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Comisión de Regulación de Energía y Gas

PROPUESTA REGULATORIA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE REMUNERACIÓN DE LOS SERVICIOS DEL CND, ASIC Y LAC, QUE ACTUALMENTE PRESTA LA EMPRESA XM S.A. E.S.P.

DOCUMENTO CREG-0987 DE N O V IE M B R E DE 2006

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión Wo. 308

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN 46

2. COMENTARIOS RECIBIDOS 46

3. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES 50

3.1 Operador del Mercado en Ontario (Canadá) 51

3.2 Estados Unidos 53

3.3 Reino Unido 57

3.4 Argentina 58

4. EVOLUCIÓN CARGOS CND, ASIC Y LAC 59

5. PRINCIPIOS TARIFARIOS 64

6. REMUNERACIÓN ACTUAL DE LA EMPRESA 66

7. PROPUESTA REGULATORIA 67

7.1 Metodología: Ingreso Máximo Regulado (Revenue Cap) 67

7.2 Procedimiento de aprobación y participación de terceros: 67

7.3 Información que debe contener la solicitud 68

7.4 Indicadores de Desempeño: 69

7.5 Análisis de riesgos y margen 71

7.6 Despliegue de Información. 73

7.7 Remuneración de otras actividades 73

7.8 Reporte de anomalías 73

7.9 Esquemas de facturación 73

7.10 Consideraciones adicionales 74

7.11 Fórmula tarifaria 75

D-098 PRESUPUESTO XM S.A. E.S.P. 44

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8. APLICACIÓN DE ESTA PROPUESTA REGULATORIA 78

BIBLIOGRAFÍA 79

ANEXO 1. REGULACIÓN POR INCENTIVOS Y TÉCNICAS DE BENCHMARKING 80

ANEXO 2. ALGUNAS CONSIDERACIONES DE LA RENTABILIDAD 81


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PROPUESTA REGULATORIA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE REMUNERACIÓN DE LOS SERVICIOS DEL CND, ASIC Y LAC, QUE ACTUALMENTE PRESTA LA EMPRESA XM S.A. E.S.P.

1. INTRODUCCIÓN

El presente documento es el soporte del proyecto de resolución mediante el cual se pone en conocim iento de las entidades prestadoras del servicio de electricidad, los usuarios y demás interesados los esquemas de remuneración y desempeño de los servicios del Centro Nacional de Despacho (CND), el Adm inistrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y el Liquidador y Adm inistrador de Cuentas (LAC) que actualmente está prestando la empresa XM S.A. E.S.P.

La propuesta incluye el análisis de los comentarios recibidos a las bases conceptuales establecidas mediante la Resolución CREG 114 de 2005, y sobre las cuales se continuará desarrollando el proceso de participación ciudadana establecido en el Decreto 2696 de 2004.

2. COMENTARIOS RECIBIDOS

Las siguientes empresas enviaron comentarios a la Comisión sobre lo dispuesto en la Resolución CREG 114 de 2005:

> EPM mediante radicado E 2006 002034> XM S.A. E.S.P. mediante los radicados E 2006 002149 y E 2006 006550> ACOLGÉN mediante radicado E 2006 002587> ANDESCO mediante radicado E 2006 002208> CONDENSA mediante radicado E 2006 002215> CHEC mediante radicado E 2006 002307> ISAGÉN mediante radicado E 2006 002392

A continuación se presentan, en forma resumida, los diferentes comentarios y propuestas presentados a la CREG;

Comentario:

La Comisión debe garantizar en la metodología que las inversiones aprobadas sean primero necesarias y luego eficientes. Adicionalmente, para evitar la obsolescencia financiera, se deben reconocer costos de reposición a nuevo.

Análisis:

En cuanto al control o evaluación para que las inversiones sean las necesarias, en esta propuesta se plantea que XM S.A. E.S.P. anualmente someta a discusión pública, con la debida justificación y cronogramas de ejecución, los proyectos anuales de inversión. El control lo podrán hacer los agentes, los usuarios y los terceros interesados que se hagan parte en las respectivas actuaciones administrativas para las definiciones periódicas de


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cargos regulados. La Comisión analizará estos comentarios en la toma de la decisión final.

Adicionalmente, la empresa deberá reportar la información por cada proyecto de tal manera que sea posible distinguirlos y evaluarlos en forma separada. Las inversiones serán reconocidas según cronogramas de ejecución estimados.

El procedim iento que utilizará la empresa para la estimación de los costos de inversiones nuevas comprenderá al menos de dos cotizaciones o evaluaciones de distintos proveedores. Cuando se trate del reemplazo de un activo existente, la empresa deberá hacer un reporte, indicando en forma detallada las razones del reemplazo.

En este contexto aclaramos que en esta propuesta regulatoria no se trabajará con metodologías de costo de reposición a nuevo en la medida que el Ingreso Regulado para inversiones se establecerá a partir de costos estimados de adquisición.

Sin perjuicio de lo anterior, para efectos de la determinación del primer Ingreso Regulado, en esta metodología se propone que la empresa reporte el inventario de activos con que actualmente cuenta, señalando fechas de adquisición y costos pagados.

Para mayor ilustración, ver fórmula tarifaria en el numeral 7.11.

Comentario:

La Comisión debe establecer en la metodología señales de eficiencia que incentiven a la empresa a tener gastos de AOM eficientes.

Análisis:

Por las características de monopolio de las actividades del CND, ASIC y LAC, resulta complejo efectuar comparaciones con empresas similares. No obstante, considerando operadores en otros mercados, en esta propuesta regulatoria se propone determ inar para el período tarifario un AOM eficiente que se actualice periódicamente con las variaciones del índice de Precios al Consumidor, reportado por el DANE. El nivel de AOM se establecerá a través de: i) Comparaciones con operadores en otros mercados y ii) Análisis detallados del nivel de AOM que solicita la empresa.

En este contexto, dentro de la solicitud tarifaria se propone que la empresa presente en forma detallada el nivel de AOM anual que la Comisión le ha aprobado para los últimos cinco años, identificando el detalle de cada rubro.

Adicionalmente, y con el fin de transmitirles a los directos beneficiarios del CND, ASIC y LAC las mejoras periódicas que logre la empresta en la prestación de dichos servicios, se propone la estimación de un factor de productividad que permita com partir dichas productividades. El factor de productividad se aplicará al nivel inicial de AOM que apruebe la Comisión.

Por otro lado, comprendiendo que la empresa que presta las mencionadas actividades enfrenta un costo asociado a los cambios regulatorios que adopte el regulador, se


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propone que anualmente XM S.A. E.S.P. pueda solicitar a la CREG un A para cubrir en forma eficiente única y exclusivamente aquellos gastos de AOM adicionales requeridos en las nuevas tareas.


Comentario:

En la determinación de la metodología la Comisión debe documentar experiencias internacionales relevantes.

Análisis:

Ver numeral 3 de este documento.

Comentario:

Asi como la Comisión está planteando la definición de un margen sujeto a unos indicadores de desempeño, en el mismo sentido se debería considerar unas penalizaciones cuando la empresa no logre cumplir con las metas que se establezcan.

Análisis:

En la metodología establecida en esta propuesta regulatoria se propone reconocer un margen sujeto al cumplimiento de indicadores de desempeño. Si la empresa no logra cumplir con los indicadores definidos, habrá un esquema de incentivos que afectan el margen de acuerdo con el desempeño de la empresa.

Comentario:

Actualmente los gastos por defensa judicial deben ser sufragados directamente por los agentes del mercado (generadores y comercializadores). En este sentido se plantea la posibilidad de establecer mecanismos que garanticen el cubrim iento de dichos gastos como pólizas de manejo cuyo costo podría estar incluido en los AOM reconocidos.

Análisis:

De manera sim ilar a como ocurre actualmente, en esta propuesta regulatoria, dentro de la proyección de presupuestos que presente la empresa se contempla incluir el estimativo de gastos en honorarios por defensa judicial.

Comentario:

Se propone un cargo por cinco años y un esquema de indexación anual. El cargo tendría un piso y un techo. El piso estaría constituido por un cargo que reconozca los costos de inversión así como los gastos de AOM del CND, ASIC y LAC y la parte superior por el margen que establezca el regulador.


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El piso o límite inferior garantizaría la recuperación de los gastos de operación, las inversiones y la remuneración del patrimonio de los accionistas.

El techo o límite superior estaría conformado por el límite inferior y el margen aprobado por el cumplim iento de los indicadores de calidad del servicio.

Análisis:

La propuesta en análisis incluye dos elementos: i) el período de vigencia de los cargos aprobados; y ii) un esquema de remuneración con base en un reconocim iento de costos más un margen sujeto a un desempeño de la empresa.

En cuanto al período regulatorio (período de vigencia del cargo), conviene señalar que en las actividades del CND, ASIC y LAC confluye toda la dinámica del sector eléctrico colombiano incluyendo la que tiene que ver con el intercambio de energía eléctrica con otros países. Ésta característica puede implicar cambios regulatorios constantes que afectan los procesos del operador y en varios casos supone inversiones adicionales que debe realizar, por lo cual se considera inconveniente e imprudente fijar unos ingresos fijos por cinco años. Considérese por ejemplo los nuevos requerim ientos que impone el Cargo por Confiabilidad, los Intercambios Internacionales, la eventual Cámara de Compensación y la promoción de la primera subasta de energía firme, entre los asuntos más relevantes.

Particularmente se considera que gran parte de las inversiones está sujeta a los cambios regulatorios que normalmente va adoptando la CREG. En estos términos, no resulta conveniente determ inar un cargo fijo para los cinco años por este concepto.

Considerando estos elementos y con base en los análisis hasta ahora realizados, se propone: i) la estimación de un AOM inicial para el periodo tarifario, con la posibilidad de ajustes anuales en los casos en que se requiera, ii) la estimación anual de los costos de inversiones necesarios, y iii) la posibilidad de que la empresa se gane un margen sujeto a unas metas de desempeño, las cuales serán reportadas y verificadas en forma periódica.


Comentario:

Con el fin de evitar el registro de empresas que no participan en el mercado mayorista se propone establecer un cargo fijo que desincentive ésta práctica por parte algunos agentes.

Análisis:

Esta propuesta regulatoria contempla un cargo fijo a todos los agentes que directamente reciban los servicios del CND, ASIC y LAC. Ver numeral 7.9

Sin perjuicio de lo anterior, la empresa deberá crear los mecanismos para que toda la información que sea pública y que se produzca en las actividades del CND, ASIC y LAC, se pueda consultar en forma gratuita por cualquier interesado.


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Comentario:

Hay costos en los que incurre el operador como el Gravamen a los Movimientos Financieros, la verificación de parámetros para el cargo por capacidad y los avisos de limitación de suministro que deben continuar con el mismo tratamiento vigente.

Análisis:

Los gastos que demanden estas actividades se remuneraran conforme se propone en el numeral 7.7. En resumen, los gastos asociados con el GMF que se produce por el movimiento de los dineros de los agentes que realiza el ASIC y LAC, los avisos de prensa que se deriven de procesos de limitación de suministro, los honorarios de las auditorías del cargo por confiabilidad y la compra de equipos según lo previsto en la Resolución CREG 080 de 1999, se cobrarán directamente a los agentes.

Comentario:

En cuanto a la calidad del servicio se propone que las metas sean establecidas según referentes internacionales y con un horizonte igual al período tarifario, es decir 5 años.

Análisis:

Tal como se sugiere en el comentario, los indicadores y las metas de calidad en los servicios del CND, ASIC y LAC incluidos en la resolución de consulta son establecidos para los 5 años del periodo tarifario.

Las metas de desempeño serán verificables periódicamente a partir de la definición de indicadores con metas específicas que deberá cumplir la empresa que presta los mencionados servicios.

Comentario

En la definición de la magnitud del margen se propone que se considere un análisis de creación de valor.Análisis

En el análisis del margen por la prestación de los servicios del CND, ASIC y LAC no se considera que un análisis de valor sea la metodología acertada. El detalle del diseño del margen y los análisis sobre ésta propuesta se encuentra en el numeral 7.5 y en el Anexo 2 del presente documento.

3. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

A continuación presentamos algunas experiencias internacionales sobre diferentes esquemas para remunerar a los operadores del Mercado. Como común denominador se advierte un debate (aún inconcluso), en casi todos los mercados analizados, sobre cuál es el mejor esquema para remunerar al operador. En esta discusión aparece el tema de los costos eficientes (AOMs e inversiones), calidad del servicio, indicadores de desempeño, etc.


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En el mismo sentido, es importante resaltar que en mercados como el de Ontario, Reino Unido y en varios en los Estados Unidos, entre los más importantes, se somete al escrutinio público el proceso de aprobación de los presupuestos. Se considera que esta práctica trae beneficios en la medida que todas las terceros interesados tienen la posibilidad de participar.

En lo que tiene que ver con la remuneración del patrimonio de los accionistas, resaltamos que no hay un criterio general establecido. Incluso muchos operadores realizan sus actividades sin ánimo de lucro, como se indicará más adelante.

3.1 Operador del Mercado en Ontario (Canadá)

El Operador del Mercado en Ontario, Independent Electricity Market O perador (IMO) es una entidad sin ánimo de lucro, independiente de los participantes del mercado eléctrico que en forma periódica recibe aprobación de los cargos por parte del Ontario Energy Board (OEB).

Dentro del proceso de deliberación y aprobación del presupuesto, primero el operador realiza varias reuniones con sus clientes y algunas terceras partes interesadas. Una vez hay acuerdo sobre el presupuesto, éste realiza la solicitud al OEB para su aprobación.

3.1.1 Comparación del Operador de Ontario con entidades similares en Estados Unidos.

Por considerarlo de interés para los análisis de este documento a continuación se presenta un Benchmarking realizado por el IMO durante las deliberaciones para aprobar el presupuesto en el año 2001 1Los Operadores con los cuales se hicieron las comparaciones, son los siguientes:

Mvn'kt-r Management Region Organizations Serving the Market

Nev/ York Nev; York ISO, Inc. (NYISO)

Ne’.v England ISO New England, Inc. (ISO NE)

Ontario Independent Electricity Market Operator (IMO)

PJM Pool PJM Interconnection, LLC (PJM)

1 Rumia Inc (2001)


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Ilustración 1: Comparación de Presupuestos de Independent System Operators (ISO) en el 2001 (Cifras en Millón es de US Dollars)

1 4 0 -|-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

12° ----------

1 0 0 1 -----------

- 6 0 ______ L_____ _________ _________ ___

4 0 ----- --------- ---------- ---------- ---2 0 -------

o 4----------------- t-- --------------- -------- ---------------------------------------------IM O ISO N E N Y IS O P JM

□ O perating Expenses □ F inancial Costs G C a p ita l Expenses

Fuente: Rumia, Inc. 2001

Tabla 1: Comparación de Presupuestos de Independent System Operators (ISO) en el2001 (Cifras en Millones de US Dollars)

11.1 0 r s o . w f aviso PJlf

Salaries ar.d 3snefi;s 23.61 30.48 3 1 .60 39.50Ccnsul-anto 1.69 6. 1 3 11.38 H/ÓContract Services 4.44 5.8 5 M/4 16.40Telecommunication 6.59 1 . 6 T 3 . OC' n/fi

Computing Services 10.49 j. 5 r 5,31 n/t

Computer Equipment 0.66 U/b m / a U/fi

3iJ¡:¡í¡nc¡ Services 2.35 5.11 2.3 8 U/b

Membership 1 A0. M/A 1 , GT U/fi

Other' id fv?\ 2.88 2 1 .00 22.7 0

Total Operating Costs 56.93 5 5.T 3 7 ¿ . SS 7 3 .6 0Amortization 21.62 4.04 \o.*s 8. lv

Interest 11.35 2 . OC- 3.58 9 . OC-Total Non-Operating Expenses 32.97 6.04 1 J . 5 T 17.30

Gross R e v e n u e Requirements 89.90 6 1.76 9 1,45 35.90

Prior Year SurplusiOeficit (4.94) O SJi n/4 U/b

Net R e v e n u e Requirements 84.96 5 7.85 9 1.45 35.90Capita] Budget 40.64 1 8.-:-4 10. 15 : i.eo

Totai 2001 Sudaet i : 5. 6 i 7 5.88 10 1.31 113,70

Scurcís: KV-O-:. ISO NE-í. ISO MY-1. and PJM-l; See Apperjjjc A -l.' The e s t 'i '.ecl vát.es v/ere derivso b/Rumls. Inc.••Aseuir ng a Canadiari ddlar . '3.6674 U.S. ddlai.K fk - ncT. availatie Fuente: Rumia, Inc. 2001.

Tal como se evidencia en la información anterior, el mayor punto de diferencia entre los operadores está en los gastos de capital (capital expenditures). De acuerdo con el estudio realizado por Rumia Inc., las diferencias están en las condiciones de arranque (start up conditions), el tratamiento de los gastos de capital, la transferencia de costos en cada ISO y las funciones que cada operador tiene.


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El siguiente cuadro muestra una comparación de costos por unidad de los cuatro operadores en análisis.

Tabla 2: Comparación de Costos por Unidad (2001)

Comparison Item IMO ISO-NE NYISO PJM

Forecasted Served Load (Million MvYh) 149.5 121.0 161 274.8

Circuit Miles 18,645 8,100 10,800 8,000

Operating Costs

3 Per MVVh 0.38 0.46 0.48 0.26

S Per Circuit Mile 0.0030t 0.0069 0.0071 0.0088

Required Revenues (U.S. 3/MWh)

Amortization & Interes; 0.22 0.05 0.091 0.09

Gross Revenue Requirements 0.60 0.51 0.57 0.35

Net Revenue Reciuirements 0.57 0.43 0.57 0.35

Fuente: Rumia, Inc.

Nótese que, considerando costos operativos, PJM es el más eficiente en US$ por MWh y NYISO el menos eficiente. En el primer caso, es factible argum entar que esta posición obedece al tamaño de la demanda atendida, sin embargo, en el caso de NYISO, no hay razón para el nivel de sus costos, salvo que operativamente esté desarrollando más funciones en comparación con los otros operadores.

En general, el operador que muestra mejores resultados (en térm inos de su eficiencia) es PJM.

3.2 Estados Unidos

En los Estados Unidos la Federal Energy Regulatory Comisión (FERC) hace público los reportes contables y financieros de los operadores que tiene bajo su jurisdicción. Desde 1997, este organismo ha aprobado varios ISO (Independent System Operators) y RTO (Regional Transmission Operators).

Aunque no es el tema de análisis de este documento, es pertinente señalar que las diferencias entre los ISO y los RTO no están claramente definidas2. Ambas entidades operan sistemas de transmisión, son independientes de cualquier participante en el mercado eléctrico, actúan si ánimo de lucro y garantizan un acceso abierto y no discrim inatorio al sistema de transmisión. No obstante, por disposiciones de la FERC los RTOs deben cubrir ciertas funciones que no se les exigen a los ISOs

El siguiente mapa ilustra geográficamente en Estados Unidos dónde están operando los ISO/RTO.

2 Consulta efectuada a asesor de la FERC. Número de radicado en la Comisión E 2006 006262.


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Ilustración 2: Distribución geográfica de ISO/RTO en Estados Unidos.

Existing RTOs and ISOs

PJM

Fuente: ISO/RTO Council (2005).

Con relación a los costos de los ISO/RTO se ha encontrado3 que éstos varían de acuerdo con la demanda atendida y el número de servicios que cada operador ofrece. En este contexto, es pertinente señalar que en la medida en que los mercados han ido madurando, los costos de los operadores se han ido aplanando en térm inos unitarios US$ / MWh. La siguiente gráfica revela esta situación para siete operadores.

Ilustración 3: Promedio de ISO/RTO Costos por MWh de Carga Atendida (US Dollars por Mwh)

SO. 5 0

5 0 .4 0

& SO. 30

SO.20

SO. 1020 0 0 200 1 2 00 2 2 0 0 5 200G

Year

Fuente: ISO/RTO Council. November 2005.

3 “The Value of Independent Regional Grid Operators". A report by the ISO/RTO Council. November 2005 (Página 36)


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La siguiente gráfica muestra la misma situación pero en forma individual para los siete operadores. Nótese las diferencias de costos de cada operador, las cuales, en parte, obedecen al tamaño del mercado y a los servicios que cada uno presta.

Ilustración 4: ISO/RTO Costos por MWh de Demanda Atendida (US Dollars / MWh)

1.20

1.00

0.-I0

0.00

Fuente: JSO/RTO Council. November 2005.

Ilustración 5: Requerim iento de Ingresos Anuales para ISO/RTO

3C0

r*,i


■OAlSO\RCO lGO-fC

=^MGO^^lYTSO


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El siguiente cuadro muestra un comparativo de varios activos que los ISO/RTO deben controlar en sus respectivos mercados. Ésta información resulta útil en esta evaluación para establecer diferencias y similitudes con el operador Colombiano.

Tabla 3: Número de algunos activos monitoreados por diferentes ISO/RTO en E. U.

Number of Grid Elements Monitored and Modeled bv RTO and ISO SCADA and State Estimators

Number of Items Monitored CAISO SPP ISONE MIDWEST ISO PJM ERCOT NYISO

Generators 1.500 966 662 1.511 1.167 583 1.500

Buses 1.600 12.600 1.700 13.773 12.735 4.860 3.360

Miles of Line 25.529 36.800 8.454 97.000 56.070 37.770 10.775Transformers Monitored 565 888 500 4.258 5,571 1.500 1.110

Buses Monitored 2.200 2.027 1.300 18.258 7.052 4.860 1.173SCADA/EMS POINTS 72.000 38.000 17.000 44.320 68.036 54.750 18.382


Dependiendo del año de entrada y del mercado que opera, cada ISO/RTO en los Estados Unidos desarrolla diferentes actividades. La siguiente tabla muestra los servicios que cada uno presta.

Tabla 4: Comparación de servicios ofrecidos por los ISO/RTO en E.U.S e rv ic e s P ro v id e d IS O - N E

G rid O p e ra t io n s 1 9 0 7Tan sm ission S c hedu lin g YR eg io nal E c o n o m ic D ispatch YT ra n s m is s io n P la n n in gR eg io nal T ransm ission P lann ing YR eg io nal In te rconnection YTransm ission C o st A llocation M eth od YW h o le s a le M a r k e t O p e ra t io n s 1 9 9 9R e al - lim a en e rg y m arke t YLocational en e rg y price YHourly energ y price YC o ngestion price YLosses price Y

D a y -a h e a d en e rg y m arke t Y

Virtu al b idding YA ncillary services m arket YR egu lation YO p era tin g reserves YFinancia l transm ission rights YC a p ac ity m arket YS tlem en ts and billing YR e ta il M a r k e t O p e ra t io n sR e n ew ab le En ergy C red its NRetail cu s to m er registration NLoad profiling ND a ta agg regation NM a r k e t O v e rs ig h tin d e p e n d e n t m arket m onitor YM arket m itigation YY = Yes. m arket - basedC o st = cost ra ther th an m arke t - based p aym ent '0 6 = year service will start

N Y IS O P JM M IS O S P P E R C O T C A IS O1 9 9 8 1 9 9 7 2 0 0 2 1 9 9 7 1 9 9 6 1 9 9 8

Y Y Y Y Y YY Y Y 2 0 0 6 Y Y

1 9 9 9 1 9 9 7 2 0 0 2 1 9 9 0 1 9 9 7 2 0 0 2Y Y Y Y Y YY Y Y Y Y YY Y N Y Y Y

1 9 9 9 1 9 9 9 2 0 0 5 2 0 0 6 200 1 1 9 9 8Y Y Y 2 0 0 6 Y Y

Y Y Y 2 0 0 6 2 0 0 8 - 0 9 YY Y Y 2 0 0 6 Y YY Y Y 2 0 0 6 Y YY cost Y 2 0 0 6 Y Y

Y Y Y N 2 0 0 8 - 0 9 2 0 0 7

Y Y Y N 2 0 0 8 - 0 9 NY Y ces t cost Y YY cost cost cost Y YY Y cost cost Y YY Y 2 0 0 6 2 0 0 6 Y YY Y N N N NY Y Y 2 0 0 6 Y Y

20 0 1N N N N Y NN N N N Y NN N N N Y NN ' N N N Y N

199 9 1 9 9 6 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 4 1 9 9 8Y Y Y N Y YY Y 2 0 0 5 2 0 0 6 Y Y

Fu ente : T o m a d o d e IS O /R T O . N o vem ber, 2 0 0 5 (p ág in a 3 8 )

De la información que presenta el cuadro anterior, nótese que, en general, los ISO/RTO son muy recientes en comparación con el operador Colombiano.


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3.2.1 Monitoreo del Mercado

Una de las diferencias de los mercados organizados de energía eléctrica en los Estados Unidos de los que aún no se han organizado en ese mismo país, es que los mismos ISO/RTO, como entidades con información de primera mano, independientes, están obligadas desarrollar funciones de monitoreo del mercado.

Ésta actividad consiste en realizar observaciones y análisis, a través de reportes periódicos a la FERC, del comportamiento de los participantes del mercado, identificando abusos de posiciones dominantes y señalando recomendaciones para m ejorar y/o promocionar la competencia.

De acuerdo con la FERC Order 2000, las siguientes son las funciones de monitoreo que deben desarrollar los operadores:

- Monitoreo del servicio de transporte y del comportamiento de los transportadores. Monitoreo de los servicios auxiliares y de los “Bulk Power Markets” .Valoración de comportamientos de otros mercados que afecten el RTO.Detección de abusos de posición dominante.

En el tema de monitoreo resulta interesante señalar que ha habido diversas posiciones sobre si efectivamente los operadores deben desarrollar éstas funciones, sobre cuáles son las metodologías a seguir, sus alcances, etc.. La FERC, por considerar crucial contar con herramientas adicionales en su función de regulador, decidió incluir ésta actividad dentro de los RTO, pero dándoles cierta flexibilidad en su implementación, de acuerdo con las particularidades propias de cada mercado.

3.3 Reino Unido4

En el Reino Unido las funciones del operador del mercado las realiza la empresa NGET {National Grid Electricity), la cual tiene dentro de sus funciones la compra y venta de electricidad y otros servicios asociados para mantener el sistema correctamente balanceado.

Ofgem (The Office of Gas and Electricity Markets), como autoridad regulatoria, diseñó un esquema de incentivos para inducir al operador a reducir y manejar mejor sus costos, en beneficio de los usuarios. Éste proceso es público, a través de la publicación de documentos e invitación a todas las partes interesadas a participar en las discusiones de aprobación de los cargos.

La estructura de los costos que enfrenta NGET se divide en tres partes:

- Costos asociados con aquellas actividades para mantener el sistema correctamente balanceado,

- Costos asociados con el manejo de pérdidas, y- Y costos internos (staff, propiedad y tecnologías de la información)

4 National Grid Electricity Transmission's System Operator Incentive Schemes 2006 / 2007. Ofgem (28 February 2006).


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La metodología de incentivos diseñada para regular las actividades de NGET consiste en un proceso de proyección de costos anuales, realizado por el propio operador, el cual se somete a consulta mediante un documento que publica Ofgem con su punto de vista sobre la proyección.

Con base en los comentarios que se reciben, el punto de vista del regulador y los argumentos del operador, se establecen las proyecciones finales. Si el operador realiza sus actividades con costos inferiores a la proyección, el esquema permite que se apropie de una fracción; en caso contrario, es decir, cuando sus costos son superiores, una fracción de la diferencia la debe asumir.

De acuerdo con la experiencia, las proyecciones de NGET casi siempre son ajustadas por el regulador. El siguiente cuadro muestra cómo ha sido este proceso desde el 2001.

Ilustración 6: Comparación de presupuestos

: C'C*

: oo i/o: 20 o:/o ¿ : 0 0 3 /0 - 2 0 0 -/0 5 : 00 5/0 6 :o o s /o 7

□ M C ET j p rc p o j* d r c i ; * : Q * c: j o I Q A c t ito ! o u x u in □ N C ET‘» N o v r o í tc o i :

F u e n t e : O f g e m

3.4 Argentina5

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) tiene como funciones principales la coordinación de las operaciones de despacho, la responsabilidad por el establecim iento de los precios mayoristas y las transacciones económicas que se realizan a través del SIN.CAMMESA es concebida como una empresa que no persigue fines de lucro y de gestión privada con propósito público. El paquete accionario de CAMMESA es propiedad de los Agentes del Mercado Mayorista Eléctrico en un 80%. El 20% restante, está en poder del ministerio público que asume la representación del interés general y de los usuarios cautivos.

5 Fuente: www.cammesa.com e información consultada con la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República de Argentina. Radicado E 2006 006252


http://www.cammesa.com

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Sobre el presupuesto de gastos de CAMMESA, el límite máximo establecido (por resolución de la Secretaría de Energía 61/1992) es del 0.85% de las ventas del Mercado Eléctrico Mayorista. Actualmente dicho presupuesto se encuentra en el 0.3% de las mismas.

Anualmente la Secretaría de Energía aprueba el presupuesto de gastos, el cual es dividido en 12 cuotas mensuales iguales que abonan los agentes. El gasto de administración mínimo que pagan los agentes es de $300 año (aprox. US$ 100). El remanente, hasta alcanzar los gastos mensuales presupuestados, se divide entre los distintos agentes en función de su facturación que realiza CAMMESA.

4. EVOLUCIÓN CARGOS CND, ASIC Y LAC

En la información que se muestra en los siguientes cuadros y gráficos se observa una tendencia positiva de crecim iento de los cargos que debería comenzar a estabilizarse, si se puede replicar lo que ha ocurrido en otros mercados como el de los ISO/RTO en los Estados Unidos.

Por otro lado, es pertinente anotar que el cargo de Inversiones de las tres actividades (CND, ASIC y LAC) muestra variaciones significativas que se explican por los diferentes proyectos que ha tenido que implementar el operador.

Un aspecto importante de resaltar es que dentro del total del ingreso regulado, en promedio, el CND representa el 60%, el ASIC el 30% y el LAC el 10% restante.

La participación de los gastos de AOM en el total del Ingreso Máximo Regulado (para las tres actividades) es en promedio del 87%. La otra parte corresponde al costo de Inversiones.

Tabla 5: Cargos anuales CND, ASIC y LAC durante los últimos 5 años.( m i l l o n a s f

C a r g o p o r g a s t o s o p e r s t l v o s

C a r g o p o r c o s t o s d e I n v e r s i ó n T o t a l C a r g o A ñ o

C N D 1 9 , 6 6 6 2 , 4 2 8 2 2 , 0 9 32 0 0 2 A S I C 8 , 4 1 0 1 , 6 6 0 1 0 . 2 7 0

L A C 2 . 1 0 6 8 5 4 2 , 9 6 03 0 , 1 8 1 5 , 1 4 2 3 5 , 3 2 3

C N D 1 9 . 9 3 3 1 , 4 8 8 2 1 , 4 2 12 0 0 3 A S I C 7 , 4 4 0 9 4 9 8 , 3 8 9

L A C 4 , 7 1 2 2 7 7 4 , 9 9 03 2 , 0 8 5 2 , 7 1 4 3 4 , 7 9 9

C N D 2 0 . 9 6 6 1 , 3 9 6 2 2 ,3 6 22 0 0 4 A S I C 1 0 , 9 9 2 4 , 0 8 8 1 5 . 0 7 8

L A C 3 , 3 5 7 1 , 5 3 8 4 . 8 9 53 5 , 3 1 5 7 , 0 2 0 4 2 , 3 3 4

C N D 2 2 . 9 4 0 3 , 2 9 8 2 6 , 2 3 82 0 0 5 A S I C 1 0 , 4 1 2 1 , 6 9 2 1 2 , 1 0 4

L A C 3 , 8 1 3 5 3 5 4 , 3 4 73 7 , 1 6 4 5 , 5 2 5 4 2 , 6 8 9

C N D 2 5 , 9 3 2 3 , 0 2 3 2 8 , 9 5 52 0 0 8 A S I C 1 3 , 4 1 7 2 , 4 8 0 1 5 . 8 7 7

L A C 4 , 7 5 8 9 0 8 5 . 6 6 44 4 , 1 0 5 6 , 3 9 1 5 0 , 4 9 6

F u e n t e : C R E G


Sesión No. JOS

Ilustración 7: Evolución cargos de gastos operativos del CND

Cargo anual gastos Operativos CND

30.000 ■25.000

« 20.000

o 15.000

| 10.000 -5.000 -

0 -

2002 2003 2004 2005 2006

Ilustración 8: Evolución de cargos de costo de inversiones del CND

Cargo anual costo de Inversiones CND

3.500 3.000 -

« 2.500 c 2.000 = 1.500 ■Ü 1.000

500 0

2002 2003 2004 2005 2006

Ilustración 9: Evolución de cargos operativos del ASIC

Cargo anual gastos Operativos ASIC

16.000 ■14.000 -12.000 -

£ 10.000 - o 8.000 -

= 6.000 -

4.0002.000 -

0 -

2002 2003 2004 2005 2006

D-098 PRESUPUESTO XM S A. E.S.P. 60

Sesión No. 308

Ilustración 10: Evolución de cargos de costo de inversiones del ASIC

Cargo anual costo de Inversiones ASIC

2002 2003 2004 2005 2006

Ilustración 11: Evolución de cargos gastos operativos del LAC

Cargo anual gastos Operativos LAC

5.000 ■

2002 2003 2004 2005 2006

Ilustración 12: Evolución de cargos de costos de Inversiones del LAC

Cargo anual costo de Inversiones LAC

2.000 •

2002 2003 2004 2005 2006

D-098 PRESUPUESTO XM S.A. E.S.P.

Sesión No. 308

Las siguientes dos ilustraciones muestran la evolución del Ingreso Regulado del CND, ASIC y LAC en Col $ / MWh y US $ / MWh. Obsérvese que en ambas gráficas hay una tendencia positiva de incrementos en los cargos. A diferencia con lo ocurrido en otros mercados como el de los ISO/RTO en los Estados Unidos y de acuerdo con la trayectoria que tiene el operador (XM S.A. E.S.P.), se esperaría que la tendencia de variación de los gastos ya se hubiese estabilizado .

En este contexto, es interesante volver a la Ilustración 3 de este documento para observar que en los lugares geográficos donde operan los ISO/RTO en Estados Unidos, cuando comenzaron operaciones, los costos (medidos por unidad) tuvieron incrementos significativos: sin embargo, con el tiempo éstos se han estabilizado e incluso en algunos casos disminuido.

Ilustración 13: Evolución del Ingreso Regulado del CND, ASIC y LAC en Col $ IMWh

COSTO DELOS CARGOS CND, ASIC Y LAC DURANTE LOS ÚLTIMOS 5 AÑOS BJ Col $1 MWH

1.200,00 ■

1.000,00

| 800,00

H 600,00 'v>O 400,00 ■O

200,00

0,002001 2002 2003 2004 2005 2006

Ilustración 14: Evolución del Ingreso Regulado del CND, ASIC y LAC en US $ /MWh

COSTO DE LOS CARGOS CND, ASIC Y LAC DURANTE LOS ÚLTIMOS 5 AÑOS EN US $/ MWH

0,50

0,40 ■

I 0,3°w 0 ,20 •

3 0,10 ■

0,00 -

2001 2002 2003 2004 2005 2006


Sesión No. 308

La siguiente tabla muestra una comparación de costos por unidad de ISO/RTO en Estados Unidos y XM S.A. E.S.P. en Colombia. Si bien, solo se tiene información de los ISO/RTO en el 2001, se consideró relevante dentro del análisis de este documento comparar dicha información con la del CND, ASIC y LAC para varios años. Adicionalmente, también es pertinente mencionar que cada operador presta actividades similares tal como se observa en la Tabla 7 y opera en mercados distintos.

Tabla 6: Comparación de costos por unidad de ISO/RTO con XM S.A. E.S.P.Comparación de Costos por Unidad de Algunos ISQ/RTQ y XM S.A. E.S.P.

IMO (2DD1)ISO -N E NYISO CND. ASIC y CND, ASIC y CND, ASIC y CND. ASIC y CND. ASIC y

(2001) 12001) PJM (2001) LAC 12001) LAC (2002) LAC (2003) LAC (2004) LAC (2005)F o rca s ta d Served Load (M illio n MW h) 145.30 121.00 161.00 274,80 43.21 44.56 46.27 47.02 4883O pe ra tin g C osta

US 5 Per MWh 0.38 0.46 0.48 0.26 0.28 0.27 0.24 0.20 0.33Net Revenue R e qu irem e n ts

US $ P er M W h 0.57 0.48 0.57 0.35 0.32 0.32 0.26 0.34 0.30Fuente: Rumia, Inc. 2001 y CREG

Hay que notar en la comparación que los operadores norteamericanos analizados, en general, tienen menos años de operación y más funciones de las desarrolladas por XMS.A. E.S.P., lo cual puede explicar, en algunos casos, unos mayores costos unitarios.

Tabla 7: Comparación de los servicios de proveen los ISO/RTO con elOperador Colombiano.

Services Provided ISO - NE NYISO PJM MISO SPP ERCOT CAISO Operador - Colombia

Grid Operations 1997 1998 1997 2002 1997 1996 1998 1995- 96

Tansmission Scheduling Y Y Y Y Y Y Y Y

Regional Economic Dispatch Y Y Y Y 2006 Y Y YTransmission Planning 1997 1999 1997 2002 1998 1997 2002 1995-96Regional Transmission Planning Y Y Y Y Y Y Y NRegional Interconnection Y Y Y Y Y Y Y N

Transmission Cost Allocation Method Y Y Y N Y Y Y NWholesale Market Operations 1999 1999 1998 2005 2008 2001 1998 1995- 96

Real - time energy market Y Y Y Y 2006 Y Y N

Locational energy price Y Y Y Y 2006 2008 - 09 Y NHourly energy price Y Y Y Y 2006 Y Y YCongestion price Y Y Y Y 2006 Y Y NLosses price Y Y cost Y 2006 Y Y N

Day -ahead energy market Y Y Y Y N 2008 - 09 2007 Y

Virtual bidding Y Y Y Y N 2006 - 09 N NO (todavía)

Ancillary services market Y Y Y cost cost Y Y NRegulation Y Y oost cost cost Y Y NFinancial transmission rights Y Y Y 2006 2006 Y Y NCapacity market Y Y Y N N N N YStlements and billing Y Y Y Y 2006 Y Y YRetail Market Operations 2001 1995-96

Renewable Energy Credits N N N N N Y N NRetail customer registration N N N N N Y N NLoad profiling N N N N N Y N NData aggregation N N N N N Y N NMarket Oversight 1997 1999 1998 2005 2006 2004 1998 1995- 96Independent market monitor Y Y Y Y N Y Y NMarket mitigation Y = Yes, market - based Cost = cost rather than market - based payment 06 = year service will start

N.A. - No aplica

Y Y Y 2005 2006 Y Y N

Fuente: Tomado de ISO/RTO. November, 2005 (página 38) y CREG


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5. Principios tarifarios

Los siguientes son los principios que debe incorporar la metodología de remuneraciónpara las actividades del CND, ASIC y LAC.

Eficiencia6

Por eficiencia económica se entiende que los costos que involucra la prestación del servicio del CND, ASIC y LAC deben resultar de la mejor combinación de recursos para optim izar las actividades que se remuneran.

Para cum plir con este principio la metodología incluye los siguientes instrumentos: i) Análisis público del presupuesto de gastos e inversiones solicitados por la entidad; ii)Comparación de gastos e inversiones con operadores similares, iii) Adopción deprocedim ientos de adquisición de bienes y servicios abiertos y transparentes; iv) Determinación de un cargo operativo para los cinco años (esquema de incentivos), v) La inclusión de un factor de productividad y VI) Una metodología de estimación de costos de Inversiones.

Suficiencia financiera7

Por suficiencia financiera se garantizará que los servicios que presta el CND, el ASIC y el LAC se remunerarán de tal manera que se recuperen todos los gastos y costos en que incurre la empresa que presta dichos servicios.

Adicionalmente, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994, en este concepto se incluye el que las fórmulas tarifarias permitan remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en que lo habría hecho una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

A partir de este principio se propone una metodología (ver numeral 6) para remunerar las actividades del CND, ASIC y LAC, que incluya consideraciones tales como: i) Que dichas actividades se prestan en ausencia de competencia; ii) Que en los cargos anuales que se reconocen se garantizan ingresos que aseguran un cubrim iento del 100% de los gastos operativos, de los costos de inversión y del capital de trabajo necesario para la operación; iii) Que el operador XM S.A. E.S.P. no enfrenta riesgos asociados con variaciones en la demanda de sus servicios regulados; el riesgo de crédito es prácticamente inexistente y los costos ocasionados por modificaciones regulatorias siempre se le reconocen; y iv) Que el costo de los recursos requeridos por XM S.A. E.S.P. es nulo puesto que en cada vigencia los comercializadores, generadores, transportadores y distribuidores, según el caso, cubren la totalidad de los gastos Operativos y los costos de inversión.

6 Numeral 87.1 de la Ley 142 de 1994.7 Numeral 87.4 de la Ley 142 de 1994.


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Neutralidad8

Por neutralidad se entiende que los usuarios tienen derecho al mismo tratam iento tarifario y que los agentes o clientes de los servicios que presta el CND, ASIC y LAC deben recibir el mismo tratamiento tarifario, en concordancia con los beneficios que reciben.

Este principio se logra en la metodología con un Ingreso Máximo Regulado donde se determina un cargo unitario de acuerdo con los costos y gastos eficientes en los que incurre el operador (proceso que es público) en la prestación de los servicios del CND, ASIC y LAC, y con un esquema de recaudo que considera los servicios que cada agente recibe, en términos del volumen de energía transada en el mercado o movilizada por las redes de transporte y distribución (STR). De otra parte, al ser un cargo único no distorsiona la competencia a nivel mayorista ni minorista.

Los gastos ocasionados directamente por los agentes como es el caso de los avisos de prensa derivados de procesos de limitación de suministro, auditorías de cargo por confiabilidad y compra de equipos para cumplir con lo dispuesto en la Resolución CREG - 080 de 1999 son cobrados y pagados directamente por los agentes.

Simplicidad9

Por simplicidad se entiende que tanto el mecanismo de remuneración como de cobro a los usuarios, debe ser de fácil comprensión, aplicación y control.

En esta propuesta se busca alcanzar este principio estableciendo una metodología de carácter general compresible tanto para la empresa XM S.A. E.S.P. que presta los servicios del CND, ASIC y LAC como para sus directos usuarios (Generadores, Comercializadores, Transportadores y Operadores de Red con activos en el nivel de tensión 4) y terceros interesados. Igualmente, la propuesta contempla esquemas sencillos y claros de aplicación y control.

Transparencia10

Por transparencia se entiende que tanto el mecanismo de remuneración como el esquema que se adopte de cobro a los usuarios, debe ser explícito y completamente público para todas las partes involucradas.

En esta propuesta se busca alcanzar este principio con las siguientes acciones: i) Estableciendo una metodología general (formalmente antes no existía) de tal manera que tanto la empresa que presta los servicios del CND, ASIC y LAC, así como los clientes directos y otros interesados conozcan de antemano la forma como se remunerarán dichas actividades; ii) Propiciando que el proceso de análisis de los cargos tenga una discusión pública, iii) Propiciando que todas las personas interesadas puedan participar en el proceso de discusión; y iv) Generando una contabilidad que permita conocer los gastos

8 Numeral 87.2 de la Ley 142 de 19949 Numeral 87.5 de la Ley 142 de 199410 Numeral 87.6 de la Ley 142 de 1994


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reales en las actividades reguladas en concordancia con el Artículo 8 de la Ley 142 de 1994.

Adaptabilidad11

Por adaptabilidad se entiende que en la operación del CND, ASIC y LAC se incorporen los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

En esta propuesta regulatoria éste principio se logra a través de la aprobación de presupuestos anuales que incorporan los costos de las inversiones necesarias para prestar los servicios del CND, ASIC y LAC con la mejor tecnología disponible y criterios de eficiencia.

6. Remuneración actual de la empresa

El esquema regulatorio actual tiene las siguientes características:

> Ingreso Máximo Anual Regulado. En noviembre de cada año XM S.A. E.S.P. efectúa la solicitud tarifaria con base en estimaciones de gastos operativos y costos de inversión para el siguiente año.

> Mediante acto particular, la Comisión reconoce: i) El 100% de los costosestimados de Inversión, ii) El 100% de los gastos estimados de operación, y iii) El 100% del capital de trabajo.

> El ingreso aprobado para cubrir los costos de inversión se actualiza mensualmente con el índice de Precios al Productor.

> Los Superávits o déficits se corrigen en la aprobación de cada ingreso regulado.

> La prestación de las actividades de CND, ASIC y LAC se realiza sin fines de lucro.

> No hay una metodología explícita de remuneración.

> No están explícitos mecanismos de publicidad y transparencia que permitan a los interesados participar en el proceso de aprobación del ingreso.

> No hay Obligaciones explícitas de procesar información del mercado.

> No hay metas de eficiencia y calidad.

> Se le permite a la empresa facturar directamente a los agentes los siguientesaspectos: i) Avisos de prensa derivados de procesos de limitación de suministro, cargo por capacidad, GMF y compra de equipos según lo previsto en la Resolución CREG 080 de 1999.

11 Artículo 6 de la Ley 143 de 1994


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En el m ismo contexto, el actual esquema de facturación y cobro a los agentes tiene las siguientes características

> El ingreso del CND se paga así: i) 50% lo pagan los generadores a prorrata de sucapacidad instalada, ii) 50% lo pagan los comercializadores a prorrata de la demanda comercial.

> El ingreso del ASIC se paga así: i) 50% lo pagan los generadores a prorrata de sucapacidad instalada, i ii) 50% lo pagan los comercializadores a prorrata de compras de energía en bolsa y contratos bilaterales.

> El ingreso del LAC lo pagan los transportadores y operadores con activos en elnivel de tensión 4 a prorrata de su ingreso regulado.

7. PROPUESTA REGULATORIA

En los siguientes numerales se exponen lo detalles de la presente propuesta:

7.1 Metodología: Ingreso Máximo Regulado (Revenue Cap)

Se propone continuar con un esquema de Ingreso Máximo Regulado para remunerar las actividades del CND, ASIC y LAC en el siguiente período tarifario (cinco años), con las siguientes características generales:

> Determinación de un cargo operativo para todo el período tarifario (utilizandotécnicas de benchmarking), afectado por un factor de productividad y corregido periódicamente con el índice de Precios al Consumidor.

> Aprobación anual de cargos operativos adicionales que resulten de modificaciones regulatorias.

> Aprobación anual de las inversiones que requiera la empresa.

> Determinación de un margen sujeto al cumplimiento de unas metas de calidad ydesempeño.

7.2 Procedimiento de aprobación y participación de terceros:

Se propone que la actuación administrativa para la determinación anual del Ingreso Máximo Regulado de las actividades del CND, ASIC y LAC inicie en junio de cada año, mediante la solicitud tarifaria de XM S.A. E.S.P.

Después de recibida la solicitud tarifaria, con el cumplimiento de todos los requerim ientos de información solicitados por la CREG, se aplicará la metodología propuesta en este documento, se agotará el procedimiento administrativo establecido en los artículos 106 y siguientes de la Ley 142 de 1994 y se someterá a consideración de la Comisión la resolución definitiva.


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7.3 Información que debe contener la solicitud

Se propone que la solicitud tarifaria que presente XM S.A. E.S.P. contenga la siguiente información, sin perjuicio de que la Comisión pueda hacer solicitudes adicionales:

> Para el primer año del periodo tarifario (que va de enero 1 a diciembre 31), XM S.A. E.S.P. deberá presentar, con el suficiente detalle, el nivel de gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento que requiere la empresa para todo el periodo tarifario.

> Para el primer año y siguientes del periodo tarifario, XM S.A. E.S.P. deberá presentar: i) Proyección anual de costos eficientes de ejecución de Inversiones12, y ¡i) Si la empresa lo requiere, ajustes eficientes al Capital de Trabajo aprobado en la Resolución CREG 124 de 2005.

> Para el segundo año y siguientes del periodo tarifario, XM S.A. E.S.P. deberá presentar, en caso que se requiera y con la debida justificación y detalle, los gastos adicionales de Administración, Operación y/o Mantenim iento que sean resultado de modificaciones regulatorias que objetivamente ameriten un ajuste al cargo establecido.

> Cada proyecto de inversión irá acompañado con la respectiva justificación y elcronograma de ejecución. En la determinación del costo estimado, la empresa deberá sum inistrar los respectivos soportes.

> En cada solicitud tarifaria, la empresa deberá reportar un resumen de losIndicadores de desempeño definidos en el numeral 7.4, en donde se pueda observar el cumplim iento de las metas establecidas.

> Estados financieros debidamente dictam inados y con el detalle suficiente paraobservar cada una de las actividades de CND, ASIC y LAC, en forma independiente de las otras actividades que realice la empresa.

Dentro de los cinco (5) días siguientes al envío de la totalidad de la información a la Comisión, XM S.A. E.S.P. deberá publicar en un diario de circulación nacional, un resumen de la solicitud tarifaria presentada, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la CREG observaciones sobre la solicitud, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación. La empresa deberá enviar copia del aviso de prensa respectivo a la CREG y programará una reunión para presentar públicamente la solicitud.

7.3.1 Pruebas

Se propone que la aprobación del Ingreso Máximo regulado para las actividades del CND, ASIC y LAC se adelante dando aplicación a la presunción de buena fe prevista en el Artículo 83 de la Constitución. Se presumirá, por tanto, que las informaciones que aporte el peticionario a la Comisión son veraces, y que los documentos que entregue son

12 En los casos pertinentes se evaluará la posibilidad de financiar inversiones siginificativas con recursos del crédito, y cuando se requiera, para vigencias superiores a un año.


Sesión No. 308

auténticos. Sin embargo, dentro del mes siguiente a la fecha en que se haga la primera notificación o citación , si existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocim ientos especializados, o si la Comisión considera necesario decretar pruebas, el Director Ejecutivo podrá ordenarlas, de acuerdo con lo establecido por el Artículo 108 de la Ley 142 de 1994.

7.4 Indicadores de Desempeño:

Se proponen los siguientes indicadores como metodología para generar señales de calidad y desempeño al operador del mercado.

Los criterios generales que se utilizaron para establecer los indicadores fueron: i) Que sean objetivos, ii) Que sean pertinentes, y üi) Que sean sencillos y de fácil observación.

En los casos en que la empresa no logre la meta establecida, se propone que se genere un reporte señalando explicaciones y acciones correctivas

Gestión Técnica del CND

Indicador 1

Definición: Calidad de los enlaces de comunicación del CND con los CRD

Forma de Medición: Cumplim iento de los parámetros previstos en el numeral 3.1 del Código de Conexión, Anexo CC.6i) Calidad del canal 1*1 O'6 bits en errorii) Disponibilidad promedio semanal mayor del 97%;iii) Tiempo máximo de desconexión de dos semanas. Trimestral

Meta:

Reporte:

Indicador 2

Definición: Nivel de tensión por fuera de los rangos definidos en el Código de Operación (sin atentados)Número de eventos de desviaciones de tensión acumuladosForma de Medición:

Meta anual: Reporte:

en el año Máximo 40 Trimestral

Indicador 3

Definición:Forma de Medición:

Meta anual: Reporte:

Oportunidad en la entrega del despacho diarioNúmero de atrasos en la publicación del despachoacumulados en el añoMáximo 40Trimestral


Sesión No. 308

Indicador 4

Definición:

Forma de Medición:

Meta:Reporte:

Indicador 5

Definición:

Forma de Medición:

Meta:Reporte:

Indicador 6

Definición:Forma de Medición: Meta:Reporte:

Indicador 7

Definición:

Forma de Medición:

Meta:Reporte:

Gestión Comercial del ASIC

Registro oportuno de agentes, fronteras comerciales y contratos bilaterales de largo plazo de acuerdo con los plazos establecidos en la regulación % de registro de agentes, fronteras comerciales y contratos bilaterales dentro de los plazos establecidos 100%Trimestral

Liquidaciones, facturaciones, cobros y pagos del valor de los actos, contratos y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercial izad ores de acuerdo con los plazos establecidos en la regulación.% de liquidaciones, facturaciones, cobros y pagos dentro de los plazos establecidos 100%Trimestral

Nivel de recaudo del SIC % de recaudos Mínimo el 95%Trimestrales

Gestión Comercial del LAC

Liquidación y facturación oportuna de cargos por uso del STN y de los STR de acuerdo con los plazos establecidos en la regulación% de liquidaciones y facturaciones de los cargos por uso del STN y de los STR dentro de los plazos establecidos 100%Trimestral


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Indicador 8

Definición:Forma de Medición: Meta:Reportes:

Nivel de recaudo STN y del STR % de recaudos Mínimo el 95%Trimestral

Indicador 9

Gestión Administrativa CND, ASIC y LAC

Definición:Forma de Medición:

Meta:Reporte:

Implementación oportuna de proyectos regúlatenos Número de proyectos regulatorios implementados oportunamente en el semestre I número de proyectos regulatorios por parte de la CREG para implementar en el semestre.Cumplir el 100% de la implementación de los proyectos Semestral

Indicador 10

Definición:Forma de Medición: Meta:Reporte:

Requerimientos de información % de atención de requerim ientos de información Atender el 100% de los requerim ientos de información Trimestrales

7.5 Análisis de riesgos y margen

De acuerdo con el esquema regulatorio propuesto, la empresa no enfrenta el riesgo sistémico o de mercado13.

En el procedimiento previsto, el Ingreso Regulado se ajusta, de tal forma que cubra el total de los gastos operativos y costos de inversión que requiere la empresa. En esta forma, XM S.A. E.S.P. tiene garantía sobre los ingresos necesarios en la prestación de los servicios regulados por la CREG.Con estas consideraciones, tal como lo señala la Ley, se trató de analizar actividades similares con riesgos comparables a los del operador del mercado, para establecer referentes de ganancias. No obstante, este camino no fue factible explorarlo en razón a:i) Las particularidades propias de la actividad del CND, ASIC y LAC, y ii) El análisis de los riesgos que enfrenta la empresa.

En el procedimiento de análisis, la siguiente etapa consistió en utilizar una metodología de acumulación de las primas de riesgo que demandaría un inversionista en Colombia.

13 En la literatura académica éste riesgo es aquel que las firmas no pueden evitar. Por ejemplo, crisis económicas.


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Esencialmente, son tres: i) Una prima libre de riesgo, ii) Una prima de riesgo de mercado, y iii) Una prima de riesgo país.

Con el esquema regulatorio propuesto, teniendo en cuenta que no hay riesgo sistémico o de mercado y que la empresa no tiene que acudir a terceros o a los dueños para encontrar recursos, la única prima que en condiciones de eficiencia el inversionista debería esperar, corresponde a la libre de riesgo.

A partir de los anteriores parámetros, en el siguiente numeral se propone un margen que cobraría XM S.A. E.S.P. en la prestación de los servicios regulados.

7.5.1 Propuesta de Margen

Como tasa libre de riesgo se propone utilizar la correspondiente al mercado secundario de TES, ajustado con los respectivos índices inflacionarios para obtener una tasa real.

Se consideraron las siguientes em isiones14:

> TF 09 nov 07 promedio de 14 nov 03 a 25 oct 06> TF 12 feb 10 promedio de 27 oct 04 a 25 cot 06> TF 12 sep 14 promedio de 27 oct 04 a 25 oct 06> TF 24 jul 20 promedio de 27 oct 05 a 25 oct 06

La tasa promedio real de los TES mercado secundario de las emisiones señaladas es 5.06%. Se propone utilizar ésta tasa como parámetro para determ inar un margen sobre el patrimonio de la empresa a diciembre 31 de 2005.

Con esta consideración, el margen que la empresa podrá cobrar corresponde a 751 millones anuales15, los cuales se corregirán cada año con el IRC.

7.5.2 Condición del margen

Se propone que el margen definido en el numeral 7.5.1 se condicione a un factor p que dependa del cumplim iento de unas metas de acuerdo con el siguiente mecanismo:

Número de Indicadores Satisfactorios 10

Con este procedimiento se busca generar un esquema de incentivos a la calidad del servicio, de tal manera que la empresa se gane el margen a partir de su propio desempeño sin afectar el ingreso mínimo requerido para cubrir sus gastos e inversiones.

14 Fuente: www.corfinsura.com15 Esta cifra resulta de multiplicar el Patrimonio de la empresa a diciembre 31 de 2005 por la tasa libre de riesgo real.


http://www.corfinsura.com

Sesión No. 308

7.5.3 Distribución del margen

Dentro de la fórmula tarifaria, se propone que el margen escogido se divída en proporción al peso ponderado del Ingreso Regulado que cada actividad tiene dentro del total del ingreso. En este sentido, al CND le correspondería el 60%, al ASIC el 30% y al LAC el 10%.

7.6 Despliegue de Información.

Se propone que la empresa genere los mecanismos para que todas los interesados puedan consultar gratuitamente toda la información que se produzca en las actividades del CND, ASIC y LAC, y que tenga la característica de información pública.

7.7 Remuneración de otras actividades

Se propone que la empresa pueda seguir cobrando directamente a los agentes afectados los siguientes aspectos: i) Avisos de prensa derivados de procesos de limitación desuministro, ii) Compra de equipos para cumplir lo dispuesto en la Resulución CREG 080de 1999, iii) Auditorías derivadas del cargo por confiabilidad, y iv) Gravamen a losMovimientos Financieros (GMF).

Para los anteriores efectos, la empresa anticipadamente expondrá los criterios generales que utilizará para la realización de tales gastos.

En el caso del GMF, la empresa deberá suministrar los soportes relevantes sobre el costo real de este concepto.

7.8 Reporte de anomalías

De acuerdo con el numeral 171.6 de la Ley 142 de 1994, una de las funciones que tiene el CND es la de informar las violaciones o conductas contrarias al reglamento de operación. Con el propósito de desarrollar esta función y de acuerdo con la evolución del mercado mayorista, se propone que la empresa realice los ajustes necesarios para cumplir con esta función prevista en la Ley.

7.9 Esquemas de facturación

Se propone el siguiente esquema de facturación a los agentes que reciben los servicios del CND, ASIC y LAC:

> Los cargos del CND y del ASIC se facturarán de acuerdo con la siguiente regla: i) Los generadores deberán pagar el 50% del Ingreso Máximo Regulado a prorrata de su capacidad instalada; A los que no tengan ésta condición se le tratará como comercializadores, y ¡i) Los comercializadores deberán pagar el 50% del Ingreso Máximo Regulado a prorrata de la sumatoria de compras de Energía en Bolsa y Contratos de Largo Plazo. Cuando entre en operación el Mercado Organizado Regulado (MOR), o cualquier otro esquema que afecte esta condición, se harán los ajustes necesarios.


Sesión No. 308

> Se propone que a los agentes generadores o comercializadores que se encuentren registrados como tal, y que por no representar capacidad instalada o no tener ninguna actividad de compra de energía en bolsa o en contratos de largo plazo durante el último año, contado a partir del último mes de facturación del ASIC, se le pueda cobrar a cada uno de los que tengan ésta condición, un valor equivalente a 1 millón de pesos mensual.

> Los cargos del LAC se facturarán a las empresas que presten el servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y a los Operadores de Red que cuenten con activos en el nivel de tensión 4 a prorrata de su ingreso regulado. Cuando alguna disposición regulatoria afecte esta condición, se harán los ajustes necesarios.

> El ASIC y el LAC podrán cobrar directamente a los agentes los siguientes conceptos: i) Avisos de prensa derivados de procesos de limitación de suministro,ii) Compra de equipos para cumplir lo dispuesto en la Resolución CREG 080 de 1999, iii) Auditorías derivadas del cargo por confiabilidad, y iv) Gravamen a los Movimientos Financieros (GMF).

7.10 Consideraciones adicionales

Se proponen los siguientes aspectos en esta metodología:

> En el caso de las Inversiones y de los Gastos operativos adicionales que la Comisión apruebe, se propone que los excedentes o fallantes que se encuentren justificados y que se produzcan al finalizar el año, se trasladen a la siguiente vigencia como disponibilidad o déficit inicial.

> Se propone que los Ingresos Máximos regulados por concepto de costos de inversión sean independientes y no puedan destinarse ingresos correspondientes de un rubro para cubrir otro, sin previa autorización de la CREG y ajustándose anualmente a lo previsto en la resolución que apruebe el Ingreso Máximo regulado.

> Se propone que anualmente XM S.A. E.S.P. produzca un informe de operación yadministración del mercado, el cual pueda ser consultado gratuitamente en su sitio de Internet.

> Se propone que anualmente XM S.A. E.S.P. contrate una encuesta con un tercero que evalúe la satisfacción de sus clientes en las actividades de CND, ASIC y LAC.

> Se propone que los honorarios por defensa judicial asociada con las demandasinstauradas por la aplicación por parte del CND, ASIC y LAC de la reglamentación vigente haga parte de la solicitud tarifaria, en proporción a cada actividad.

> Se propone que para la operación de áreas aisladas, el CND pueda encargar larealización parcial de sus funciones en terceros, debido al aislam iento de una o más áreas del SIN que le impida desarrollar plenamente sus funciones. En tales casos deberá cancelarle al agente respectivo una suma equivalente a:


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Donde:

VRD:

VR D = IM R M cnd x( D P H A D \ / u r ^^d p h s in J x

HDV720y

Valor a reconocer por encargo.

IMRMCND: Ingreso Máximo Regulado Mensual del CND en el mes que ocurre elencargo.

DPHAD: Demanda Promedio Horaria del Área Delegada del año inmediatamenteanterior

DPHSIN: Demanda Promedio Horaria del SIN del año inmediatamente anterior

HD: Número Total de Horas encargada

7.11 Fórmula tarifaria

7.11.1 CND

Se propone que la Fórmula Tarifaria General aplicable a los agentes generadores y comercializadores que se benefician por los servicios del CND, tenga los siguientes componentes:

1MRM CND(T)

Donde:

IMRMcnd(T):

GOPcndo:

Año 0:

Fp.

IPCK:

( gopc n d 0 ) x (| - ^ xí IPCr

K .12

AG0PCND(T)+

' INVCND(-n+ 0.6 x AY arg ip c k ]

12 12 l IPCol J

Ingreso Máximo Regulado Mensual del CND en el año T.

Cargo Anual Operativo Base para todo el Período Tarifario aprobado por la CREG para cubrir las actividades del CND, expresado en pesos de diciembre del año 0.

Año de aprobación del GOPCndo.

Factor de productividad anual.

Indice de Precios al Consumidor Nacional del mes de diciembre del año T-1.


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IPC0:

AGOPcnd o>

INVcnd(T):

Marg:

(3:

T-1:

Indice de Precios al Consumidor Nacional del mes de diciembre del ano 0.

Gastos operativos adicionales proyectados y aprobados por la CREG en el año T - 1 para el año T.

Costos anuales proyectados de Inversiones aprobados por la CREG en el año T-1 para el año T.

Margen mensual definido en el Artículo 8 del Proyecto de Resolución que acompaña este documento.

/? =Número de Indicadores Satisfactorios

10

Año en el que el peticionario formula la solicitud tarifaria de Ingreso Máximo Regulado Anual del CND para el año T que va de enero 1 a diciembre 31 de ese año.

7.11.2 ASIC

Se propone que la Fórmula Tarifaria General aplicable a los agentes generadores y comercializadores que se benefician por los servicios del ASIC, tenga los siguientes componentes:

IMRMASIC(m,T)

( g o p a s .Co ) x ( | - ^

IPC,

IPCo a g o p a s ic íT) INVASJCfT)

0.3 x M arg í IPC« l , D12 12 l IPCoJ' .

GMF1

ASIC(m) " I ] - í

Donde:

IMRMASIC(m,T>

G O P a s ic c .:

Año 0:

Fp-

IPCK:

Ingreso Máximo Regulado Mensual del ASIC en el mes m del año T.

Cargo Anual Operativo Base para todo el Período Tarifario aprobado por la CREG para cubrir las actividades del ASIC, expresado en pesos de diciembre del año 0.

Año de aprobación del G O P As ico .


[ndice de Precios al Consumidor Nacional del mes de diciembre del año T-1.


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IPC0:

A G O P asic(t ):

I N V a S IC (T ):

Marg:

3:

T-1:

GMF:

GMFasic(F)

índice de Precios al Consumidor Nacional del mes de diciembre del año 0.


Costos anuales proyectados de Inversiones aprobados por la CREG en el año T-1 para el año T.


P =Número de Indicadores Satisfactorios

10

Año en el que el peticionario formula la solicitud tarifaria de Ingreso Máximo Regulado Anual del ASIC para el año T que va de enero 1 a diciembre 31 de ese año.

Gravamen a los Movimientos Financieros

Valor en millones de pesos colombianos debido al GMF que se genera en el movimiento de los dineros de los agentes participantes en el mercado mayorista de energía en el mes m -1 , que está a cargo del ASIC.

Tasa de impuestos real que afectan los costos por GMF

7.11.3 LAC

Se propone que la Fórmula Tarifaria General aplicable a los Operadores de Red que cuenten con activos en el nivel de tensión 4 y a las empresas que prestan el Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN que se benefician por los servicios del LAC, tenga los siguientes componentes:

IMRM LAC(m,T)

(goplaco) x(|- Fp:)>IPC.

IPC,

12'iG0W > '1NVLAC(T>'

12 12í IPC.

O.lxMargIPC,

xB GMFI

LAC(m) ^ I |

Donde:

IMRM|_AC(m.T): Ingreso Máximo Regulado Mensual del LAC en el m del año T.


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GOPl^co

Año 0:

Fp:

IP C K:

IPC0:

A G O P lac(T)'

INVlac(T):

Marg:

P:

T-1:

GMF:

GMFlaqfj:

Cargo Anual Operativo Base para todo el Período Tarifario aprobado por la CREG para cubrir las actividades del LAC, expresado en pesos de diciembre del año 0.

Año de aprobación del GOPlaco.


[ndice de Precios al Consumidor Nacional del mes de diciembre del año T - 1 .

Indice de Precios al Consumidor Nacional del mes de diciembre del año 0.


Costos anuales proyectados de Inversiones aprobados por la CREG en el año T - 1 para el año T.


/? =Número de Indicadores Satisfactorios

10

Año en el que el peticionario formula la solicitud tarifaria de Ingreso Máximo Regulado Anual del LAC para el año T que va de enero 1 a diciembre 31 de ese año.

Gravamen a los Movimientos Financieros

Valor en millones de pesos colombianos debido al GMF que se genera en el movimiento de los dineros de los Transportadores de Energía Eléctrica en el STN y los Operadores con Activos en el Nivel de Tensión 4 en el mes m -1, que está a cargo del LAC.

Tasa de impuestos real que afectan los costos por GMF.

8. APLICACIÓN DE ESTA PROPUESTA REGULATORIA

Se propone que esta propuesta regulatoria se aplique para la determinación del Ingreso Máximo Regulado a partir del 2008.

Por otro lado, se propone que para el 2007, el Ingreso Máximo Regulado de las actividades del CND, ASIC y LAC se realice utilizando la metodología vigente.


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BIBLIOGRAFÍA

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- Cruz, Sergio; Rosillo, Jorge; Villareal, Julio. “FINANZAS CORPORATIVAS. VALORACIÓN, POLÍTICA DE FINANCIAMIENTO Y RIESGOTThomson.

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Federal Energy Regulatory Commission. "STAFF REPORT ON COST RANGES FOR THE DEVELOPMENT AND OPERATION OF A DAY ONE REGIONAL TRANSMISSION ORGANIZATIONS". Docker No. PL04 - 16 - 000. October 2004.

Federal Energy Regulatory Commission. Docket No. RM99 - 2 -000 ; Order No. 2000).

- Grupo de Investigadores de la Federal Regulatory Commission. “ INVESTIGATION OF BULK POWER MARKETS. NORTEAST REGION". November 1, 2000.

- Independent Electricity Market Operator (IMO). “YEAR 2002 FEES SUMISSION SETTLEMENT AGREEMENT” . RP - 2001 - 0046.

Independent Electricity Market Operator o f Ontario, Canada. “ REVIEW AND ANALYSIS OF ADMINISTRATIVE CHARGE PRACTICES OF INDEPENDENT SYSTEM OPERATORS” .(Rumia, Inc.) 20 July, 2001.

- ISO/RTO Council. “THE VALUE OF INDEPENDENT REGIONAL GRIDOPERATORS". November 2005.

- Jamasb, Tooraj. “BENCHMARKING AND REGULATION OF ELECTRICITYTRANSMISSION AND DISTRIBUTION UTILITIES: LESSONS FROMINTERNATIONAL EXPERIENCE” . Department o f Applied Economics, University of Cambridge. December 2000.

- OFGEM. "NATIONAL GRID ELECTRICITY TRANSM ISSION'S SYSTEM OPERATOR INCENTIVE SCHEMES 2006 / 07” . 28 february 2006.

- OFGEM. “POTENTIAL NEW SYSTEM OPERATOR QUALITY OF INFORMATIONINCENTIVE SCHEMES FOR NATIONAL GRID GAS”. 14 July 2006.

- PJM Interconnection. “2005 STATE OF THE MARKET REPORT. MARKETMONITORING UNIT” . March 8, 2006.


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ANEXO 1. Regulación por incentivos y técnicas de benchmarking

Uno de los principales objetivos que se ha perseguido en la reforma a los servicios públicos ha sido la de proveer incentivos para propiciar mejoras en la eficiencia de las empresas de tal forma que los usuarios obtengan mayores beneficios. Con este propósito, los reguladores han venido implementando diferentes técnicas de regulación. Entre las principales están las siguientes:

Rate o f return Regulation Price Cap Regulation Revenue Regulation

- Sliding Scale (ROR bandwidth)- Yardstick Regulation

Partial Cost Adjustment Menu of contracts

- Targeted Incentive Regulation- O combinación de las anteriores

El principal objetivo de las metodologías de regulación por incentivos consiste en generar señales de eficiencia a las empresas reconociendo sus mejoras en productividad. Normalmente se efectúan comparaciones (éstas pueden ser locales o internacionales) utilizando diferentes técnicas de benchmarking. Entre las principales, se consideran las siguientes:

- Métodos de frontera. Por ejemplo Data Envelopment Análisis (DEA), Corrected Ordinary Least Square (COLS) y Stochastic Frontier Análisis (SFA).

- Mean and Average Benchmarking. Por ejemplo estimaciones econométricas utilizando mínimos cuadrados ordinarios.

- Estudios empíricos de Benchmarking. Estos estudios normalmente son realizados por terceras partes y mezclan diferentes técnicas.

Es pertinente mencionar que dentro del análisis de esta metodología se trató de implementar alguna técnica de benchmarking con empresas sim ilares en otros mercados; no obstante, se encontraron varios inconvenientes ii) Las formas de contabilización de las cuentas son diferentes y iii) Los costos de los operadores son sensibles a los tamaños del mercado y a los años que lleva el operador.

Para el caso que nos ocupa en esta propuesta regulatoria dirigida a establecer la metodología general de remuneración de las actividades del CND, ASIC y LAC, que actualmente está prestando la empresa XM S.A. E.S.P., se ha escogido un Ingreso Máximo Regulado (revenue regulation), determinado anualmente, con un esquema de incentivos asociado al cumplim iento de unas metas específicas.

0-098 PRESUPUESTO XM S.A. E.S.P 80

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ANEXO 2. Algunas consideraciones de la rentabilidad

En general, la rentabilidad que espera un empresario sobre determinada inversión principalmente está en función del costo de oportunidad del capital y de los riesgos que éste debe asumir.

Desde la perspectiva regulatoria, la fijación de la tarifa, que incluye la parte que va a remunerar el patrimonio de los accionistas, comprende los riesgos que enfrenta el inversionista, las inversiones y costos operativos requeridos, el ambiente (¿Hay competencia?) y las señales de eficiencia, entre los aspectos más sobresalientes.

En la literatura académica existen varias formas para determ inar la rentabilidad de una inversión. Una forma tradicional consiste en la estimación del costo de capital promedio ponderado (W ACC) que mide el promedio ponderado de los costos de las fuentes de financiación, como una aproximación a la tasa de interés de oportunidad o a la rentabilidad mínima requerida por un inversionista específico.

Cabe aclarar que la Comisión ha utilizado el WACC, no para asegurar la rentabilidad de una actividad, sino como un instrumento para establecer el retorno que esperan los em presarios en sus inversiones. Las actividades en donde ha sido utilizada ésta aproximación, fundamentalmente, son monopolios de red intensivos en capital, donde el retorno de la inversión se presenta a lo largo de la vida útil del activo.

En el caso de las actividades del CND, ASIC y LAC, de acuerdo con las consideraciones hechas en este documento, la aplicación del WACC no se considera apropiada en razón a que el inversionista, o la empresa que presta dichas actividades, por la forma como se reconoce el Ingreso Regulado, no enfrenta costos en sus fuentes de fmanciamiento.

En la estimación de la rentabilidad de una empresa también es factible hacer algún tipo de análisis sobre la creación de valor: Esencialmente, el inversionista espera que el costo en el que incurre la empresa para adquirir recursos sea menor a la rentabilidad que ésta obtiene al utilizarlos. Si ocurre lo contrario, se entiende que la empresa está destruyendo valor al reconocer a terceros una mayor parte de lo que obtuvo en el ejercicio de su operación.

A partir de los análisis de valor se comprende que no necesariamente cuando una empresa arroja utilidades ésta está generando valor. En esta forma, se trata al inversionista como un acreedor más que espera ser recompensado de acuerdo con los riesgos que toma. Si la empresa está destruyendo valor, probablemente la mejor decisión será invertir en otra alternativa {ceteris paribus).

Una vez más, en el esquema regulatorio escogido para remunerar una actividad intensiva en conocim iento y no en inversión, como las actividades del CND, ASIC y LAC, el ingreso regulado está reconociendo, con aportes de los usuarios, el 100% de los gastos de AOM, el 100% de las Inversiones y el 100% de los costos financieros del capital de trabajo. Por éstas razones, no se considera apropiado hacer éste tipo de análisis en la determinación del margen, dado que el costo en el que incurre la empresa para adquirir estos recursos es nulo (estos provienen directamente y sin demoras de las empresas reguladas).


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Continuando con las posibles aproximaciones para medir la rentabilidad de una empresa, es posible considerar algunas razones financieras como el Retorno del Capital (ROE) y el Retorno de los Activos (ROA). Otro criterio que puede resultar atractivo es el margen operacional de la empresa ya que se obtiene sobre la operación del negocio, independientemente del capital que se invierte y sólo toma en cuenta los ítems que conforman el estado de resultados que reflejan el volumen de transacciones realizadas y, por ende, el esfuerzo real de la empresa para obtener resultados operacionales.


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