Chequeo de rentabilidad en el proceso tarifario - … II/5.CHEQUEO_DE... · Chequeo de rentabilidad...

Chequeo de rentabilidad en el proceso tarifario

Rafael CaballeroGerencia de Regulación

Bogotá, 5 de Diciembre de 2013

Asocodis - X Jornada de Distribución

Tarifas1

3 Proceso de fijación de tarifas de distribución

3

4

3

2 Marco Regulatorio

1 Introducción

Cálculo de la rentabilidad4

Conclusiones5

Introducción

En Perú y Chile la regulación de distribución de energía eléctrica permite verificar que se logre una rentabilidad razonable para la industria.

Dentro del ciclo tarifario, se chequea que larentabilidad del sector se encuentredentro de una banda fija desde el inicio delperiodo tarifario.

La rentabilidad se ajusta hastaalcanzar los niveles permitidos por elregulador.

Tarifas1

3 Proceso de fijación de tarifas de distribución3

4

32 Marco Regulatorio1 Introducción


Conclusiones5

Regulación Chile y Perú

2009: Creación Ministerio Energía

2007: DFL. N 42005: Licitaciones2004: Sistemas de

Transmisión y Panel de Expertos

1982: Ley Eléctrica 1998: Reglamento Ley Eléctrica

El marco regulatorio ha evolucionado en todos sus componentes, pero los fundamentos de la regulación de tarifas de distribución han permanecido estables en el tiempo

80’s 90´s 2000´s 2010´s

2013: Ley ERNC (20% al 2025)

2012: Ley Medición Neta

Áreas TípicasEmpresas modelo

/ Empresa de referencia

Chequeo rentabilidad de la

industria

Rentabilidad 10% r.a.i.

Decreto tarifario cada 4 años

Rentabilidad 12% r.a.i.

1992: Ley Eléctrica

1997: Norma Técnica de calidad

1993: Reglamento Ley Eléctrica

2006: Desarrollo eficiente de la generación eléctrica2008: Modifica Ley eléctrica

2011: Reglamento del Mercado de corto plazo

Fiscaliza, investiga

Certifica equipos eléctricos

Emite ranking anual de calidad de servicio

Fija Valor Nuevo de Reemplazo VNR

Fija Costos de Explotación

Desarrolla Informe Técnico de precios de nudo (semestral)

Dirige estudios para la fijación de tarifas de transmisión, subtransmisión, distribución, servicios asociados

Elabora Normas Técnicas

Aprueba Bases de Licitaciones de Suministro

Ente autónomo dirime discrepancias

153 dictámenes desde 2004

7 Integrantes

Ministerio de Energía

Centro de Despacho Económico de Carga

Organismo independiente

Institucionalidad Chile

Fiscaliza, investiga

Certifica equipos eléctricos

Emite ranking anual de calidad de servicio

Fija Valor Nuevo de Reemplazo VNR

Fija Costos de Explotación

Desarrolla Informe Técnico de precios de barra (anual)

Dirige estudios para la fijación de tarifas de transmisión, subtransmisión, distribución

Ministerio Energía y Minas

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART

Centro de Despacho Económico de Carga

Organismo independiente

Institucionalidad Perú

$

Generación Transmisión Distribución

G1 G2…

Gn

Precio regulado final = Cargo único por uso del sistema Troncal + Precio de compra + Recargo STx + VAD

TroncalSubtransmisión

Recargos STx Valor Agregado de DistribuciónVAD

consumidores

consumidores

PrecioCompraLicitado

PrecioCompraPromedioLicitado

Cargo único poruso Troncal - CUT

Precios Regulados

Tarifas1


4



Conclusiones5

Modelo Regulatorio Distribución Chile y Perú

Mecanismo regulatorio que

determina los precios máximos a

través de una empresa modelo que

simula la competencia.

Pérdidas

Inversión

O&M

Costos fijos Empresa Modelo / Yardstick competition

Mercado Regulado, Concesiones exclusivas indefinidas.

Revisiones cada 4 años: Chile lleva 8 ciclos tarifarios y Perú 4.

Remuneración sobre el VNR de activos al 10% rai en Chile y 12% raien Perú y pass-through de costos.

Separación entre distribución y subtransmisión.

Valor Agregado de DistribuciónVAD

Valor Agregado de Distribución

Costos Estándar de Inversión, Mantenimiento y OperaciónPérdidas Estándar

Factores de Expansión de PérdidasCargos Fijos

Costos asociados al usuario

VAD Media Tensión

VAD Baja Tensión

Tanto en Chile como en Perú, las tarifas de distribución se construyen a partir de los estudios de Valor Agregado de Distribución - VAD

12

Áreas Típicas y Empresas Modelo

Áreas típicas dependen de ratio de densidad y grado deurbanidad/ruralidad

6 áreas típicas

Empresas de Referencia:• A1: Chilectra• A2: CGE• A3: Conafe• A4: Saesa• A5: Frontel• A6:

Edelaysén

Fijación 2012

6 áreas típicas

Empresas de Referencia:• A1: Chilectra• A2: CGE• A3:

Chilquinta• A4: Saesa• A5: Frontel• A6: Codiner

Fijación 2008

2000

1996

1992

Fijación

1984 y 1988

4

5

3

6

2004 6

Número áreas típicas

2008 6

2012 6

Chile

13

Etapas de la Fijación Tarifaria

•Ingresos Explotación (calculados con físicos reales y tarifas preliminares)

•VNRs fijados por la autoridad

•Costos Explotación fijados por la autoridad

•Banda 6% - 14%

• Rentabilidad fuera de banda se Ajusta Tarifas

6 empresas modelo

Revisión Periódica (4 años)

Definición áreas de distribución típica Estudio de Valor Agregado de

Distribución - VAD

Estudio de Costos (Regulador)

Estudio de Costos(Empresas)

1/3 2/3

Tarifas básicas preliminares

Chequeo de Rentabilidad(de la industria)

Tarifas Finales (año 1)

•Tasa de Descuento 10%

•Horizonte 30 años

•Valor VNR residual nulo

Chequeo Rentabilidad Anual( de la industria) Banda 5% - 15%

Tarifas Finales (año 2, 3, 4)

14

Áreas Típicas y Empresas Modelo

Fijación 2009

Áreas típicas dependen de ratio de densidad y grado de urbanidad/ruralidadÁrea 1, cada 4 años la empresa de referencia se alterna entre Edelnor y Luz del Sur

Edelnor tiene activos en A1, A3, A4 , A5.

Empresas de Referencia:

• A1: Luz del Sur

• A2: Seal

• A3: Electrocentro

• A4: Electro Sur Este



• Sistemas Eléctricos Rurales: Electronoreste

• Sector Especial: Coelvisac

7 áreas típicas 8 áreas típicas

Empresas de Referencia:

• A1: Edelnor

• A2: Electronoroeste

• A3: Seal


• A5: Electro Sur Este

• Sistemas Eléctricos Rurales: Electro Puno

• Sector Especial: Coelvisac

2005

2001

Fijación

4

6

Número áreas típicas

2009 7

2013 8

Perú

15

Etapas de la Fijación Tarifaria

•Ingresos Explotación (calculados con físicos reales y tarifas preliminares)

•VNRs Optimizados fijados por la autoridad

•Costos Explotación fijados por la autoridad

•Banda 8% - 16%

• Si Rentabilidad fuera de banda: se ajustan tarifas proporcionalmente

8 empresas modelo

Revisión Periódica (4 años)

Definición áreas de distribución típica Estudio de Valor Agregado de

Distribución - VAD

Estudio de Costos

Tarifas básicas preliminares

Determinación de Grupos de Empresas

Chequeo Rentabilidad(por grupo de empresas)

•Tasa de Descuento 12%

•Horizonte 25 años

•Valor VNR residual nulo

Tarifas Finales

VAD Ponderado por empresa Se pondera por ventas de energía

Se agrupan por VADsque no difieran en más de10%

Tarifas1


4



Conclusiones5

Chequeo Rentabilidad

Tarifas Preliminares (calculadas con los VADs que

están siendo verificados)

•Ingresos Explotación (calculados con físicos reales y tarifas preliminares)•Costos Explotación fijados por la autoridad•VNRs fijados por la autoridad

30 años (Chile), 25 años (Perú) y VNR con valor residual nulo

En Chile, a diferencia de Perú, se realiza un chequeo de rentabilidad de la industria cada año

Ingresos Explotación i - Costos Explotación i

(1 + Tasa Rentabilidad) iΣi = 30 o 25

i = 1

VNR industria =


TIR obtenidas son para la suma de las 35distribuidoras.

14%

6%7,52 %

10%

Fijación 2008

14%

6%6,62 %

10%

Chequeo rentabilidad para toda la industria

Fijación 2012

Chilectra 5,95%

Nota: se muestra TIR de Chilectra sólo por referencia.

Chilectra 8,1%

La banda actuó en la fijación de 1984

Tarifas preliminares se aceptaron como definitivas en las demásfijaciones


G2: 8,8 %

16%

12%

8%

G1: 18,7 %

G3: 9,4 % G4: 11,8 %

G6: 12,8 % G5: 14,6 %

Fijación 2013

Chequeo rentabilidad por Grupos

Se forman grupos de empresas, cuyos VADs no difieren entre sí en más de 10%.

Fijación 2009

G4: 9,5 %

G1: 14,1 % G3: 14,8 % G2: 15,1 %

G2: 12,2 %

G3: 11,2 % G5: 11,4 %

G4: 13,3 % G1: 14,0 %

Fijación 2005

G6: 15,9 %

G5: 11,7 %

La banda actuó en 1 de las 4 fijaciones: en 2013 y sólo para G1,

Tarifas preliminares se aceptaron como definitivas en las demásfijaciones

Tarifas1


4



Conclusiones5

Conclusiones

• Los marcos regulatorios de Chile y Perú han evolucionado, pero losfundamentos de la regulación de tarifas de distribución han permanecidoestables en el tiempo.

• La tasa de descuento (12% en Perú y 10% en Chile) y el chequeo derentabilidad fueron fijados por Ley.

• La fijación tarifaria se basa en una empresa ideal que debe atender unmercado real.

• Fundamento regulatorio del chequeo de rentabilidad:

Conjugar la eficiencia teórica con la realidad

Ofrecer un seguro de rentabilidad para la industria, dentro de una banda

La rentabilidad individual ni se limita ni se garantiza

• Para mejorar la rentabilidad, las distribuidoras deben ser más eficientesque las empresas modelo.

• En el proceso de fijación de tarifas se deben conciliar los objetivos deeficiencia y rentabilidad adecuada.

ANEXOS

23

30 Jun

Empresas informan a SEC el VNR 2010

30 Sep

SEC fija el VNR. Si no hay acuerdo, se recurre a Panel de Expertos

31 Dic

Panel de Expertos determina VNR

30 MarEmpresas entregan Costos de Explotación a SEC

30 Abr

CNE envía Bases Técnicas, áreas típicas y lista consultores

Jun - Ago

Consultores realizan estudio de VADs

19 Sep

CNE comunica VADs ponderados (1/3 2/3)

31 Oct

Publicación tarifas

2011 2012 2013Jun Sep Dic Ene Mar Abr Jun - Ago Sep Oct Nov Dic Ene Abr

20 Oct

CNE Chequea rentab.

Chile - Etapas de la fijación tarifaria

Cálculo del VNR Estudios VAD

2 Abril :

Decreto Tarifario N°1T.

Retroactivo a 4 Nov 2012.

Fijación Tarifaria de Nov 2012: Para Chilectra, el efecto fue una reducción neta del VAD de 4.5%, enlínea con las estimaciones.

4 OctSEC fija Costos de Explotación

24

2012 2013Ene Jun Nov Dic Ene Abr Jul Ago Oct Nov

Perú - Etapas de la fijación tarifaria

Cálculo del VNR

Estudios VAD

Nov - Abr

Consultores realizan estudio de VADs

25 Abr

Audiencia Pública

7 Ago

Audiencia Pública

22 Jul

Prepublicación resolución

10 Oct

Publicación resolución

Fijación Tarifaria de Octubre 2013: Para Edelnor, elefecto fue un incremento del VAD de 1.2%.

Junio

GART fijó VNRs

Resol. 213 de 2013.

Vigente por 4 años hasta Nov 2017

25

“DFL N°4 - Art. 182º.- El valor agregado por concepto de costos de distribución sebasará en empresas modelo y considerará:

1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención delusuario, independientes de su consumo;

2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y

3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a ladistribución, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión secalcularán considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, VNR, de instalacionesadaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% realanual.”

Tasa de rentabilidad

“Ley N° 25.844 - Art. 79º. La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley seráde 12% real anual.

Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previoestudio que encargue la Comisión de Tarifas Eléctricas a consultores especializados,en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más elpremio por riesgo en el país.

En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía yMinas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.”

Tasa de descuento en Chile y Perú: 10% y 12%, real antes de impuestos

Fijada por Ley

“DFL N°4 - Art.185º.- Con los valores agregados resultantes del artículo precedente y los precios denudo que correspondan, la Comisión estructurará un conjunto de tarifas básicas preliminares, deacuerdo al criterio expresado en el art. 181° de la presente ley. Deberán existir tantas tarifas básicascomo empresas y sectores de distribución de cada empresa se hayan definido.

Si las tarifas básicas preliminares así determinadas, permiten al conjunto agregado de lasinstalaciones de distribución de las empresas concesionarias obtener una tasa de rentabilidadeconómica antes de impuestos a las utilidades, que no difiera en más de cuatro puntos de la tasa deactualización definida en el art. 182°, los valores agregados ponderados que les dan origen seránaceptados. En caso contrario, los valores deberán ser ajustados proporcionalmente de modo dealcanzar el límite más próximo superior o inferior.”

26


“Ley N° 25.844 - Art. 70.- La Comisión de Tarifas Eléctricas calculará la Tasa Interna de Retornopara 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 delos suministros en el ejercicio inmediato anterior;b) Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribución, para elejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas; y,c) El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual igual acero.

Art. 71.- Si las tasas, antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de laTasa de Actualización señalada en el Artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados deDistribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán serajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.”

14%

6%

10%

8%

12%

16%

Año fijación tarifas

Chequeo de rentabilidad en el proceso tarifario - … II/5.CHEQUEO_DE... · Chequeo de rentabilidad...

Documents

Transcript of Chequeo de rentabilidad en el proceso tarifario - … II/5.CHEQUEO_DE... · Chequeo de rentabilidad...