Julio César Molina – Nov. 2003 CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA. Centro de Formación de la...

Julio César Molina – Nov. 2003

CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA.

Centro de Formación de la AECI, La Antigua

(Guatemala)

- REGULACIÓN EN INDUSTRIAS DE REDES ELÉCTRICAS -

AGENCIA ESPAÑOLA DE COOPERACIÓN INTERNACIONAL

JCM – Nov. 2003

AGENDA

AGENDA I

AGENDA II

JCM – Nov. 2003

AGENDA I

INTRODUCCIÓN

EJES PRINCIPALES DE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO

LA REGULACIÓN - ROL DEL REGULADOR

MARCO LEGAL - PRINCIPIOS TARIFARIOS - ESTRUCTURA TARIFARIA- CATEGORIAS TARIFARIAS- REGIMEN TARIFARIO

RESULTADOS DE LA TRANSFORMACIÓN- TARIFAS- COBERTURA- CALIDAD- RENTABILIDAD

REVISIONES TARIFARIAS- RESULTADOS DEL SECTOR TRANSPORTE- SECTOR DISTRIBUCIÓN

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EJES PRINCIPALES DE LA REFORMA1) Produce la desintegración vertical del sistema – Generación, Transporte y Distribución

– (Art. 1°).2) Introduce competencia en el mercado eléctrico. La actividad de generación responde

al libre juego de la oferta y la demanda (Art. 1°).3) Define la actividad de distribución y transporte como servicio público (Art. 1°).4) Alienta la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución,

asegurando la competitividad de los mercados en los segmentos que sean posibles (Art. 2°, inc.f).

5) El transporte y distribución deben ser realizados preferentemente por personas privadas a las que el Poder Ejecutivo haya otorgado las correspondientes concesiones (Art. 3°).

6) Constituye el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).7) Reconoce como agentes del MEM a generadores, transportistas, distribuidores y

grandes usuarios (Art. 4°).8) Establece restricciones al accionar de los transportistas – prohibición de comprar y

vender energía – (Art. 30°).9) Permite el acceso indiscriminado de terceros a la red del transportista, mientras la

capacidad de transporte no este comprometida para abastecer la demanda contratada (Art. 22°).

10) Transportistas y Distribuidores no pueden ofrecer ventajas o preferencias para el acceso a sus instalaciones, con las excepciones que distingue la propia ley (Art. 23°).

11) Se previenen prácticas monopólicas o abusos de posición dominantes.12) Determina restricciones accionarios a los participantes (Art.30°,31°,32° y 33°).13) Introduce la regulación en los sectores de distribución y transporte, creando

a tal fin el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Art. 54°)

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CONCEPTO DE REGULACIÓN

DEFENDER LA COMPETENCIA (incentivos para una asignación eficiente de recursos)

CREARLA SI ES POSIBLE (promoviendo e incentivando su existencia)

LA REGULACIÓN

ES UN PROCESO NECESARIO

PARA

SUSTITUIR LA COMPETENCIA CUANDO SEA IMPOSIBLE SU CREACIÓN (existen elementos de monopolio natural y es necesario restringir las decisiones económicas)

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LA REGULACIÓN

CONSISTE

INTERFERENCIA, INJERENCIA, RESTRICCIÓN O LIMITACION A LA LIBERTAD DE ACTUACIÓN

NECESARIA SI Y SOLO SI

HAY INTERESES PÚBLICOS, COMUNES, SUPERIORES, QUE NO PUEDEN VERSE SATISFECHO POR LA ACTUACIÓN

DEL MERCADO

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“ Es un proceso que consiste en la restricción intencional de la elección de

actividades de un sujeto y proviene de una entidad que no es parte directa ni esta

involucrada”

Ref.: Mitnick, Barry M., La economía política de La Regulación.

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LA REGULACIÓN

COMO PROCESO QUE RESTRINGE O INTERFIERE UNA ACTIVIDAD REALIZADA POR OTRO

PUEDE

DAÑAR SU DESEMPEÑO

AYUDAR EN SU DESEMPEÑO

Para ello se requiere independencia competencia neutralidad imparcialidad objetividad

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TIPOLOGÍA DE LA REGULACIÓN

Público Privado

Público II I

Privado III IV

EL MONOPOLIO NATURALEL

REG

ULA

DO

R

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MARCO LEGAL - TARIFAS

Ley 24065ARTICULO 40°

Tarifas Justas y Razonables.

Eficiencia Productiva

Componentes de la tarifa (costos operativos, impuestos, amortizaciones, tasa de retorno)

Contemplar (distintos tipos de servicios, ubicación geográfica, cualquier otra característica que el ente considere relevante)

Pass-Trough

Asegurar el mínimo costo razonable para los usuarios, compatible con la seguridad del abastecimiento.

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Posibilitar tasa de rentabilidad razonable

Eficiencia productiva

Similar a la de otras actividades de riesgo similar

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RENTABILIDAD RAZONABLE“El concesionario de servicios públicos tiene derecho a una tarifa tal que le permita obtener un rendimiento...igual al que se obtiene generalmente en esa época y en esa parte del país, en inversiones que soportan riesgos e incertidumbres similares, pero no tiene derecho constitucionalmente amparado a obtener utilidades como las que se pagan o esperan de empresas altamente provechosas o de negocios de especulación. El rendimiento debe ser razonablemente suficiente para asegurar la confianza en la solidez financiera de la empresa concesionaria y adecuada para mantener su crédito y permitirle levantar los capitales necesarios para el correcto cumplimiento de sus deberes públicos.

Ref.: Corte Suprema de los Estados Unidos en el caso “Bluefield Waterworks”.

CONCEPTO DE RAZONABLE“La afirmación de que lo razonable en el Derecho es una noción de contenido variable o un valor funicón debe entenderse, pues, tanto en un sentido histórico o social (lo que haya que considerar como razonable depende de circunstancias temporales y espaciales) como en un sentido lógico (qué haya que entender por razonable en cada caso depende –está en función- del campo a que se aplique la noción.”Ref.: Manuel Atienza (PARA UNA RAZONABLE DEFINICIÓN DE “RAZONABLE”)

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Contratos establecen Cuadro Tarifario Inicial (vigencia cinco años).

Tarifas Iniciales deben observar los principios de los arts. 41° y 42°.

Tarifas subsiguientes establecidas por el ENRE.

El precio máximo determinado por el ENRE estará sujeto a ajustes ( factor de eficiencia, y factor de estímulo de las inversiones).

Tarifas sujetas a ajustes de costos por cambios que los concesionarios no pueden controlar.

Prohibe el subsidio cruzado.

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El ENRE establece las tarifas por períodos sucesivos cada cinco años

Las Tarifas deben ajustarse a los principios de los artículos 41° y 42°

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Ningún transportista ni distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas, cargos, servicios o cualquier otro concepto excepto que aquéllas resulten de distinta localización, tipo de servicios o cualquier otro distingo equivalente que razonablemente apruebe el ente.


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Ley 24065ARTICULO 45°Los transportistas y distribuidores, dentro del último año del período indicado en el artículo 43 de esta ley, y con sujeción a la reglamentación que dicte el ente, deberán solicitarle la aprobación de los cuadros tarifarios que respondan a lo establecido en el artículo 42 que se proponen aplicar, indicando las modalidades, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio, así como las clasificaciones de sus usuarios y las condiciones generales del servicio. Dichos cuadros tarifarios, luego de su aprobación, deberán ser ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de los usuarios


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Ley 24065ARTICULO 46°Los transportistas y distribuidores aplicarán estrictamente las tarifas aprobadas por el ente. Podrán, sin embargo, solicitar a este último las modificaciones que consideren necesarias, si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas. Recibida la solicitud de modificación, el ente dará inmediata difusión pública a la misma por un plazo de treinta (30) días y convocará a una audiencia pública para el siguiente día hábil a fin de determinar si el cambio solicitado se ajusta a las disposiciones de esta ley y al interés público.


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Evolución de las Tarifas de distribución antes (1980-1991) y después de la reestructuración (1992-2002), (por kWh y en $ constantes de 2001)

0,040

0,123

0,113

0,106

0,131

0,114

0,092

0,161

0,143

0,120

0,165

0,210

0,077

0,064

0,067

0,091

0,000

0,025

0,050

0,075

0,100

0,125

0,150

0,175

0,200

0,225

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

($ c

onst

ante

s de

200

1)

TMGkWh facturada por SEGBA TMGkWh Total de SEGBA TMGkWh de SEGBA para rentabilidad 8% (Contrato Concesión)

Transferencias Tesoro a SEGBA (pagadas por todo el país) TMGkWh Total de EEE TMGkWh de EEE para usuarios cautivos

TMGkWh de EEE de peaje a GU TMGkWh para "usuarios no cautivos"

Gestión SEGBA

Gestión EDENOR, EDESUR y EDEAP

Gestión EDENOR, EDESUR y EDELAP

TMG($/Kwh)

Ref.: CEER - UADE

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EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS

Indice de precios mayoristas 115,8Gas Natural 149,0Corredores viales 142,7Telefonía básica 124,4

Energía EléctricaResidencial:bajo consumo 101,2alto consumo 29,3Industrial:bajo consumo 75,9alto consumo 57,6

FUENTE: FLACSO Base=100 (marzo91) Valores a Junio 2001

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COBERTURA Y CARACTERISTICA DISTRIBUTIVA DE LA COBERTURA

Decil 1985/ 86 1996/ 7 Variación Puntos Extensión sobre IPCF porcentuales población no cubierta

(a) (b) © = (b)/ (a)-1 (d)=(b)-(a) (e)=(d)/ (100-a))

1 66,1 99,1 49,9 33,0 97,32 80,5 100,0 24,2 19,5 100,03 87,7 99,6 13,4 11,8 96,74 90,5 99,7 10,2 9,2 96,85 92,8 99,8 7,5 7,0 97,26 95,0 100,0 5,3 5,0 100,07 96,8 100,0 3,3 3,2 100,08 96,1 100,0 4,1 3,9 100,09 97,5 100,0 2,6 2,5 100,010 99,4 100,0 0,6 0,6 100,0

Total 90,3 99,8 10,5 9,5 97,9

Extensión de la coberturaCobertura

FUENTE: FLACSO

TOTALServicio 1 2 3 4 5

Cloaca 30,0 54,2 61,1 73,2 88,4 61,4Gas Natural 41,4 68,3 77,0 89,1 95,0 74,2Electricidad 72,2 87,5 92,4 91,1 98,8 88,2Teléfono 9,5 27,6 36,0 54,5 68,8 39,3Agua Corriente 44,8 67,0 72,6 83,7 92,7 72,2

TOTALServicio 1 2 3 4 5

Cloaca 27,0 45,5 58,1 72,5 87,4 58,1Gas Natural 53,7 79,5 89,3 94,9 98,9 83,3Electricidad 99,6 99,7 99,9 100,0 100,0 99,8Teléfono 31,7 55,7 74,5 84,0 91,7 67,5Agua Corriente 51,9 70,5 78,4 85,3 94,9 76,2FUENTE: Navajas (1999) en base a datos del INDEC

EGH 1996/ 97Quintiles

EGH 1985/ 86Quintiles

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RENTABILIDAD

Sector 1994 1995 1996 1997 1998 1999Promedio

1994/ 1999

Rentabilidad/ Patrimonio neto 17,4 17,3 14,3 15,1 14 14,2 15,4

Concesionarios viales 40,3 26,6 19 23,8 19,1 s/ d 25,8

Gas natural 13,7 11,8 10,1 10,5 10,2 10,3 11,1

Energía eléctrica -0,4 5,8 6,9 7,5 8,3 5,5 5,6

Telefonía 13,3 13,5 10,3 12,4 15,1 13,3 13

Agua y servicios cloacales 20,1 28,9 25,4 21,1 17,1 27,6 23,3

FUENTE: FLACSO

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EVOLUCIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO – Promedio ponderado por facturación

DISTRIBUCIÓN

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

EDENORRentabilidad sobre PN -6,82% -9,39% 0,18% 5,64% 7,89% 11,20% 9,35% 9,84% 10,25% 9,85% -39,69%

Rentabilidad sobre Activo -5,03% -8,24% -1,19% 1,67% 6,83% 10,32% 11,25% 12,35% 11,96% 11,68% 3,52%

EDESURRentabilidad sobre PN -3,24% -6,60% -1,70% 7,13% 7,59% 6,22% 8,59% 2,13% 9,47% 9,87% -8,98%


EDELAPRentabilidad sobre PN -1,93% 20,69% 1,85% 1,68% 0,81% 3,32% 4,17% 2,53% 4,37% 4,34%

Rentabilidad sobre Activo -2,71% 10,59% 1,97% 1,79% 2,26% 1,50% 3,53% 3,41% 5,26% -0,96%

PROMEDIO SEGMENTORentabilidad sobre PN -4,96% -7,62% 0,45% 6,15% 7,41% 8,26% 8,67% 5,88% 9,44% 9,46% -22,80%


Nota: Rentabilidad sobre PN = Resultado Neto / (Patrimonio Neto – Ganancia Neta del Ejercicio)Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total

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EVOLUCIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO – Promedio ponderado por facturación

TRANSPORTE1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

TRANSENERRentabilidad sobre PN 7,40% 8,07% 6,76% 6,42% 5,03% 6,21% 6,77% 7,15% -117,29%

Rentabilidad sobre Activo 7,60% 7,52% 8,17% 8,50% 5,41% 5,06% 6,70% 6,56% 2,23%

TRANSNOA (sin revalúo)Rentabilidad sobre PN 3,40% -8,16% 3,56% 7,47% 8,29% 11,20% 6,97% 3,95% 8,24%

Rentabilidad sobre Activo 5,75% 1,75% 1,51% 2,11% 3,25% 3,97% 3,07% 1,93% -1,48%

TRANSNEARentabilidad sobre PN 2,56% 1,87% 3,51% 15,96% 16,19% 15,96% 8,04% 5,66%

Rentabilidad sobre Activo 2,29% 0,89% 8,45% 13,38% 23,75% 18,55% 15,93% 18,43%

TRANSPARentabilidad sobre PN 3,22% 5,47% 5,75% 6,35% 6,06% 7,25% 8,88% 10,14% 2,02%


DISTROCUYORentabilidad sobre PN 3,24% 4,88% 5,25% 4,51% 5,95% 7,12% 8,53% 1,95%

Rentabilidad sobre Activo 3,35% 4,98% 5,95% 6,10% 8,21% 10,36% 12,72% 5,71%

TRANSBARentabilidad sobre PN 1,60% 3,90% 6,05% 6,24% 5,59% 2,22%

Rentabilidad sobre Activo 2,13% 4,92% 7,60% 7,78% 7,61% 2,78%

PROMEDIO SEGMENTORentabilidad sobre PN 6,58% 5,33% 6,10% 6,49% 5,82% 7,11% 6,87% 6,58% -71,68%


Nota: Rentabilidad sobre PN = Resultado Neto / (Patrimonio Neto – Ganancia Neta del Ejercicio)Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total

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CALIDAD DE PRODUCTO - EDENOR

Puntos con Caídas de Tensión Antirreglamentaria

1.110

482

81

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2001 2002 2003

$ de penalización diaria (a fin de c/ período)

498

142

240

100

200

300

400

500

600

2001 2002 2003

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EVOLUCIÓN CALIDAD DE SERVICIO - EDENOR

TIEMPO TOTAL DE INTERRUPCIONES POR KVA

22,10

19,09

14,72

13,08

11,43

9,79

8,15

6,517,37

6,20

4,62 4,71

0

4

8

12

16

20

24

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

TTIK

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CALIDAD - SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN – TRANSENER S.A.

INDISPONIBILIDADES FORZADAS DE LÍNEAS - TASA DE FALLA

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

Ene-

95Ab

r-95

Jul-9

5O

ct-9

5En

e-96

Abr-

96Ju

l-96

Oct

-96

Ene-

97Ab

r-97

Jul-9

7O

ct-9

7En

e-98

Abr-

98Ju

l-98

Oct

-98

Ene-

99Ab

r-99

Jul-9

9O

ct-9

9En

e-00

Abr-

00Ju

l-00

Oct

-00

Ene-

01Ab

r-01

Jul-0

1O

ct-0

1En

e-02

Abr-

02Ju

l-02

Oct

-02

TASA DE FALLA EJECUCIÓN DE GARANTÍA

JCM – Nov. 2003

CALIDAD - SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL – TRANSNEA S.A.


0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

Ene-

00

Mar

-00

May

-00

Jul-0

0

Sep-

00

Nov

-00

Ene-

01

Mar

-01

May

-01

Jul-0

1

Set-0

1

Nov

-01

Ene-

02

Mar

-02

May

-02

Jul-0

2

Sep-

02

Nov

-02

TASA DE FALLA (provisoria) TASA DE FALLA DUPLICACIÓN DE COEFICIENTES EJECUCIÓN DE GARANTÍA

JCM – Nov. 2003

CALIDAD - SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN – TRANSNOA S.A.


0

1

2

3

4

5

6

7

8

Feb-

98Ab

r-98

Jun-

98Ag

o-98

Oct

-98

Dic

-98

Feb-

99Ab

r-99

Jun-

99Ag

o-99

Oct

-99

Dic

-99

Feb-

00Ab

r-00

Jun-

00Ag

o-00

Oct

-00

Dic

-00

Feb-

01Ab

r-01

Jun-

01Ag

o-01

Oct

-01

Dic

-01

Feb-

02Ab

r-02

Jun-

02Ag

o-02

EJECUCIÓN DE GARANTÍA TASA DE FALLA DUPLICACIÓN DE COEFICIENTES

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REVISIONES TARIFARIAS – RESULTADOS TRANSPORTE

Audiencia Pública Res. ENRE N° 1319/ 98- 644/ 98 709/ 99 - 782/ 99 1710/ 98-1730/ 980-116/ 99 1112/ 99 14/ 00 274/ 00-339/ 00

Nuevo Cuadro tarifario Res ENRE N° 1319/ 98 - 1650/ 98 182/ 00 1132/ 99 190/ 01 - 273/ 01 312/ 01 462/ 01-581/ 01

1er Periodo 103,5 20,6 7,2 13 8,2 10

2do Periodo 96,9 20,3 7,4 12,8 7,5 10,1

Diferencia (*) -6,4% -1,5% 2,8% -1,5% -8,5% 1,0%

Factor de Eficiencia "X"

(tasa anual)

1er Periodo 0% 0% 0% 0% 0% 0%

2do Periodo 0 - 0,4% 1,0% 0% 0,5% 1,0% 0,25%

Incentivos a la calidad

(premios para 2do periodo)

máximo estimado 4,3% 3,8% 6,1% 10,4% 7,7%

mínimo estimado 0,0% 0,9% 1,4% 2,5% 1,8%sin premios

Transpa Transnea DistrocuyoRemuneración anual

(millones de u$s)Transener Transnoa Transcomahue

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SECTOR DISTRIBUCIÓN

Red de Referencia

Campaña de mediciones.

Proyección de

Demanda.

Caracterización de la demanda.

Determinación de índices de aplicación.

Análisis y propuesta de Régimen Tarifario.

Propuesta del Cuadro Tarifario.

Costos de abasticimien

to

Empresa Modelo.

Costos de

O&M.

VNR y CIP.

Costos Comerciale

s.

Cálculo de Costos de Suministro.

Costos de Distribución.

Costos de conexiones.

Pérdidas y Bal E y

P.

Costos de

Capital.

ESQUEMA DE UNA REVISIÓN TARIFARIA

JCM – Nov. 2003

CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA

Se define como la identificación, la calificación y lacuantificación del comportamiento de la demanda,

endiversos puntos del sistema eléctrico y para diversosconjuntos de consumidores.

Comportamiento de la carga es un factor determinante en la formación de costos de las distintas categorías durante diferentes períodos.

Sirve de base para decisiones de planificación y operación del sistema.

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MEDICIÓN DE LA CURVA DE CARGA

Conocer las modalidades de consumo de los diferentes tipos de usuarios

resulta un hecho de vital importancia a la hora de establecer el nivel de

remuneración de la distribuidora por dos razones fundamentales:

1) Para determinar los coeficientes de consumo por tramo horario que deben incorporarse a las tarifas que refleja la compra ( energía y potencia) en el MEM.

2) Finalidad asignativa, al determinar la utilización de las instalaciones de la empresa que cada tipo de usuario efectúa ( redes -transformación) a fin de distribuir en forma proporcional el Costo propio de Distribución.

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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Las Tarifas resultantes de la revisión tienen vigencia durante un quinquenio.

Es imprescindible conocer la evolución del mercado que enfrentaran las concesionarias en dicho quinquenio.

Para ello se realiza una proyección de la demanda de energía y clientes

para el período en cuestión.

Dichas proyecciones se realizan teniendo en cuenta basicamente: La estructura económica y social de la provincia o jurisdicción

en cuestión. El comportamiento histórico de la demanda. Elementos característicos de cada uno de los consumos

considerados (residencial, industrial, comercial, alumbrado público)

Supuestos razonables sobre la evolución futura de variables que inciden en el comportamiento de la demanda.

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COSTOS DE O&M, INDIRECTOS, COMERCIAL

Empresa que opere en forma eficiente.

Se define una estructura de organización eficiente.

Se utilizan técnica de comparación.

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VALIDACIÓN - COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN

COSTOS DE ESTRUCTURA SOBRE VENTAS:

EDECAT S.A. 6,18%EDENOR S.A. 4,72%EDESUR S.A. 4,91%EDET S.A. 8,45%EDELAR S.A. 10,74%EJE S.A. 11,86%EDERSA 5,9%

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BASE DE CAPITAL

A fin de determinar la base de capítal que será remunerada en lostérminos del artículo 41° de la ley 24.065, se aborda el tema según lossiguientes métodos de cálculo:

VNR (Valor nuevo de reemplazo): es una estimación del costo corriente de reemplazar el activo con activos similares, que puedan ofrecer servicios equivalentes: Es una medida de cuanto costaria en el momento presente abastecerse de los servicios que presat este activo.

CIP (Costo incremental promedio): mide el aumento de los costos expresados por unidad de aumento de la demanda, partiendo de la capacidad existente.

Método de Flujo de Fondos: Entendido como el valor pagado por la explotación de las actividades reguladas al momento de la privatización más las inversiones realizadas en dichas actividades menos las depreciaciones.

JCM – Nov. 2003

COSTOS DE CAPITAL

rCAMP = [ r ƒ + β d (r m – r ƒ) ], donde

r= Tasa de rentabilidad.rf= Tasa de retorno de un activo libre de riesgo.βd= Riesgo sistemático de la industria en cuestión.rm= Retorno de una cartera diversificada.El paréntesis (rm-rf) suele denominarse premio de mercado o por riesgo.

El WACC es el promedio ponderado de la tasa de interés de la deuda (Cost of Debt) más le tasa de rentabilidad de las acciones o capital propio (Cost of Equity). La estructura del WACC es la siguiente.

r= Tasa de rentabilidadD= Nivel de endeudamiento de largo plazo.E= Patrimonio Neto.rd= Tasa marginal de endeudamiento.T= Tasa de impuestos (Impuestos a las ganancias)

r = D D+E

.rd.(l – t)+ E D+E

[r CAMP], donde

JCM – Nov. 2003

PROCESO DE OBTENCIÓN DE LA TARIFA INTEGRADA

TARIFA INTEGRAD

A

Aspectos Económicos

Equidad distributiva

Otros Aspectos

Aspectos Operacionales

Aspectos Financieros

TARIFA DE REFERENCIA

(eficiente y sustentable

+

=

Julio César Molina – Nov. 2003 CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA. Centro de Formación de la...

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