ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DIAGNOSTICO CONSULTOR.

ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN

DIAGNOSTICO CONSULTOR

Actividad de ComercializaciónDiagnóstico del Consultor

Índice Aspectos generales Riesgos y asimetrías

Riesgo pass-through Riesgo pérdidas Riesgo recaudo

Variabilización del cargo “C” Conclusiones

Regulación de la Distribución y Comercialización en Colombia

Su instalación fue un proceso simple, rápido, transparente:

Identifica la dotación de capital, la remunera en base a un rango de valores que acepta, define los AOYM como porcentaje de los activos, fija parámetros medios para el reconocimiento de las pérdidas.

Tarifa monómica, variabilizando los cargos. -Transferencia implícita-

Si bien el distribuidor no tiene la obligación de la expansión de redes, es abastecedor de último recurso.

Las resoluciones de la época – ej: Resolución 099/97- se consideraron como “regulación de tránsito hasta el desmonte de los subsidios”.

El deber ser Regulatorio

El Mercado un eficiente asignador de recursos.- La retribución a una actividad es función de los

riesgos que la regulación le asigna. En general es conveniente asignar los riesgos a quien puede gestionarlos.

No debe discriminar entre agentes. Debe asegurar la protección de los usuarios

(presentes y futuros) = Sostenibilidad de la Industria

Proponer soluciones de largo plazo para garantizar la universalidad del servicio.

EL ROL DEL REGULADOR

Fórmula Tarifaria

Análisis Consultor

D1 ?




Variabilización del cargo “C” Mandatos del Decreto 3734 de 2003 Conclusiones

Comercialización ReguladaRiesgos y Asimetrías

Principales riesgos

Pass-through Diferencia entre el precio

real de compra y el que se permite trasladar a tarifa.

Promedios móviles Riesgo mercado

(pérdidas) Imposibilidad de

recuperar el cargo “C” por efecto de las pérdidas

Riesgo recaudo Incapacidad de recaudar

todo lo facturado

Asimetrías entre establecido y entrante

La fórmulación del “CU” reduce este riesgo para los entrantes

Los entrantes no asumen (en la práctica) pérdidas no técnicas

El entrante puede reducir este riesgo “eligiendo” a los clientes

Riesgo Pass-throughCompra de Energía. Traspaso a tarifas

RIESGO: La relación entre los precios reales de compra de la energía y lo que efectivamente se permite transferir a sus clientes regulados.

Colombia es el único país de Latinoamérica en que:

El regulador participa regulando las condiciones obligadas para la compra por contratos

No autorizando el traslado directo a tarifa de estas compras

Regulando una fórmula de passthrough que utiliza precios resultantes del mercado sin discriminación (precios de corto y largo plazo)

Riesgo Pass throughPromedios móviles

Precio de la energía – 1998 - 2001Bolsa

Contratos

En presencia de precios de la energía crecientes, el riesgo financiero asociado con la utilización de promedios móviles se transforma en un costo. Los comercializadores son incapaces de recuperar (en el largo plazo) la totalidad del precio pagado por la energía.

Riesgo Mercado Pérdidas no técnicas

Los comercializadores compran en la energía en el mercado mayorista y la venden a los usuarios finales. La renta “teórica” percibida por esta actividad es su cargo “C” regulado.

Sin embargo, la renta “real” de los incumbentes se ve erosionada por el hecho de que constituyen el eslabón final de la cadena productiva y la regulación “garantiza” los ingresos de los generadores y transportistas (aunque no la del distribuidor)

Es importante cuantificar este riesgo, para ver hasta que punto le está siendo reconocido

Riesgo Mercado (Pérdidas)Cuantificación del riesgo

Se comparan las rentas “hipotéticas” (las que asigna la regulación) con las “reales” percibidas por los agentes.

C.eficiente Margen Total

1999 246,069 36,910 282,979 66,289 -216,690

2000 261,978 39,297 301,275 -57,043 -358,318

2001 342,668 51,400 394,068 22,401 -371,667

Promedio 86.96% 13.04% 100.00% 3.23% -96.77%

Renta Real DiferenciaRenta Hipotética (segmento regulado)

Riesgo Mercado (Pérdidas)Cuantificación del riesgo

Gráficamente.

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

Hipotético Real Hipotético Real Hipotético Real

Billo

ne

s $

C

Comercialización

Distribución

Transporte

Otros

Generación

1999 2000 2001

Balance para el establecido

Compra126 Unid.

Cobra114 Unid.

Hay pérdidas que se le asignany que no recupera.

Balance para el entrante

Cobra114 Unid.

Compra112 Unid.

•No tiene pérdidas no técnicas por estar su frontera comercial en el mismo sitio donde se consume la energía. •Tiene prima regulatoria pues la energía que debe comprar, de acuerdo a la resolución, es menor que la que vende, y se le reconoce pérdidas no técnicas que no tiene.

Asimetría respecto al balance energético

Riesgo Mercado(Pérdidas)Pérdidas no técnicas

Los comercializadores “garantizaron” la renta total de generadores y transportistas a costa no sólo de su margen (15 % sobre el C eficiente) sino del costo reconocido para ejecutar sus actividades propias (lectura, facturación, atención al cliente, etc.)

La renta real de los comercializador en el segmento regulado fue, en el período, menos de 4% de la que asigna la regulación. ¡Incluso fue negativa en 2000!

Este riesgo se antoja excesivo. Ninguna actividad económica autónoma podría sostenerse en un contexto similar.

Se ha sostenido, simplemente, a costa de la actividad de distribución (comercializador establecido)

Riesgo RecaudoCartera vencida

En promedio, las empresas distribuidoras – comercializadoras, presentan del orden de un 7,5 % de su facturación como una deuda vencida de más de 180 días (siendo éste un valor promedio, existiendo diferencias significativas entre las empresas). Una parte muy importante de esta deuda resulta, en la práctica, incobrable

de 1 a 90 días

de 91 a 180 días

de 181 a 360 días

Empresas integradas verticalmente 14.8% 4.9% 3.3%Generadores 1.3% 0.0% 0.0%Generadores y comercializadores 5.4% 1.5% 0.4%Transportadores 11.9% 1.8% 0.8%Distribuidores y comercializadores 18.7% 11.5% 7.6%Comercializadores 1.6% 0.2% 0.2%

Total 12.0% 5.0% 3.1%

Cartera vencida

Fuente: SSPD. Elaboración propia

Riesgo RecaudoIncobrabilidad

Si se asume que la cartera vencida con entre 180 y 360 días es prácticamente irrecuperable, puede cuantificarse el riesgo que asumen estas empresas como un porcentaje del cargo “C” establecido:

Empresas integradas verticalmente: 17 % Distribuidores-comercializadores : 38 %

Sólo este riesgo supera al 15 % reconocido por la regulación actual.

Riesgo RecaudoDiferencias entre comercializadores

establecidos

Datos Individuales de cartera vencida para

cada una de las Empresas

de 1 a 90 días

de 91 a 180 días

de 181 a 360 días

CEDELCA 32.7% 28.7% 14.5%CEDENAR 31.5% 21.7% 15.1%

CETSA 12.2% 2.8% 1.5%CHEC 10.1% 7.4% 6.9%

E.B.S.A 10.4% 10.3% 5.5%E.E.C 11.1% 9.1% 6.0%EADE 10.4% 5.0% 2.2%

EE.PP.M 23.8% 2.1% 1.4%EEP 7.7% 2.6% 1.8%

ELECTROLIMA 25.1% 20.2% 16.1%EPSA 12.4% 2.8% 2.5%ESSA 7.8% 3.6% 1.8%A.P.L 43.9% 21.8% 14.7%CENS 14.7% 10.7% 7.3%

CODENSA 4.0% 1.5% 1.5%E.E.B.P 38.2% 8.6% 4.5%EDEQ 11.5% 7.5% 2.7%

ELECTRICARIBE 43.7% 27.7% 18.2%ELECTROCAQUETA 6.1% 3.9% 1.6%

ELECTROCOSTA 31.3% 21.5% 14.5%ELECTROCHOCO 14.4% 7.1% 7.1%ELECTROHUILA. 20.8% 10.2% 4.4%

EMCARTAGO 12.6% 10.8% 4.4%EMEVASI 7.0% 0.8% 0.3%

EMSA 29.8% 17.3% 5.8%PUTUMAYO 34.1% 5.3% 0.7%RUITOQUE 36.7% 0.0% 0.0%

Cartera vencida

Riesgo D

ifere

ncial


establecidos

% de pérdidas

% d

e in

cob

rab

ilid

ad

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

% de pérdidas

% d

e i

nc

ob

rab

ilid

ad

CETSAE.P.M.

Codensa

EPSA EDEQ

EBSA

EADEEEP ESSA

E.CAQUETA

CHEC

EEC

E.HUILA

EMSA

CENS

CEDELCA E.COSTACEDENAR

ELECTROLIMA

ELECTRICARIBE


establecidos

Grupo Características Empresas

1 Bajas pérdidas y baja incobrabilidad

CETSA, E.E.P.P.M.M., Codensa, EPSA, EDEQ

2 Pérdidas moderadas, elevada incobrabilidad

EBSA

3 Pérdidas elevadas, baja incobrabilidad

EADE, EEP, ESSA, Electrocaquetá

4 Pérdidas elevadas, elevada incobrabilidad

CHEC, EEC, Electrohuila, EMSA, CENS

5 Muy elevadas pérdidas e incobrabilidad

Electrolima, Cedelca, Electrocosta, Electricaribe, Cedenar, Electrochocó

Grupo Carácterísticas Empresas

A ICV 72,5 Codensa, EE.PP.M.,EMCALI, CENS, EPSA, EDEQ

B 72,5 > ICV 62 E.E.C., CHEC, EEP, EMSA, EADE, Electrocaquetá, Electrolima, Electricaribe, ESSA

C ICV < 62 Electrohuila, EBSA, Cedelca, Electrocosta, Cedenar, Electrochocó

Hay una estrecha relación entre las empresas “exitosas” (bajas pérdidas e incobrabilidad) y el entorno en el cual operan (medido por el Indicador de Calidad de Vida). Igualmente, las empresas que operan en zonas más desfavorables (bajo ICV) presentan elevadas pérdidas y/o incobrabilidad. El “entorno” es determinante.

Riesgo Pass throughAsimetrías entre Establecido y Entrante

La señal de eficiencia (Alpha) que compara los precios de la energía comprada con los promedios del mercado se aplica en función del valor del Cm,t de cada comercializador.

Para los comercializadores establecidos, el Cm,t es relativamente importante : del orden del 20% del costo de la energía. En el caso de un comercializador puro, este costo sólo representa del 1 al 3% del costo de la energía

El riesgo a que están expuestos ambos comercializadores si bien resulta similar medidos como porcentaje de su cargo “C”, si se expresan en $/kWh resultan para un comercializador entrante en un orden de magnitud inferior al que afronta un comercializador establecido.

Riesgo Mercado (Pérdidas) Asimetrías entre Comercializadores

El comercializador entrante tiene fronteras comerciales en la misma ubicación de los clientes. El establecido las tiene en sus conexiones con el mercado mayorista y realiza el balance de energía. Por la forma en que se realizan estos balances, las pérdidas no técnicas se asignan prácticamente en su totalidad al comercializador establecido

Por tanto, este riesgo es asumido sólo por el comercializador establecido (es éste quien otorga la “garantía” a generadores y transportistas.

Los comercializadores entrantes, incluso se benefician de este riesgo (se les está reconociendo PNT que no tienen).

Riesgo RecaudoAsimetrías entre comercializadores

Los riesgos que asumen los comercializadores entrantes (incluidos los generadores) y los establecidos son muy diferentes.

Los comercializadores entrantes y los generadores no tienen prácticamente riesgos de cobranza (logran cobrar sus créditos antes de los 90 días) las empresas integradas y los distribuidores soportan un riesgo importante.

Esta diferencia no puede atribuirse a una distinta “eficiencia”. Está basada en la posibilidad que tienen ciertos comercializadores de “elegir” a sus clientes. Además, si este resultara moroso, simplemente resignaría el contrato y lo transferiría al establecido.

Competencia en ComercializaciónAnálisis económico de sus efectos

Objetivo: Analizar el beneficio para los clientes del incremento en la competencia en comercialización.Remuneración Segmento no Regulado:

Negociada libremente entre comercializador y usuarios Segmento Regulado:

A través de un cargo “C” regulado, expresado en $/kWhCaracterística de los Costos Función de la cantidad y localización de los clientes. Esta es la razón por la cual en la actual regulación se

determina un costo eficiente “por factura emitida” (por cliente).

Remuneración de la actividadSegmento Regulado

Recaudo El costo así calculado no se traslada

directamente al cliente Se calcula la remuneración total de cada

empresa multiplicando la remuneración unitaria (Co) por la cantidad anual de facturas

Esta remuneración total se divide por la energía vendida (variabilización) tanto en el segmento regulado como no regulado, determinando un costo por kWh.

Se variabiliza un costo escencialmente fijo por una variable no representativa de este costo.

Variabilización del cargo “C”Significado Económico

Los usuarios con una demanda superior a la media pagan más que el costo que ocasionan al sistema. Lo contrario ocurre con aquellos usuarios que consumen por debajo de esta media.

Se trata de una especie de “subsidio cruzado” de los grandes consumidores hacia aquellos de menores consumos.

Si todos los usuarios fueran regulados el comercializador recupera el total de los costos reconocidos por prestar el servicio y los grandes usuarios compensarían a los de más bajos consumos.

Pero, al existir el mercado no regulado, los usuarios que pueden hacerlo, optan por salir de este segmento, y tienen una alternativa para “eludir” esta compensación.

Variabilización del cargo “C”Significado Económico

Estos usuarios negocian con el comercializador un cargo “C” (virtual) mucho menor.

En principio, si el mercado es competitivo, este nuevo cargo debería reflejar los verdaderos costos que significa atenderlo.

Estos usuarios, al “salir” del segmento regulado, si contratan con un comercializador independiente, disminuyen el volumen total de energía que se utiliza para la variabilización.

Por tanto (indirectamente) aumentan el valor del cargo “C” en este segmento.

La variabilización del cargo “C” permite una especie de “subsidio cruzado” entre los usuarios de mayores consumos hacia los de menores consumos.

Para que esto funcione se requiere tener un Mecanismo De Compensación para mantener

la universalización del servicio

Variabilización del cargo “C”

Ante un costo fijo de $6000/factura tenemos:

•El estrato 1 paga $ 1988/factura, efecto del subsidio, y la industria $ 331302/factura, esto hace atractivo atenderla.•Al irse la industria el estrato 1 pagaría $2919/factura, porque no hay fuente de “subsidio”.•La industria atendida por el entrante pagará $6000/factura, cargo C de $ 0.3/kWh no por eficiencia, sino por variabilización del cargo “C”.

Por ejemplo:Costo factura: $ 6000Costo variabilizado "C": $ 16.6/kWh

SectorConsumo kWh/mes

Pago por factura "C"

Estrato 1 120 1988Estrato 2 130 2153Estrato 3 160 2650Estrato 4 350 5798Estrato 5 500 8283Estrato 6 600 9939Comercial 3000 49695Industrial 20000 331302

Variabilización del cargo “C”Efecto Económico

75 % de aumento en 4 años

Competencia en ComercializaciónAnálisis económico de sus efectos

No pueden compararse, directamente, las tarifas medias pagadas por cada tipo de usuarios.

Los usuarios que pueden acceder al mercado no regulado son aquellos de mayores consumos.

Normalmente estos usuarios se conectan a redes de mayor tensión. Pagan un cargo por distribución menor.

Debe eliminarse de los cálculos el efecto del “D” que es independiente del segmento al que pertenezca el usuario (regulado – no regulado) y tipo de comercializador que escoja (establecido – entrante)

Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos

0

20

40

60

80

100

120

2000 2001 2002

$Dic

02

/ kW

h NO REGULADO

REGULADO

Tarifa Promedio (Excluyendo cargo D)


ENTRANTE

ESTABLECIDO

MERCADO NO REGULADOTarifa Promedio (Sin D)

0

20

40

60

80

100

120

2000 2001 2002

$Dic

02

/ kW

h


Los clientes del segmento no regulado pagaron, en estos tres años, menores precios por la energía que los del segmento regulado.

Aunque estos clientes pagaron menores precios, esta reducción es inferior al cargo de comercialización variabilizado (Cm,t) que hubieran tenido que afrontar de permanecer en el segmento regulado

No existe, prácticamente, diferencias entre los precios pagados por usuarios del segmento no regulado en función del comercializador que escojan (establecido o entrante). Se trata, aparentemente, de un mercado disputado.


2000 2002 ESTABLECIDO

ENTRANTE

Mercado No ReguladoDistribución del mercado entre establecidos y entrantes


Los comercializadores entrantes (generadores, comercializadores establecidos operando en un mercado distinto de aquel en el cual son distribuidores) han obtenido cuota a expensa de los establecidos.

El comercializador establecido, cuando compite por un cliente en este segmento, debe hacerlo a costa de resignar una parte de su renta reconocida para la comercialización de sus clientes en el segmento regulado. El comercializador entrante no tiene este problema.

Asimetría regulatoria


Segmento Regulado Componentes del CU

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Establecido Entrante Establecido Entrante Establecido Entrante

$/kW

h C

O

G

T

2000 2001 2002


Los clientes del segmento regulado que han contratado con comercializadores entrantes pagan menores precios por la energía que aquellos que son atendidos por los establecidos.

Esta reducción es prácticamente idéntica al cargo de comercialización variabilizado (Cm,t) que hubieran tenido que afrontar de seguir siendo atendidos por el entrante.

La competencia se ha establecido “por descreme”. Sólo han cambiado de comercializador aquellos clientes de consumos elevados que han podido, de esta forma, eludir la transferencia impuesta por la variabilización.


Los usuarios que salen del segmento regulado y contratan con un comercializador distinto del establecido, “salen” de la fórmula de variabilización del “C”.

Por tanto, los usuarios regulados deben afrontar, progresivamente, mayores cargos variabilizados del “C”.

¿Cual ha sido el efecto económico neto? Puede calcularse midiendo la renta obtenida

por estos usuarios (menores precios) con la renta resignada por los que permanecen en el segmento regulado (Mayores precios)


Rentas Regulados / No Regulados

-150.000

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

2000 2001 2002

Mill

on

es $

Dic

02

Clientes NR

Clientes Regulados

El efecto económico ha sido una transferencia neta de renta desde el segmento “regulado” al “no regulado”, eliminando (parcialmente) aquella impuesta por la variabilización del cargo “C”.

Comercialización regulada Conclusiones

Riesgos La regulación establece un margen del 15% sobre

los costos eficientes que determina, que cubre: “ los riesgos de la actividad de comercialización y el

retorno del Capital Comprometido ”

Según los análisis anteriores, los riesgos reales para esta actividad superan, con mucho, estas estimaciones. Sólo el riesgo asociado con las PNT ha sido

durante los últimos años del orden del 110 % (respecto de los costos eficientes reconocidos).

El riesgo de recaudo ha sido también muy superior al 15 % reconocido


Asimetrías Existen muy importantes asimetrías entre el

tratamiento dado al comercializador establecido y el entrante.

Los riesgos asumidos son sustancialmente diferentes, y prácticamente todos ellos son soportados íntegramente por el establecido. Incluso se reconocen al comercializador

entrante riesgos que no afronta (PNT) El Decreto 3734 / 2003 reconoce esta

situación diferencial e indica que deben ser eliminadas. En caso de no ser posible, debe remunerarse este riesgo diferencial.


Variabilización del Cargo “C”: Durante el período 1997-2002 ha existido una

transferencia neta de renta desde los usuarios regulados a los no regulados.

El desarrollo de la comercialización independiente ha estado vinculado más con las asimetrías regulatorias (variabilización del cargo Cm,t) que en una verdadera competencia basada en eficiencia.

El fuerte desarrollo del mercado no regulado ha estado condicionado por la posibilidad de evitar las transferencias entre usuarios, impuestas por la decisión de variabilizar con la energía los cargos de comercialización, que son básicamente costos fijos por cliente.

PROPUESTA REGULATORIA

Actividad de ComercializaciónPropuesta Regulatoria

Índice

Lineamientos Generales Tratamiento de las Pérdidas Tratamiento del Pass-Through Tratamiento de la incobrabilidad Cargo por Comercialización

Actividad de ComercializaciónLineamientos

Reconocer riesgos O en su defecto minimizarlos

Eliminar Distorsiones Desmontar asimetrías

En consonancia con lo indicado en el Decreto Reglamentario de PND (3734/2003)


Índice

Lineamientos Generales Tratamiento de las Pérdidas

Terminología y Consideraciones Generales

Reconocimiento de PNT Asignación de PNT

Tratamiento del Pass-Through Tratamiento de la incobrabilidad Cargo por Comercialización

Pérdidas de comercialización (actualmente) Es la diferencia entre la energía comprada por

un comercializador y la efectivamente facturada a sus clientes.

La energía facturada es la que “marcan los contadores”

La energía comprada por cada agente es producto de una decisión regulatoria.

Pérdidas no técnicas (PNT) Diferencia entre la energía comprada por todos

los agentes de un área de comercialización, y la suma de la energía medida por estos y las pérdidas exclusivamente técnicas.

Sólo presentan PNT aquellos agentes que realizan un “balance” entre más de un punto de medición.

Pérdidas no técnicasTerminología

Asignación de PNT Es el mecanismo por el cual algunos agentes

hacen frente a una determinada cantidad de PNT.

En la medida que la energía que un agente debe adquirir en el mercado sea “distinta” a la efectivamente facturada, incrementada por las pérdidas exclusivamente técnicas, se está “asignando” a ese agente una cantidad de PNT dada por la diferencia entre ambos valores.

Reconocimiento de PNT Es una decisión regulatoria por la cual, en aras

de dar viabilidad a las empresas, se incrementa la tarifa final que pagan (algunos) usuarios para compensar las PNT que enfrenta el agente.

Pérdidas no técnicasTerminología

El porcentaje de pérdidas de comercialización no es un buen indicador de la eficiencia de la gestión

Pérdidas no técnicasAlgunos conceptos iniciales

Nivel n

Nivel 1

100

Fact= 25

Fact= 55

¿73?P

Nivel “n”

Nivel 1

100

Fact= 25

Fact

¿73?Ptec 2

Ptec 8(11 %)

Un ejemplo:

Un único comercializadorPNT reconocidas = 0 %

Energía comprada = 100Energía vendida = 25+ 55 = 80Pérdidas comercializ. = 20

% Pérdidas comercializ. = 20 %

Pérdidas no técnicasAlgunos conceptos iniciales

Nivel n

Nivel 1

15.3

Fact= 10

Fact= 50

¿73?P

Nivel “n”

Nivel 1

79.

Fact

Fact

¿73?Ptec 2

Ptec 8(11 %)

Un ejemplo:

Establecido: Energía comprada = 79.Energía vendida = 10+ 50 = 60.Pérdidas comercializ. = 19.

% Pérdidas comercializ. = 24 %

Fact= 15Fact

Fact= 5Fact

5.7

Varios comercializadoresPNT reconocidas = 0 %

El % de pérdidas de comercialización del establecido aumenta debido a la penetración de su mercado, sin que esto tenga relación con la gestión Esta diferencia existirá mientras el porcentaje de PNT reconocidas sea distinto del PNT real.

Pérdidas no técnicasReconocimiento de PNT

Una adecuada regulación de las PNT significa abordar dos aspectos diferentes

1. Establecer las PNT reconocidas (tarifas)a) Decidir el monto (nivel) de PNT que será

reconocido. Es decir, que se permitirá trasladar a los usuarios (tarifas).

b) Decidir quienes serán los usuarios (o grupos de usuarios) que deberán afrontarlas.

c) En función de lo anterior, elaborar la formulación para los cargos.

2. Asignar las PNT que se producen entre los distintos agentes (eliminar asimetrías)


1.a Nivel de PNT reconocidas. Lineamientos (1). Las pérdidas no técnicas deberán fijarse “por área

de comercialización”, no por comercializador. El reconocimiento debería hacerse en MWh, o

como un % del total de la energía distribuida en el área.

El valor numérico a reconocer (MWh ó %) debería tener en cuenta las características estructurales de cada mercado de comercialización

Porcentaje de la energía que se vende en cada nivel de tensión

Características socioeconómicas del área Áreas no gestionables

La situación actual del área de comercialización (nivel real de PNT) debería ser un aspecto a tener en cuenta.


1.a Nivel de PNT reconocidas. Lineamientos (2). Existe un nivel mínimo de PNT alcanzable, fijado

por la relación entre los costos en que incurren las empresas para eliminarlas y el valor de la energía recuperada.

Asocodis ha realizado estudios que, utilizando los costos reportados por algunas empresas y la reducción obtenida, determina este valor para varias empresas.

Independiente de lo anterior, el valor mínimo alcanzable nunca puede ser inferior al correspondiente a las pérdidas no técnicas que se producen en las áreas no gestionables por la empresa (estructurales).


1.a Nivel de PNT reconocidas. Propuesta Definir un nivel óptimo de pérdidas no técnicas,

para cada mercado de comercialización, en función de las características de los mercados que debe atender.

Reconocer como punto de partida la situación actual de cada uno de estos mercados

Proponer metas y objetivos que puedan ser realizables por éstas.

En función a este nivel de PNT, deberían reconocerse al Operador de Red, aquellas pérdidas transportadas del área que no fueron incluidas en la definición del cargo “D”.


1.b Usuarios que contribuyen (1) En la regulación actual de comercialización, se

reconoce (implícitamente) que existen PNT en el segmento regulado de nivel 1, y son estos usuarios quienes afrontan el pago de estas PNT reconocidas.

Se reconocen PNT cuando el factor de pérdidas utilizado en la formulación difiere del factor de pérdidas exclusivamente técnicas

La formulación tarifaria actual para los niveles 2,3,4 y segmento no regulado no incluye ningún valor de PNT.

Es importante reconocer que aunque las PNT se reconozcan sólo para un determinado sector de la red (grupo de usuarios), esto no necesariamente significa que sean solamente estos mismos usuarios quienes deban afrontar su coste.


1.b Usuarios que contribuyen (2) La tendencia actual es reconocer que las PNT son

un problema de toda la comunidad, y que no tiene sentido generar una señal de precios (en este caso un sobrecosto) a un grupo que por si mismo, no puede realizar alguna acción para corregir el problema.

Existe además una ventaja adicional en el sentido de “socializar” este mayor costo: Diluye el costo unitario al incrementarse el mercado en el cual se distribuye.

Por tanto la propuesta es que todos los usuarios de un área de comercialización contribuyan al pago de las PNT que se reconozcan para esa área.


1.c Formulación (1) Para ser consecuente con lo anterior, es

necesario que el porcentaje de PNT reconocidas para un mercado de comercialización sean explicitadas separadamente. Denominando PNTR a este valor (independiente del nivel de tensión en que se realice el suministro):

Para los usuarios regulados:

...1 ,

Rtn PNTPTR

TGCU


1.c Formulación (2) Los usuarios no regulados no tienen un CU, ni

tampoco un G regulado. Esto no debería significar que estos usuarios no contribuyesen al pago de las PNT reconocidas.

Es necesario por tanto hacerlas explícitas, de modo que los comercializadores que tengan contratos vigentes con este tipo de usuarios puedan transferirles el costo que ahora deberían afrontar.

El valor a adicionar resultaría:RPNTG

El decreto 3734/2003 del MME indica expresamente en el parágrafo 2 del artículo 4º:

“La Comisión de Regulación de Energía y Gas al establecer la fórmula tarifaria deberá garantizar la simetría en la asignación de pérdidas entre los Comercializadores que presten el servicio en una misma Área de Comercialización.”

¿Existe actualmente asimetría?

Pérdidas no técnicasAsignación de PNT

En la situación actual, existe una muy fuerte asimetría entre el comercializador establecido y los entrantes, en el segmento regulado.

El comercializador establecido “cobra” de sus usuarios una cierta cantidad de PNT reconocidas y le son asignadas (porque realiza un balance) una cantidad de PNT reales (superior a las reconocidas en la totalidad de los comercializadores de Colombia).

El comercializador entrante “cobra” de sus usuarios la misma cantidad de PNT reconocidas, pero no le son asignadas dado que no hacen balances.

En principio, esta asimetría debería ser eliminada.


¿Existen también asimetrías en la asignación de pérdidas entre el comercializador establecido y aquellos que operan en el segmento no regulado?

En la medida que no existe constancia de en “dónde” se producen las PNT, también existiría esta asimetría, puesto que podrían estar produciéndose el medidor frontera (o por un bypass) y sin embargo estarían siendo “asignadas” al comercializador establecido.

Este aspecto es tanto más grave cuando el ASIC realiza las liquidaciones utilizando la energía “reportada” por el comercializador entrante.



CONSUMO ENERGIA ACTIVA / FEBRERO DE 2003 / NIVEL 34.5 KV

0

1000

2000

3000

4000

5000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

DIA

CO

NSU

MO

( K

WH

)

REPORTADA AL ASIC MEDIDOR PROPIO

ACTIVA REPORTADA AL ASIC 76249.95ACTIVA TOMADA DESDE EL MEDIDOR 103043.12

26793.17

TOTALES DE ENERGIA (KWH)

DIFERENCIA EN CONTRA DE LA ESSADEL ESTABLECIDO

Lineamientos: Los comercializadores distintos del establecido

(tanto en el segmento regulado como no regulado) deben adquirir en el mercado una cantidad de energía:

El comercializador establecido adquiere el resto de la energía que se registran en sus fronteras con el MEM (continúa realizando el balance como en la actualidad)


n

nFACnMEM EKE ,

ajustedeFactorK

nnivelelenclientesafacturadaEnergíaE

mercadoelenadquiriraEnergíaE

n

FAC

MEM

:

:

:

Existen 3 posibilidades para establecer el valor de Kn:

1.

Esta posibilidad debe ser excluida. Implica suponer que el comercializador entrante “cobra” a sus clientes por una cierta cantidad de PNT, pero adquiere en el mercado una cantidad inferior.

Esta situación sólo sería entendible si este comercializador tuviese que hacer frente a PNT y por esta razón se les estaría reconociendo

Pero, tal como fue analizado precedentemente, estos comercializadores no hacen frente a PNT porque “no realizan balances”. Sólo el establecido los hace.

Esta es la situación actual en el Nivel 1.


RECRECn PNTPT

K

1

1

3 posibilidades para establecer el valor de Kn (cont):

2.

En esta situación el balance para el comercializador entrante es neutro. No se ve afectado, ni positiva ni negativamente, por la existencia de pérdidas no técnicas en el mercado en que opera.

Sin embargo, el comercializador establecido debe hacer frente al riesgo de la diferencia entre las pérdidas reales y las reconocidas.

La situación no es simétrica.


RECRECn PNTPT

K

1

1

3 posibilidades para establecer el valor de Kn (cont):

3.

En esta situación existe simetría en el tratamiento de los comercializadores entrantes y establecido.

Ambos afrontan el mismo riesgo de mercado. Si las PNT reales son superiores a las establecidas

existe un perjuicio para ambos en proporción al volumen de ventas de cada uno de ellos. Inversamente, si las PNT son inferiores a las reconocidas, también se reparte el beneficio.

Las alternativas 2 y 3 tienden a equipararse en la medida que las PNT reales se acerquen a las reconocidas.


RECRECn PNTPT

K

1

1

REALESRECn PNTPT

K

1

1

Las pérdidas totales reales (técnicas y no técnicas) que se producen en un mercado de comercialización deben ser distribuidas en forma proporcional (a prorata de sus ventas) entre todos los comercializadores que actúan en el mismo y no solamente asignadas al establecido.

La forma de lograr este objetivo sería: Determinar anualmente para cada mercado el valor de

las PNT, como la diferencia entre las pérdidas reales y las técnicas reconocidas.

Los comercializadores independientes deberá adquirir en el mercado una energía tal que incluya tanto las PT reconocidas como el porcentaje de PNT existente en el mercado.

El comercializador establecido continuará siendo responsable del balance, como hasta ahora, pero considerando la energía adquirida por todos los demás comercializadores.

Pérdidas no técnicasPropuesta de Asignación de PNT

Existe una propuesta que puede ser implementada en el medio plazo.

Pérdidas no técnicasPropuesta Mediano Plazo


Índice

Lineamientos Generales Tratamiento de las Pérdidas Tratamiento del Pass-Through

Término de eficiencia Volatilidad

Tratamiento de la incobrabilidad Cargo por Comercialización

Pass Through

La comercialización regulada afronta riesgos muy importantes derivados de las pérdidas y problemas de recaudo.

No parece tener sentido, en esta situación, incrementar aún más estos riesgos

Modificar el esquema de reconocimiento de precios, sobre la base que los contratos que cumplan con principios regulados de compra y diseño son, por naturaleza, eficientes, y por lo tanto se trasladan íntegramente a las tarifas reguladas.

No aumentar el riesgo de compraventa actual

Pass Through

Pautas de la propuesta: El establecimiento de contratos estandarizados, de

utilización obligatoria para los comercializadores del segmento regulado, tal como se propone en la Resolución 007/2004 es un paso adicional en la dirección de regular la forma en que se contrata la energía en este segmento.

Estos contratos son por naturaleza eficientes, por lo que no cabe aplicar un criterio adicional de benchmarking.

Pass Through

Término de eficiencia. Propuesta Traslado de precios a usuarios regulados en forma

directa, siempre que no se asuman riesgos innecesarios.

Eventualmente la CREG podrá establecer los criterios máximos de exposición a bolsa de los comercializadores, para que el traslado sea directo.

Hasta el momento en que este mercado esté totalmente implantado, el valor del Alpha no debería ser inferior (en promedio) al que actualmente se registra (aproximadamente 0.8).

En la eventualidad de que se aplique este factor, debería ser idéntico para todos los comercializadores de un Área de Comercialización

Eliminar la actual asimetría

Reducción de la volatilidad Mantener un mecanismo que suavice las

variaciones de costos de compra Utilizar un promedio móvil de tres meses, tal

como se propuso en la Resolución 068/2002 parece un trade-off razonable entre la atenuación de la volatilidad y el envío de señales al usuario sobre el precio real de la energía.

El mecanismo de atenuación de la volatilidad debe ser neutro tanto para los usuarios como para comercializadores.

Especialmente en un contexto de precios crecientes como se ha verificado en los últimos años.

Pass Through

Reducción de la volatilidad. Propuesta Agregar un cargo de ajuste que recupere las

diferencias (en ambos sentidos -a favor de los usuarios o del comercializador-) generado por el comportamiento real de los mercados.

Ajustar esta diferencia con una tasa (regulada) que refleje un costo de oportunidad razonable (v.g. DTF).

Periódicamente (cada 3 o 6 meses) calcular esta diferencia y el incremento / disminución e incluirla en el “G” a aplicar durante el siguiente período.

Se debe asegurar que el paso de un promedio móvil de 12 meses (actual) al nuevo propuesto también resulte neutra para todos los agentes

Incorporar una corrección, por única vez, que compense esta diferencia. (Puede dividirse en varios pagos)

Pass Through


Índice

Lineamientos Generales Tratamiento de las Pérdidas Tratamiento del Pass-Through Tratamiento de la incobrabilidad Cargo por Comercialización

Incorporar el riesgo de cartera entre los rubros reconocidos, en el momento de fijar los costos reconocidos para la actividad de comercialización en el segmento regulado

Determinación del Co.

Incobrabilidad


Índice

Lineamientos Generales Tratamiento de las Pérdidas Tratamiento del Pass-Through Tratamiento de la Incobrabilidad Cargo por Comercialización

Cargo de Comercialización

La regulación del cargo “C” para la comercialización regulada, implica definir:

1. Un costo “Co” eficiente, por consumidor o grupo de consumidores.

2. La forma en que este costo se trasladará a los clientes, o grupos de clientes.

3. La forma de realizar liquidaciones/compensaciones entre comercializadores, si esto fuera necesario.

Cargo de ComercializaciónDeterminación del “Co”

1. Determinación del valor “Co”, en $/cliente Este cargo deberá ser distinto para cada tipo de

comercializador para tener en cuenta las diferentes responsabilidades asumidas por los comercializadores establecidos Por ser comercializadores de última instancia Por la gestión de verificación del sistema,

registros de medición y fronteras comerciales Por las diferencias en la asignación y cálculo de

las pérdidas. Directiva incluida en el Decreto 3734

Para su determinación deberán separarse completamente los mercados regulado y no-regulado.

Directiva incluida el el Decreto 3734

Cargo de ComercializaciónTraslado a los clientes

2. Traslado a los clientes El apartado d) del Artículo 4 del decreto 3734

indica: “El cargo de comercialización que apliquen los

Comercializadores en un Área de Comercialización será el que resulte de considerar el consumo del número total de usuarios regulados, incluidos los que deba incorporar conforme lo previsto en el presente artículo.”

Se está estableciendo que los cargos de comercialización que se transfieran a los clientes deben ser únicos por Área de Comercialización.

Se deben definir sólo tomando en cuenta al mercado regulado.


2. Traslado a los clientes. 3 posibles alternativas:

a) Determinar un cargo (fijo) por cliente que represente con la mayor exactitud posible el costo eficiente que implica atender a ese cliente.

b) Variabilizar el cargo con la energía consumida. c) Determinar cargos (fijos) por grupo de usuarios,

buscando que las los que se apliquen a usuarios de estratos bajos (estratos 1 y 2) sea tal que éstos no tengan incremento.


2. Traslado a los clientes. Alternativa a). Cargo Fijo: Elimina de raiz la transferencia entre usuarios

impuesta por la variabilización actual. Los cargos no necesariamente deben ser idénticos

para todos los consumidores, sino que podrían determinarse por sectores o nivel de consumo, pero deben reflejar los costos que impone cada tipo de usuario.

Es eficiente, ya que refleja los verdaderos costos. Es la que menores transferencias entre agentes

(comercializadores) requeriría Traería aparejado un aumento tarifario para los

sectores de menores consumos. Debería considerarse en el medio plazo.


2. Traslado a los clientes. Alternativa b). Variabilización:

Mantiene formalmente la situación actual. Es la alternativa que menores incrementos

produciría a los usuarios de menores consumos (normalmente asociados con los estratos más bajos)

Las liquidaciones entre comercializadores son absolutamente imprescindibles.


2. Traslado a los clientes. Alternativa c). Cargos fijos diferenciados.

Es una alternativa intermedia entre las a) y b). Los cargos serían calculados tomando como

base los que reflejan los verdaderos costos, pero serían corregidos “posteriormente” para evitar ocasionar incrementos importantes a los usuarios de los estratos más bajos.

Esta disminución sería compensada por un aumento a los usuarios de estratos más altos y en los segmentos comercial e industrial.

Puede considerarse como un estadio intermedio hacia el verdadero sinceramiento de costos que se produciría en sucesivos períodos tarifarios (alternativa a).

Cargo de ComercializaciónLiquidaciones

3. Liquidación entre comercializadores Sea cual sea la alternativa finalmente escogida es

necesario establecer un mecanismo de liquidaciones entre comercializadores.

Esta necesidad de liquidaciones se originan en La decisión de que los cargos de comercialización

regulada sean únicos para todo un Área de Comercialización. Si no fuese así, existiría asimetría e incentivo al

descreme La diferente estructura de clientes entre

establecido y entrantes (que debería irse reduciendo paulatinamente)

Las diferencias en el valor del “Co” unitario para tomar en cuenta lo mandado por el Decreto 3734.

Cargo de ComercializaciónLiquidaciones

La forma de realizar estas liquidaciones debería ser definida por la CREG. Si se variabiliza por energía:

Los recursos que se cobran por el cargo “C” deberían girarse a una entidad neutral, tipo ASIC, que se encargaría de recaudar todos los recursos de cada una de las áreas de comercialización. Esta entidad hará los cruces de cuentas, por área de comercialización, de tal manera que a cada comercializador se le giren los recursos para cubrir los costos eficientes.

Si se opta por algún tipo de cargo fijo (alternativas a) o c): Similar al anteriormente descripto Un procedimiento más sencillo, basado en que en que el

comercializador entrante transfiera mensualmente al establecido la diferencia entre el valor de “C” cobrado a sus clientes y el valor “C” eficiente para ese cliente definido por la CREG.

www.mercadosenergeticos.com

ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DIAGNOSTICO CONSULTOR.

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