las redes, así como los
costos de gestión comercial y los costos de administración.
Los costos de operación y mantenimiento se calculan para las redes de MT y BT
definiendo las actividades necesarias para operarlas y mantenerlas de manera
eficiente. Para ello, se utilizan las instalaciones eficientes que se han
determinado en el cálculo del VNR adaptado: longitudes de redes, instalaciones
de alumbrado público, subestaciones de distribución y equipos de red.
Seguidamente, y para cada sector típico, se definen unos costos unitarios de las
actividades de operación y mantenimiento. Estos costos dependen del tipo de
instalación (por ejemplo $/km en las líneas aéreas o cables subterráneos).
Los costos de gestión comercial incluyen la lectura, facturación, cobro y atención
comercial. Para cada tarea se definen unos costos totales que dependen del
número de clientes considerado. Se dimensiona la estructura de la empresa y a
partir de ahí se calculan los costos totales eficientes. Finalmente, se pasa a unos
costos por usuario, que se recuperan mediante el cargo fijo.
Finalmente, los costos de administración tienen en cuenta la organización
necesaria para administrar los recursos utilizados en el desempeño de las tareas
anteriores. Para ello, se analiza la organización actual de la empresa de
referencia y se optimiza. Estos costos se añaden a la tarifa por potencia, de modo
que se recuperan mediante el cargo por potencia (o por energía en los usuarios
con tarifa monómica).
Una vez que se tienen todos los costos totales para el sistema eléctrico de
referencia, es necesario pasarlos a costos unitarios para poder extrapolarlos al
resto de sistemas del sector típico. Para ello, los costos de operación y
mantenimiento y de administración se dividen entre la potencia del sistema
analizado (teniendo en cuenta los factores de pérdidas de potencia), obteniendo
un costo unitario por kW-mes, tanto para MT como para BT. En cambio, los
costos de gestión comercial se consideras dependientes del número de usuarios,
por lo que se recuperan mediante un cargo fijo por cliente-mes.
13
Estos factores de pérdidas de potencia, así como los de energía, también se determinan para
cada sector típico a partir del estudio de costos.
48
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Determinación del VAD para cada sector típico y determinación del
VAD para cada empresa
Una vez que se han calculado el VNR y los costos de explotación para la empresa
eficiente, se puede determinar el VAD para cada sector típico. Este VAD se
desglosa en tres componentes: por kW-mes en MT, por kW-mes en BT, y por
cliente-mes.
Seguidamente, para cada empresa, se ponderan estos VAD teniendo en cuenta
qué porcentaje de la demanda suministrada total (en MWh) se ubica en cada
sector típico. Estos factores de ponderación se calculan tanto para MT como para
BT.
Este proceso permite calcular un VAD único para todos los consumidores de la
empresa, tanto para potencia en MT como para potencia en BT. El cargo fijo no
se pondera, de manera que se mantiene distinto para cada sector típico (en
cualquier caso, se trata de un cargo de poca importancia y las diferencias no son
muy significativas).
Finalmente, las tarifas finales que pagan los usuarios que no tienen cargo por
potencia se calculan energizando las tarifas anteriores. Para ello, se utilizan las
horas de utilización representativas de cada sector típico, de manera que las
tarifas finales tienen ciertas diferencias dentro de la misma empresa,
dependiendo del sector típico en el que se encuentre cada cliente.
Comprobación de la rentabilidad de las empresas y ajuste del VAD
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, antes de fijar el VAD previamente
calculado para cada una de las empresas, es necesario realizar una
comprobación de la rentabilidad que las empresas obtendrían con tarifas que
reflejasen dicho valor, de manera que ésta esté en un rango de entre el 8% y el
16%. En los casos en los que no se cumpla dicho criterio, hay que hacer un
ajuste del VAD de la(s) empresa(s), de manera que la rentabilidad quede en dicho
rango.
La rentabilidad se comprueba utilizando el VNR existente de la empresa. Este
VNR no es exactamente el real de la empresa, aunque sí tiene en cuenta todas
sus instalaciones. La diferencia es que se tienen en cuenta mejoras tecnológicas
en la valoración de los activos de la empresa. Es decir, se utilizan los activos
existentes, pero valorados con tecnología actual y mejoras de diseño (por
ejemplo, para alguna zona se puede considerar que el diseño adecuado son
líneas aéreas, aunque en dicho lugar la empresa tenga líneas subterráneas).
Para calcular este VNR existente, desde el año 2005 hay bases de datos con
todas las instalaciones de distribución utilizando tecnología GIS. Las empresas
dan de alta y de baja las instalaciones, de manera que cada año se conoce con
exactitud (para lo que también se realizan auditorías) todas las instalaciones de
distribución existentes.
Para verificar la rentabilidad se calcula la TIR (Tasa Interna de Retorno) del VNR
existente, utilizando como ingresos los que habría obtenido la empresa con las
49
tarifas calculadas con el VAD propuesto, considerando los patrones de consumo
del año anterior. A estos ingresos se le resta una estimación de los costos reales
de explotación de la empresa del año anterior (utilizando para ello las
instalaciones existentes), teniendo en cuenta las pérdidas.
La Ley establece que esta comprobación de rentabilidad se realiza para conjuntos
de concesionarias, y no para cada empresa por separado. Para realizar estas
agrupaciones, se comienza con la empresa que tiene el VAD más bajo y en su
grupo se añaden todas las que tienen un VAD, a lo sumo, un 10% mayor que el
suyo. Seguidamente se coge la siguiente empresa no clasificada con el VAD más
bajo y se forma un nuevo grupo siguiendo el mismo criterio. Se realiza este
proceso hasta que todas las empresas están clasificadas en algún grupo. Si el
chequeo de la rentabilidad de uno de los grupos resulta en una TIR menor que el
8% o mayor que el 16%, se ajustará el VAD de todas las empresas
(incrementándolo y decrementándolo, respectivamente) de dicho grupo hasta que
se alcance uno de dichos límites.
Actualización anual del VAD
Los valores de VAD calculados finalmente y que forman parte de la tarifa al
consumidor final están sujetos a unas fórmulas de actualización a lo largo del
periodo tarifario.
Por un lado, se actualizan de acuerdo a diferentes índices de precios: IPM (índice
de precios al por mayor), índice de productos importados, índice del precio del
cobre e índice del precio del aluminio. Cada uno de ellos se tiene en cuenta
utilizando unos coeficientes de participación de cada partida en el VAD de MT, de
BT y en el cargo fijo. Todos estos coeficientes se determinan en los estudios de
costos del VAD en el proceso de revisión tarifaria, por lo que son diferentes para
cada sector típico. Esta actualización se lleva a cabo cada mes, de modo que se
recalculan los VAD correspondientes a cada sector típico de acuerdo a la
evolución de los índices de precios y, a partir de ellos, los VAD de cada una de
las empresas.
Por último, los valores del VAD también están afectados por unos factores de
economías de escala que se determinan para cada uno de los años del periodo
tarifario. Estos factores se calculan utilizando unas tasas de crecimiento
vegetativo de la demanda (en energía) esperadas y las proporciones de los costos
totales de la distribución que se consideran como fijos (no cambian con la
demanda) y variables. Es importante destacar que los factores de economías de
escala se calculan ex-ante, para los cuatro años del periodo tarifario, en el
proceso de revisión tarifaria. Así, se calculan utilizando los crecimientos previstos
de la demanda y del número de clientes a lo largo del periodo.
Calidad de servicio
La mejora de la calidad de servicio y los mecanismos regulatorios para
conseguirlo es uno de los temas prioritarios de las autoridades regulatorias en
Perú. En el año 2002 se implantó el sistema actualmente vigente para el control
de la calidad de servicio en Perú.
50
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
En la determinación de la empresa eficiente en cada uno de los sectores típicos
mediante el estudio de planificación y diseño de red se consideran los criterios de
calidad que las empresas deben satisfacer.
El actual sistema de control en lo referente a interrupciones de suministro
contempla dos esquemas de penalización para los incumplimientos por parte de
las empresas:
•
Compensaciones al usuario, por incumplimiento de los índices
individuales mínimos. Estas compensaciones sí están siendo pagadas por
las empresas. Se empezaron a implantar progresivamente en 1997, con
idea de llegar a 0.95c$/kWh no suministrado, aunque por el momento se
han quedado en un valor de 0.35 c$/kWh.
•
A partir de 2001 se imponen sanciones teniendo en cuenta los valores
zonales de los índices SAIDI y SAIFI. Las empresas distribuidoras aún no
han abonado ninguna de las sanciones, que están siendo recurridas ante
la justicia de manera sistemática.
La aplicación de la Norma Técnica de Calidad (NTC) quedó suspendida para los
sectores rurales, lo que explica el empeoramiento de los índices SAIDI y SAIFI
que se ha experimentado en dichas zonas.
Acceso universal
Además de la calidad de servicio, el acceso universal a la energía eléctrica es la
otra gran preocupación de las autoridades y organismos regulatorios de Perú.
Ambos aspectos se encuentran íntimamente relacionados con la realización de
las inversiones necesarias por parte de las empresas.
La zona de concesión de cada empresa distribuidora se define mediante una
banda de 100 metros desde las instalaciones existentes. Por este motivo, la
expansión de la frontera eléctrica tiene que ser llevada a cabo mediante proyectos
con algún tipo de financiación externa a las empresas distribuidoras, ya que a
éstas no les resulta rentable realizar dicha ampliación.
Los proyectos de electrificación rural se encuentran regulados en Perú mediante
la Ley de Electrificación Rural (Ley Nº 28749) y su Reglamento. Inicialmente
estos proyectos comenzaron haciéndolos las empresas distribuidoras con fondos
del Estado, aunque en algunas ocasiones estas empresas no querían llevarlos a
cabo, argumentando que el diseño de las instalaciones no se había realizado de
una manera eficiente, por lo que la retribución asociada no les iba a compensar
los costos de explotación. En la actualidad, cuando las distribuidoras no quieren
hacerse cargo, lo hace una empresa del Estado, que paga a las distribuidoras,
además de las tarifas, unos costos de operación y mantenimiento.
Desde el año 2005, el Banco Mundial saca a concurso unos fondos y las
empresas acceden a los mismos realizando propuestas de inversión en
instalaciones de electrificación rural en su área de influencia y especificando la
cofinanciación aportada por las mismas. Las inversiones se adjudican a los
proyectos de mayor envergadura y con mayor porcentaje de financiación por
51
parte de las empresas (las empresas están poniendo en el orden del 10-20%).
Estos proyectos suelen ser rentables con las tarifas actuales. Las instalaciones se
ceden a las distribuidoras y se les retribuye por su capital (la parte de la
inversión que han financiado), el costo de operación y mantenimiento y un coste
de reposición a 30 años.
Por otra parte, dentro del sistema de gobierno en Perú se está produciendo un
proceso de descentralización a nivel de Regiones, el cual podría conducir a que
empresas que distribuyen electricidad en distintas regiones acaben por dividirse
en empresas separadas en cada una de ellas debido a decisiones políticas.
Cuando son los Gobiernos Regionales los que llevan a cabo las instalaciones de
ampliación a zonas rurales, no tienen obligación de cederlas a las empresas
distribuidoras, ya que no están sujetas a la Ley General de Electrificación Rural.
Los proyectos de electrificación rural con unos costos de hasta 800 $ por usuario
se desarrollan mediante extensión de las redes existentes con tecnologías
convencionales. A partir de dicho coste, se desarrollan instalaciones aisladas con
autoabastecimiento con generación propia (fundamentalmente energía solar
fotovoltaica). Se está empezando a preparar una propuesta de regulación de
instalaciones fotovoltaicas, en la que se va a plantear un único cargo por usuario
y mes.
Subsidios
Existen dos tipos de subsidios entre consumidores: un subsidio implícito y otro
explícito.
El subsidio implícito tiene que ver con la metodología de cálculo del VAD por
empresa. Así, una vez que se ha calculado el VAD por sector típico, se pondera y
se calcula uno único para cada empresa. A pesar de que se trata de una tarifa
por kW y luego se aplican unas horas de utilización (por lo que sí hay cierta
diferenciación de tarifas por energía en la misma empresa), las diferencias entre
las tarifas de los usuarios de la misma empresa son bastante pequeñas, lo que
supone un subsidio cruzado entre los consumidores de cada una de las
empresas distribuidoras.
Hasta el año 2001 no se utilizó en el país ningún tipo de subsidio explícito, por lo
que cada usuario tenía que satisfacer una tarifa que reflejaba los costos de la
empresa distribuidora a la que pertenecía. En ese momento se constituyó el
Fondo Social de Compensación Eléctrica (FOSE), que trata de subsidiar a los
clientes con pocos recursos (identificados a través de los consumos más bajos).
Este fondo supone una reducción de la tarifa de hasta el 25% en zonas urbanas,
50% en rurales y 62.5% en rurales aisladas, todo ello sobre la tarifa final de
mercado regulado, para los consumos de hasta 30 kWh/mes. Por encima de 100
kWh/mes, los consumidores pagan unas tarifas del orden del 2-3% más
elevadas, las cuales sirven para subsidiar a los mencionados consumos bajos.
Todos los consumidores de bajo consumo tienen derecho al subsidio
independientemente de su nivel de renta económica.
52
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Además, se cobra un impuesto para el desarrollo de proyectos de electrificación
rural como un porcentaje del monto facturado. Este impuesto permite recaudar
unos 50 millones de dólares al año: la mitad se dedica a subvencionar la
generación rural aislada y el resto a expandir la red en zonas rurales.
Tal y como se ha indicado, para la revisión tarifaria del año 2009 se va a
considerar un nuevo sector típico para las zonas en las que se han llevado a cabo
proyectos de electrificación rural (sistemas eléctricos rurales). Aunque se va a
obtener una tarifa muy alta para dicho sector, se está valorando subir el
porcentaje de subsidio del FOSE para estas zonas.
Opciones tarifarias
En Perú los usuarios disponen de un buen número de opciones tarifarias de
acuerdo a las variables de facturación que se utilizan (energía, potencia,
utilización de horas de pico y fuera de pico).
El sistema prepago está implantado utilizando un cargo fijo y un cargo por
energía. Para aplicar el cargo fijo es necesario facturar aplicando el consumo
histórico de cada cliente.
53
Anexo II – Diagnóstico de la situación de la actividad de
distribución eléctrica en el Perú
Este anexo se basa en el resumen ejecutivo del Segundo Informe realizado en el
marco de la actual consultoría. En dicho informe se realizaba un diagnóstico
detallado de la situación actual de la actividad de distribución eléctrica en Perú,
así como de su evolución a lo largo de los últimos años. Este diagnóstico
comprendió los siguientes análisis:
•
Situación económica de las empresas de distribución.
•
Situación de las tarifas de distribución.
•
Situación de la penetración del servicio público de electricidad.
•
Situación de la calidad de servicio eléctrico suministrado por las
empresas eléctricas.
•
Situación del sistema de control y supervisión de la calidad de
servicio.
•
Situación del sistema de comercialización.
•
Situación del sistema de información operativa, comercial y de
costos del sector eléctrico.
Como ya se ha mencionado en la actualidad existen 20 empresas distribuidoras
en Perú. De nuevo se incluye la tabla que detalla los principales datos de las
empresas:
Empresas de Distribución: Características Principales
Nombre de la empresa
EDLN
LDS
ELNM
ELC
ELNO
ELSE
SEAL
ELN
ELOR
ELPU
ELSM
ELS
ELUC
EDCA
SERS
COEL
Edelnor
Luz del Sur
Hidrandina
Electrocentro
Electronoroeste
Electro Sur Este
SEAL
Electronorte
Electro Oriente
Electro Puno
Electro Sur Medio
Electrosur
Electro Ucayali
Edecañete
Electro Tocache
Emsemsa
Emseusa
Sersa
Coelvisa
Electro Pangoa
Área
geográfica
(km2)
Tipo de área
Propiedad
Nº de
clientes
Energía
suministrada
[MWh]
2,441
3,001
897
6,349
577
6,111
n/a
140
420,105
n/a
n/a
n/a
102,411
900
n/a
n/a
n/a
185
n/a
n/a
1/2/3/5
1
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/3/4/5
2/5
2/3/4
2/4
3
3
4
3
3 / Especial
2
Privada
Privada
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Pública
Privada
Pública
Pública
Pública
Privada
Privada
Pública
986,381
781,543
469,967
433,576
279,266
266,509
264,815
247,389
150,688
137,552
130,701
108,562
48,016
27,484
9,683
6,731
6,212
4,601
1,255
1,224
4,784,495
4,992,948
1,030,827
595,833
659,973
329,682
618,897
447,432
297,440
175,868
514,897
227,813
154,643
84,207
10,542
7,061
7,066
4,527
80,491
1,311
Referencia Tipo de área: 1= Urbano de alta densidad, 2 = Urbano de media densidad, 3 = Urbano
de baja densidad, 4 = Urbano-rural y 5 = Rural.
54
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
A continuación se presentan de forma comparada los principales aspectos
analizados.
Situación económica de las empresas de distribución
Basándose en los estados económicos y financieros de los últimos diez años, se
calcularon los índices económicos financieros (TIR, ROA, ROE, GIR) e indicadores
que relacionan la base tarifaria (VNR) y los referidos índices económicos
financieros. Se han considerado, por su relevancia, los siguientes ratios de
apalancamiento y de rentabilidad:
a) Endeudamiento
b) Autonomía Financiera
c) Cobertura de Intereses de la Deuda
d) Retorno sobre los activos (ROA)
e) Margen Bruto de Distribución
f)
Rentabilidad Económica del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)
A continuación se presentan los principales resultados del análisis.
El endeudamiento promedio de los últimos dos años de las empresas del sector
es igual a 0.46, un valor razonable para los estándares internacionales en el
sector de distribución eléctrica. En general, se considera que la relación entre
deuda y recursos propios debe estar situada en alrededor de un 50% ó 60%.
1.80
EDLN
1.60
LDS
1.40
Endeudamiento
1.20
1.00
0.80
SERS
0.60
COEL
Promedio
ELSM
ELN
0.40
ELNO
EDCA
0.20
ELC
SEAL
ELNM
ELPU
ELS
ELOR
ELSE
ELUC
0.00
Endeudamiento Promedio 2006-2007
55
Se aprecia una relación entre la propiedad de las empresas de distribución y el
endeudamiento de las mismas: todas las empresas públicas están por debajo del
promedio del sector (46%), mientras que todas las privadas, excepto EDCA, están
por encima. Lo anterior resulta razonable si se considera que las empresas
pueden maximizar sus beneficios cuanto mayor es el grado de apalancamiento, y
que es posible que las empresas privadas tengan mayores incentivos a
incrementar sus beneficios. Respecto a la evolución de este indicador durante el
período 1997–2007, se observa que el valor medio de las empresas del sector no
se ha modificado sustancialmente a lo largo del tiempo, encontrándose siempre
ligeramente por encima del 40%.
Se analizaron las inversiones totales en distribución, realizadas por el sector
público y por las empresas privadas, para ampliación de la red. Se aprecia una
importante participación del sector estatal en las inversiones, a través de las
distribuidoras de capital público y del Plan de Electrificación Rural.
A continuación se presenta la evolución de inversiones de las empresas privadas
y públicas.
[miles de US$]
Inversiones privadas
60000
50000
40000
Edelnor S.A .A . EDELNOR
Electro Sur Medio S.A .A . ELSM
30000
Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A .
EDECA ÑETE
20000
Luz del Sur S.A .A . LUZ del SUR
10000
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
0
[Años]
Electro Oriente S.A . ELOR
[miles de US$]
Electro Pangoa S.A . EPA SA
Inversiones estatales
35000
Electro Puno S.A .A . ELPUNO
Electro Sur Este S.A .A . ELSE
30000
Electro Ucayali S.A . ELU
Electrocentro S.A . ELC
25000
Electronoroeste S.A . ENOSA
Electronorte Medio S.A . - HIDRA NDINA ELNM
20000
Electronorte S.A . ENSA
ELECTROSUR S.A.
15000
EMPRESA DE SERV .ELÉCTRICOS MUNICIPA LES DE
PA RA MONGA S.A . -EMSEMSA
Empresa Municipal de Servicio Eléctrico de Tocache
S.A . TOCA CHE
Empresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba
S.A EMSEU
INA DE - Proyecto Especial Chavimochic CHA V IMOCHIC
10000
5000
Servicios Eléctricos Rioja S.A . SERSA
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
0
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A . SEA L
[Años]
Resumen Inversiones por empresas (privadas o estatales), durante el período 1997–2007
56
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
El análisis de las inversiones por cliente de cada empresa muestra
comportamientos distintos para las empresas públicas y privadas. Las empresas
privadas han invertido de forma más uniforme en los distintos años del período y
es notoria la similitud de las cifras para las distribuidoras de Lima: Edelnor y Luz
del Sur.
Los valores anuales promedio de inversión por cliente de estas empresas son
cercanos a los 40 dólares. Se aprecia en cambio una gran dispersión en los
valores promedio de inversión por cliente de las distribuidoras estatales, con
algunos valores muy bajos que en general corresponden a empresas municipales
y otros que sí resultan comparables con la cifra antes mencionada. En este
último caso, es notorio que las inversiones por cliente son muy superiores en los
primeros años del período (hasta el año 2000).
En cuanto a la rentabilidad conseguida por las empresas, considerando el
promedio de los últimos dos años, el retorno sobre los activos (ROA) promedio de
la muestra de empresas es de 3.7, con una notoria diferencia entre empresas
privadas y públicas.
20.00
SERS
15.00
10.00
ROA
LDS
ELC
5.00
EDLN
ELNO
ELN
Promedio
COEL
ELNM
ELS
SEAL
ELSE
ELPU
0.00
EDCA
ELSM
ELUC
ELOR
-5.00
ROA Promedio 2006-2007
En la figura siguiente se muestra el ratio de rentabilidad GIR / VNR promedio de
los últimos dos años para las empresas de distribución analizadas. El valor
promedio del indicador para la muestra de empresas es de 0.11.
57
0.18
EDLN
LDS
0.16
ELN
0.14
ELNO
ELS
EDCA
ELNM
0.12
Promedio
ELC
ELSM
SEAL
0.10
ELSE
SERS
ELOR
0.08
ELUC
0.06
COEL
ELPU
0.04
0.02
0.00
Rentabilidad del VNR Promedio 2006-2007
Se observa que la mayoría de las empresas están por encima del valor promedio,
siendo EDLN y LDS las empresas con mayor rentabilidad.
El análisis realizado muestra la lógica dispersión de resultados que es de esperar
en un sector con empresas de muy distinto tamaño, economías de escala,
características de las áreas de concesión, etc. También son esperables las
diferencias encontradas en los indicadores correspondientes a las empresas de
capital público y privado, que reflejan estrategias de gestión fundamentalmente
distintas.
Con relación a las inversiones en distribución, es claro que el Estado ha tenido
una fuerte participación en el total de inversiones en el período, a través de las
distribuidoras de capital estatal y del Plan de Electrificación Rural. La inversión
por cliente de las empresas distribuidoras muestra que las empresas privadas
han tenido un comportamiento más consistente, en tanto que las públicas
presentan una fuerte dispersión entre sí y entre años del período. En varios
casos, las inversiones por cliente son notoriamente más altas en los primeros
años del mismo.
Con relación a los niveles de endeudamiento y rentabilidad, aunque algunas
empresas presentan indicadores desfavorables, el comportamiento del conjunto
no muestra señales especiales de alarma. Parece importante, sin embargo,
monitorear el nivel de endeudamiento de las empresas distribuidoras de Lima,
Edelnor y Luz del Sur, ya que si bien un endeudamiento elevado puede producir
efectos de rentabilidad (leverage) positivos, una excesiva dependencia de la
58
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
deuda puede repercutir negativamente en la empresa si se reduce su capacidad
de generar recursos propios.
Situación de las tarifas de distribución
Las tarifas medias anuales, desagregadas por componente, de los años 1999 y
2008, para cada uno de los sectores típicos, se representan en los gráficos
siguientes junto con sus valores numéricos en la tabla.
Componente Generación
Componente Transmisión
2.50
8.00
2.25
7.06
6.90
7.00
5.55
5.38
5.32
4.95
5.03
1.58
5.02
cent USD/kWh
cent USD/kWh
5.00
2.00
6.13
5.94
6.00
4.00
1.48
1.50
1.36
1.32
1.34
1.01
1.00
0.89
3.00
0.66
2.00
0.52
0.50
1.00
0.00
0.00
Urbana Alta Densidad
Urbana Media Densidad
Urbana Baja Densidad (*)
Urbana-Rural
Urbana Alta Densidad
Rural
Urbana Media Densidad
1999
Urbana Baja Densidad (*)
Urbana-Rural
Rural
Sector Típico
Sector Típico
2008
1999
2008
Tarifa Media
Componente Distribución
25.00
16.00
14.76
22.47
14.00
20.00
12.00
15.20
7.92
8.00
7.30
6.07
cent USD/kWh
cent USD/kWh
10.00
15.08
15.00
13.36
12.81
12.01
11.00
9.98
10.00
6.00
9.73
8.37
4.97
4.74
4.21
3.94
4.00
3.52
2.90
5.00
2.00
0.00
0.00
Urbana Alta Densidad
Urbana Media Densidad
Urbana Baja Densidad (*)
1999
Urbana-Rural
Rural
Urbana Alta Densidad
Urbana Media Densidad Urbana Baja Densidad (*)
Urbana-Rural
Sector Típico
Sector Típico
2008
1999
2008
Tarifa Media Años 1999 y 2008, por tipo de área y por componente
Se observa que la tarifa media más elevada se aplica, tal como es de esperar, a
los consumidores situados en el sector típico denominado área rural.
Respecto al componente de generación, se observa una bajada considerable entre
ambos años en las áreas rural-urbana y rural. Por su parte, el componente de
transmisión tiene una gran volatilidad: prácticamente se duplica entre ambos
años en las áreas urbanas de alta y media densidad y en el área rural, cae
notablemente en el área urbana de baja densidad, y prácticamente no varía entre
los dos años en el área urbana-rural. Finalmente, el componente de distribución
59
Rural
se incrementa (medido en dólares corrientes) en todos los sectores, muy
marcadamente en el área rural.
Tarifa Media por tipo de área – Años 1999 y 2008
Tarifa Media Anual Años 1999 - 2008 [$/kWh]
Sector Típico
Generación
Transmisión
Distribución
Total
1999
2008
1999
2008
1999
2008
1999
2008
Urbana Alta Densidad
4.95
5.03
0.52
1.01
2.90
3.94
8.37
9.98
Urbana Media Densidad
5.55
5.32
0.66
1.48
3.52
4.21
9.73
11.00
Urbana Baja Densidad (*)
5.02
5.38
2.25
1.36
4.74
6.07
12.01
12.81
Urbana-Rural
7.06
5.94
1.32
1.34
4.97
7.92
13.36
15.20
Rural
6.90
6.13
0.89
1.58
7.30
14.76
15.08
22.47
(*) Nov. 2005 - Dic. 2008
En valores constantes es posible apreciar que la tarifa total al consumidor final
muestra una caída en todas las áreas:
Índice de la Tarifa Media por tipo de área – Años 1999 y 2008 – En moneda local constante
(1990=100)
Tarifa Media Anual Años 1999 - 2008
Sector Típico
Generación
Transmisión
Distribución
Total
1999
2008
1999
2008
1999
2008
1999
2008
Urbana Alta Densidad
100
66.57
100
127.36
100
88.93
100
78.09
Urbana Media Densidad
100
62.72
100
147.60
100
78.36
100
74.10
Urbana Baja Densidad (*)
100
70.21
100
39.79
100
83.87
100
69.91
Urbana-Rural
100
55.11
100
66.38
100
104.39
100
74.57
Rural
100
58.23
100
116.75
100
132.59
100
97.64
Se observa que la caída en la tarifa media está asociada a la caída del
componente de generación y en menor medida del componente de distribución,
mientras que el componente de transmisión aumentó en términos reales en todas
las áreas excepto en la Urbana de Baja Densidad y en Urbana-Rural.
En términos reales, el componente de distribución se incrementó en las áreas
Urbana-Rural y Rural y cayó en el resto de las áreas.
Por su parte, en la tabla siguiente se presentan, para cada sector típico, las tasas
anuales acumulativas de crecimiento del período considerado, en términos
reales:
60
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Tasas Reales Medias Anuales – Período 1999–2008
Tasa anual acumulativa - 1999 - 2008
Generación
Transmisión
Distribución
Área
Urbana Alta Densidad
-3.6%
2.2%
-1.1%
Total
-2.2%
Urbana Media Densidad
-4.2%
3.6%
-2.2%
-2.7%
Urbana Baja Densidad (*)
-6.2%
-22.4%
-0.5%
-6.3%
Urbana-Rural
-5.3%
-3.7%
0.4%
-2.6%
Rural
-4.8%
1.4%
2.6%
-0.2%
(*) Nov. 2005 - Dic. 2008
En la figura siguiente se puede apreciar la evolución real del componente de
distribución para cada uno de los sectores típicos.
40.00
35.00
cent S. [1999] / kWh
30.00
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
0.00
1999
2000
2001
Urbana Alta Densidad
2002
2003
Urbana Media Densidad
2004
2005
Urbana Baja Densidad (*)
2006
2007
Urbana-Rural
2008
Rural
Evolución del Componente de Distribución Real por Sector Típico
Se observa que, en general, la componente de distribución en términos reales se
ha mantenido constante para la mayor parte de los sectores típicos, excepto para
el sector rural, donde se ha dado un incremento importante a partir de la última
revisión tarifaria.
Situación de de la penetración del servicio público de electricidad
Se realizó un análisis de la evolución del grado de electrificación, a nivel nacional
y de cada departamento. En la tabla y gráfico se presentan los resultados. La
evolución de este parámetro para el total del país muestra un avance importante
de diez puntos porcentuales en los últimos diez años, alcanzando a 79.5% en
2007, porcentaje que aún es bajo si se lo compara con el de otros países de la
61
región. A nivel de los departamentos, la evolución ha sido disímil, con algunos
departamentos que han aumentado el grado de electrificación en más de 30
puntos porcentuales en el período, en tanto que otros lo han hecho en menos de
5%. Aún se tienen departamentos con niveles de electrificación inferiores al 50%.
Coeficiente de electrificación según departamento 1998-2007 (%)
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Total Nacional
Departamento
69.5
72.1
73.5
74.9
75.3
76.0
76.3
78.1
78.7
2007
79.5
Amazonas
Áncash
Apurímac
Arequipa
Ayacucho
Cajamarca
Cusco
Huancavelica
Huánuco
Ica
Junín
La Libertad
Lambayeque
Lima
Loreto
Madre de Dios
Moquegua
Pasco
Piura
Puno
San Martín
Tacna
Tumbes
Ucayali
24.0
58.0
45.0
88.0
43.0
23.0
60.0
27.0
31.0
82.0
73.0
72.0
80.0
98.0
48.0
60.0
79.0
58.0
53.0
35.0
43.0
88.0
80.0
58.0
25.5
59.6
57.6
91.7
60.1
24.6
64.1
28.2
31.6
83.0
82.5
73.4
81.6
98.7
48.3
60.8
80.5
59.4
54.5
48.1
43.9
89.7
85.9
59.1
31.0
62.0
58.0
94.0
64.0
29.0
64.0
42.0
32.0
83.0
83.0
73.0
82.0
99.0
48.0
62.0
86.0
59.0
55.0
49.0
50.0
91.0
86.0
62.0
44.2
61.8
59.9
94.0
63.9
29.9
70.0
41.7
35.6
83.3
84.0
73.4
85.9
99.1
48.3
62.4
85.8
59.4
57.7
49.1
49.7
91.0
85.9
62.1
54.0
61.8
63.3
94.5
66.3
33.0
66.7
57.1
36.9
83.3
84.3
73.4
85.7
99.0
48.3
62.4
85.8
59.4
61.6
49.0
50.2
97.2
85.9
63.0
54.5
64.1
63.7
94.5
66.3
35.6
68.3
66.4
36.9
88.6
84.3
73.4
86.1
99.0
48.3
62.4
86.7
61.4
61.7
49.0
50.2
97.8
85.9
63.0
55.0
63.3
66.1
95.3
68.7
35.3
68.1
66.9
38.0
88.2
84.4
74.3
86.4
99.2
48.5
62.4
86.8
66.6
61.6
60.2
50.2
97.6
85.9
62.4
55.4
75.5
66.2
95.8
73.0
38.7
68.2
66.9
40.9
88.2
86.0
77.0
86.4
99.2
48.6
62.4
86.8
68.8
71.8
69.7
50.5
97.6
85.9
67.5
55.7
79.3
66.8
96.4
75.2
38.2
68.2
68.1
44.3
88.3
86.5
77.0
86.4
99.2
48.9
63.5
86.9
70.6
72.1
70.6
51.3
97.6
85.9
67.5
61.4
79.7
69.2
96.6
75.2
39.4
68.2
70.5
47.3
88.9
86.8
77.3
86.9
99.2
49.5
63.5
86.9
71.8
72.4
72.0
52.3
97.6
86.0
68.7
Nota: El coeficiente de electrificación esta dado por la población que cuenta con el servicio de energía eléctrica entre la población total.
Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Dirección General de Electricidad - Dirección de Promoción y Estudios.
Coe ficie nte [%]
80.0
Coeficiente de Electrificación
78.1
78.0
76.0
74.9
76.0
78.7
79.5
76.3
75.3
73.5
74.0
72.1
72.0
69.5
70.0
68.0
66.0
64.0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Años
Coeficientes de electrificación
Puede concluirse que las políticas de electrificación implantadas hasta el
momento han sido relativamente exitosas en incorporar población no atendida al
servicio eléctrico, aunque la situación es dispar, como se ha visto, en los
distintos departamentos. Dadas las características de dispersión de la demanda
62
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
en estas zonas, existe un desafío importante para continuar avanzando en este
aspecto.
Área de concesión y expansión de la frontera eléctrica
A la hora de analizar cómo expandir la frontera eléctrica para dar suministro a
los clientes localizados en las zonas rurales todavía sin electricidad, se planteó la
definición del área de concesión y la alimentación a nuevos puntos de
suministro.
El área de concesión puede coincidir con un área geográfica y/o división política
– por ejemplo toda una ciudad, Departamento, Municipio, etc. – (Sistema de área
geográfica), o estar definida a partir de la propia red eléctrica a la cual se le
agrega una franja con una distancia predeterminada, en la que el concesionario
se obliga a prestar el servicio (Sistema de franja).
En Perú, la normativa vigente establece un límite máximo de obligación de
suministro de 100 metros de distancia a la red eléctrica. Dentro de ese límite el
concesionario está obligado a suministrar el servicio. El principal problema para
la expansión de la frontera eléctrica es crear incentivos para una inversión
eficiente.
El crecimiento de la frontera eléctrica se ha realizado principalmente a través de
obras financiadas y construidas por el Estado. Habitualmente, el Estado realiza
la obra y luego se la entrega al concesionario. Los concesionarios privados han
sido reticentes en ocasiones a hacerse cargo de estas redes. Ha habido muchas
críticas con respecto a la acción del Estado como ejecutor de obras (demora en
las obras, prioridad de obras por criterios políticos y no técnicos, etc.). La Ley
General de Electrificación Rural, en el año 2006, introduce un modelo
complementario de gestión denominado modelo de fondos concursables, en el
que las empresas compiten por el subsidio del Estado. En este modelo, el Estado
deja su rol ejecutor y prioriza la supervisión y regulación de las obras. En la
actualidad, aproximadamente el 80% de las obras siguen siendo realizadas
directamente por el Estado, mientras que el restante 20% se realiza bajo la
modalidad de fondos concursables. Se observa, entonces, una oportunidad para
incrementar la eficiencia en la construcción de obras de electrificación rural a
través de la aplicación, en forma predominante, del esquema de fondos
concursables, aprovechando la mayor eficiencia de la gestión privada en la
construcción.
La expansión de la frontera eléctrica en zonas rurales probablemente debe seguir
siendo planificada y ejecutada por el Estado pero con una participación más
activa de las concesionarias que finalmente han de operar y mantener dichas
redes. Se recomienda la aplicación en forma predominante del esquema de
fondos concursables, con el Estado asumiendo un mayor rol en la supervisión y
regulación de las obras y un menor rol en la ejecución de las mismas. La
reducción de tiempos burocráticos, que redundan en mayores costos para los
usuarios, es uno de los elementos que se deben mejorar para la atención de la
demanda insatisfecha y, por ende, para expandir la frontera eléctrica.
63
Adicionalmente, debe replantearse si conviene seguir manteniendo la definición
de área de concesión con el criterio de franja. Cuando se define el ámbito de la
concesión bajo un sistema de franja es muy probable que el concesionario reciba
solicitudes de nuevos suministros ubicados a una distancia superior a los 100
metros fijados por la normativa. En ese caso, debe fijarse el punto de
alimentación en donde el concesionario se obliga a entregar la energía y allí se
ubica el medidor. A su vez, el nuevo usuario debe llegar al punto de alimentación
con instalaciones propias. Esta situación puede acarrear algunos problemas
regulatorios con relación a los nuevos usuarios que podrían conectarse a las
instalaciones propias de otro usuario.
Este problema requiere de definiciones regulatorias claras, ya que el mismo se
puede transformar en un factor de retraso en la expansión de la frontera eléctrica
y, por tanto, en una barrera a la entrada de nuevos suministros. En ese sentido
debe estudiarse la redefinición del área de concesión y cuando y en qué
condiciones la empresa puede recibir financiación del fondo de electrificación
rural, quedando dichas inversiones integradas en los activos de la empresa.
Situación de la calidad de servicio eléctrico suministrado por las
empresas eléctricas
Se realizó un diagnóstico de los principales parámetros de la calidad de servicio
(técnica, del producto y de atención al usuario) para el periodo 2001–2006
basándose en los índices determinados en la Norma Técnica de Calidad de los
Servicios Eléctricos (NTCSE).
En lo relativo a calidad del servicio técnico se monitorizan los siguientes
indicadores con los siguientes resultados:
•
Interrupciones del sistema de distribución (Indicadores SAIDI y SAIFI).
o
Las empresas de Lima (ST1), y ST5 tienen los mejores indicadores
con apartamientos que no superan el 50% respecto de la meta
especificada.
o
Las empresas del resto del país (ST2, ST3 y ST4) tienen indicadores
con apartamientos de entre 144 y 210% respecto de la meta
especificada.
•
Calidad de la medida. Se observa una mejora sustancial de este indicador
que medido en forma global pasó del 9,3% en el año 2001 al 5,5% en el
segundo semestre del año 2006. No obstante, se encuentra todavía sobre
la tolerancia indicada en la norma (5%).
•
Alumbrado Público. Se registra una evolución favorable del indicador de
calidad de servicio que pasó del 11,8% al 1,7% en el último semestre de
2006 quedando por debajo de la meta de tolerancia del 2%.
En lo relativo a calidad del producto se analizó el siguiente indicador:
•
64
Tensión de suministro. Desde el año 2000 se observa una mejora inicial
significativa del indicador donde se pasó del 30,7% (año 2000) al 20,9%
(año 2002). A partir de dicho año el indicador osciló entre 20 y 23%.
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
Con relación a la atención al usuario se analizaron los siguientes indicadores:
•
Desvío del Monto Facturado. El indicador medido en forma global pasó del
0,0692% al 0,0537% entre 2005 y 2006. Si bien el mismo se encuentra
por sobre el nivel de tolerancia exigido, se aprecia una sustancial mejora
en las empresas supervisadas.
•
Desvío Tiempo de Atención. La mayoría de las empresas supervisadas han
tomado acciones para evitar demoras de más de 15 minutos en las colas
para el pago de los recibos mejorando la situación de este indicador.
•
Desviación del Monto de los Presupuestos. Este indicador paso de 7,22 en
2005 a 1,09 en 2006 para 19 empresas supervisadas, lo que evidencia
una mejora notable en el comportamiento de las empresas.
En resumen, la tendencia general indica que, a partir de la aplicación de la
norma técnica y de los procedimientos de calidad, las empresas concesionarias
están recibiendo señales correctas para mejorar sus prestaciones. Sin embargo,
todavía se aprecian necesidades de mejora especialmente en lo relativo a las
interrupciones de suministro, a la calidad del producto, y a la percepción del
servicio que tienen los consumidores. Este último aspecto, aunque todavía no se
está monitorizando, se considera que debe tenerse en cuenta en el futuro.
Situación de las pérdidas de energía de las empresas distribuidoras
La siguiente gráfica muestra la evolución desde el año 1993 hasta el año 2008 de
las pérdidas totales de las empresas distribuidoras de todo el país. La línea roja
representa las pérdidas reales, las barras verdes son las pérdidas estándar y la
barra amarilla las pérdidas reconocidas (incluyendo pérdidas no técnicas).
Pérdidas de energía totales en Perú
Se puede observar cómo las pérdidas reconocidas han funcionado de una
manera muy efectiva como señal económica para la reducción de las pérdidas
reales. En el último año (2008), las pérdidas reales han sido del 8%, mientras
65
que las pérdidas reconocidas son del 6.79%. Se puede observar una tendencia a
la convergencia entre ambas pérdidas.
Situación del sistema de control y supervisión de la calidad de
servicio
Adicionalmente se realizó un diagnóstico del sistema de control y fiscalización de
la calidad de servicio a través de: i) el análisis de las interrupciones de las
instalaciones de distribución; ii) la calidad comercial; iii) el contraste y la
verificación de medidores; iv) la calidad de servicio del alumbrado público; v) la
seguridad de las instalaciones eléctricas en establecimientos públicos; y vi) la
fiscalización y subsanación de deficiencias en instalaciones de MT por seguridad
pública. En general, todos los
procedimientos analizados presentan un
razonable y adecuado nivel de desarrollo, ya que se especifica claramente el
sistema de intercambio de información con el OSINERG, los sistemas de
registros, las frecuencias de las inspecciones y los mecanismos de supervisión y
control de los aspectos operativos, la atención de reclamos y los plazos para la
solución de problemas detectados. La metodología de supervisión por
procedimientos basándose en muestreos con información proporcionada por los
concesionarios según formatos establecidos por el OSINERG ha logrado
resultados satisfactorios.
La aplicación por parte de la Gerencia de Fiscalización eléctrica de las
metodologías para el control y supervisión de la calidad (técnica y comercial)
utilizando señales económicas fijadas por la regulación muestra que, en lo que
respecta a calidad de la medida, alumbrado público y servicio comercial se
registra una evolución global favorable en la tendencia de los indicadores
respecto de las metas especificadas.
En lo que respecta a la calidad de servicio técnico, como ya se ha comentado, los
indicadores presentan alejamientos significativos de las metas especificadas, con
mayores discrepancias en las distribuidoras localizadas fuera del área de Lima,
por lo que en esta consultoría se profundizará en las señales económicas
regulatorias para alcanzar las objetivos de calidad prefijados.
Situación del sistema de comercialización
Se realizó un diagnóstico del sistema de comercialización a través de la
evaluación de los requisitos de atención a nuevos suministros. En particular, se
analizaron los temas relacionados con: i) el ámbito de influencia de la concesión
eléctrica; ii) los puntos de alimentación; iii) las opciones tarifarias; iv) la
implementación del sistema prepago; y v) el ahorro de energía.
La incorporación de nuevos suministros al sistema eléctrico y la mejora de su
utilización ha sido un objetivo recurrente en la política sectorial en Perú. Se han
utilizado para ello, tanto por parte del Regulador como del hacedor de política
sectorial, un buen número de herramientas, a saber:
1. Plan de electrificación rural cuyo objetivo es expandir la frontera
eléctrica en aquellos lugares donde no hay obligación de suministro por
parte de la empresa concesionaria.
66
Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución
Análisis para las mejoras normativas
2. Esquema de opciones tarifarias cuyo objetivo, entre otros, es la
utilización más eficiente del sistema. El esquema de opciones tarifarias
permite que el usuario reciba señales de precios horarios de energía y
potencia. Un buen diseño de la estructura tarifaria, conjuntamente con
señales correctas de precios horarios ha llevado a una mejora importante en
el factor de carga del sistema en los últimos 10 años, lo que implica un
utilización más eficiente del sistema con beneficios tanto para los usuarios
existentes como también para los que aún restan incorporarse al sistema
3. Sistema de tarifas prepago cuyo objetivo principal es incorporar al
sistema a aquellos usuarios de muy bajos ingresos.
4. Plan de ahorro de energía cuyo objetivo, entre otros, es postergar
inversiones, reducir costos y realizar un uso más eficiente del sistema.
Se observa un buen diseño e implementación de las herramientas detalladas. Sin
embargo, del diagnóstico realizado surge que hay espacio para las siguientes
mejoras:
1. Plan de electrificación rural, a través de la consolidación y expansión
del sistema de fondos concursables para la construcción de obras. Se
recomienda reforzar el rol del Estado en cuanto supervisor de las obras y
redefinir el rol de las empresas distribuidoras.
2. Puntos de alimentación, definiendo normas precisas que establezcan
un mecanismo eficiente de traspaso de las inversiones de terceros a los
activos de la concesionaria.
3. Sistema tarifario de prepago, traspasando los costos de la tasa de
conexión al cargo de energía y obligando a las empresas a aplicar esta
opción en todo su ámbito de concesión.
4. Ahorro de energía, intensificando el plan ya establecido e
instrumentando medidas adicionales para el uso eficiente de la energía a
nivel residencial.
Información de las concesionarias para la revisión tarifaria
En Perú, al igual que en otros países, uno de los factores relevantes por el cual el
legislador adoptó la regulación en base a incentivos (LCE 1992) fue la
imposibilidad de utilizar información contable de las empresas, con el cual la
regulación en base a costo de servicio es impracticable. Las empresas remiten
información al Regulador desde el año 1994, cuando se aprobó el Manual de
Costos. Adicionalmente, la empresa seleccionada como representante de su
sector típico, tiene la obligación de remitir información de detalle (costos,
comercial, de activos, financiera, etc.) durante la revisión tarifaria.
La entrega en tiempo y forma de la información al Regulador ha ido mejorando
considerablemente en el correr de los años, fundamentalmente a partir de la
implementación de sanciones por incumplimientos. Aún así el cumplimiento en
la entrega ha sido desigual, dependiendo del tipo de empresa.
67
Es recomendable que información relativa a activos eléctricos y costos de
explotación se suministre periódicamente por todas las empresas, de tal manera
que, al momento de la revisión tarifaria, se conozca razonablemente bien la
situación de las mismas. Esta alternativa le da la posibilidad al Regulador de
auditar la información que proveen las empresas, aspecto que es más complicado
de realizar durante el proceso de revisión tarifaria. Asimismo, debería
compatibilizarse la definición de actividades utilizadas en la revisión tarifaria con
la solicitada periódicamente a través del Manual de Costos. Otro aspecto
relevante que debería ser fijado claramente en la normativa es el referente a los
inductores de costos (drivers) para la asignación de costos entre actividades
reguladas y no reguladas.
68