Tesis MBA Ernesto Coutsiers

Tesis de Maestría en Administración de Negocios

FIJACIÓN DE PRECIOS ÓPTIMOS EN LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

Ernesto Coutsiers

Maestría en Administración de Negocios – Escuela de Cuarto Nivel Académico Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Córdoba

Director: MSc. Lic. Adrián Ratner

Córdoba, Junio de 2010


Ernesto Coutsiers

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Índice

Resumen ................................................................................................... 6

Abstract ..................................................................................................... 7

Resumo ..................................................................................................... 8

Capítulo 1

Introducción

1.1. Introducción ..................................................................................................................................................... 9

1.2. La distribución de Gas Natural ..................................................................................................................... 9

1.3. Los alternativos al gas natural por ductos ................................................................................................. 11

1.3.1. Clientes residenciales y comerciales ............................................................................................................ 11

1.3.2. Clientes industriales ....................................................................................................................................... 12

1.3.3. Clientes vehiculares ....................................................................................................................................... 12

1.3.4. Generadores de energía eléctrica ................................................................................................................. 13

1.4. Monopolios naturales y regulación económica......................................................................................... 13

1.5. Tarifas a costo medio .................................................................................................................................... 14

1.6. Tarifas a costo marginal ................................................................................................................................ 15

1.7. Tarifas Ramsey ............................................................................................................................................... 15

1.8. Tarifas Ramsey-Feldstein .............................................................................................................................. 16

1.9. La tarifa en dos partes ................................................................................................................................... 17

1.10. Equidad en la Tarifa en dos Partes ............................................................................................................. 19

1.11. Consideraciones finales ................................................................................................................................. 19

Capítulo 2

Experiencia Internacional 2.1. Introducción ................................................................................................................................................... 21

2.2. Australia ........................................................................................................................................................... 21


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2.3. México ............................................................................................................................................................. 22

2.4. España.............................................................................................................................................................. 23

2.5. Perú .................................................................................................................................................................. 23

2.6. Turquía ............................................................................................................................................................. 24

2.7. Portugal ............................................................................................................................................................ 24

2.8. Francia ............................................................................................................................................................. 25

2.9. Lituania ............................................................................................................................................................ 25

2.10. Italia .................................................................................................................................................................. 26

2.11. Bulgaria ............................................................................................................................................................ 26

2.12. Croacia ............................................................................................................................................................. 26

2.13. Estonia ............................................................................................................................................................. 27

2.14. Serbia ................................................................................................................................................................ 27

2.15. Chile ................................................................................................................................................................. 27

2.16. Brasil ................................................................................................................................................................. 28

Capítulo 3

Antecedentes de Tarifas en dos Partes

3.1. Tarifas a costos medios y costos marginales ............................................................................................. 29

3.2. Tarifa en dos partes óptima ......................................................................................................................... 32

3.3. Importancia del excedente del consumidor en la fijación de las tarifas en dos partes ...................... 34

3.4. Usos finales y la demanda escalonada ........................................................................................................ 36

3.5. Construcción de Tarifas Económicas ........................................................................................................ 37

3.6. Estado actual de la tarifa en dos partes ...................................................................................................... 37

Capítulo 4

Costos Marginales en Distribución de Gas Natural 4.1. Introducción ................................................................................................................................................... 39

4.2. Desarrollo de la Matemática ........................................................................................................................ 39

4.2.1. Costos Marginales como derivadas parciales con respecto a cargos .................................................... 39

4.2.2. Relación de las derivadas de capacidad con respecto a energía y el factor de carga .......................... 43

4.2.3. Relación de las derivadas de cantidad de clientes con respecto a energía y el consumo unitario .... 43

4.3. Aproximación de las derivadas parciales mediante costos incrementales promedio ......................... 44

4.3.1. Presentación del esquema de costo incremental promedio .................................................................... 44

4.3.2. Consideraciones de precisión sobre la aplicación de costos incrementales promedio ...................... 46

4.3.3. Consideración sobre la aplicación de los costos incrementales promedios para aproximación de derivadas parciales ......................................................................................................................................................... 46

4.4. La desagregación de los costos marginales en marginales de capital y marginales operativos ......... 46

4.4.1. Componente de costo marginal de capital ................................................................................................ 47

4.4.1.1. Criterios para el filtrado de inversiones ..................................................................................................... 47


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4.4.1.2. Metodología de costo de capital .................................................................................................................. 49

4.4.2. Componente de costo operacional ............................................................................................................. 49

4.5. Costos marginales de servicio al cliente cuando se conocen las inversiones unitarias ...................... 50

4.6. Programación del módulo de costo marginal en el modelo tarifario .................................................. 51

4.6.1. Costo incremental de capital para AP y MP ............................................................................................. 51

4.6.2. Costo incremental de capital para SCL P y SCL G ................................................................................. 52

4.6.3. Costo incremental Operacional ................................................................................................................... 52

4.6.4. Costo marginal a partir de costos incrementales. ..................................................................................... 53

Capítulo 5

Diseño de Tarifas en Dos Partes para Distribución de Gas Natural 5.1. Introducción ................................................................................................................................................... 55

5.2. Excedente de Consumidor ........................................................................................................................... 56

5.2.1. Demanda Inelástica ....................................................................................................................................... 57

5.2.2. Error derivado de suponer la demanda inelástica .................................................................................... 57

5.2.3. Consideraciones adicionales a tener en cuenta en el cálculo de excedente ......................................... 59

5.3. Diseño del Cargo de Acceso a Red (CAR) ................................................................................................ 59

5.3.1. Condiciones del cargo de acceso a red ....................................................................................................... 59

5.3.1.1. Condición Local (o condición intra-categoría) ......................................................................................... 60

5.3.1.2. Condición Global (o condición de distribuidora regulada) .................................................................... 60

5.3.2. Criterios para el ajuste de los �� ................................................................................................................ 61

5.3.2.1. Ajuste de los �� de acuerdo al bienestar social marginal ...................................................................... 61

5.3.2.1.1. Relación entre el ingreso y el consumo............................................................................................ 61

5.3.2.1.2. Funciones de Bienestar Social ........................................................................................................... 63

5.3.2.1.3. Matemática del ajuste de los �� ....................................................................................................... 65

5.4. Canasta de tarifas ........................................................................................................................................... 66

5.4.1. Modificaciones al esquema ........................................................................................................................... 66

5.4.2. Cargos piso y techo ....................................................................................................................................... 66

5.4.3. Incorporación del esquema de valoración social ...................................................................................... 69

5.5. Programación del módulo de diseño de tarifa en dos partes ................................................................ 71

5.5.1. Módulo de cálculo de excedente ................................................................................................................. 71

5.5.2. Modulo de tarifa en dos partes .................................................................................................................... 72

Capítulo 6

Diseño de cargos tarifarios

6.1. Introducción ................................................................................................................................................... 73

6.2. Matemática relacionada con el diseño tarifario......................................................................................... 73

6.2.1. Desagregación del valor presente del ingreso regulatorio ...................................................................... 73

6.2.2. Matriz de diseño de cargos tarifarios .......................................................................................................... 74


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6.2.3. Ecuación de diseño de cargos tarifarios ..................................................................................................... 74

6.3. Discusión sobre la elección de cargos tarifarios de acuerdo a la actividad .......................................... 75

6.3.1. Servicios al cliente .......................................................................................................................................... 75

6.3.2. Actividades de red (AP y MP) ..................................................................................................................... 75

6.3.3. Cargo de acceso a red. ................................................................................................................................... 76

6.4. Aproximación al cargo de Capacidad ......................................................................................................... 76

6.5. Estabilidad de margen y estabilidad de ingreso ........................................................................................ 76

Capítulo 7

Ejemplo numérico

7.1. Introducción ................................................................................................................................................... 78

7.2. Hipótesis de Cálculo ...................................................................................................................................... 78

7.2.1. Demanda ......................................................................................................................................................... 78

7.2.2. Costo de capital .............................................................................................................................................. 80

7.2.3. Costos operativos .......................................................................................................................................... 82

7.2.4. Ingreso requerido ........................................................................................................................................... 82

7.3. Tarifa a Costo Medio .................................................................................................................................... 83

7.3.1. Uso de red de distribución ........................................................................................................................... 83

7.3.2. Asignación de costos ..................................................................................................................................... 84

7.3.3. Margen y tarifa a Costo Medio .................................................................................................................... 85

7.4. Tarifa en dos Partes ....................................................................................................................................... 85

7.4.1. Calculo de Costo Marginal ........................................................................................................................... 85

7.4.2. Cálculo del Excedente del Consumidor ..................................................................................................... 87

7.4.3. Ajuste final de la tarifa en dos partes.......................................................................................................... 87

7.5. Comparación de las tarifas obtenidas ......................................................................................................... 88

7.6. Estructura tarifaria ......................................................................................................................................... 90

7.6.1. Impacto en la Factura del cliente ................................................................................................................ 90

7.6.2. Facturación de la distribuidora .................................................................................................................... 90

Capítulo 8

Conclusiones

8.1. Conclusiones ................................................................................................................................................... 92

8.2. Próximos pasos .............................................................................................................................................. 94

Referencias.............................................................................................. 96


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Resumen En esta tesis de maestría en administración de negocios se desarrollan las herramientas matemáticas necesarias para la aplicación de tarifas en dos partes óptimas en distribución de gas natural o, dicho en términos de mercadeo de servicios, la fijación óptima de precios de gas natural en ductos para diferentes mercados dentro de una distribuidora. En los primeros tres capítulos de esta tesis se presenta el respaldo teórico que debe conocerse para entender el corazón del trabajo de tesis que se detalla a partir del cuarto capítulo.

En este trabajo se desarrolla una metodología y una variante para el cálculo computacional de costos marginales, también se discuten las limitaciones de la metodología y las consideraciones a tener en cuenta para su implementación.

También se elaboró una metodología para evaluar el excedente del consumidor, de manera de evitar la necesidad de un conocimiento profundo de la elasticidad precio de cada tipo de usuario. Esto se realiza estudiando el error en la estimación de este parámetro bajo la consideración simplificadora de demanda inelástica.

En esta tesis se desarrolla también como deben ser en desigualdades matemáticas vinculantes sobre los parámetros de la tarifa en dos partes provenientes de las condiciones de mercado y regulatorias.

Se presenta en este trabajo además, la matemática y una discusión el diseño de cargos tarifarios, y aplicabilidad para cobrar los costos de las diversas actividades.

Por último, se presenta un ejemplo numérico de aplicación de los temas desarrollados en la tesis de manera de realizar un cierre práctico de la resolución del problema.

Como conclusión se puede destacar que en esta tesis de maestría se ha encontrado la formulación matemática que brinda solución para el cálculo de una tarifa en dos partes óptima orientada a la distribución de gas. Sin embargo los resultados son generalizables a la distribución eléctrica y eventualmente el agua potable.


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Abstract In this Thesis for the Master in Business Administration, the necessary mathematical tools for the application of tariffs are developed. These tools are treated in two optimal parts in natural gas distribution, or in services marketing terms, in the optimal price setting of natural gas in ducts for different markets inside a distributor.

In the first three chapters of this study, the theoretical framework is presented. This theoretical background becomes essential to understand the core of the work that this thesis entailed and which is explained in detailed as from the fourth chapter.

This work presents a development of a methodology and a variant for computational calculus of marginal costs. It also outlines a discussion on the limitations of the methodology and the considerations which should be taken into account for implementation.

In addition, a methodology is elaborated to evaluate the consumer’s surpluss in order to avoid the need for a deep understanding of the price elasticity of each type of user. This is done by studying the error in the calculation of this parameter under the simplifying consideration of inelastic demand.

In this work, there is also a development of how binding mathematical inequalities should be about the parameters of the tariff in two parts deriving from market and regulatory conditions.

Furthermore, there is an exposition on Mathematics and a discussion of the design of tariff charges, together with the applicability to cash the costs in the different activities.

Finally, it is presented a numerical example of application of the topics developed with the purpose of making a practical closure of the problem’s resolution.

To conclude, it can be highlighted that in this thesis it has been found the mathematical formulation which offers solution for calculus of a tariff in two optimal parts oriented to gas distribution. However, the results are generalizable to electric distribution and, eventually, to drinking water.


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Resumo Nesta tese de mestrado em administração de negócios se desenvolvem as ferramentas matemáticas necessárias para a aplicação de tarifa ótima em duas partes para distribuição de gás natural ou, dito na terminologia do mercado de serviços, a fixação ótima de preços de gás natural em dutos para diferentes mercados dentro de uma distribuidora.

Nos primeiros três capítulos desta tese se apresenta o respaldo teórico que se deve conhecer para entender a parte essencial do trabalho de tese que se detalha a partir do quarto capítulo.

Neste trabalho se desenvolve uma metodologia e uma variante para o cálculo computacional de custos marginais. Também se discute as limitações da metodologia e as considerações que se deve ter em conta para sua implementação.

Também se elabora uma metodologia para avaliar o excedente do consumidor, de maneira a evitar a necessidade de um conhecimento profundo da elasticidade-preço de cada tipo de usuário. Isto se realiza estudando o erro de estimação deste parâmetro, através da consideração simplificadora de demanda inelástica.

Nesta tese de desenvolve também como devem ser as desigualdades matemáticas vinculantes sobre os parâmetros da tarifa em duas partes provenientes das condições de mercado e regulatórias.

Se apresenta neste trabalho, além disso, a matemática e uma discussão do desenho de encargos tarifários e sua aplicabilidade visando se cobrarem os custos das diversas atividades.

Por último, se apresenta um exemplo numérico de aplicação dos temas desenvolvidos na tese, de maneira a realizar um fechamento prático da resolução do problema.

Como conclusão se pode destacar que nesta tese de mestrado se encontra a formulação matemática que soluciona o cálculo de uma tarifa ótima em duas partes orientada à distribuição de gás. Todavia, os resultados são generalizáveis para a distribuição elétrica e, eventualmente, água potável.


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Capítulo 1

Introducción En este capítulo se presenta una introducción al problema de fijación de tarifas, comenzando por la presentación de las empresas de distribución de gas natural, los monopolios naturales y la regulación económica, y la teoría del cálculo tarifario necesaria para entender esta tesis. El lector que domina estos temas de microeconomía puede saltar al siguiente capítulo.

1.1. Introducción La fijación de precios en las empresas de servicios públicos ha sido siempre un motivo de discusión. El principal desacuerdo se basaba en la mejor solución del problema de cobrar a los usuarios del servicio el precio que maximice el bienestar social y alcanzar el ingreso regulado de la empresa.

Al inicio del capítulo se brinda una breve descripción del negocio de distribución de gas natural en ductos. Luego se justifica el hecho que estas empresas son monopolios naturales y como consecuentemente deben regularse económicamente.

Al final, se presentan brevemente las diferentes formas de diseñar precios, sus ventajas y desventajas. También se observará de una manera que respeta cierta cronología como ha sido la evolución del conocimiento en esta materia.

1.2. La distribución de Gas Natural El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95%. Como combustible produce mucho menos CO2 que otros combustibles como los derivados del petróleo, y sobre todo el carbón, además, se quema más limpia y eficazmente

A partir del pozo de extracción, el gas natural va mediante ductos a una red que colecta la producción de los diversos pozos de un parque, esta red es llamada red de colección. La extracción y colección de gas natural es un negocio del productor de gas natural y se conoce en la jerga como producción de gas o producción de molécula.


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Luego de la red de colección, el gas se presuriza y se transporta por un gasoducto de acero hacia los principales centros de consumo, estos gasoductos son conocidos como gasoductos de transporte, el negocio como transporte y las empresas que prestan este servicio se llaman Transportistas.

El gas se entrega por los transportistas en estaciones de medición llamadas en la jerga “citygates” a partir de estos puntos, comienza la distribución de gas que básicamente consta de entregar el combustible mediante una red de ductos a los consumidores finales. El negocio se denomina distribución de gas natural y las empresas que prestan el servicio, Distribuidoras.

Esta tesis de maestría versa sobre precios de distribución de gas natural, por eso es importante entrar en el detalle de este negocio.

La distribución de gas natural comprende principalmente cinco tipos de negocios:

1. Red de Alta Presión: es el negocio de ofrecer el servicio de operar y mantener los gasoductos de distribución en AP, las Estaciones de Separación, Medición y Odorización, los terrenos y predios civiles destinados a estas instalaciones y sus accesorios.

2. Red de Media Presión (o Media-Baja Presión): de ofrecer el servicio de operar y mantener los gasoductos de distribución en media presión y ramales de media presión, las Estaciones Reductoras de Presión (ERM, AP/MP), los terrenos y predios civiles destinados a estas instalaciones y sus accesorios.

3. Servicios a Clientes Pequeños: de ofrecer el servicio de operar y mantener los activos dedicados a las actividades de lectura, atención de reclamos técnicos, control de ilícitos y mantenimiento de la red y cambio de medidores para los clientes pequeños

4. Servicios a Clientes Grandes: de ofrecer el servicio de operar y mantener los activos dedicados a las actividades de lectura, atención de reclamos técnicos, control de ilícitos y mantenimiento de la red y cambio de medidores para los clientes pequeños

5. Administración: comprende todas las actividades y activos que realiza y dedica la distribuidora y no pueden ser asignados a ninguno de los anteriores negocios.

El negocio central es la red, que consiste en prestar capacidad de distribución de gas natural. Las instalaciones de distribución de un sistema de gas natural están compuestas por redes de distribución de alta presión (AP), estaciones de reducción de AP a MP (ERM – Estación de Regulación y Medición o ERP – Estación de Regulación de Presión), red de distribución de media presión (MP) y en algunos casos redes de baja presión.

En la figura 1.1 se ilustra una red de distribución, donde la gas natural ingresa a la red en alta presión a través del citygate (ESMO – Estación de Separación, Medición y Odorización) desde el gasoducto de transporte, luego se transforma a media presión en la ERP.


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Los grandes clientes: grandes industrias, centrales eléctricas, estaciones de GNC, suelen ser abastecidas desde la red de AP, según su demanda máxima de capacidad. Las redes de MP alimentan el resto de los clientes, pequeñas industrias, comerciales y residenciales.

Típicamente la red de AP es de acero y la de MP es de polietileno.

Figura 1.1: el diagrama esquematiza una red de distribución de gas natural. Se presentan allí el gasoducto del transportista, el citygate, el ramal de AP, la estación de reducción y medición y la red de media presión. Se identifican aquí también los clientes conectados a cada uno de los niveles.

1.3. Los alternativos al gas natural por ductos Si bien, como se verá en la siguiente sección, la distribución de gas natural es un monopolio natural, es importante conocer cuáles son los alternativos que compiten en el mercado de energéticos.

El gas natural en redes en una alternativa cómoda y segura de energético para una gran cantidad de usos domésticos, comerciales e industriales. También es una opción limpia y de alta eficiencia de combustible para la generación de energía eléctrica. Sin embargo, a diferencia de lo que puede observarse en la energía eléctrica, el gas natural tiene una serie de competidores de importancia para cada uno de los diversos tipos de cliente.

1.3.1. Clientes residenciales y comerciales

En el caso de los clientes residenciales y comerciales, el gas natural tiene los siguientes usos: cocción de alimentos, calentamiento de agua para uso sanitario y calefacción. El competidor por excelencia del gas natural en este segmento es el gas licuado de petróleo (GLP), este combustible viene envasado en recipientes de presión llamados garrafas o tubos, la logística de distribución de este energético es mediante transporte convencional en camiones. El GLP posee dos ciertas características que lo hacen inferior al gas natural, su utilización es más insegura (a diferencia del gas natural no se dispersa y permanece concentrado ante un escape) y su manejo es más incómodo (requiere un reemplazo periódico de recipiente). Este alternativo es ampliamente utilizado en Latinoamérica, es subsidiado en Brasil, Argentina y México, lo cual lo hacen llegar al mercado con un precio

Gasoducto Troncal - Transportista

ESMO

Ramal de Aproximación

en AP

PRP

Grandes Usuarios

(con by pass físico)

TermoélectricasCogeneración

Interrumpibles

Industrias

Residencial

Comercial

Gas Natural Vehicular

Red de Media

Presión

Gasoducto Troncal - Transportista

ESMO

Ramal de Aproximación

en AP

PRP

Grandes Usuarios

(con by pass físico)

TermoélectricasCogeneración

Interrumpibles

Industrias

Residencial

Comercial

Gas Natural Vehicular

Red de Media

Presión


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muy competitivo. Cabe destacar que una ventaja importante de este alternativo es que no requiere de grandes inversiones para llegar a todos los potenciales clientes.

Otro energético alternativo en el segmento residencial es la energía eléctrica, si bien es típicamente mucho más caro que el gas natural, ofrece características de seguridad superiores y una alta comodidad para su uso (al ser un servicio en red). Este energético tiene la ventaja de estar más desarrollado geográficamente, ya que el tendido eléctrico llega con mucha antelación a la demanda.

En este segmento existen a veces otros alternativos, como por ejemplo el gasoil y el kerosene (y en algunos casos el fuel oil) para calefacción, pero poseen precios más elevados o su logística es tan compleja que no están muy desarrollados.

1.3.2. Clientes industriales

Este tipo de clientes puede desagregarse en dos tipos, los que realizan un uso intensivo de energía y los que no. El segundo grupo posee esencialmente los mismos alternativos que los segmentos residencial y comercial.

Los clientes industriales que poseen procesos con alto requerimiento de calor perciben el gas natural con un nivel inferior de diferenciación que en los segmentos residencial y comercial. El alternativo típico en este segmento es el fuel oil pesado, que posee precios muy competitivos. Una gran cantidad de calderas pueden conmutarse y trabajar con cualquiera de los combustibles, por lo cual en este mercado el gas natural en ductos sufre una competencia más fuerte.

Dentro las principales desventajas del fuel oil con respecto al gas natural es la necesidad de instalaciones acondicionadas para almacenamiento y uso, dado que requiere de calentamiento para su utilización. Otra de las desventajas está relacionada con aspectos ambientales ya que posee peores características de emisión que el gas natural.

En algunas regiones el principal alternativo del gas natural es la biomasa. Esto ocurre principalmente en regiones donde la biomasa surge como desecho de un proceso productivo, como por ejemplo en zonas donde existe industria azucarera o forestal.

1.3.3. Clientes vehiculares

El gas natural vehicular GNV1, tiene como alternativo la nafta, el gasoil y el alcohol hidratado2. En este segmento, la utilización de gas natural genera una mayor incomodidad, ya reduce la autonomía de los vehículos, quita espacio de baúl, y exige de molestos procedimientos para su carga. En algunos casos también se ha observado que la utilización del gas natural como combustible de automoción reduce el rendimiento de los motores y los hace más susceptibles a sufrir fallas. Además de las razones mencionadas, para utilizar gas natural en los automóviles es necesario realizar una conversión que implica una fuerte inversión inicial respecto al precio del vehículo.

En estas condiciones, para uso vehicular, históricamente el gas natural ha debido penetrar el mercado con precios altamente competitivos.

1 Llamado Gas Natural Comprimido (GNC) en Argentina

2 Solamente en Brasil


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1.3.4. Generadores de energía eléctrica

En generación de energía eléctrica con turbinas de vapor se asemeja al caso industrial de consumo intensivo, ya que en esta tecnología de generación compite directamente con el fuel oil y las calderas pueden conmutar sin mayores inconvenientes entre uno y otro combustible.

En el caso de las turbinas de gas y ciclos combinados, el gas natural tiene como alternativos el gasoil y el kerosene, generalmente muy alejados en precio pero con condiciones de conmutación inmediata.

Es importante mencionar que tanto para el caso de grandes clientes industriales y centrales eléctricas, un alternativo de la distribución de gas puede ser el by-pass físico al gasoducto del transportista permitido en algunas regulaciones como la Argentina y la Mexicana.

Por último, los clientes petroquímicos no poseen, en muchos casos, ningún alternativo para su proceso productivo que utiliza como principal insumo el gas natural lo cual deja en una condición de cautivo.

Por ahora, y a los fines de entender esta tesis, esto es lo que se necesita conocer del negocio de distribución de gas natural. A partir de aquí, se verá que la distribución de gas natural es un monopolio natural y requiere regulación económica.

1.4. Monopolios naturales y regulación económica Un monopolio natural es un caso particular de los monopolios en el cual una empresa puede producir toda la producción del mercado con un costo menor que si hubiera varias empresas compitiendo. Este concepto de monopolio natural fue definido en 1974 por Richard Posner, un economista que estudió los monopolios regulados como los servicios de agua potable, la electricidad, el sistema telefónico y la televisión por cable.

Un monopolio natural es más propenso a ocurrir en mercados donde se requiere una gran inversión inicial en activos especializados y elevados costos fijos de mantenimiento sobre un mercado limitado. De esta manera, los incentivos para el ingreso de las nuevas empresas son bajos. Además, la participación de estas en el mercado sería ineficiente ya que implica en muchos casos una duplicación de recursos que finalmente no conduce a una mejora en cantidad ni calidad del servicio con respecto al caso del monopolista. Dicho de otra manera, resulta más eficiente que sólo haya una empresa en el sector puesto que los costos medios tienden a bajar según se aumenta la productividad de lo invertido, ayudando al monopolista a bajar el precio.

Otra forma de verlo, presentado con una mayor formalidad es que el monopolio natural se ocasiona cuando existe subaditividad de costos para el nivel de producción relevante [Sharkey, 1982]. Es decir cuando los costos de ofrecer una cantidad relevante de servicio o producto son menores en el caso que una empresa participe que en el caso que existan varias empresas participantes. Así, si bien tienen también cautivos a sus consumidores, tener un monopolio natural es, a diferencia de uno clásico, socialmente eficiente.

Existen numerosos ejemplos de monopolios naturales, especialmente en las industrias de los servicios públicos, las cuales producen bienes o servicios cuya cantidad y calidad impactan de manera considerable en el interés del público en general y que, además, se caracterizan por la necesidad de utilizar una red física de distribución geográfica. Tal es el


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caso de los servicios de televisión por cable, telefonía por cable, distribución de agua, gas natural y electricidad, entre otros, los cuales operan con redes de distribución físicas, distribuidas geográficamente de modo que sirven en forma conjunta a una elevada cantidad de clientes. Por esta razón a partir de ahora se considerará que el negocio de distribución de gas natural debe ser tratado como un monopolio natural.

Como se ha mencionado, el monopolio natural es socialmente eficiente, y aún los gobiernos partidarios de la libre empresa, toleran los monopolios cuando pueden regularlos de manera económica.

La regulación económica de la distribución tiene como objetivo general evitar que el monopolista abuse de su poder de mercado y busca mediante reglamentaciones emular las condiciones de mercado de competencia perfecta [Gallardo, 1999]. Como se mencionó anteriormente, la regulación es una función del estado y los estados más avanzados poseen entes reguladores autárquicos que ejercen su función en base a criterios técnicos.

En el caso particular de los servicios públicos, la regulación económica se puede dar a través de un control de precios máximos (Price Cap), ingresos máximos (Revenue Cap) o rentabilidad máxima. En general se utiliza uno solo de estos sistemas, pero en algunos casos excepcionales se combinan dos de estos esquemas3.

A partir de aquí como caso general se supondrá que se trabaja bajo un esquema de tarifa máxima (o tarifa techo). Típicamente en este esquema, se calcula un requerimiento de ingresos en base a una sumatoria de costos o cost pile-up y luego se diseñan las tarifas4 para alcanzar esos ingresos regulados. Por eso, los apartados siguientes presentan las características de los diferentes esquemas tarifarios.

1.5. Tarifas a costo medio La forma más sencilla de fijar precios que aseguren el financiamiento de las empresas es cobrar precios iguales al costo medio.

De esta manera, el precio resulta igual a:

�� = �� = �( �) + �� (1.1)

Donde �(��) es la cantidad demandada al precio ��, �� es el costo medio, ��es el costo

fijo y �� es el costo marginal.

Tal cual lo menciona la referencia [Navajas, 1990], esta solución da a lugar a una pérdida de eficiencia y por lo tanto de bienestar.

Si bien en la ecuación anterior se presenta una forma simplificada de calcular estas tarifas, la realidad es que este tipo de tarifas se calcula mediante la desagregación de los costos totales en actividades y categorías. Los criterios con que se desagregan estos costos, llamados comúnmente criterios de asignación, se basan en la responsabilidad de la demanda en el uso de los diversos activos. Esta metodología de cálculo es usada típicamente para tarifas a

3 Este es el caso por ejemplo del regulador del caso de Sao Paulo, Brasil que combina una regulación de precio máximo con una de ingreso máximo generando así ciertos incentivos confusos. 4 Tarifa es la denominación típica para el precio en los mercados regulados.


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costo medio en estructuras multiparte (y no solo uniformes), con cargos fijos, de volumen y capacidad, en los que se cobran los diferentes costos de la empresa de acuerdo a su naturaleza.

Cabe mencionar, que este tipo de tarifas es comúnmente aplicado en la mayoría de los países de Latinoamérica y aceptadas como una solución de segundo mejor. Sin embargo, como se ha mencionado, su aplicación conlleva a una pérdida de bienestar.

1.6. Tarifas a costo marginal Tal cual lo menciona la referencia [Navajas, 1990] si el único objetivo que se posee es la eficiencia económica las tarifas deben ser uniformes e iguales a los costos marginales. Esto se puede confirmar suponiendo que la empresa actúa intentando maximizar la utilidad social � definida como la diferencia entre la disponibilidad a pagar de los consumidores �(�) y los costos totales �(�).

�(�) = � �(�)�� − �(�) (1.2)

Derivando sobre la cantidad � e igualando a 0,

�� = �(�) − �� = 0 � �(�) = �� (1.3)

Con lo cual se llega a la igualdad entre precio y costo marginal. Esta es la estructura de precios uniformes Pareto-eficiente.

Como en empresas de distribución de gas natural el costo medio es decreciente, éste es siempre superior al costo marginal. Entonces, si la empresa cobra su servicio a costo marginal (y la empresa no recibe ningún otro tipo de compensación) incurre en una pérdida económica.

A partir de aquí, históricamente comenzaron una serie de discusiones. En una primera instancia, la referencia [Hotelling, 1938] sugiere que deben aplicarse como tarifas los costos marginales y el monto faltante para llegar a los costos debe ser afrontado por el gobierno a través de impuestos. Esta visión es soportada también por la referencia [Lerner, 1944]

En 1946 la referencia [Coase, 1946] rechaza la solución de Hotelling para financiar monopolios naturales basándose en que cualquier estructura de impuestos puede distorsionar los precios relativos. Por ello esta referencia presenta que, en los monopolios donde no pueden aplicarse tarifas en dos partes, las tarifas a costo medio son una solución de fijación de precios no inferior. En esta referencia, también se presenta que la mejor alternativa de fijación de precios es una tarifa multiparte.

1.7. Tarifas Ramsey Cuando existe más de un bien, como podría ser la fijación de precios para dos categorías tarifarias diferentes, la empresa puede obtener el financiamiento que le permite cubrir sus costos aplicando desviaciones diferenciales entre el precio y el costo marginal para las diversas categorías existentes.

En este caso se busca maximizar el bienestar caracterizado por la ecuación:


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� = ∑ � ��(��)�� − ∑ ��(��)� (1.4)

Donde � es el índice de categorías de clientes

Sujeta a la restricción:

∑ �� − ∑ ��(��)� − � = 0 (1.5)

Llegando tal cual lo presenta la referencia [Navajas, 1990] a la estructura de precios representada por la siguiente ecuación:

�!"#�"$� � = %(&'%) &(� ; *� = ��

�� (1.6)

Siendo *� , como puede observarse, la elasticidad precio del cliente de la categoría �. De esta manera, la mayor (menor) desviación entre precio y costo marginal corresponde al bien con menor (mayor) elasticidad precio de la demanda; de esta manera las cantidades resultantes en cada mercado se apartarán lo menos posible de las que resultarían de las tarifas a costo marginal.

Este tipo de tarifas, recibió importantes críticas por el hecho que, en muchas ocasiones, las categorías que contienen los clientes más inelásticos son las de menor poder adquisitivo y las más elásticas coincidentes con clientes de mayores ingresos. De esta manera, clientes de menor poder adquisitivo tendrían una tarifa superior a clientes de bajo poder adquisitivo.

La primera variante de la tarifa Ramsey que incorpora consideraciones distributivas es la tarifa Ramsey-Feldstein que se describe a continuación

1.8. Tarifas Ramsey-Feldstein Esta estructura tarifaria es la primera que incorpora consideraciones distributivas de manera conjunta con restricción financiera. Esto se realiza ponderando de manera diferencial la utilidad de cada persona. Tal cual lo presenta la referencia [Feldstein, 1972], se maximiza la función de bienestar social que posee, en este caso, dependencia explícita de las utilidades individuales [Navajas, 1990],

� = �(,�∗, ,/∗) (1.7)

Donde ,�∗ y ,/∗ son las funciones de utilidad de los clientes de las categorías � y 0, en el caso que se consideren únicamente dos categorías de clientes.

Sujeta a la misma restricción que la tarifa Ramsey,

∑ �� − ∑ ��(��)� − � = 0 (1.8)

Resultando los apartamientos,

�!"#�"$� � = %!��%!(� ; *� = ��

�� (1.9)


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Donde, bajo la suposición que el cliente de una categoría no tiene acceso consumir el servicio designado a otra (Siendo este un caso particular diferente al general analizado en la referencia [Navajas, 1990]),

�� = 1� (1.10)

Es la característica distributiva del servicio de la categoría �, igual para el caso presentado, a la utilidad marginal social del ingreso del cliente de esa categoría que resulta:

1� = 2�23�∗23�∗24� (1.11)

O sea, la valuación marginal de la utilidad de la persona perteneciente a la categoría � 2�23�∗

por la utilidad marginal del ingreso de cada persona perteneciente a la categoría � 23�∗24�.

De esta manera, los precios resultantes de la regla de Ramsey son corregidos de acuerdo a la característica distributiva entre las diversas categorías de consumo.

Resumiendo las características de las tarifas uniformes presentadas se puede decir que:

i. La fijación de tarifas a costo marginal tiene la máxima eficiencia pero no satisface las condiciones de financiamiento de la empresa.

ii. La utilización de tarifas a costo medio, satisface la condición de financiamiento pero no es eficiente.

iii. La alternativa Ramsey satisface la condición de financiamiento y tiene un apartamiento óptimo de la condición de eficiencia pero podrían ser consideradas injustas.

iv. Por último, la alternativa Ramsey-Feldstein satisface la condición de financiamiento, posee un apartamiento óptimo de la condición de eficiencia máxima bajo consideraciones de equidad distributiva.

1.9. La tarifa en dos partes La tarifa en dos partes es una alternativa de precios no uniformes. Este tipo de tarifas busca solucionar el compromiso entre eficiencia y financiamiento. Tal como lo menciona su nombre, la idea principal de este tipo de tarifas es cobrar un precio segmentado en dos componentes, una fija e independiente del consumo y otra variable o dependiente del consumo. Este tipo de tarifas buscan en principio separar, en principio, en una componente de pertenencia a la red y una de costo por el consumo.

Es empresas públicas es típica la utilización de cargos fijos. Este tipo de cargo es interpretado como un derecho al uso del servicio ya que, independientemente del consumo, se cobra regularmente por el solo hecho de ser cliente. Aquí donde a este cargo fijo se le adiciona una componente variable con el consumo.


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Como se mencionó, este tipo de estructuras tarifarias se visualizó como una forma de separar el problema de eficiencia del de financiamiento [Navajas, 1990]. La referencia [Coase,

1946] indica que el precio debe ser igual al costo marginal, de modo que se consuman las cantidades requeridas para la eficiencia; el financiamiento para cubrir los costos fijos se obtiene con el cargo fijo que absorbe el excedente de los consumidores y, por consiguiente no origina costos de eficiencia.

El análisis presentado por [Coase, 1946], lleva implícito el supuesto que los consumidores permanecen en el mercado de manera independiente al cargo fijo postulado. Lo mencionado puede ocurrir bajo una condición de mercado de participación inelástico, es decir, que los clientes de la red de distribución (para el caso de la distribución de gas natural) permanecen conectados independientemente de la componente fija del precio. Esta situación que puede darse por ejemplo por condiciones de comodidad del servicio con respecto al alternativo o bien alto nivel de competitividad con respecto al alternativo. Esta condición de inelasticidad precio del mercado de participación típicamente se origina en un rango específico de niveles de cargos fijos, y principalmente está relacionado con la competitividad con respecto al alternativo.

A partir de aquí hay dos problemas a considerar:

a. Fijar el precio para lograr las cantidades eficientes, es decir, estimar correctamente los costos marginales para diseñar el cargo variable

b. Fijar el cargo fijo de manera de no afectar la participación, o de tener una participación eficiente, reflejada en número de clientes. Lo cual en muchos casos se resume en estudiar la competitividad con los alternativos para los diversos tipos de cliente.

A partir de aquí, es cuando los autores de las referencias [Navajas, 1990], [Kwang, 1974] y [Brown, 1986] desagregan el problema de fijar precios en dos: el mercado de participación (número de consumidores) y el mercado de consumo (cantidades o volúmenes consumidos). Por ejemplo, una tarifa en dos partes siguiendo la regla de Ramsey indica que si la participación es inelástica con respecto al consumo, la tarifa óptima en dos partes tendrá un alto cargo fijo y un cargo variable bajo cercano al costo marginal.

Un análisis más detallado para los casos donde se analiza el comportamiento de los precios conociendo las elasticidades precio del mercado de participación y del mercado de cantidades se presenta en la referencia [Navajas, 1990] la cual demuestra que: en condiciones de mínima perdida de eficiencia y si no se consideran los aspectos de equidad, el precio tiene el siguiente comportamiento:

a. Cuanto mayor sea la elasticidad precio del mercado de participación, menor será la contribución requerida al consumidor marginal (o siguiente consumidor adicional)

b. Una contribución del consumidor marginal dada será cubierta tanto más con un apartamiento entre precio y costo marginal (mercado de cantidades), cuanto menor sea la elasticidad precio del mercado de cantidades.

Lo cual no es más que una extensión de los precios a la Ramsey para un esquema tarifario en dos partes con elasticidades precio de consumo y participación conocidos.


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1.10. Equidad en la Tarifa en dos Partes Tal cual se mencionó en el final del anterior apartado, se puede observar que la separación óptima de precios en el caso de la tarifa en dos partes cuenta con los mismos inconvenientes que las tarifas a la Ramsey en términos de equidad. Esto es, principalmente consecuencia de que las elasticidades precio de los mercados de participación y de consumo no siempre generan señales para desarrollar tarifas que maximicen el bienestar de la sociedad. En este sentido, por ejemplo, una tarifa que establece un alto cargo fijo en los servicios con un mercado de participación inelástico puede dar puede dar como resultado que clientes de menores ingresos carguen una proporción muy alta de costos fijos.

A partir de lo mencionado, históricamente se han incorporado consideraciones de equidad en la tarifa en dos partes como por ejemplo lo propuesto por la referencia [Feldstein, 1972b] donde maximiza el excedente agregado neto de los consumidores ponderando el excedente de cada consumidor con la respectiva utilidad marginal social del ingreso. En este caso, el excedente neto resulta de deducir del excedente bruto el cargo fijo. Una particularidad de este modelo es que el número de participantes se mantiene fijo, o de manera equivalente, es inelástica la demanda precio del mercado de participación. En referencia a su autor, esta tarifa se llama tarifa en dos partes “a la Feldstein”.

Cabe mencionar que las referencias [Navajas, 1989], [Kwang, 1974] y [Bursain, 1992], ya incorporan la elasticidad precio del mercado de participación con consideraciones de equidad. Al no ser un aspecto que se trate en esta tesis no se profundiza sobre este tema en particular.

1.11. Consideraciones finales En este capítulo se le presentó al lector un marco básico sobre la evolución del pensamiento de fijación de precios de empresas de servicios públicos que operan en condición de monopolios naturales. También aquí se presentan las características del negocio de distribución de gas natural desagregándolo en varios sub-negocios o actividades de distribución.

Es importante destacar que el alcance de esta tesis está acotado al análisis de precios de servicio de distribución de gas natural, más específicamente, la creación de herramientas, procedimientos, y la presentación de consideraciones sobre la implementación de la tarifa en dos partes.

Con respecto a las características de las tarifas en dos partes que se analizarán en este trabajo, se puede mencionar que se trabajará bajo la fuerte suposición que dada las condiciones de competitividad del servicio de gas natural por sobre el alternativo, el mercado de participación es inelástico. En consecuencia la matemática desarrollada en esta tesis, si bien puede ser aplicada a otros tipos tarifarios, es orientada a tarifas similares en su diseño a la tarifa en dos partes “a la Feldstein”.

El objetivo central de esta tesis de maestría es:

Elaborar una propuesta metodológica para el diseño de tarifas en dos partes a aplicar en empresas de distribución de gas natural, basada en los principios teóricos fundamentales de la microeconomía y las propuestas realizadas por diversos autores.


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Este objetivo deberá ser alcanzado bajo la consideración de disponibilidad real de información para aplicar las metodologías propuestas de cálculo de costos marginales y excedentes del consumidor.

A partir de aquí, en el próximo capítulo se presentarán los esquemas tarifarios de gas natural en diferentes países, para tener un conocimiento comparado complementario. La parte introductoria culmina en el capítulo 3 donde se presenta el estado del arte en lo que respecta a tarifas en costos medios y en dos partes, para luego llegar al trabajo propio de esta tesis.


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Capítulo 2

Experiencia Internacional En este capítulo contiene una reseña de los esquemas tarifarios típicos utilizados por las empresas de distribución de gas natural en diversas partes del mundo. Este capítulo es un complemento práctico a la introducción teórica del capítulo anterior, y tiene como objetivo posicionar al lector con la experiencia internacional.

2.1. Introducción Se presentarán en este capítulo características de la fijación de precio de gas natural y las regulaciones que se aplican en diversos de los países de referencia en este campo, el capítulo se divide por país y ofrece una breve descripción de cada caso.

2.2. Australia

Australia siempre es considerado como un caso de vanguardia en lo que a regulación de servicios públicos se refiere, en la actualidad el esquema tarifario para la distribución del gas natural está en discusión.

En Australia existe en Distribución de gas más libertad de fijación de tarifas con tarifas de referencia, y solo existe un código de acceso con las reglas que regulan las relaciones de este servicio. Se debe cumplir con un control de precios y, como se mencionó, en la actualidad existe una consulta del regulador, para aplicar varias alternativas de control de variación de precio incluyendo la canasta de tarifas.

Dentro de los mecanismos que se analizarán para el cálculo de tarifas están: Tarifas fijas, Fórmula acordada en el contrato de acceso y un passtrough para determinados eventos. Es del interés de la consulta proveer mecanismos de control de variación de precios, tales como: Ingreso variable máximo, Canasta de Tarifas, Control de rendimientos en los ingresos o en su defecto una combinación de ambos. Para aprobar el mecanismo de control, el regulador tendrá en cuenta los siguientes elementos:

• La necesidad de estructuras de tarifas eficientes

• Los potenciales efectos del mecanismo en los costos administrativos entre las partes: el regulador, el prestador del servicio y los usuarios potenciales.

• La regulación previa establecida


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• La consistencia deseable entre las reglas del regulador en servicios o áreas de servicio similares

• Cualquier otro factor relevante.

En Julio de 2008 se aprobaron las reglas de gas y estas incluyen la incorporación de regulación leve (Light Regulation) que solo exige el contar con una tarifa de referencia propuesta por las empresas que cumplan con la ecualización o equilibrio de los ingresos, a través de un mecanismo de control de incrementos de precios.

De acuerdo a lo que se menciona en estas reglas, el mecanismo debe cumplir el equilibrio en valor presente teniendo en cuenta:

• La proyección de ingresos por los servicios de referencia en el periodo de aplicación de las reglas,

• La proporción de todos los ingresos asignada a los servicios de referencia en el periodo de aplicación de las reglas.

También se prevé que en las tarifas de distribución, para cada rango de tarifas la recuperación de los ingresos esperados debe darse entre:

• Un valor superior que representa el valor de prestar el servicio de manera independiente y aislada, para los usuarios de esa clase, llamado “stand alone cost”

• Un valor menor que representa los costos evitados de no prestar el servicio a esos usuarios.

En este sentido, las tarifas deben considerar los costos marginales de largo plazo, los costos de transacción asociados a cada tarifa especifica y si el usuario de esa clase o categoría puede responder a las señales de precio

Finalmente, si por alguna circunstancia el distribuidor no puede recibir los ingresos esperados, las tarifas deben ajustarse para que los recupere tratando de causar el menor impacto posible en el comportamiento de la demanda.

2.3. México

Las tarifas aplicables a los servicios de transporte y distribución de gas natural están reguladas por una metodología para establecer límites máximos.

Las tarifas máximas iníciales se calculan con base en el requerimiento de ingresos contenido en el plan de negocios que cada solicitante de permiso o permisionario5 someta a la aprobación de la Comisión6, para cada periodo quinquenal; las tarifas máximas iníciales deberán reflejar la proporción del requerimiento de ingresos que corresponda a la prestación de los servicios a cada grupo tarifario.

5 En la regulación mexicana, se llama permisionario al distribuidor que se hace cargo de un área de concesión

exclusiva 6 Comisión Reguladora de Energía (CRE), es el regulador Mexicano para el gas natural


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Las tarifas máximas del servicio de distribución podrán variar de acuerdo con:

a) El rango de volumen, y

b) La presión de entrega de cada grupo tarifario.

El establecimiento de las tarifas máximas conforme se establece en la Directiva no garantizará que los Permisionarios obtengan los ingresos esperados ni los sujetará a obtener una rentabilidad específica. Por las razones mencionadas se puede observar que México aplica un Price-cap puro.

En cuando al diseño tarifario se utiliza un diseño binomial con un cargo fijo mensual y un variable en función del volumen consumido. En la presente revisión se están proponiendo cargos por capacidad.

2.4. España

Las tarifas de venta de gas natural se establecen por Orden Ministerial, son únicas para todo el territorio nacional y se discriminan en función del volumen, la presión y la forma de consumo y tienen carácter de tarifas máximas.

Las tarifas constan de un cargo fijo, que depende del tipo de tarifa, y un cargo variable que es función del gas consumido.

La metodología se resume:

1 De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley del Sector de Hidrocarburos, el sistema de cálculo de los precios máximos incluye de forma aditiva el costo de la materia prima, los peajes de acceso que correspondan, los costes de comercialización y los costes derivados de la seguridad de suministro.

2 Los precios máximos de último recurso, calculados antes de impuestos indirectos, se componen de un término fijo, expresado en €/mes, y un término variable, expresado en cent/kWh.

Para el uso de redes, se fijan peajes, estos tendrán en cuenta los costes incurridos por el uso de infraestructuras, de manera que se optimice su utilización.

Podrán diferenciarse por niveles de presión, características del consumo y duración de los contratos. Los comercializadores deben desglosar los peajes en las facturas a los consumidores finales.

2.5. Perú

La tarifa es el cargo máximo que el Concesionario podrá facturar por el suministro del Gas Natural y los servicios de Transporte, Distribución y comercialización.

Dentro de esta estructura el cargo de Distribución deberá proveer al Concesionario los recursos para cubrir los costos eficientes de la prestación del servicio. La tarifa de Distribución, es la retribución máxima que recibirá el Concesionario y que se aplicará al Consumidor, estará compuesta por los costos siguientes: el Margen de Distribución y el Margen Comercial.


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Las categorías de Consumidores serán propuestas por el Concesionario, teniendo como base los rangos de consumo, para la aprobación de OSINERGMIN7 y deberán considerar como mínimo unas especiales que involucren al GNV y al generador eléctrico.

Todos los Consumidores conectados al Sistema de Distribución pagarán la tarifa correspondiente a su categoría tarifaria, independientemente de la ubicación o el nivel de presión del suministro.

En Lima se provee de gas natural a clientes iniciales, generadores eléctricos, clientes independientes y clientes de otras redes (categorías tarifarias A, B, C y D). Las tarifas se encuentran reguladas y se calcularon considerando los costos de inversión, operación y mantenimiento y la demanda proyectada de gas natural.

Las tarifas varían en función de rangos de consumo mensual, siendo A la categoría de menor consumo y D, la categoría de mayor consumo. Dentro del conjunto de clientes conectados a Otras Redes se distinguen cuatro segmentos de mercado: residencial, comercial, industrial y GNV. Los clientes residenciales pertenecen a la categoría tarifaria A; mientras que los clientes comerciales se distribuyen en las categorías A y B. De otro lado, los clientes industriales, dependiendo de su nivel de consumo, pertenecen a las categorías B, C o D. Las estaciones de GNV se encuentran en la categoría tarifaria D.

Adicionalmente, OSINERGMIN define factores y cuentas de equilibrio tarifario entre los consumidores de bajo consumo y el resto, de tal forma de garantizar el equilibrio entre los costos y los ingresos aprobados.

OSINERGMIN podrá considerar la aplicación de volúmenes mínimos para cada categoría de Consumidor, los cuales serán una exigencia para permanecer en una determinada categoría.”

Las tarifas aprobadas en la Resolución N°097-2004-OS/CD consideran la competitividad del gas natural frente a otros combustibles alternativos. Se rigen por la metodología de transporte por redes de distribución.

2.6. Turquía

Las tarifas de distribución para quienes adquieran el servicio de transporte en los sistemas de distribución se determinan por negociación entre las partes. Esto con la condición de que estas estén por debajo de los cargos de comercialización final menos los costos de compra de gas.

2.7. Portugal

En este país se desagregan las tarifas de uso de red de distribución en:

• Distribución a presión Media, que incluye entregas a presión media y baja.

• Distribución a presión baja, que incluye entregas a presión baja.

7 OSINERGMIN: Órgano Supervisor de La Inversión en Energía y Minería. Regulador Peruano


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La tarifa tiene dos componentes: Precios de capacidad utilizada en euros por kWh/dia, y precios de energía en carga baja, media y punta en euros por kWh, según perfil del cliente y un cargo fijo, en euros por mes.

La estructura de precios es derivada de los costos marginales en las redes. Las cantidades a considerar en el cálculo son la energía de entrega al cliente en cada red en el periodo tarifario, por cada año, ajustadas por las pérdidas y los autoconsumos referidos a la red de transporte, o según si se refiere a redes abastecidas a partir de GNL, referidas a las entradas a la respectiva red de distribución. Para este efecto, la lectura debe ser mensual o si es de un periodo mayor se utilizan perfiles de consumo.

Los ingresos de las distribuidoras se ajustan de acuerdo a las expectativas de ingreso anual.

2.8. Francia

En Francia se adaptó el anterior esquema consecuencia de la apertura del sector gasífero en la Comunidad Europea, las tarifas de Distribución se plantearon con las siguientes condiciones:

• Periodo de 4 años desde julio de 2008 a junio de 2012

• Revisión anual periódica en aplicación el primero de julio de cada año, de acuerdo a reglas prefijadas.

• Cuenta que acumula los gastos y los ingresos, que permite la corrección de las desviaciones entre los costos e ingresos reales y los proyectados de algunos ítems previamente identificados y usados en las propuestas tarifarias.

• Un sistema de control de costos por incentivos

• Incentivos para promover la calidad.

El objetivo de estas tarifas de distribución es asegurar:

• Que los ingresos recibidos definidos en las condiciones tarifarias proporcionales a las cantidades de gas distribuido son cubiertos al 100%

• Los costos de capital, son cubiertos al 100%

• Los costos de gas para cubrir pérdidas y los desbalances en las redes de distribución se cubren al 90%.

• Las multas recibidas por el distribuidor por exceder la capacidad nominada por los clientes, son pagadas al 100%, para asegurar la neutralidad financiera.

2.9. Lituania

Los precios de gas son regulados incluyendo los de distribución a través de un sistema de precio máximo. Los periodos regulatorios son de tres años.


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Las empresas de transporte y distribución deben fijar sus precios anualmente sin exceder el “price cap”. Se aplican a través de cargos estampillas que no tienen en cuenta las distancias entre recorridas.

Las tarifas tienen un componente fijo de capacidad, demanda en el periodo pico del sistema, y una tarifa variable que depende del gas transportado, que varían de acuerdo a la categoría de clientes o rangos.

2.10. Italia

En Italia, tras una ardua disputa legal sobre el sistema de regulación por los criterios aplicados, el marco regulatorio se cambió y el nuevo esta en aplicación desde junio de 2005. Sin embargo continúan las disputas y el regulador determino que se aplicaran las tarifas vigentes, sujetas a que se ajusten o equilibren posteriormente.

Se aplica un mecanismo de “price cap”, precio máximo, que incluye los costos operativos y la amortización de la inversión y los diseños tarifarios varían entre las zonas de concesión.

2.11. Bulgaria

Las tarifas de transporte incluyen transporte, distribución y almacenamiento, y se aplica una regulación por tasa de retorno.

La revisión tarifaria por parte de la autoridad incluye:

• Análisis y evaluación del reporte y proyecciones de información entregada por las empresas.

• Aprobación de los ingresos estimados requeridos, incluyendo los costos económicamente justificables, de acuerdo a la concesión y el retorno del capital.

• Aprobación de precios basados en la proyección de la demanda.

Se aplica una regulación de tasa de retorno, donde el regulador aprueba los precios y monitorea los valores reales de los ingresos, cada año por lo menos. Según las desviaciones observadas se inicia un ajuste tarifario para cada una de las actividades reguladas.

Para distribución, los precios se determinan según los costos justificables para cada grupo de usuarios.

2.12. Croacia

La metodología usada para fijar las tarifas está basada en costos justificados: administrativos, de operación, reposición, construcción, ambientales; con un escenario de tiempo de recuperación razonable para recuperar las inversiones.

El periodo regulatorio es de un año, y el sistema de tarifación es de gastos de negocio justificados y se determina con los ingresos permitidos.

Las tarifas se fijan por grupos de usuarios, con un método estampilla donde no importa la distancia. Se tiene un cargo fijo mensual, y un cargo variable por consumo.


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2.13. Estonia

Se regula aprobando precios para las empresas dominantes en el mercado de acuerdo a los principios de la ley de gas natural. Se regulan las actividades de monopolio, con la metodología de precio máximo RPI-X8.

2.14. Serbia

La metodología aplicada para el uso de los sistemas de distribución es de control de precios utilizando la regulación de costo de servicio, que determina un ingreso máximo permitido en el periodo regulatorio, asegurando un retorno en los costos operativos y en los activos utilizados. Se fija considerando:

• Demanda de gas planeada

• Estructura y valor de la infraestructura

2.15. Chile

Las tarifas son libres, bajo los siguientes principios:

1. Las empresas de gas que realicen suministro de este producto a consumidores, o entre sí, fijarán los precios o tarifas del suministro de gas y de los servicios afines que correspondan.

2. El esquema tarifario que establezca libremente cada empresa de servicio público de distribución deberá determinar sectores de distribución en los cuales los precios de venta a consumidores, con consumos de similares características, sean los mismos, de tal forma que no se produzca discriminación entre ellos.

3. En todo caso, cada vez que una empresa de servicio público de distribución modifique sus tarifas de gas, deberá publicarlas en un diario de amplia circulación en las zonas que presta servicio, o alternativamente dar previamente aviso a los consumidores en la boleta o factura de cobro, de acuerdo a la forma que establezcan los reglamentos de la ley.

Sin embargo, la Comisión Resolutiva, podrá emitir una resolución solicitando al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción la fijación de las tarifas del suministro de gas y servicios afines a todo consumidor de una determinada zona de concesión de servicio público de distribución de gas que individualmente consuma mensualmente menos de 100 Gigajoule.

Esta solicitud sólo podrá ser invocada por la Comisión Resolutiva en una determinada zona de concesión cuando se demuestre que con el sistema tarifario que haya establecido la empresa concesionaria para el servicio público de distribución de gas, los ingresos de explotación que se produzcan a lo largo de un año calendario le permiten obtener a los bienes de la zona de concesión una tasa de rentabilidad económica superior en cinco puntos porcentuales a la tasa de costo anual de capital definida.

8 RPI-X: Retail Price Index menos factor X. Ajustan las tarifas por inflación mayorista de Estados Unidos y

un factor X que proyecta las mejoras de eficiencia estimadas


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Además de esta condición, la Comisión Resolutiva para emitir su resolución podrá considerar los antecedentes adicionales que estime pertinentes. En cualquier momento, si las condiciones o regulaciones del mercado fueran suficientes para volver a asegurar un régimen de libre competencia, la Comisión Resolutiva podrá emitir, de oficio o a petición de parte, una resolución dejando sin efecto la fijación de precios por parte del Ministerio para los suministros de gas que se encuentren en tal situación en virtud de una resolución anterior a ella.

2.16. Brasil

Las tarifas se fijan por reguladores estatales para cada una de las empresas concesionarias.

La regulación varía por estados, mientras en Rio de Janeiro, por ejemplo, la regulación es un price-cap puro (anteriormente backward looking y ahora foward looking), en Sao Paulo es de “revenue cap medio” y “Price cap” combinados. En los otros estados, la regulación es muy elemental, en algunos estados no existen entes reguladores y la fijación de tarifas es potestad del gobernador, pero principalmente en “Price Cap”.

Respecto al diseño tarifario, casi la totalidad de las distribuidoras poseen tarifas con cargos variables puros, en cascada en algunos casos. En Sao Paulo, sin embargo, desde hace un tiempo se están aplicando tarifas con componentes de cargos fijos y variables. A pesar de la insistencia de algunos de los sectores involucrados de incorporar tarifas por reserva de capacidad, los reguladores brasileros se ven reacios a hacerlo.


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Capítulo 3

Antecedentes de Tarifas en dos Partes En este capítulo contiene una descripción teórica fundamentada de las tarifas en dos partes. Aquí se presenta el conocimiento en el estado del arte actual de la materia, hacia el final se identifican los avances necesarios, o déficit del conocimiento para poder llegar a aplicar estas tarifas. Este capítulo brinda ejemplos que pretenden explicar de manera práctica la tarifa en dos partes. Cabe mencionar que está completamente basado en un informe entregado previo a la implementación de este tipo de tarifas de distribución de gas para concesionarias en México.

3.1. Tarifas a costos medios y costos marginales

Un aspecto que merece ser señalado es la diferencia entre las tarifas basadas en el costo marginal y las tarifas basadas en el costo medio [Coase, 1946]. Para ello, considérese la figura 3.1, en la cual se muestra la situación de un monopolio natural que opera con economías de escala, es decir, que el costo medio de producción se reduce a medida que la producción aumenta. Por la relación existente entre los costos medios y marginales, en este caso el costo marginal se encuentra por debajo del costo unitario. En esta situación, la imposición de un precio igual al costo marginal (pCP) conduciría a producir la cantidad qCP, es decir, la cantidad correspondiente a un mercado competitivo. Como ya se ha mencionado, el excedente social es máximo, porque tanto consumidores como el productor obtienen el máximo excedente posible. Sin embargo, el beneficio de la empresa sería negativo, porque la función de costo marginal se encuentra por debajo de la de costo medio. En la figura 3.1 la pérdida está representada por el área sombreada, que es el monto en el que el costo medio excede al costo marginal multiplicado por el número de unidades producidas. La distribuidora no puede sostener indefinidamente esta situación de pérdida descripta, por lo que debe considerarse alguna solución. Una alternativa podría ser retirarse del mercado, opción que no parece viable si se trata de un monopolio que produce algún servicio público.

Otra posibilidad podría considerar la fijación de un precio igual al costo marginal y simultáneamente subsidiar a la empresa con un monto igual a la pérdida, solución que presenta desventajas desde el punto de vista de la equidad, o bien fijar tarifas en dos partes


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que conduzcan a la mejor solución posible cubriendo el déficit con el cobro de un Costo de Acceso a Red (CAR).

Finalmente, está la posibilidad de fijar un precio igual al costo medio, de manera de conseguir un resultado que no genere déficit. Esta modalidad está ampliamente difundida por su facilidad de cálculo e implementación, aunque, presenta desventajas en términos de eficiencia respecto de la solución marginalista.

Figura 3.1: Precios basados en el costo medio y marginal en un monopolio con economías de escala

La figura 3.2 ilustra estas dos últimas posibles alternativas de tarificación. El punto F corresponde a la del precio igual a costo marginal, que conduce a la solución conocida como “first best” o mejor opción, porque en ella no existe ninguna pérdida de bienestar social.

La otra posibilidad se muestra en el punto S, donde el precio fijado por el regulador coincide con el costo medio de producción. Ahora la empresa no sufre ningún déficit, pero se incurre en una pérdida social equivalente al área ASF.

Dicha pérdida se compone de una reducción en el excedente de los consumidores (BSF) y en el excedente del monopolio (ABF) y se traduce en un mayor precio y una menor cantidad producida. En el ejemplo, los consumidores dejan de comprar la cantidad qS qCP.

Cabe aclarar que dicha pérdida de bienestar social es mínima, pero si se persigue el objetivo de extender el producto a la mayor cantidad de usuarios posibles, tiene un impacto social negativo al excluir a los clientes que consumen la cantidad qS qCP.

D CMg

CMe

qCP Q

CMe

pCP

P


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Figura 3.2: impacto de las tarifas en el bienestar

En la actualidad el esquema tarifario más utilizado es el de costos medios, es decir la tarifa que resulta de dividir los costos por la demanda. Este esquema requiere de decisiones para la de asignación de estos costos en las diversas categorías tarifarias de acuerdo a las pautas de consumo de los clientes y al tipo de actividad de la distribuidora en el cual se incurren los costos.

Los esquemas de asignación de los costos, si bien responden a criterios respaldados por la ingeniería de las redes, poseen una cuota importante de discrecionalidad.

Al final, este tipo de tarifas mira solo a la distribuidora, sin darle importancia a las características de la demanda.

Por las razones mencionadas anteriormente, en algunos casos, la implementación de una tarifa a costo medio puede no ser económicamente practicable. Esto es consecuencia que el cálculo de tarifas a costo medio sólo tiene en cuenta la responsabilidad sobre el uso de la red y no observa las condiciones del mercado.

En el caso particular de la distribución de gas natural por ductos el usuario realiza un análisis de conveniencia de adquirir este servicio, para este análisis considera la opción de usar alternativos en lugar del gas natural o incluso ajustar su calidad de vida en el caso que este servicio tenga un alto impacto en su economía. Algunos individuos llegan a cometer ilícitos mediante la adulteración de medidores o by pass de acometidas.

En algunos países, la demanda de gas natural por ductos tiene una alta sensibilidad con el precio final al consumidor, esto ocurre mayormente como consecuencia de la existencia de alternativos que presenten un riesgo de competencia con este servicio.

En estos casos la tarifa en dos partes ofrece una alternativa de solución tarifaria que permite garantizar un equilibrio entre un negocio sustentable desde el punto de vista del requerimiento de ingresos de la distribuidora y un servicio competitivo a los ojos del cliente.

S

D

CMg

CMe

qS

F

P

A

pCP

CMe

qCP

B

0 Q


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3.2. Tarifa en dos partes óptima

En este esquema tarifario el proveedor del servicio cobra, mensualmente, un cargo por acceso a red independiente del nivel de consumo de ese mes, que es proporcional al consumo máximo mensual de los últimos doce meses, en concepto de derecho para acceder al servicio y un precio por cada unidad de servicio consumida durante ese mes. De esta manera, la tarifa abonada a la empresa por el consumidor, T, puede expresarse de la siguiente manera:

qpqCART prom ⋅+= )( (3.1)

donde )( promqCAR es el cargo por acceso a red y p es el precio unitario cobrado por cada

unidad consumida. Gráficamente, la tarifa en dos partes se representa en la figura 3.3. En ésta puede verse que la tarifa tiene una estructura lineal, en la cual la ordenada al origen, CAR representa el monto que el consumidor debe abonar independientemente del consumo del servicio que realice y la pendiente geométrica el precio por unidad. En el caso de la figura 3.3, por el consumo de 100 m3 el monto a pagar es T1, constituido por el cargo fijo más el precio unitario multiplicado por 100.

Figura 3.3: Tarifa en dos partes

Nótese que cuando la tarifa es en dos partes el precio pagado por unidad viene dado por:

pq

qCAR

q

T prom +=)(

(3.2)

Como puede observarse en (3.2), a medida que el consumidor compra mayores cantidades del bien o servicio paga un precio menor. Si p fuera nulo, como sucede en algunos casos, se estaría en presencia de una tarifa de Costo Mensual Fijo, es decir, se cobra un monto fijo por período, independientemente del consumo que realice.

La elección del cargo fijo y del precio unitario merece especial atención puesto que éstos inciden en el bienestar de los consumidores y de la empresa proveedora del servicio. Una tarifa óptima en dos partes, es decir, la mejor tarifa en dos partes posible, consiste en la fijación de un cargo variable por cada unidad vendida igual al costo marginal de largo plazo y de un Cargo por Acceso a la Red (CAR), que se constituye en un cargo fijo mensual independiente del nivel de consumo de ese mes, destinado a cubrir la porción de los costos

T1

$/m3

0

CAR

m3 / mes 100


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que no es posible cubrir con el costo variable. Dicho CAR, para que sea viable, no debe exceder el excedente del consumidor (EC), pues de lo contrario, éste elegiría no conectarse a la red y la empresa distribuidora perdería este cliente, con el riesgo de que se transforme en un consumidor ilegal con lo que se aumentan las llamadas “pérdidas no técnicas”.

Lo anterior puede ilustrarse de la siguiente manera. Considérese el caso en que la demanda fuera inelástica con respecto al cargo fijo, es decir que los consumidores estarían dispuestos a contratar el servicio independientemente de cual fuera el monto a abonar para conectarse al servicio y que se cumplen los supuestos de inexistencia de externalidades, de incertidumbre y de costos de transacción. Supóngase que una compañía distribuidora de gas tuviera costos mensuales fijos por $ 1 millón (costos fijos de operación más los costos de capital) y un costo marginal constante de 0,05$/m3 (el costo de proveer cada m3 adicional). Si el número de usuarios del servicio es de 100.000, el cargo fijo óptimo debiera ser de 10$/mes y el precio por cada unidad consumida 5 centavos por m3. De esta manera, la firma cubre todos sus costos fijos y el costo de generar cada unidad de servicio, alcanzándose el máximo excedente global. Este esquema tarifario, aunque simple, se basa en el supuesto de que el excedente obtenido por el consumidor es superior al cargo fijo. Si no fuera así, éste elegiría no consumir el bien. Para comprender en detalle este punto es útil recurrir a la figura 3.4, en la cual se muestra la demanda D del bien q, provisto por la firma regulada, por parte de un determinado consumidor (Similar al presentado por la referencia [Train, 1995] en los capítulos 4 y 7).

Figura 3.4: demanda de cargo fijo y cantidades consumidas

En la figura anterior, si el consumidor paga el cargo fijo, es decir, se conecta a la red, paga 5 centavos por cada unidad del producto y, de acuerdo a su demanda, consumirá 200 unidades. A dicho precio el consumidor obtiene un excedente, pues por todas las unidades compradas, excepto por la última, está dispuesto a pagar más de 5 centavos. Dicho excedente está representado por el área sombreada y es de $15= $ 0.15*200/2. En el ejemplo citado arriba, se supuso que el cargo fijo óptimo se establecería en $ 10 y aceptará pagarlo pues su excedente neto sería de $ 5, es decir, $ 15 - $ 10. Si en cambio, se tratara de un consumidor con una disposición a pagar menor, es decir, con una función demanda más baja que la del ejemplo de la figura 3.4, su excedente sería inferior a $ 15 y si además fuera inferior a $ 10, elegiría no pagar el cargo fijo y no consumir el bien. Se puede concluir entonces, que el consumidor aceptará ser cliente de la empresa únicamente si el excedente que obtiene del consumo de las unidades demandadas es superior al cargo fijo establecido. Éstas implicancias ponen en evidencia la necesidad de

0.05

q

P[$]

D

200

0.20

0


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contar con información sobre las demandas individuales para fijar una tarifa óptima para cada uno de los consumidores, especialmente cuando se diseñan esquemas tarifarios a ser aplicados por empresas de servicios públicos de países en desarrollo que deben cumplir con el objetivo de extender el acceso del servicio a consumidores de escasos recursos.

Además del impacto de la tarifa en la decisión de cada consumidor, deben considerarse los posibles efectos sobre la equidad y sobre el resultado de la empresa. En efecto, si el cargo fijo óptimo fuera tan elevado como para que un número lo suficientemente grande de individuos decidieran no ser clientes de la empresa, podrían suscitarse problemas relacionados con las condiciones de acceso al bien, especialmente si se trata de un servicio público como el gas natural por ductos. En ese caso, es probable que la sociedad asigne un valor elevado al hecho de que gran parte de los clientes pueda acceder al bien y se opte por fijar una tarifa compatible con un mayor número de usuarios complementada con subsidios destinados a cubrir la totalidad de los costos de producción.

3.3. Importancia del excedente del consumidor en la fijación de las tarifas en dos partes

El ejemplo anterior permite ver que el excedente del consumidor marca un límite al cargo fijo que puede cobrar la empresa. En dicho ejemplo, el excedente derivado del consumo de las 200 unidades demandadas era igual a $15. ¿Qué ocurriría si el cargo fijo en lugar de ser fijado en $10 fuera fijado en $12? En ese caso, el consumidor seguiría comprando el bien, debido a que su excedente neto seguiría siendo positivo, aunque menor que antes. Si en cambio la firma elevara el cargo fijo a $16, el consumidor dejaría de comprar el bien, porque su excedente derivado del consumo no es suficiente para compensar el monto que debe pagar para hacer uso del bien. El cargo fijo puede fijarse entonces, en el límite, en $15 en el ejemplo citado. Esto es así pues en esa situación al consumidor le resulta indiferente consumir o no el bien. En consecuencia, puede concluirse que el cargo fijo no puede ser fijado arbitrariamente, sino que debe establecerse dentro de los límites impuestos por el excedente del consumidor.

De acuerdo a esto, es importante el cálculo del Excedente del consumidos (EC), en la medida que constituye un elemento clave para la fijación del cargo de acceso a la red. Tradicionalmente, el EC se define como la diferencia entre el área debajo de la curva de demanda (Disponibilidad a pagar de un consumidor por una determinada cantidad de un bien) y lo que efectivamente paga. Para comprender mejor este concepto puede recurrirse a la figura 3.5, en la que se muestra la demanda de un consumidor por un determinado bien, por ejemplo, m3 al mes. Si se fijara un precio igual al costo marginal de largo plazo (CMgLP), el individuo estaría dispuesto a comprar q0 unidades.


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Figura 3.5: el excedente del consumidor (EC)

En la figura 3.5 [Train, 1995] puede observarse que por cantidades inferiores a q0, el individuo está dispuesto a pagar precios superiores al costo marginal de largo plazo, pues la curva de demanda está por encima de dicho precio. La superficie sombreada en celeste indica el EC neto de la cantidad que el individuo efectivamente paga por las q0 unidades. En efecto, el área 0ABq0 representa el monto máximo que el consumidor está dispuesto a pagar por las q0 unidades, en tanto que el rectángulo 0 CMgLP B q0 representa la cantidad efectivamente pagada, puesto que se le cobra cada unidad al mismo precio CMgLP. El área sombreada, el triángulo CMgLPAB, es el EC y constituye un beneficio para el consumidor, por encima de una tarifa a CMgLP.

Como ya ha sido mencionado, es importante destacar que el CAR no puede exceder al EC, pues en ese caso el consumidor tendría un excedente neto negativo. Dicho en otras palabras el monto que se le exige por el consumo es mayor a su disponibilidad a pagar, resultando más ventajoso para el individuo no comprar ninguna unidad. En tal caso la pérdida de bienestar social es igual al EC. En razón de ello, es importante contar al menos con una estimación de mínima del EC, que constituye el límite superior del CAR.

En el caso particular del gas natural, la demanda del consumidor está estrechamente relacionada con el Costo de la Mejor Oportunidad Alternativa (CMOA). De hecho, solamente se demandará este servicio si su precio es igual o menor que el CMOA, siempre que esa oportunidad constituya un sustituto aceptable. Por ejemplo, no se puede cobrar un precio que resulte superior al costo del alternativo. En consecuencia, la demanda de gas natural es como la representada en la figura 3.6. Como puede observarse, la demanda d coincide con el CMOA y luego se torna decreciente a partir de las q´ unidades.

B

A

0 q0

CMgLP

d


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Figura 3.6: la demanda de gas natural y el excedente del consumidor. (Una conceptualización similar del excedente se presenta en el capítulo 7 de la referencia [Train, 1995])

Si se fija un precio igual al CMgLP el consumidor obtiene un EC igual al área sombreada en la figura, puesto que la curva de demanda está por encima de dicho precio para las q0

unidades.

3.4. Usos finales y la demanda escalonada Un aspecto que merece especial atención para el cálculo del EC se relaciona con los usos finales a los que se destina el gas natural. En el sector de clientes residenciales, el gas natural se destina a calentamiento de alimentos, calentamiento de agua y calefacción de domicilios entre otros. En razón de la diversidad de usos, es necesario considerar el CMOA de cada uno. Por ejemplo, para el calentamiento de alimentos, puede emplearse GLP, para calentamiento de agua la energía eléctrica. En resumen, la demanda de GN se compone de la suma de las demandas de cada uno de los usos finales, los cuales se derivan del stock de artefactos y gasodomésticos disponibles en cada hogar.

En la figura 3.7 se muestra la demanda de gas natural de un individuo destinada a cada uso y la demanda total, obtenida como la sumatoria horizontal de dichas demandas. Nótese que cada demanda particular tiene un CMOA diferente, habiéndose ordenado las demandas desde el mayor al menor CMOA.

La demanda total del individuo tiene una forma escalonada, en razón de que a medida que el CMOA de cada uso disminuye, dicha demanda se va incorporando a la demanda total. Para las primeras unidades, la demanda total es la porción de la demanda del uso 1 entre CMOA1 y el CMgLP. A partir de CMOA2 se adicionan las unidades destinadas al uso 2, por lo que la demanda total salta de q1 a q2. Finalmente, a partir de CMOA3 se incorpora la demanda del uso 3, observándose un salto de q2 a q3.

q´ q0

CMOA

CMgLP

d

0 Q

P


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Figura 3.7: La demanda de gas natural por uso y el Excedente del Consumidor (EC)

3.5. Construcción de Tarifas Económicas Como se presentó en las secciones anteriores, el diseño de tarifas económicas, tanto en lo que respecta a su estructura particular como a los cargos de acceso a red las tarifas deben diseñarse de acuerdo al mercado teniendo en cuenta los siguientes vínculos particulares:

1. Costo Marginal LP (CmgLP): la tarifa debe ser superior al costo marginal de largo plazo, de esta manera, cada metro cúbico con esta tarifa contribuye de alguna manera a sustentar la red. Postular una tarifa menor al costo marginal implica que cada metro cúbico consumido por el cliente no cubre los costos que este metro cúbico origina a la distribuidora.

2. Mejor Opción Alternativa (MOA): una tarifa superior a la mejor opción alternativa provoca que el cliente opte por no adquirir el servicio de la distribuidora y en su reemplazo consuma el alternativo.

Estos vínculos o bandas, en donde pueden ubicarse las tarifas se ven vinculadas a su vez por el requerimiento de ingreso de la distribuidora. Es decir que, como se comentó anteriormente, el producto de las tarifas por las demandas, comúnmente llamado ingreso regulatorio, debe ser igual (en valor presente) al requerimiento de ingreso de la distribuidora (resultante de la suma de los costos que requiere para su actividad).

3.6. Estado actual de la tarifa en dos partes Se puede observar de los planteamientos teóricos que la tarifa en dos partes se presenta como la mejor solución alcanzable. Sin embargo, el desarrollo realizado hasta el momento comprende términos generales del conocimiento, no ahondando en análisis de los casos que involucran una mayor complejidad como los presentados en la distribución del gas natural.

Alguno de los aspectos en los cuales se requiere mayor desarrollo en esta área de conocimiento son los siguientes:

(a) Si bien existen metodologías para evaluar los costos marginales, se debe analizar la aplicabilidad de esta metodología, o el desarrollo de variantes, o incluso, nuevas formas de estimar estas derivadas parciales en los modelos de cálculo.

(b) El esquema teórico esbozado en los antecedentes se presenta con rasgos generales, la extrapolación al negocio de una distribuidora de gas requiere del ajuste de

q1+ q2+q3 q1+q2 q1 q3 q2 q1

CMgLP

CMOA2

CMOA3

CMOA1

CMOA3 CMOA2

CMOA1

Uso 1 Uso 2 Uso 3 Demanda Total


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muchos detalles en particular, como el manejo de las diversas categorías de clientes y actividades de la distribución.

(c) El diseño tarifario presentado en los antecedentes presenta a rasgos generales la forma de cobrar el CAR y el costo marginal, nuevamente aquí, su implementación requiere de un desarrollo adicional cuando se enfrenta un esquema de tres cargos fijo, volumen y capacidad (donde los costos marginales se expresan como derivadas parciales en cada uno de los cargos).

(d) Se requiere también idear y diseñar un modelo para realizar el análisis y la implementación práctica de este tipo de tarifas.

A partir de esto, en los próximos capítulos se empieza a mostrar la contribución de esta tesis en las áreas enumeradas.


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Capítulo 4

Costos Marginales en Distribución de Gas Natural

En este capítulo presenta el desarrollo de la metodología de estimación de costos marginales propuesta en esta tesis y que se utiliza como componente estructural de las tarifas en dos partes. Se exponen también, sobre el final, la implementación en un modelo tarifario y su interconexión con el modelo de la tarifa en dos partes.

4.1. Introducción Como ya se ha mencionado en el capítulo anterior, en economía y finanzas, el costo marginal es el incremento del costo total que supone la producción adicional de una unidad de un determinado bien.

Matemáticamente, la función del costo marginal ��5 es expresada como la derivada de la función del costo total �6 con respecto a la cantidad 7:

��5 = �8�9 (4.1)

En el caso del gas natural por ductos sería directamente el costo en que incurre la distribuidora por un incremento unitario de consumo.

4.2. Desarrollo de la Matemática Para el desarrollo de modelos que permitan diseñar tarifas en dos partes se debe elaborar cierta matemática que facilite obtener los costos marginales.

4.2.1. Costos Marginales como derivadas parciales con respecto a cargos

Lo más apropiado para el caso de distribución de gas natural es utilizar la ecuación (4.1) adoptando como cantidad la energía distribuida, de manera tal que los costos resulten en


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unidades monetarias por unidades de energía :. Sería equivalente, o más natural, en algunos países como Argentina, utilizar el volumen distribuido.

De esta manera, la definición de costo marginal para este caso particular, resulta:

��5 = �8�; (4.2)

Considerando el costo total como:

�6 = �6< + �6= + �66, (4.3)

donde se destacan las tres componentes,

�6< es el costo total de distribución

�6= es el costo total de Gas

�66 es el costo total de Transporte

El costo marginal queda:

��5 = �8�; = �8>�; + �8?�; + �88�; (4.4)

Denotando de una manera diferente:

��5 = ��5< + �= + �6 (4.5)

donde:

��5< es el costo marginal de distribución �8>�;

�= es el costo marginal de gas �8?�; (o unitario por unidad de energía de gas9)

�6 es el costo marginal de transporte �88�; (o unitario por unidad de energía de transporte)

Acotando el análisis a la definición de costo marginal de distribución,

��5< = �8>�; (4.6)

A la hora de evaluar para cada categoría de cliente � resulta,

��5<� = �8>�;� (4.7)

9 Tanto para gas como para transporte, se adopta la simplificación de considerarlos homogéneos. Esto no es

exactamente así ya que los costos de gas varían de acuerdo a las características de los contratos de la distribuidora con los productores, cosa que también sucede con los costos de transporte donde se contratan capacidades. En algunos países como Brasil se puede llegar a presentar esta situación de monómico, donde en algunos casos Petrobras suministra gas y transporte con un contrato único que se puede aproximar a un cargo volumétrico puro.


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Se ha observado anteriormente que en la distribución de gas natural se puede desagregar en estas actividades fundamentales: AP, MP, SCL P y SCL G, de esta manera el costo total de distribución resulta:

�6< = �@A + �BA + �CD A + �CD ? (4.8)

A partir de aquí, el costo marginal de cada una de las actividades para cada categoría � resulta:

��5@A,� = �EF�;� (4.9)

��5BA,� = �GF�;� (4.10)

��5CD A,� = �H#I F�;� (4.11)

��5CD ?,� = �H#I J�;� (4.12)

Ahora bien, es muy difícil relacionar directamente el impacto de las variaciones de energía en los costos de la distribuidora. Sin embargo, es de esperar que el costo reaccione ante cambios en la cantidad de clientes y en la capacidad distribuida de cada una de las categorías. Por ejemplo, la incorporación de un cliente genera una contribución marginal de costo de capital y de costo operativo. Esto es, cada cliente requiere de una acometida, un medidor y un regulador incrementando el costo de capital. A la vez, cada cliente incorporado requiere que se le realice gestión comercial, atención de urgencias, lectura y emisión de factura incrementando su costo operativo. Lo mismo ocurre con la capacidad adicional requerida al sistema de distribución que impacta en mayores requerimientos de infraestructura de servicio y por lo tanto en mayores costos de capital.

Entonces, luego de identificados los dos impulsores de costos10, se puede llegar a desagregar las variaciones de volumen en tres:

a. Variaciones de volumen relacionadas con variaciones de capacidad, que son dependientes de las características particulares del perfil de consumo de los clientes, principalmente, como se verá, del factor de carga.

b. Variaciones de volumen relacionadas con variaciones de clientes, que son dependientes del consumo medio de cada categoría. Es decir, cada cliente nuevo tiene un consumo unitario típico y su incorporación incrementa el volumen.

10 Esta desagregación de impulsores, puede tener como crítica, la exclusión de la longitud de la red. Sin embargo la exclusión de este parámetro es coherente con la manera de considerar las inversiones, tal cual se justifica más delante del capítulo, en el cálculo del costo marginal se excluyen las inversiones de expansión horizontal. Por otra parte, el cálculo de costos marginales de longitud requeriría un diseño tarifario dependiente de la longitud de la longitud de red asignada a cada consumidor, lo cual es muy difícil de aplicar y no existen antecedentes. Finalmente, las expansiones horizontales suelen presentar deseconomías de longitud dado los mayores costos de desplazamiento requeridos para atender redes más alejadas, ante esto la solución usualmente practicada consiste en socialización de estos costos entre todos los consumidores mediante mecanismos de “roll-in” tarifario


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c. Variaciones de volumen que no están relacionadas ni con una variación de capacidad ni tampoco con un incremento en la cantidad de clientes.

Otra forma de pensar esta desagregación sería considerar que la compañía de distribución de gas provee esencialmente dos productos: la capacidad dedicada a la distribución de cada categoría clientes y el servicio al cliente a cada uno de ellos. Bajo esta forma de verlo, el volumen distribuido por la compañía es una función de las capacidades dedicadas y de los servicios al cliente prestados.

Las consideraciones mencionadas motivan la desagregación de los costos respecto a las tres componentes del vector de demanda (cantidad de clientes 7�, capacidad �K�� y energía :�);

��5@A,� = �EF�;� = 2EF2;� + 2EF2L ��L ��;� + 2EF29�

�9��;� (4.13)

��5BA,� = �GF�;� = 2GF2;� + 2GF2L ��L ��;� + 2GF29�

�9��;� (4.14)

��5CD A,� = �H#I F�;� = 2H#I F2;� + 2H#I F2L ��L ��;� + 2H#I F29�

�9��;� (4.15)

��5CD ?,� = �H#I J�;� = 2H#I J2;� + 2H#I J2L ��L ��;� + 2H#I J29�

�9��;� (4.16)

En la ecuación (4.13) tanto la derivada parcial del costo de AP con respecto al volumen de la categoría como la del costo de AP con respecto a la cantidad de clientes de la categoría se pueden suponer nulas, es decir no se espera una variación del costo de alta presión como consecuencia directa de la variación de demanda volumétrica o de la cantidad de clientes, sino se espera que el costo de AP varíe con la capacidad de AP que requiere cada categoría, con lo cual se obtiene finalmente:

��5@A,� = 2EF2L ��L ��;� (4.17)

La misma consideración con respecto a la media presión, presentada en la ecuación (4.14), es decir que:

��5BA,� = 2GF2L ��L ��;� (4.18)

En el caso de la ecuación (4.15) correspondiente al costo marginal de SCL P, se observa que el costo total de SCL P no varía directamente con la energía o la capacidad sino a través de la cantidad de clientes, con ello, resulta un solo término significativo:

��5CD A,� = 2H#I F29��9��;� (4.19)

A la vez, siguiendo la misma lógica al analizar SCL G, resulta un solo término:

��5CD ?,� = 2H#I J29��9��;� (4.20)


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Con lo cual se ha encontrado la expresión de cada uno de los costos marginales para las actividades de distribución del gas natural en términos de las derivadas parciales con respecto a la capacidad y la cantidad de clientes.

4.2.2. Relación de las derivadas de capacidad con respecto a energía y el factor de carga

Ahora bien, bajo la suposición que la capacidad se comporta de manera homogénea con respecto al volumen de acuerdo a su factor de carga, se puede escribir:

�� = ;�MMMM;�N = &O ;�L � (4.21)

Donde �� es el factor de carga de la categoría �, y P es una constante que depende de la unidad de tiempo con la cual se referencia la energía pico o capacidad :�N y la energía media :�MMM. De esta manera, si la capacidad se expresa en GJ/d y la energía media en GJ/mes, P es 365/12 y en el caso que la capacidad, o energía pico, se exprese en GJ/mes y la energía media en GJ/mes, el factor es 1.

De aquí, se puede despejar:

�L ��;� = � Q�R#��;� = &� O �;��;� = &� O (4.22)

Con lo cual se simplifican las expresiones AP y MP:

��5@A,� = 2EF2L � &� O (4.23)

��5BA,� = 2GF2L � &� O (4.24)

Donde finalmente los costos marginales de red, quedan dependientes solamente de una derivada parcial y el factor de carga.

4.2.3. Relación de las derivadas de cantidad de clientes con respecto a energía y el consumo unitario

En el caso en que conoce el consumo unitario �� para cada una de las categorías, esto es:

�� = ;�9� (4.25)

Y bajo la suposición que el comportamiento del consumo total es homogéneo respecto a la cantidad de clientes, resulta que:

�9��;� = �Q�S��;� = &T�

�;��;� = &T� (4.26)

Lo que lleva a:

��5CD A,� = 2H#I F29� &T� (4.27)


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Lo mismo para SCL G:

��5CD ?,� = 2H#I J29� &T� (4.28)

En este caso, los costos marginales de servir clientes, quedan expresados a partir de una sola derivada parcial y el consumo unitario.

4.3. Aproximación de las derivadas parciales mediante costos incrementales promedio

Hasta aquí se ha desarrollado un esquema por el cual se pueden estimar los costos marginales de las cuatro actividades principales de la distribución como derivadas parciales de los cargos naturales. Esto es, el costo marginal de AP y de MP queda expresado como la derivada parcial del costo con respecto a la capacidad y en el caso de SCL P y SCL G, como la derivada parcial con respecto a la cantidad de clientes. Esta derivada parcial se encuentra multiplicada por la inversa del factor de carga o la inversa del consumo unitario respectivamente.

Ahora bien, la estimación de estas derivadas parciales es de muy difícil aplicación en la práctica, no solo porque en particular una de las variables, la cantidad de clientes, es de naturaleza discreta, sino porque son datos que difícilmente conozca el distribuidor o se puedan elaborar a partir de los datos de su empresa. Por otro lado, las inversiones que se realizan en la actividad de Distribución de gas natural por redes son escalonadas. Así, es necesario saturar la capacidad de las sucursales para construir nuevos edificios de atención a cliente y es preciso saturar cámaras de reducción de presión para repotenciar la red. El optimo técnico económico se consigue dimensionando estas obras para satisfacer la demanda potencial de los siguientes 5 o 10 años. De esta manera, los costos marginales pueden adquirir valores cercanos a cero, cuando la infraestructura se encuentra altamente saturada y valores extremadamente altos cuando las ampliaciones se realizan.

Por esta razón, en esta instancia, se incorpora la simplificación de mayor importancia del esquema de cálculo de los costos marginales: La aproximación de los costos marginales mediante los costos incrementales medios. De esta manera se consigue operar con variables discretas calculando el costo incremental y además solucionar la inestabilidad en el flujo de inversiones calculando el promedio de un periodo de tiempo razonablemente prolongado.

4.3.1. Presentación del esquema de costo incremental promedio

La simplificación a utilizar es aproximar las derivadas parciales con costo incremental promedio, esto es:

2EF2L � ~ ∆EFMMMMMMMM∆L �MMMMMMMMM (4.29)

2GF2L � ~ ∆GFMMMMMMMM∆L �MMMMMMMMM (4.30)

2H#I F29� ~ ∆H#I FMMMMMMMMMMM

∆9�MMMMMM (4.31)

2H#I J29� ~ ∆H#I JMMMMMMMMMMM

∆9�MMMMMM (4.32)


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Donde los incrementos se denotan con la letra griega ∆

A partir de aquí existen dos formas de realizar los incrementos promedio, tal cual lo menciona el trabajo de la referencia [Fane et al, 2003]:

a. Incrementos con promedio simple [Sutherland et al, 2000]: se evalúa el promedio de los incrementos de costos sobre el promedio de los incrementos de la demanda para cada uno de los intervalos de tiempo W en los cuales se divide el período de

análisis (compuesto de X intervalos de tiempo). Estas resultan,

2EF2L � ~ ∑ ∆#EF,YZY[\ Z∑ ∆#]^�,YZY[\ Z

(4.33)

2GF2L � ~ ∑ ∆#GF,YZY[\ Z∑ ∆#]^�,YZY[\ Z

(4.34)

2H#I F29� ~ ∑ ∆#H#I F,YZY[\ Z∑ ∆_�,YZY[\Z

(4.35)

2H#I J29� ~ ∑ ∆#H#I J,YZY[\ Z∑ ∆_�,YZY[\Z

(4.36)

b. Incrementos con valores descontados: se descuentan, a la tasa de cierre del modelo tarifario `, los incrementos de costos sobre los incrementos de demanda también descontados a la misma tasa. Este último esquema es respaldado por las referencias [Mann et al, 1980] y [Herrington, 1987], que resulta matemáticamente en:

2EF2L � ~ ∑ ∆#EF,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ (4.37)

2GF2L � ~ ∑ ∆#GF,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ (4.38)

2H#I F29� ~ ∑ ∆#H#I F,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ (4.39)

2H#I J29� ~ ∑ ∆#H#I J,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ (4.40)

Cabe mencionar que los intervalos de tiempo generalmente son coincidentes con los que se utilizan en el modelado.


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Se puede entender a la segunda metodología como una evolución de la primera y en este caso particular preferida sobre la primera en modelos que consideran el valor del dinero en el tiempo.

4.3.2. Consideraciones de precisión sobre la aplicación de costos incrementales promedio

Para la aplicación de esta metodología en el cálculo de las derivadas parciales, se deben tener en cuenta ciertas consideraciones, tal cual se describe en el trabajo [CAA, 2002], a saber:

a. Período de relevancia: (relacionada con el período de análisis) este tipo de metodologías es más precisa cuanto más largo es el período de tiempo considerado.

b. Incertidumbre: (relacionada con la demanda) al elaborarse a partir de pronósticos de demanda se debe considerar que sufre del mismo grado de incertidumbre que el resto del cálculo de tarifa, originada a partir del mencionado pronóstico.

c. Sensibilidad: (relacionada con los costos) la estimación del costo marginal es sensible a las suposiciones hechas para la proyección de los costos operativos y de la evolución de la base tarifaria.

4.3.3. Consideración sobre la aplicación de los costos incrementales promedios para aproximación de derivadas parciales

Cabe mencionar, además, la siguiente consideración: los cocientes incrementales son formas típicas de aproximar derivadas (y no derivadas parciales), sin embargo la desagregación en las actividades de los costos, hace esperar que la aplicación de la metodología sea correcta en un primer orden de aproximación.

Esto es, no es de esperar que los incrementos de costos de AP se deban a otra cosa que incrementos de capacidad distribuida de AP, principalmente, de manera análoga para el caso de la MP. En el caso de SCL P, se espera que los incrementos de costos se deban principalmente al incremento de clientes pequeños y en una situación similar se encuentra SCL G.

4.4. La desagregación de los costos marginales en marginales de capital y marginales operativos

A partir de lo desarrollado en los apartados anteriores, se observó que el costo marginal de las diferentes actividades, para las diferentes categorías se puede aproximar como:

��5@A,�~ ∑ ∆#EF,Y(\ab)YZY[\∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ &� O (4.41)

��5BA,�~ ∑ ∆#GF,Y(\ab)YZY[\∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ &� O (4.42)

��5CD A,� = ∑ ∆#H#I F,Y(\ab)YZY[\∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ &T� (4.43)


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��5CD ?,� = ∑ ∆#H#I J,Y(\ab)YZY[\∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ &T� (4.44)

A partir de aquí, se debe tomar atención en desagregar los costos en costo de capital y costo operativo (para las cuatro actividades de la distribuidora). De esta manera:

��5@A,�~ ∑ ∆#�EF,Y(\ab)YZY[\∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ &� O + ∑ ∆#c^SbEF,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ &� O (4.45)

��5BA,�~ ∑ ∆#�GF,Y(\ab)YZY[\∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ &� O + ∑ ∆#c^SbGF,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆#]^�,Y(\ab)YZY[\ &� O (4.46)

��5CD A,� = ∑ ∆#�H#I F,Y(\ab)YZY[\∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ &T� + ∑ ∆#d^SbH#I F,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ &T� (4.47)

��5CD ?,� = ∑ ∆#�H#I J,Y(\ab)YZY[\∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ &T� + ∑ ∆#c^SbH#I J,Y(\ab)YZY[\

∑ ∆_�,Y(\ab)YZY[\ &T� (4.48)

Donde el término de la derecha contiene la componente operativa y el de la izquierda la de costo de capital. A partir de aquí conviene detenerse en el tratamiento de cada una de las componentes para su análisis particular.

4.4.1. Componente de costo marginal de capital

En este apartado se exponen algunos criterios a utilizarse a la hora de definir los costos de capital a utilizarse en el costo incremental promedio.

4.4.1.1. Criterios para el filtrado de inversiones

La primera cuestión trata en identificar que inversiones deben incluirse dentro del costo de capital y cuales deben quedar fuera para este análisis de costos marginales.

Como se menciona en apartados anteriores, es importante asegurar que no existirán subsidios, es decir que los costos generados por cada nuevo cliente que se incorpora al servicio, cada aumento en el volumen y cada aumento de capacidad, son pagados por aquellos que los generan. Esta es una condición que debe ser garantizada por el cálculo de los costos marginales.

Como consecuencia de la aplicación de este criterio resulta claro que la empresa queda protegida ante posibles desvíos de la demanda futura con respecto a lo que se proyecta ex ante ya que el ingreso aportado por cada aumento en la demanda (clientes, volúmenes y capacidad) cubre por lo menos los costos que genera.

Por otra parte, si la demanda no se realizara, la empresa podría evitar la ejecución de estas inversiones, quedándose sin el ingreso y sin el costo.

Es importante destacar que las variaciones de la demanda, en más o en menos, son en gran medida exógenas al control de las empresas por lo que es saludable diseñar costos


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marginales que neutralicen el efecto de la pérdida de ingresos con reducción de las inversiones generando un sano equilibrio entre ingresos y costos. Por ello, el principio rector para determinar las inversiones que intervienen en el cálculo del costo marginal está contenido en la siguiente definición:

Inversiones para determinar el Costo Marginal: aquellas inversiones generadas por variaciones en la demanda (número de clientes, volumen consumido, capacidad del pico) cuya realización está directamente relacionada la decisión del cliente de conectarse y/o consumir el servicio.

Por otra parte, existen proyectos de inversión para abastecer nuevas comunidades que no cuentan aún con el servicio. Estas inversiones son denominadas de expansión horizontal. Por lo general estas obran incluyen ramales de aproximación en alta presión, cámaras reductoras de presión (ERM – ERP de AP/MP) y redes de distribución en MP. La planificación y ejecución de estas obras depende de decisiones tomadas por la empresa y autorizadas por el regulador y por ello no forman parte del costo marginal. Aquí no se asegura este equilibrio entre ingresos y costos existiendo diversos mecanismos de recupero de esas inversiones. Por ejemplo, se puede considerar que estos proyectos son de interés público y generaran externalidades al resto de los usuarios ya que movilizaran la economía regional, reducirán la migración rural hacia las ciudades, contribuirán a una mayor justicia social, entre otras cosas.

En este caso, se suele optar por mecanismos de “Roll-in” mediante el cual todos los usuarios (o algunas categorías de usuarios) pagan solidariamente el proyecto de expansión a través de un cargo calculado a tal efecto que es incluido en el CAR.

Otro mecanismo que puede ser utilizando es el de financiar las obras con contribuciones terceros (los propios clientes beneficiarios, el estado, etc.). Por ello, todas las inversiones de proyectos de expansión horizontal deben ser excluidas del cálculo de los costos marginales. Siendo consistente con la definición presentada, ya que estas inversiones no son ocasionadas por la demanda, sino que van a disparar nueva demanda.

Con respecto a las inversiones relacionadas con la Administración, se puede observar que deberían ser mayormente independientes de la capacidad y de la cantidad de clientes. Esto es, todas las inversiones relacionadas con la administración central, directores, vehículos corporativos, entre otros, no forman parte de los costos que van a ser afectados por la cantidad de clientes o capacidad (o por lo menos no lo son en primer orden). De esta manera no se las considera, en general, para el cálculo de costos marginales. Un criterio más minucioso sería calcular la relación entre esa inversión incremental y los incrementos de capacidad en la red, los incrementos en la cantidad de clientes atendidos, etc. lo cual, por su importancia relativa a los demás costos marginales no justifica el esfuerzo desde el punto de vista de la señal de costo económico que tratamos de enviar al cliente. Reforzando este hecho, se puede mencionar que, los incrementos de costo de capital y de operar y mantener para las inversiones de administración suelen aumentar en grandes escalones discretos que no siguen la continuidad de la demanda. Por ejemplo la construcción de un nuevo edificio de administración, que requiere una erogación localizada en tiempo y provoca un escalón de costos (principalmente en el CAPEX, pero también en el OPEX), que no responde a la continuidad que posee la evolución de la demanda

También deben quedar fuera las inversiones de mantenimiento, que muchas veces están relacionadas con renovación de redes y componentes por cambios tecnológicos o


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agotamiento de vidas útiles. En estos casos, estas inversiones no son, en primer orden dependientes de los incrementos de capacidad en la red y del incremento del número de clientes.

En cambio, deben estar incluidas en el cálculo de los costos marginales las inversiones relacionadas con repotenciación de la red, ya que estas surgen como necesidad de atención a una mayor demanda. Estas obras incluyen tanto el aumento de la capacidad instalada de plantas reductoras de presión, como gasoductos paralelos o tramos de red de media presión construidos con el fin de aumentar la presión o incrementar el mallado de la red existente.

Finalmente, deben considerarse todas las inversiones, que debe realizar la empresa, relacionadas con el alta de nuevos clientes sobre la red. En este concepto se incluyen los medidores, acometidas y bonificaciones de conexión, entre otras cosas

Es importante considerar que una vez filtradas las inversiones deben reducirse las actividades a las cuatro fundamentales de la distribuidora: AP, MP, SCL P y SCL G.

4.4.1.2. Metodología de costo de capital

El siguiente aspecto a discutir es cuál es la metodología con la cual se va a calcular el costo de capital de las inversiones involucradas en la estimación mediante costo incremental promedio.

Aquí se cuentan con dos alternativas, costo de capital con método contable o alemán y con método francés.

A la hora de evaluar incrementos de costo de capital, para luego compararlos con incrementos de demanda, utilizando el costo incremental promedio, es importante trabajar sobre una base estable de costo de capital. Eso es, si entre un período de tiempo se tiene una variación de costo de capital, sería deseable que esta sea originaria del cambio en el activo bruto de las inversiones, que a su vez es consecuencia del cambio de demanda.

Siguiendo la consigna mencionada, se puede observar que, por sus características, el método más adecuado es el francés, ya que otorga un costo de capital constante a las inversiones. El método contable, presenta un costo de capital decreciente con el tiempo lo cual puede generar distorsiones a la hora de evaluar las variaciones entre períodos.

Sin embargo, es de esperar que a medida que aumenta el período de análisis, las distorsiones ocasionadas por utilizar método contable en lugar de francés se reduzcan.

Cuando se consideran períodos de análisis del tamaño de un período tarifario típico (5 años), se debe adoptar, a los fines de obtener el costo incremental promedio para costos marginales, como método para la evaluación del costo de capital el francés. Cabe mencionar que esta elección es independiente al método de costo de capital utilizado para el ingreso requerido de la distribuidora.

4.4.2. Componente de costo operacional

La componente de costo operacional tiene un bajo grado de incidencia con respecto al costo de capital en la determinación de los costos marginales, esta se encuentra entre el 10 y 20%.


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Por esta razón las variaciones de costo operacional son evaluadas a partir de la proyección de gastos operativos de la distribuidora sin necesidad de filtrarse. Se deben realizar, sin embargo las reducciones de actividades hasta llegar a las cuatro actividades fundamentales de la distribuidora AP, MP, SCL P y SCLG.

4.5. Costos marginales de servicio al cliente cuando se conocen las inversiones unitarias

En muchos casos se conocen las inversiones unitarias relacionadas con la incorporación de un nuevo cliente a la distribuidora. Es en estos casos donde se simplifica parte de la tarea de evaluar los costos marginales ya que se puede prescindir de la utilización de los costos incrementales promedio.

Esto se resuelve de la siguiente manera, se considera que los costos de SCL P y de SCL G pueden desagregarse, como se ha mencionado, en dos componentes: capital �� y operativos �e��`, de la siguiente manera:

�CD A = �e�� C̀D A + ��CD A (4.49)

�CD ? = �e�� C̀D ? + ��CD ? (4.50)

Donde calculando los costos marginales, resulta:

��5CD A,� = 2(f TgH#I F'�H#I F)29� &T� (4.51)

��5CD ?,� = 2(f TgH#I J'�H#I J)29� &T� (4.52)

A partir de aquí, separando en los dos términos,

��5CD A,� = 2f TgH#I F29� &T� + 2�H#I F29� &T� (4.53)

��5CD ?,� = 2f TgH#I J29� &T� + 2�H#I J29� &T� (4.54)

Donde el segundo término contiene la componente 2�H#I F29� para SCL P y

2�H#I J29� para

SCL G, que corresponderían al costo de capital de la inversión unitaria requerida para conectar un nuevo cliente.

De esta manera, utilizando el método de costo de capital francés a partir de las inversiones unitarias WCD A e WCD ? y el factor de recupero de capital �h�, se obtiene que:

2�H#I F29� = WCD A ∙ �h� (4.55)

2�H#I J29� = WCD ? ∙ �h� (4.56)

donde:


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�h� = g&! \(\ab)Z (4.57)

Evitando así el uso del costo incremental promedio por una alternativa más precisa.

La aplicación del costo de capital con método francés se ve justificada, como se menciona anteriormente, en el hecho que este método genera una proyección de costo de capital en cuotas constantes, evitando así el comportamiento decreciente del costo de capital contable consecuencia de las depreciaciones.

4.6. Programación del módulo de costo marginal en el modelo tarifario

En este apartado se presenta la forma en que desarrolla el modelado del cálculo de los costos marginales a partir de los conceptos vertidos anteriormente en este trabajo.

4.6.1. Costo incremental de capital para AP y MP

En una primera instancia se puede observar en la figura 4.1 el esquema del modelado del cálculo del costo incremental de AP y MP en función de los incrementos de capacidad.

Figura 4.1: el esquema presenta el procedimiento de cálculo de la componente de costo incremental de AP y MP en función de los incrementos de capacidad

A partir de las inversiones (desagregadas por actividad y rubro regulatorio) a considerar a la hora de calcular el costo incremental, cuyo criterio de selección fue presentado en el apartado 4.4.1.1., se multiplica por el factor de recupero de capital desagregado por rubro regulatorio, el producto resultante es el costo de capital. A partir de aquí se toman los incrementos de costo de capital de las actividades AP y MP y se elabora un valor presente de estos incrementos a la tasa de descuento regulada.

Por otra parte, a partir de la demanda, se determinan las variaciones de las diferentes categorías y se las desagregan en variaciones de alta y media presión, de acuerdo a la presión de suministro de las diversas categorías. A partir de aquí se realiza el valor presente de la variación de presión a la tasa de descuento regulada.

Finalmente, se realiza el cociente entre los valores presentes de las variaciones de costo de capital francés sobre las variaciones de capacidad. Considerando la participación en cada


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nivel de presión se asigna el costo de capital de AP y MP a cada categoría de acuerdo a la participación de la demanda de capacidad de cada categoría en cada nivel de presión.

4.6.2. Costo incremental de capital para SCL P y SCL G

Siguiendo una metodología análoga a la anterior, para la obtención de estos costos se puede observar lo presentado en la figura 4.2.

Figura 4.2: el esquema presenta el procedimiento de cálculo del costo incremental promedio para las actividades de SCL G y SCL P.

El modelado es similar al presentado para los costos incrementales de AP y MP.

A partir de las inversiones filtradas para costo marginal realizadas período a período, se rescatan solamente las de SCL P y SCL G, luego se estima el costo de capital con el método francés. Con este costo calculado, se determinan los incrementos período a período y se toma valor presente de estos incrementos a tasa regulada.

De la misma manera, conociendo la demanda, se desagrega la evolución de los clientes, se obtienen los incrementos período a período y se toma el valor presente a la misma tasa.

El cociente de los valores presentes ya es el costo incrementar de SCL P y SCL G en función de la variación de número de clientes.

4.6.3. Costo incremental Operacional

El costo incremental de operar y mantener, se elabora con una lógica similar que las anteriores. Dado a que el análisis es verdaderamente simple, se presentan de manera paralela para el caso de AP y MP, como SCL P y SCL G.

Para los costos de red, se reparten los costos de OyM en AP y MP de acuerdo a la participación de activo bruto y luego se observan los incrementos en cada período. Por otro lado, se calculan los incrementos de capacidad (tal cual ha sido presentado en los apartados anteriores) y se realiza el cociente de los valores presentes. Observando su participación en el nivel de presión se obtienen los costos incrementales operacionales de red para cada categoría.

En el caso de servicio al cliente, se reparten los costos de COM en SCL P y SCL G de acuerdo a la cantidad de clientes calculando luego los incrementos entre períodos.


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Tomando los incrementos de cantidad de clientes, realizando luego el cociente de los valores presentes y afectando con la matriz de uso de SCL se obtienen los costos incrementales operacionales de servicio al cliente. En la figura 4.3, se presenta un esquema de cálculo del procedimiento descripto.

Figura 4.3: el esquema presenta el procedimiento de cálculo del costo incremental operacional promedio.

4.6.4. Costo marginal a partir de costos incrementales.

Una vez que se cuenta con los costos incrementales de red y servir clientes, se debe elaborar el costo marginal.

Para esto, a partir de la demanda se obtienen los consumos unitarios �� y los factores de carga ��. Con estos parámetros, valiéndose de (4.23), (4.24), (4.26) y (4.28) se calcula el costo marginal.

En el esquema de la figura 4.4, se puede observar que a partir del valor presente de la demanda, descontada a la tasa regulada, se obtienen sus componentes desagregadas: el valor presente de la demanda volumétrica, fija y de capacidad. Con ellas se calculan el factor de carga y el consumo unitario. Luego, a partir de aquí, con los costos incrementales se estima el costo marginal de distribución.

Se estima en este esquema también el ingreso de distribución a costo marginal que se utilizará como dato para el diseño de tarifas en dos partes.


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Figura 4.4: el esquema presenta la etapa final del cálculo del costo marginal a partir de los costos incrementales, los consumos unitarios y el factor de carga.


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Capítulo 5

Diseño de Tarifas en Dos Partes para Distribución de Gas Natural

En este capítulo presenta el desarrollo de aspectos relevantes a la diseño del modelo de tarifas en dos partes. En particular se discuten el cálculo del excedente del consumidor, los límites vinculares de los parámetros de la tarifa en dos partes y los criterios sociales para la captura de excedentes. Sobre el final se presenta un ejemplo de implementación.

5.1. Introducción De acuerdo a lo presentado en el capítulo 3, las tarifas en dos partes se pueden escribir en su expresión monómica, es decir, por unidad de energía, como:

6� = �j5� + �kh� = �j5<� + �kh� + �= + �6 (5.1)

donde 6� es la tarifa para la categoría �, �kh� es el cargo de acceso a red para esa categoría, �j5<� su costo marginal, �= es el costo unitario de gas y �6 es el costo unitario de transporte, todas estas por unidad de energía.

A los efectos de este capítulo, se van a considerar solo los márgenes de distribución ��, sin considerar gas ni transporte, con lo cual queda:

�� = �j5<� + �kh� (5.2)

Ya se presentó como se estima el costo marginal en el capítulo anterior, ahora toma importancia concentrarse en el término del cargo de acceso a red.

Este cargo, diferente para cada categoría de cliente del servicio debe ser tal que se satisfagan los dos vínculos fundamentales ya presentados en este trabajo:

a. La factura final del cliente de la categoría � debe ser menor que la factura del alternativo para una misma demanda.


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b. El valor presente del ingreso total de la distribuidora debe ser igual al valor presente del requerimiento de ingreso regulado.

Además, de consideraciones redistributivas intra-categorías que se analizarán en el presente capítulo.

5.2. Excedente de Consumidor Como se observa en el capítulo 3 el excedente del consumidor, al cual se le cobra el costo marginal �j5� y que tiene ��ek� como costo por unidad de energía de la mejor opción alternativa, se puede expresar como:

:lm� = � :�Bf@�no� �p� (5.3)

donde:

:lm� es el excedente de consumidor de la categoría �

p� es el precio por unidad de energía de la categoría �,

��ek� es el costo por unidad de energía de la mejor opción alternativa de la categoría �

Bajo la suposición que la elasticidad precio q� es contante, se puede escribir: :� = r� p�s�

con r� = ;�,tA�,tu constante, donde se sigue:

:lm� = � r� p�s�Bf@�no� �p� = � ;�,tA�,tu� p�s�Bf@�no� �p� = vQ�,tF�,tu� A�u�a\

s�'& wno�

Bf@�(5.4)

Con lo cual, reescribiendo:

:lm� =Q�,tF�,tu� Bf@�u�a\

s�'& −Q�,tF�,tu� no�u�a\

s�'& = ;�,tA�,tu� (s�'&) ( ��ek�s�'& − �j5�s�'&) (5.5)

Sin embargo debe considerarse que la primitiva postulada en la ecuación (5.4) es solamente válida para el caso en que q� ≠ −1, para cuando q� = −1 es válido:

:lm� = � ;�,tA�,tu� p�s�Bf@�no� �p� = :�,� ∙ p�,� ∙ zX {Bf@�no� | (5.6)


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Figura 5.1: la figura presenta gráficamente el área que corresponde al excedente del consumidor de la categoría �, al cual se le cobra el costo marginal �j5� y que tiene ��ek� como costo por unidad de energía de la mejor opción alternativa

5.2.1. Demanda Inelástica

Se considera, como hipótesis simplificadora, que la demanda de los clientes de gas natural en todas sus categorías es inelástica, es decir, el cliente no varía su consumo (ya se para cocción, calefacción, acondicionamiento de aire, iluminación o calentamiento de piscinas) excepto que el costo de utilizar gas natural exceda el del mejor alternativo. En ese caso el cliente anula su consumo de gas natural y comienza a consumir el alternativo.

Partiendo de la ecuación (5.5), para el caso particular de q� = 0, demanda inelástica, se observa:

:lm� = :�,�( ��ek� − �j5�) (5.7)

En este trabajo se adopta esta hipótesis, sin embargo, para verificar la validez de esta suposición, se discuten consideraciones sobre el error asumido en esta adopción se discuten en la siguiente sección.

5.2.2. Error derivado de suponer la demanda inelástica

La adopción de la ecuación (5.6) como la de estimación de excedente conlleva a aceptar un error en la consideración q� = 0, sin embargo, para conocer la magnitud de este error en esta sección se elabora una cota de éste.

Las elasticidades precio máximas de largo plazo para el servicio de distribución de gas natural, son sensiblemente inferiores a -1. En la referencia [Berndt, 1977], donde se realizó una medición de este parámetro, resultó ser siempre inferior a -0,65.

Razón por la cual, y con el objeto de establecer una cota, se puede analizar el error de considerar la elasticidad precio totalmente inelástica como menor a la diferencia entre calcular el excedente con elasticidad q� = −1 y q� = 0.

Como se mencionó, para el caso q� = −1 se tiene:

:lm� = :�,� ∙ p�,� ∙ zX {Bf@�no� | (5.8)


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De aquí, para calcular el error relativo, se toma la diferencia de los excedentes presentados en las ecuaciones (5.7) y (5.8) dividida por excedente (5.7) correspondiente a la demanda inelástica. Esto es:

}� = ;�,t∙A�,t∙D~�#GcE�#�� !;�,t( Bf@�! no�);�,t( Bf@�! no�) (5.9)

Simplificando,

}� = A�,t∙D~�#GcE�#�� ( Bf@�! no�) − 1 (5.10)

Esta expresión finalmente da una cota del error como proporción del mismo excedente.

Esta cota debe evaluarse para cada categoría para conocer el valor máximo del error que se está incurriendo en la estimación del excedente del consumidor.

Para ver el comportamiento de esta cota se expresa el precio inicial p�,� y el costo de la mejor opción alternativa ��ek� como relación con el costo marginal, se obtiene p�,� = �&,� ∙ �j5� y ��ek� = ��,� ∙ �j5�. A partir de aquí se reescribe (5.10):

}� = �\,�∙D~��,��(��,�!&) − 1 (5.11)

Típicamente, el precio inicial p�,� se encuentra entre �j5� y ��ek�, entonces considerando los dos extremos y el caso donde se encuentra en el punto medio, es decir,

}� = D~��,��(��,�!&) − 1 que corresponde al caso p�,� = �j5�,

}� = ��,�∙D~��,��(��,�!&) − 1 para el caso p�,� = ��ek� y

}� = �&'��,��∙D~��,�� (��,�!&) − 1 cuando p�,� = &� ( ��ek� + �j5�)

Estos casos mencionados se grafican en la figura 5.2 (para ��,� entre 1 y 2)

Puede observarse que la suposición que la demanda es inelástica posee un error positivo que se incrementa con la relación entre costo de mejor opción alternativa y costo marginal si la condición inicial de precio es cercana al costo marginal, el error es negativo y su magnitud se incrementa también al aumentar la relación pero en un ratio menor.

En el caso que el precio inicial se encuentre entre el costo marginal y el costo de la mejor opción alternativa, la cota del error se mantiene baja, independiente de la relación entre el costo de la mejor opción alternativa y el costo marginal.

Es importante destacar que, en el sector de distribución de gas natural, en algunos países como Brasil y México, para el caso residencial se da principalmente la condición que precio que se está aplicando es muy cercano al alternativo.


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En otros, como el caso de Argentina el precio actualmente aplicado se encuentra en una posición intermedia, quizás más cercano al costo marginal.

Figura 5.2: la figura presenta gráficamente la evolución de la cota del error } en función de ��,� (relación entre ��ek� y �j5�.

5.2.3. Consideraciones adicionales a tener en cuenta en el cálculo de excedente

Para profundizar el detalle de la estimación del excedente hay que tener en cuenta ciertas consideraciones en orden de aplicar (5.7):

a. Impuestos: la diferencia entre ��ek� y de �j5� debe ser exactamente la que percibe el consumidor en su erogación real. Esto es, deben considerarse los impuestos, tasas y comisiones.

b. Premium por comodidad del Gas Natural: en algunas ciudades de Latinoamérica poseer gas natural brinda una comodidad adicional por sobre el alternativo. Por ejemplo en Brasil, el alternativo es la garrafa de GLP que tiene asociada una importante incomodidad de manejo. En estos casos es importante consignar un precio de MOA superior al real para ponerle un costo a esta incomodidad.

5.3. Diseño del Cargo de Acceso a Red (CAR) En esta sección se desarrollará la matemática para diseñar el cargo de acceso a red CAR para cada una de las categorías generales.

5.3.1. Condiciones del cargo de acceso a red

El cargo de acceso a red tiene dos tipos de vínculo:

a. Condición local: Relacionado con la mejor opción alternativa de cada categoría b. Condición global: Relacionado con el Requerimiento de Ingreso (RI) de la

distribuidora

1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0-0.3

-0.2

-0.1

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

p�,� = �j5�

p�,� = ��ek�

��,�

}�

p�,� = 12 ( ��ek� + �j5�)


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5.3.1.1. Condición Local (o condición intra-categoría)

El primero de los vínculos se puede presentar de la siguiente manera, toda tarifa tiene que ser superior al costo marginal e inferior al costo de su mejor opción alternativa.

�j5� < 6� < ��ek� (5.12)

reemplazando 6�,

�j5� < �j5� + �kh� < ��ek� (5.13)

operando resulta la condición local:

0 < �kh� < ��ek� − �j5� = :lm� (5.14)

Esta condición resulta finalmente que el cargo de acceso a red debe ser mayor a cero y menor a la diferencia entre el costo de la mejor opción alternativa y el costo marginal.

Ahora, escribiendo los cargos de acceso a red en función de sus excedentes, de manera tal que

�kh� = � ∙ �� ∙ :lm� (5.15)

donde:

�� es una constante para cada categoría que regula la captura del excedente entre categorías tarifarias y

� es una constate de ajuste global para el requerimiento de ingreso (cuyo ajuste se presenta en el siguiente apartado)

Con esto, se puede a reescribir la condición (5.14) de la siguiente manera:

0 < � ∙ �� < 1 (5.16)

5.3.1.2. Condición Global (o condición de distribuidora regulada)

Como se mencionó la segunda de las condiciones está relacionada con los ingresos de la compañía distribuidora. Esta condición solo se presenta en mercados regulados.

Cuando el ingreso de la distribuidora está regulado se establece de hecho la condición:

∑ ∑ B�∙>�,Y(&'g)Y~��&� = ∑ ��Y(&'g)Y~��& (5.17)

donde:

W denota los intervalos del período tarifario (típicamente W va de 1 a 5, en modelos en base anual y período tarifarios de 5 años)

h�� es el requerimiento de ingresos para el intervalo W <�,� es la demanda de la categoría � para el intervalo W


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Trabajando sobre la parte a la derecha de la ecuación (5.17),

∑ �� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� = ∑ (�j5� + �kh�) ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� =

= ∑ �j5� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� + ∑ �kh� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� =

= �no + ∑ � ∙ �� ∙ :lm� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� =

= �no + � ∙ ∑ �� ∙ :lm� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� (5.18)

Entonces, combinando (5.18) con la parte derecha de (5.17)

� = ∑ ��Y(\ab)YZY[\ !�#��∑ ��∙;��∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\� (5.19)

Con lo cual queda expresada la condición global ajustando el valor de la constante �.

5.3.2. Criterios para el ajuste de los ��

En base a lo presentado en la sección 5.3.1 se observó que existe un grado de libertad acotado para la determinación del valor de los ��.

A partir de aquí hay dos formas de avanzar sobre este problema:

a. El ajuste de los �� de acuerdo al conocimiento del mercado (intervención diferencial con discrecionalidad limitada): aquí existe margen a la aplicación de incentivos diferenciales para ciertos sectores industriales o segmentos de consumo que se busca incentivar.

b. El ajuste de los �� de acuerdo al bienestar social marginal: es decir, dependiente de la valoración social del ingreso, o dicho de otra manera, aplicar un criterio de equidad social.

La opción del segundo criterio se aplica principalmente para consumos residenciales

El segundo criterio será discutido en los próximos apartados.

5.3.2.1. Ajuste de los �� de acuerdo al bienestar social marginal

Para presentar el criterio de ajuste basado en el bienestar social marginal, es conveniente analizar dos aspectos que generan supuestos para aplicación del mencionado criterio.

El primero de estos aspectos es la vinculación de los ingresos con el consumo y el segundo la adopción de un comportamiento funcional del bienestar social con los ingresos de los diferentes integrantes de la población

5.3.2.1.1. Relación entre el ingreso y el consumo

Si se grafican los ingresos de los diferentes clientes en función de su consumo, se obtiene lo presentado en la figura 5.3.


Figura 5.3: la figura presenta la distribución de los consumos en función de los ingresos familiares

Como una pauta general, mayores consumos corresponden con mayor ingreso. A partir de allí, el diseño de las diferentes categorías, típicos de cada nivel de ingresos, por ejemplo como lo presenta la figura 5.4.

Se observa en mencionada correspondencia entre la categoría asignada y su nivel de ingresos, existen situadonde se presentan altos ingresos con consumos bajos y bajos ingresos con altos consumos. Estas situaciones pueden verse como errores naturales a la segmentación en categorías del mercado.

El primero de los casos se conoce como error de inclusión, segmentación pensada para el segmento social de bajos ingresos a un cliente de altos ingresos consecuencia del hecho de tener bajo consumo.

El segundo caso, llamado error de exclusión, corresponde con una categorización en una categoría superior de un cliente pobre de alto consumo. gravedad porque significa una exclusión social, ya que el hecho de la segmentación puede dejar a un usuario de bajos recursos sin el beneficio del servicio, o en peores condide acceso a éste.


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la figura presenta la distribución de los consumos en función de los ingresos familiares

Como una pauta general, mayores consumos corresponden con mayor ingreso. A partir de el diseño de las diferentes categorías, se realiza de manera de agrupar los

cada nivel de ingresos, por ejemplo como lo presenta la figura 5.4.

la figura, que si bien la mayoría de los usuarioscorrespondencia entre la categoría asignada y su nivel de ingresos, existen situadonde se presentan altos ingresos con consumos bajos y bajos ingresos con altos consumos. Estas situaciones pueden verse como errores naturales a la segmentación en

El primero de los casos se conoce como error de inclusión, ya que incluye dentro de una segmentación pensada para el segmento social de bajos ingresos a un cliente de altos ingresos consecuencia del hecho de tener bajo consumo.

El segundo caso, llamado error de exclusión, corresponde con una categorización en una categoría superior de un cliente pobre de alto consumo. Este error contiene mayor gravedad porque significa una exclusión social, ya que el hecho de la segmentación puede dejar a un usuario de bajos recursos sin el beneficio del servicio, o en peores condi


Ernesto Coutsiers

la figura presenta la distribución de los consumos en función de los ingresos familiares

Como una pauta general, mayores consumos corresponden con mayor ingreso. A partir de se realiza de manera de agrupar los consumos

cada nivel de ingresos, por ejemplo como lo presenta la figura 5.4.

la figura, que si bien la mayoría de los usuarios quedan con correspondencia entre la categoría asignada y su nivel de ingresos, existen situaciones donde se presentan altos ingresos con consumos bajos y bajos ingresos con altos consumos. Estas situaciones pueden verse como errores naturales a la segmentación en

ya que incluye dentro de una segmentación pensada para el segmento social de bajos ingresos a un cliente de altos

El segundo caso, llamado error de exclusión, corresponde con una categorización en una Este error contiene mayor

gravedad porque significa una exclusión social, ya que el hecho de la segmentación puede dejar a un usuario de bajos recursos sin el beneficio del servicio, o en peores condiciones


Figura 5.4: la figura presenta la distribución de los consumos en función de los ingresos familiares, se presentan también las categorías seleccionadas y los errores de exclusión e inclusión.

Como se mencionó anteriormente, estoscada área de concesión. En el caso general la hipótesis de considerar que el consumo aumenta con el ingreso de cliente es válida y por lo tanto adoptada en este trabajo.

5.3.2.1.2. Funciones de Bienestar Social

En economía las funciones de bienestar social pueden ser definidas como funciones reales que posicionan los estados sociales de acuerdo al bienestar global de una sociedad. Las entradas de estas funciones son las variables que se consideran que afectan al bindividual de sus integrantes.

Existen una gran cantidad de variantes de funciones de bienestar social, se postula utilizar la propuesta en la referencia

donde:

� es el bienestar

j� es el ingreso del individuoindividuos es la categoría)

A partir de aquí el bienestar social marginal con respecto al ingreso dede individuos) � es:


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la figura presenta la distribución de los consumos en función de los ingresos familiares, se presentan también las categorías seleccionadas y los errores de exclusión e inclusión.

Como se mencionó anteriormente, estos errores significan casos particulares a estudiar para cada área de concesión. En el caso general la hipótesis de considerar que el consumo aumenta con el ingreso de cliente es válida y por lo tanto adoptada en este trabajo.

Funciones de Bienestar Social

n economía las funciones de bienestar social pueden ser definidas como funciones reales que posicionan los estados sociales de acuerdo al bienestar global de una sociedad. Las entradas de estas funciones son las variables que se consideran que afectan al bindividual de sus integrantes.

Existen una gran cantidad de variantes de funciones de bienestar social, se postula utilizar la propuesta en la referencia [Layard, 1978],

� = &(&!�) ∑ j�(&!�)�

l individuo � (o grupo de individuos �, en este trabajo el grupo de

A partir de aquí el bienestar social marginal con respecto al ingreso del individuo (o grupo

2�2n� = 2{ \(\��) ∑ n��(\��)�� |2n� = j�!�


Ernesto Coutsiers

la figura presenta la distribución de los consumos en función de los ingresos familiares, se

errores significan casos particulares a estudiar para cada área de concesión. En el caso general la hipótesis de considerar que el consumo aumenta con el ingreso de cliente es válida y por lo tanto adoptada en este trabajo.

n economía las funciones de bienestar social pueden ser definidas como funciones reales que posicionan los estados sociales de acuerdo al bienestar global de una sociedad. Las entradas de estas funciones son las variables que se consideran que afectan al bienestar

Existen una gran cantidad de variantes de funciones de bienestar social, se postula utilizar

(5.20)

, en este trabajo el grupo de

l individuo (o grupo

(5.21)


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De esta manera el bienestar social marginal queda dependiente de un único parámetro } que posee las siguientes características:

a. Si } es igual a 0 entonces � es la suma del ingreso de todas las categorías, sin diferenciar entre ricos y pobres

b. Cuanto mayor sea } más alta es la valoración social por la igualitaria distribución del ingreso, o sea se considera que la sociedad es más equitativa

c. Cuanto mayor sea } una unidad monetaria adicional en las manos de un pobre valdrá más que un dólar adicional en las manos de un rico

Este es un parámetro que debe ser establecido por los responsables de establecer la valoración social del ingreso, es decir el poder político del Estado, que representa a través de él a la Sociedad.

Presentando esta idea de una manera más gráfica, se tiene lo presentado en la figura 5.2.

Figura 5.5: la figura presenta la ponderación de ingresos en función del ingreso mensual y el valor elegido de }.

A partir de lo presentado en la figura, se puede observar lo ya mencionado anteriormente, un valor de } = 0 representa que una unidad monetaria tiene el mismo valor independiente del ingreso individuo analizada. En cambio, valores de } superiores significan una mayor valoración de la unidad monetaria a medida que se reduce el ingreso del individuo.

Como se menciona, ya que la segmentación por consumo de las categorías de usuarios se corresponde con el nivel social de éstos en la generalidad de los casos, es consistente adoptar las categorías como los grupos de usuarios.


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65

5.3.2.1.3. Matemática del ajuste de los ��

La matemática de este ajuste se resuelve escribiendo el cargo de acceso a red como una función del excedente y el bienestar social marginal:

�kh� = � ∙ ;�� (5.22)

Donde � es una constante de ajuste

Aplicando (5.18) de manera conjunta con (5.22) se llega a:

∑ ��Y(&'g)Y~��& − ∑ �j5� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� = ∑ � ∙ ;��∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� (5.23)

a lo que sigue:

∑ ��Y(&'g)Y~��& − ∑ �j5� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� = � ∑ ;��∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� (5.24)

despejando �:

� = ∑ ��Y(\ab)YZY[\ !∑ no�∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\�∑ Q��

∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\� (5.25)

reemplazando en (5.22) resulta:

�kh� = ∑ ��Y(\ab)YZY[\ !∑ no�∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\�∑ Q��

∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\� ∙ ;�� (5.26)

multiplicando y dividiendo por la suma de las elasticidades,

�kh� = ∑ ��Y(\ab)YZY[\ !∑ no�∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\�∑ ;�� ∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\ ∙ ∑ ;�� ∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\��∙∑ Q��

∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\� ∙ :lm� (5.27)

y definiendo:

� = ∑ ��Y(\ab)YZY[\ !∑ no�∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\�∑ ;�� ∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\ (5.28)

�� = ∑ ;�� ∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\��∙∑ Q��∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\� (5.29)

resulta finalmente,


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�kh� = � ∙ �� ∙ :lm� (5.30)

Donde se observa que � queda función del déficit de ingresos y de un ingreso potencial de excedente que se postula como la suma sobre todas las categorías de un excedente unitario por el valor presente de la demanda.

En cambio, �� resulta una función del ingreso potencial de excedente postulado y del bienestar social marginal con respecto al ingreso de cada categoría.

Utilizando la función de bienestar social presentada en el apartado anterior,

�� = ∑ ;�� ∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\n��∙∑ Q��∙∑ ��,Y(\ab)YZY[\� (5.31)

El valor de �� requiere solo de la definición de } que es el único parámetro a definir por el responsable de postular las políticas sociales (Poder político del Estado).

5.4. Canasta de tarifas En este apartado se presenta a grandes rasgos como el concepto de tarifa en dos partes se aplica en un esquema regulatorio diferente al de “price cap” analizado. Por esta razón, este apartado contiene solamente información suplementaria a la provista que el autor solo incorpora porque se vio en la necesidad profesional de desarrollar esta variante para el regulador Colombiano.

La mayoría de las empresas Colombianas de distribución de gas natural están reguladas mediante un esquema de “revenue cap” medio. En este esquema se basa en una canasta de tarifas (conocida en la regulación inglesa como “Tariff Basket”), es la primera experiencia en lo que respecta a la aplicación de este esquema de tarifas en la industria del gas natural, ya que anteriormente se había aplicado solamente a la tarifación de aeropuertos en el Reino Unido.

5.4.1. Modificaciones al esquema

Detalles sobre el esquema de canasta de tarifas se encuentran en la referencia [CREG, 2003] se presentarán aquí solamente los ajustes que deben ser hechos para la aplicación de la tarifa en dos partes sobre el esquema existente.

Con solo dos modificaciones en la actual metodología puede implementarse la tarifa en dos partes, estas son la redefinición del cargo piso y cargo techo y la matemática de implementación del criterio de valoración social.

5.4.2. Cargos piso y techo

La normativa colombiana, para el cálculo de las márgenes de distribución a los diferentes bloques, permite la definición particular con ciertos límites, el límite superior, definido como un 10% por sobre la tarifa media, el inferior, como los costos de operar, mantener y administrar (sin costos de capital) de la red principal o de alta presión. Este esquema puede observarse en la figura que se presenta a continuación.


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Figura 5.6: La figura describe la metodología actual de fijación de tarifas de la canasta.

La realidad es que, bajo este esquema, es posible que el mínimo no cubra los costos marginales de distribución de cada uno de los rangos. En este caso puede darse que a un rango al cual se le cobre el mínimo consignado, no cubra sus costos marginales y de esta manera se estaría subsidiando a este rango, ya que el déficit de ingreso a cubrir de la diferencia entre los costos marginales y el mínimo deberá ser cubierto por los otros rangos.

Para evitar los problemas de definición del mínimo se debe considerar que este cargo piso debe cubrir al menos los costos que se originan marginalmente por la variación de demanda de cada rango en particular. Es decir, si uno define un cargo mínimo igual o superior al costo marginal garantiza que este cargo cobrará al menos el costo que el usuario de este rango genera. Caso contrario, si el piso está en un valor inferior al costo marginal se deja abierta la posibilidad a que el concesionario se ubique en una posición cercana al cargo mínimo y cada nuevo consumo de estos clientes genere un ingreso que no cubra los costos brindando inconscientemente un subsidio a estos clientes.

La propuesta de modificación incluye la fijación de un cargo mínimo igual al costo marginal en cada bloque. Este criterio conduce a la solución conocida como “first best” o mejor opción porque en ella no existe ninguna pérdida de bienestar social y nos aseguraría que ningún bloque estaría siendo subsidiado. Para asegurar el ingreso medio de la distribuidora se deberán ajustar los cargos entre los diferentes bloques.

De esta manera, se define el cargo piso de cada rango k como:

)1( 1β+= kk CMgCp (5.32)

Donde,

kCp : Cargo piso del rango k


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kCMg : Costo marginal del rango k

1β : Constante de ajuste del cargo piso

La constante de ajuste se aplica para ubicar el cargo piso en una posición levemente superior al costo marginal y así evitar errores en el caso de existir una subestimación del costo marginal.

Para el caso del cargo techo, la normativa colombiana lo define como el 10% por encima del costo medio de distribución.

El principal problema de este cargo techo es que resulta no ser suficientemente alto para rangos bajo de consumo. Es decir, puede darse la situación en la que este límite superior no cubra los costos marginales. En esta situación, el concesionario no tiene opción de cobrar una tarifa que al menos cubra estos costos, lo cual lo expone a un alto riesgo ante la incorporación desproporcionada de estos usuarios.

Por esta razón parece más sano definir el límite superior teniendo en cuenta como se beneficia el cliente de cada rango por el uso del gas natural. Para esto se parte del cálculo del excedente del consumidor que el mismo tendría si se le cobrara el servicio de gas natural igual al costo marginal.

La propuesta de ajuste del límite superior es de un porcentaje de la captura del excedente del consumidor de cada rango, por encima de su costo marginal. Este porcentaje será definido por el Regulador en base a la valoración del alternativo en cada rango.

De esta manera, se define el cargo techo de cada rango k como:

)(2 kkkk ECCMgCt β+= (5.33)

Donde,

kCt : Cargo techo del rango k

kCMg : Costo marginal del rango k

k2β : Constante de captura del excedente del consumidor para el rango k

kEC : Excedente del consumidor del rango k

En la siguiente figura puede observarse implementada la redefinición de los cargos piso y techo:


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Figura 5.7: La figura presenta el esquema de canasta de tarifas con los cargos piso y techo modificados.

5.4.3. Incorporación del esquema de valoración social

La aplicación de la valoración social en el actual esquema de canasta de tarifas tiene sentido en el rango de menores consumos. En este rango, en donde se ubican la totalidad de los residenciales, es necesario diferenciar las tarifas de cada uno de los estratos que lo conforman. Por esta razón, el desarrollo es válido para el rango 1 en donde se van a ajustar las capturas de cada uno de los estratos.

Aplicando el criterio de valoración social en la metodología de canasta de tarifas se tiene:

e

kke

m

WExc

Ce

∂∂=.,2β

γ (5.34)

Donde:

eCe : Captura del máximo excedente del consumidor del estrato e

γ : Constante de ajuste

kExc : Máximo excedente del consumidor del rango k

k,2β : Constante de captura del excedente del consumidor para el rango k

METODOLOGÍA PROPUESTA

CMgk+β1

CMgk+β2,k*ExCk

$/m3

m3

Costo medio de la red total

Q1 Q2 Q3

QTOTAL

Techo regulatorio

Piso regulatorio

METODOLOGÍA PROPUESTA

CMgk+β1

CMgk+β2,k*ExCk

$/m3

m3

Costo medio de la red total

Q1 Q2 Q3

QTOTAL

Techo regulatorio

Piso regulatorio


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em

W

∂∂

: Derivada parcial del bienestar social respecto del ingreso individual del estrato e

Dividiendo en ambos términos por el máximo excedente del consumidor kExc , y

resolviendo la derivada parcial em

W

∂∂ , resulta:

δ

βγ

βγ −=

∂∂=

e

k

e

ke m

m

Wce ,2,2 (5.35)

Donde:

ece : captura del excedente del consumidor en términos del excedente máximo

Esta ecuación presenta una forma de estimar las capturas de los excedentes a partir de los ingresos individuales en cada uno de los estratos, la valoración social a través del parámetro δ, el factor k,2β y una constante de ajuste. Como se ha mencionado, la definición del factor

k,2β es potestad del regulador, en cambio δ debe fijarse por el responsable de postular las

políticas sociales, es decir el Poder político del Estado. Los valores de δ se ubican típicamente entre 0 y 0,4.

La constante de ajuste γ , es la variable que domina el concesionario y está relacionada con la captura del excedente global del rango.

Para satisfacer la condición del cargo techo se debe cumplir:

em

ce ke

ke ∀≤= − ,2

,2.β

βγδ (5.36)

O lo que es equivalente:

eme

∀≤− 1δγ

(5.37)

Donde finalmente queda expresada la condición para evitar la captura por sobre el alternativo en todos los estratos del primer rango.

Es importante mencionar que debe también cumplirse la condición de ingreso medio de la normativa,

mn

kmk

n

kmkkm

DQ

QD≤

∑

∑

=−

=−

1)3(

1)3(

(5.38)


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Donde:

m es el mes

)3( −mkQ es el consumo total de los usuarios del rango k de consumo, durante el trimestre

anterior al mes m.

kmD es el Cargo de Distribución definido por el distribuidor aplicable en el mes m a los

usuarios del rango k de consumo.

mD es el Cargo promedio de distribución definido por la CREG para el mercado relevante aplicable en el mes m .

5.5. Programación del módulo de diseño de tarifa en dos partes

De manera de presentar como sería la implementación de este módulo se presenta el diagrama de un módulo programado con las consignas presentadas en el capítulo.

5.5.1. Módulo de cálculo de excedente

En este módulo se calcula el excedente del consumidor (presentado en la figura 5.5), para esto se realizan los siguientes pasos. En una primera instancia, tomando como dato el precio de mercado de la mejor opción alternativa y corrigiendo la condición de “premium” en los mercados que esto aplique se estima la “MOA con premium”.

Figura 5.5: el diagrama presenta la estimación del excedente del consumidor en el modelo de aplicación de cálculo de tarifa en dos partes.

Conociendo los márgenes volumétricos a costo marginal, el precio de adquisición del gas y transporte y el factor de impuestos se puede estimar el costo marginal. A partir de allí se estima el excedente del consumidor como la diferencia entre la “MOA con premium” y este costo marginal.

De manera de tener una medición el error de calcular los excedentes bajo la consideración de una demanda inelástica se realiza un nodo de reporte utilizando la ecuación (5.10).


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Aquí hay dos caminos para seguir en el modelo, el primero es directamente corregir el excedente del consumidor con su error de estimación, el segundo, es tenerlo en consideración y colocar una advertencia o alarma cuando el excedente capturado para esa categoría se solapa con la cota del error.

5.5.2. Modulo de tarifa en dos partes

Una vez calculado el excedente del consumidor, se procede al resto del cálculo de tarifa en dos partes presentado en la figura 5.6.

Figura 5.6: el diagrama presenta la lógica de cálculo de la tarifa en dos partes

El factor de distribución de ingreso, que en este caso es discrecional de acuerdo al conocimiento del mercado, se multiplican por los excedentes calculados. A partir de allí, se obtienen los márgenes potenciales volumétricos o monómicos.

Existe en el modelo la posibilidad de imponer márgenes predefinidas, como por ejemplo para clientes particulares donde la tarifa no debe ser calculada porque ya se encuentra definida contractualmente en el período tarifario. En caso el modelo lo que realiza es la verificación que el monómico de la tarifa predefinida sea superior al costo marginal (para de esta manera verificar que el contrato existente no implique un subsidio)

El margen potencial se calcula como el producto de los márgenes potenciales volumétricos (categorías no predefinidas) y el valor presente de la demanda volumétrica desagregada por categorías.

Finalmente se calcula el factor alfa de acuerdo a la ecuación (5.19) tomando como dato la margen potencial total, el valor presente de la demanda volumétrica y el valor presente del requerimiento de ingreso.

Se realiza también, de manera de corroborar la consistencia del cálculo, una verificación de la condición expresada en la ecuación (5.16).

Por último se realiza el diseño tarifario por cargos, en el caso particular de la distribución del gas natural: fijo, variable y capacidad. La discusión sobre el diseño tarifario se desarrolla en el siguiente capítulo.


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Capítulo 6

Diseño de cargos tarifarios En este capítulo se presenta conceptos sobre el diseño de los cargos tarifarios, este análisis se ve enriquecido con una discusión referente a la aplicabilidad de cada tipo de cargo para recuperar los costos de las diferentes actividades del negocio de distribución de gas natural.

6.1. Introducción Hasta este momento se ha desarrollado como obtener las márgenes volumétricas (o monómicas) de las diferentes categorías de usuarios. En esta instancia del cálculo puede ser de interés del distribuidor, interiorizarse en los aspectos del diseño de cargos tarifarios de la tarifa óptima que se viene desarrollando.

6.2. Matemática relacionada con el diseño tarifario 6.2.1. Desagregación del valor presente del ingreso regulatorio

En una primera instancia se puede calcular el valor presente del ingreso regulatorio �h como:

�h = ∑ �� ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&� (6.1)

si se desagrega el margen �� por actividades como ��,@ la ecuación resulta:

�h = ∑ ∑ ��,@ ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��&�@ (6.2)

analizando únicamente el valor presente del ingreso de una sola categoría � asignado a una actividad k,

�h�,@ = ��,@ ∙ ∑ >�,Y(&'g)Y~��& (6.3)

Este ingreso desagregado da la semilla para el análisis. Deteniéndose en este aspecto se observa que por ejemplo se está pensando en el valor presente de ingreso de servicio al


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cliente pequeño que debe otorgar una categoría residencial, o bien el valor presente del ingreso por cargo de acceso a red que aporta una categoría de gran industrial.

Es aquí donde se empieza a analizar una estrategia para realizar ese ingreso respecto a los cargos11, es decir, por ejemplo realizar afirmaciones del tipo: los clientes residenciales deberán pagar el servicio a cliente pequeño en un cargo fijo, o este cliente industrial sería conveniente que abone el cargo de acceso a red en un cargo variable.

Para desagregar la margen en cargos es indispensable realizar dos acciones:

a. Comenzar a trabajar con una demanda desagregada en cargos m como <�,�,� b. Introducir la “Matriz de diseño de cargos tarifarios” Ω que tendrá, en principio,

tres dimensiones categoría �, actividad k y cargos m (es decir Ω�,@,�).

Antes de presentar como resultaría la ecuación (6.3) con este esquema, se realizan algunas consideraciones sobre Ω�,@,�

6.2.2. Matriz de diseño de cargos tarifarios

La matriz de diseño de cargos tarifarios se define como el porcentaje de cada actividad en cada categoría del ingreso regulatorio se cobra en cada cargo. Como se puede observar, por su concepción no es más que una matriz de alocación del valor presente del ingreso regulatorio en actividades.

A partir de esto, se desprenden dos propiedades básicas de ella:

a. La primera de recupero íntegro, dicho de otra manera: que entre todos los cargos se recupere el 100% de los costos. Escrito algebraicamente:

∑ Ω�,@,�� = 1 (6.4)

b. La segunda de consistencia: que en cada cargo se recupere entre un 0 y un 100% del costo, no aceptando valores negativos o superiores a 1.

0 < Ω�,@,� < 1 (6.5)

6.2.3. Ecuación de diseño de cargos tarifarios

Multiplicando la matriz de diseño por el ingreso regulatorio resulta lo siguiente:

�h�,@ ∙ Ω�,@,� = ��,@ ∙ Ω�,@,� ∙ ∑ >�,�,Y(&'g)Y~��& (6.6)

Escribiendo ��,@,� = ��,@ ∙ Ω�,@,� , es decir la margen unitaria por cargos tarifarios como el producto de la margen unitaria por la matriz de diseño de cargos tarifarios, se puede despejar:

11 Típicamente en la distribución de gas natural la demanda se desagrega en tres cargos: fijo, energía(o volumen) y capacidad. Sin embargo este análisis genérico es válido para la distribución de energía eléctrica o agua potable por tuberías.


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��,@,� = ��,E∙Ω�,E,�∑ ��,�,Y(\ab)YZY[\ (6.7)

Que finalmente es el margen por categoría, actividad y cargo tarifario.

6.3. Discusión sobre la elección de cargos tarifarios de acuerdo a la actividad

Es importante notar, que si bien la matemática permite cobrar los márgenes de cualquier actividad por cualquier cargo, inclusive cobrarlos parcialmente en dos cargos diversos, no es lo más adecuado, al menos en la mayoría de los casos.

La condición ideal se da cuando el cargo con el cual se cobra cada actividad es consistente con el generador de costos de la actividad. Es decir cobrar el margen de cada actividad con la variable física que genera el costo. Sin embargo, existe una cantidad de situaciones donde esto no es posible, y en estos casos se utiliza como variable independiente alguna que al menos aproxime o tenga la misma naturaleza del comportamiento del costo.

6.3.1. Servicios al cliente

Los costos relacionados con los servicios al cliente en la mayoría de los casos son generados por la existencia misma del cliente en la red. Esto pueden ser costos de capital de activos de servicio al cliente, costos de lectura, emisión de factura y call center de atención al cliente, entre otros.

Para costos de esta naturaleza, lo adecuado es cobrar un cargo fijo, es decir dar la señal al cliente que estos costos existen independiente del consumo que haya tenido período a periodo.

Es lógico también mencionar que los clientes que requieran diferentes sistemas de medición (u otras instalaciones dedicadas al cliente), dadas sus características de consumo, van a pagar un cargo fijo diferente proveniente del costo de capital de estos sistemas. Por esta razón es importante desagregar estos costos en grupos de consumo.

6.3.2. Actividades de red (AP y MP)

Los costos de red tienen dos orígenes, la longitud de red y la capacidad servida.

Con respecto a la longitud de red, lo deseable para el desarrollo del sector es evitar la discriminación geográfica de clientes, esto es, a dos clientes de una misma capacidad que se encuentran servidos en una misma área de concesión se les aplicará la misma tarifa.

De esta manera, si se evita la discriminación geográfica, lo natural es que los costos de red se recuperen con cargos de capacidad.

Para la implementación de los cargos de capacidad se requieren medidores que registren el máximo consumo diario (u horario), este tipo de medidores es común en usuarios de grandes consumos, pero inexistente en usuarios de bajo consumo. En estos casos donde se carezca de medición de capacidad, una solución aproximada es adoptar como capacidad la medición media del período de facturación de mayor consumo, que genera también una señal adecuada.


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6.3.3. Cargo de acceso a red.

El cargo de acceso a red, como contribución diferencial que se realiza sobre el costo marginal, deberá ser cobrado en un cargo fijo o en un cargo por capacidad. El hecho de que el cargo de acceso a red no se cobre en un cargo variable se justifica a partir de no modificar la señal de costo marginal que es la que origina la maximización social.

La aplicación del CAR en un cargo fijo ofrece una discriminación por categoría tarifaria.

Sin embargo, si se quiere mejorar la discriminación intra-categoría, lo adecuado es cobrarlo en función de la capacidad dedicada. En este sentido, como en el caso de los activo de red, se requiere o bien una medidor que brinde medición de capacidad máxima o utilizar algún “proxi” de capacidad.

6.4. Aproximación al cargo de Capacidad Como se mencionó anteriormente una gran parte de los clientes de distribución de gas natural, especialmente los pequeños, no poseen medición de capacidad. Sin embargo, en muchas regiones (por ejemplo Argentina, Chile y ciertas regiones de México o Brasil) el consumo de estos clientes pequeños posee una alta estacionalidad.

Es de suponer, también que la demanda máxima de capacidad se da en el mes de mayor consumo. De aquí es que surge la idea de generar un nuevo cargo que aproxime la capacidad demandada como el consumo del mayor mes dividido por el número de días del mes en cuestión. Este tipo de cargos es utilizado en distribución de agua en USA.

La limitación de mayor importancia de utilizar esta aproximación de capacidad es que en la realidad el consumo no es uniforme a lo largo del mes de mayor consumo, siendo en el caso particular del gas natural altamente dependiente de la temperatura ambiente de cada día.

Sin embargo, la postulación de un cargo que aproxime la capacidad en los casos donde una medición de capacidad no existe posee, a pesar de tener errores de diseño, el incentivo de aplanar la demanda del energético mejorando su perfil de consumo y por lo tanto su factor de carga.

La utilización de este tipo de cargo requiere la modificación del modelo del cálculo tarifario en la demanda utilizada, esta modificación puede realizarse antes o después de la instancia de asignación de costos por categorías. Pero debe si o si incorporarse en la demanda que actúa como denominador de la tarifa.

En la actualidad, este modelo de aproximación de cargo por capacidad está siendo analizado por la Comisión Reguladora de Energía de México para su implementación en usuarios residenciales y generales.

6.5. Estabilidad de margen y estabilidad de ingreso Un último aspecto referente a la utilización de cargos variables es la variabilidad de margen e ingreso.

En distribuidoras ubicadas en regiones de alto consumo estacional, ya sea por la variación de temperatura o por la existencia de la estacionalidad de demanda industrial, si la tarifa


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aplicada posee un diseño principalmente basado en un cargo la distribuidora está sujeta a una estacionalidad de ingreso y el cliente a una estacionalidad de costos de distribución.

Referente a la estacionalidad de ingreso la distribuidora ve atado su ingreso a la variabilidad de la demanda, que puede ser altamente dependiente de la existencia de un año frío o cálido, también esta estacionalidad hace que el ingreso sea variable alrededor del año generando un esfuerzo financiero mayor que puede verse reflejado en un mayor capital de trabajo. Es decir, en principio, distribuidoras con alta variabilidad de consumos que poseen diseños tarifarios basados en cargos variables necesitarán un mayor capital de trabajo para operar, y por lo tanto una mayor base tarifaria (lo que implica una mayor tarifa)

Referente a la variabilidad vista desde el lado del consumidor, se debe mencionar que no recibe tanto impacto final dado a que se ve mezclada con la estacionalidad propia de consumo de la molécula. En estos casos también es conveniente reducir la estacionalidad de la factura llevando los cargos de distribución a componentes fijas o por capacidad ya que mejora la previsibilidad del monto de la factura por parte del cliente y reduce los riesgos de pago.

En resumen, debe ser tenido en cuenta que los costos de red, dependen de la capacidad y longitud de red instalada, los costos de servicio al cliente, dependen del número de clientes conectados y por esta razón, variabilizarlos aunque sea parcialmente puede no ser la decisión más sana financieramente.


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Capítulo 7

Ejemplo numérico En este capítulo se presenta un ejemplo numérico de aplicación de lo presentado en los capítulos anteriores. Este capítulo tiene como finalidad facilitar la interpretación de la metodología propuesta en la tesis y puede resultar de utilidad a la hora de reducir el grado de abstracción de la matemática.

7.1. Introducción A continuación se desarrolla un ejemplo numérico de cálculo tarifario, el mismo tiene por finalidad verificar la metodología de cálculo propuesta a lo largo de este trabajo, permitiendo mostrar los beneficios de esta forma de cálculo.

En este capítulo en una primera parte se presenta una hipótesis de empresa con su demanda, sus costos operativos y de capital, posteriormente, se incluye un cálculo tarifario por la metodología convencional del costo medio, y el esquema propuesto de tarifa en dos partes, pudiéndose de esta manera comparar los resultados obtenidos en ambos casos.

7.2. Hipótesis de Cálculo 7.2.1. Demanda

El primer supuesto para el ejemplo de cálculo de tarifa es la demanda, para la cual se ha postulado un esquema de desagregado en tres categorías tarifarias: R (Residencial), C (Comercial) e I (Industrial). En base a la desagregación postulada, se ha postulado para cada categoría un consumo unitario, un factor de carga y una tasa de crecimiento anual, los cuales se presentan en la tabla 7.1:


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Tabla 7.1: la tabla presenta los postulados de este ejemplo en referencia a la demanda

De aquí, postulando de una cantidad inicial de clientes de cada categoría se obtiene la demanda presentada en la tabla 7.2.

Tabla 7.2: la tabla presenta la evolución de la demanda para las tres categorías tarifarias postuladas

La demanda, tal como se muestra en la tabla 7.2, se compone de tres elementos: la cantidad de clientes que usan el servicio, el volumen consumido durante el periodo de análisis, el cual habitualmente se expresa en m3 y de la capacidad requerida que se expresa en m3/día12.

Tal cual se presentó en los capítulos anteriores, la capacidad requerida o demandada de un cliente se determina de la siguiente forma:

�K� = 3 /¡¢£ (7.1)

Donde:

�K�: Capacidad [m3/día]

,¤0: Volumen [m3]

��: Factor de carga

12 En los capítulos anteriores, se postuló la demanda como energía en lugar del volumen y potencia en lugar de capacidad, lo cual resulta totalmente compatible con este análisis

Hipótesis

Categoría

Consumo

Unitario

[m3/día]

Factor de

Carga

Tasa de

crecimiento

anual

R 10 35% 10%

C 20 50% 7%

I 200 90% 12%

Q Clientes 0 1 2 3 4 5 VP

R 1000 1100 1210 1331 1464 1611 4465

C 200 214 229 245 262 281 824

I 50 56 63 70 79 88 235

Total 1250 1370 1502 1646 1805 1979 5524

Volumen [m3] 0 1 2 3 4 5 VP

R 10000 11000 12100 13310 14641 16105 44648

C 4000 4280 4580 4900 5243 5610 16485

I 10000 11200 12544 14049 15735 17623 47079

Total 24000 26480 29224 32259 35619 39339 108212

Capacidad [m3/día] 0 1 2 3 4 5 VP

R 78 86 95 104 115 126 349

C 22 23 25 27 29 31 90

I 30 34 38 43 48 54 143

Total 131 144 158 174 191 210 583


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Tal como se puede apreciar la capacidad requerida por un cliente está asociada al valor pico de consumo que el mismo realiza y como los gasoductos se deben dimensionar acorde a ese consumo pico, la capacidad resulta una medida más adecuada del uso que el cliente realiza de la red que el volumen consumido. Por esta razón resulta conveniente que los costos asociados a la red se distribuyan según la capacidad de cada sector, como posteriormente se realizará en el ejemplo.

Los valores presentes (VP) se obtuvieron empleando una tasa de remuneración real antes de impuestos (ADI) utilizada para el costo de oportunidad de capital de 14.29%.

7.2.2. Costo de capital

La base tarifaria de este ejemplo está conformada por el conjunto de activos que la distribuidora requiere para brindar el servicio de forma adecuada. La base tarifaria considera un valor inicial o existente antes del inicio del nuevo periodo tarifario mas las inversiones que se realicen durante el periodo de análisis menos la depreciación del valor que va teniendo los activos durante su uso.

En este ejemplo se desagregan los activos y los costos en alta presión (AP), media presión (MP) y administración (ADM)13.

Suponiendo la base inicial presentada en la tabla 7.3

Tabla 7.3: la tabla presenta la base tarifaria inicial a utilizar en este ejemplo

Se propone aquí también el plan de inversiones postulado en la tabla 7.4

Tabla 7.4: la tabla presenta el plan de inversiones postulado para la distribuidora del ejemplo. Se observan las inversiones realizadas por tipo de activo a través del tiempo.

El activo neto de la empresa se calcula con las hipótesis de depreciación de activos de la tabla 7.5.

13 Sería el caso de por ejemplo una distribuidora de gas que opera en Colombia y posee la comercialización desregulada.

Base Tarifaria inicial [$]

AP 1000000

MP 3000000

ADM 300000

Inversiones [$] 0 1 2 3 4 5

AP 10000 25000 70000 40000 50000

MP 30000 33000 45000 51000 54000

ADM 6000 6000 6000 6000 6000

Total 0 46000 64000 121000 97000 110000


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Tabla 7.5: la tabla presenta la tasa de depreciación y la vida útil postulada en el ejemplo

A partir de aquí, se evoluciona el activo bruto, las depreciaciones, y el activo neto resultante en la tabla 7.6.

Tabla 7.6: la tabla presenta la evolución del activo bruto, las depreciaciones y el activo neto

El activo neto se calcula a partir del activo bruto, conformado por el activo inicial y las inversiones que se van realizando, menos las depreciaciones acumuladas de cada activo.

El activo neto de la distribuidora es remunerado a una tasa determinada conformando el costo de oportunidad de capital. La tasa postulada en el ejemplo es de 14,29%, y el costo de capital resultante se presenta en la tabla 7.7.

Tabla 7.7: la tabla presenta la evolución del costo de oportunidad del capital en función del tiempo.

Adicionando la depreciación del capital como un costo de mantenimiento del capital se obtiene el costo de capital total de la distribuidora presentado en la Tabla 7.8. En la última columna de esta tabla se expone el valor presente de

Hipótesis

Depreciación Tasa [1/año] Vida Util [años]

AP 0,03 30

MP 0,04 25

ADM 0,07 15

Activo Bruto [$] 0 1 2 3 4 5

AP 1000000 1010000 1035000 1105000 1145000 1195000

MP 3000000 3030000 3063000 3108000 3159000 3213000

ADM 300000 306000 312000 318000 324000 330000

Total 4300000 4346000 4410000 4531000 4628000 4738000

Depreciaciones Ac [$] 0 1 2 3 4 5

AP 150000 183333 217000 251500 288333 326500

MP 0 120000 241200 363720 488040 614400

ADM 70000 90000 110400 131200 152400 174000

Total 220000 393333 568600 746420 928773 1114900

Activo Neto [$] 0 1 2 3 4 5

AP 850000 826667 818000 853500 856667 868500

MP 3000000 2910000 2821800 2744280 2670960 2598600

ADM 230000 216000 201600 186800 171600 156000

Total 4080000 3952667 3841400 3784580 3699227 3623100

Costo Oport Cap [$] 0 1 2 3 4 5

AP 121429 118095 116857 121929 122381

MP 428571 415714 403114 392040 381566

ADM 32857 30857 28800 26686 24514

Total 582857 564667 548771 540654 528461


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Tabla 7.8: la tabla presenta la evolución del costo de capital en función del tiempo.

7.2.3. Costos operativos

Los costos para este ejemplo se calculan a partir de valores unitarios proyectados según los impulsores presentados en la tabla 7.9.

Tabla 7.9: la tabla presenta las hipótesis de costos unitarios para cada una de las actividades

A través de esos impulsores y la demanda postulada se llega a los costos operativos de la tabla 7.10

Tabla 7.10: la tabla presenta la evolución de los costos operativos en el tiempo desagregados por actividad.

7.2.4. Ingreso requerido

El costo de operación de la red y el costo de capital constituyen el conjunto de erogaciones que la compañía debe realizar para brindar un servicio de distribución adecuado. Este monto denominado requerimiento de ingreso es el que se le debe remunerar, en valor presente, a la empresa por medio de la tarifa que se calcule.

El valor presente del requerimiento de ingreso del ejemplo resulta tal cual se presenta en la tabla 7.11.

Tabla 7.11: la tabla presenta el valor presente del ingreso requerido desagregado en las diferentes actividades postuladas.

Costo de Capital [$] 0 1 2 3 4 5 VP

AP 154762 151762 151357 158762 160548 528416

MP 548571 536914 525634 516360 507926 1806409

ADM 52857 51257 49600 47886 46114 170444

Total 756190 739933 726591 723008 714588 2505270

AP 50 Capacidad

MP 200 Capacidad

ADM 3 Q Clientes

Unitario

[$/unidad]ImpulsorHipótesis

OPEX [$] 0 1 2 3 4 5 VP

AP 4305 4736 5209 5730 6303 17475

MP 17221 18943 20838 22921 25213 69900

ADM 4110 4505 4939 5415 5937 16573

Total 0 25636 28184 30986 34066 37454 103948

Ingreso Requerido [$] VP

AP 545891

MP 1876309

ADM 187017

Total 2609217,9


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7.3. Tarifa a Costo Medio 7.3.1. Uso de red de distribución

Tal como se mencionó, los sistemas de distribución de gas suelen contener una porción de red de alta presión (AP) y una porción de media presión (MP) obtenida a partir de la anterior por medio de una planta o estación reductora de presión. Generalmente los clientes de gran consumo se conectan directamente a la red de AP, en tanto que los clientes medianos y pequeños se conectan a la red de MP. Cada unas de estas secciones tendrá costos particulares asociados por lo que resulta conveniente diferenciarlo como actividades separadas.

Al separarlo en actividades distintas es necesario definir en qué porción cada cliente o por lo menos cada categoría de cliente participa en el uso de la misma. Normalmente los clientes industriales a ser grandes consumidores se conectan directamente a la sección de AP por lo que no deben participar en la distribución de costos de MP, ya que ellos seguirían recibiendo su gas aun cuando la sección de MP este inoperativa. Los clientes comerciales pueden estar ligados a ambas secciones ya que pueden existir clientes comerciales grandes cuyo consumo justifique su conexión a AP así como también clientes pequeños los cuales deben conectarse a MP. Los clientes residenciales en tanto deben conectarse a MP por su nivel de consumo. Como la red de MP depende para su operación de la red de AP los clientes de MP deben participar en la asignación de costos de AP.

Considerando todos los anteriores supuestos se propone el uso de red postulado en la tabla 7.12.

Tabla 7.12: La tabla presenta la matriz de uso de red de distribución

A partir del uso de red se puede observa la capacidad de AP y MP para las diversas categorías tal cual se presenta en la tabla 7.13.

Tabla 7.13: La tabla presenta la capacidad de AP y MP para las diferentes actividades tarifarias.

Hipótesis Uso de Red

Categoría AP MP

R 100% 100%

C 100% 80%

I 100% 0%

Capacidad AP [m3/día] 0 1 2 3 4 5 VP

R 78 86 95 104 115 126 349

C 22 23 25 27 29 31 90

I 30 34 38 43 48 54 143

Total 131 144 158 174 191 210 583

Capacidad MP [m3/día] 0 1 2 3 4 5 VP

R 78 86 95 104 115 126 349

C 18 19 20 21 23 25 72

I 0 0 0 0 0 0 0

Total 96 105 115 126 138 151 422


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7.3.2. Asignación de costos

En la metodología tarifaria de costo medio se debe asignar una porción de los costos de cada actividad a cada una de las categorías de usuarios.

Como típicamente ocurre en la regulación de varios países de cara al cálculo tarifario rige un esquema no discriminatorio cada usuario debe abonar según la categoría que pertenezca, ya que se supone que realiza el mismo uso del sistema que cualquier otro usuario de esa misma categoría. Por esta razón la asignación debe discriminar por categoría para cada actividad (se puede pensar a cada actividad es un negocio en sí mismo)

En este ejemplo se postula que los costos de AP y MP se distribuyen de acuerdo a la participación de cada categoría en la capacidad total, por ejemplo el porcentaje asignado a R en AP (k¥W5�,@A) se obtiene de la siguiente manera:

k¥W5�,@A = L �,EFL EF (7.2)

Donde: �K��,@A y �K�@Ason las capacidades de AP de la categoría residencial y la capacidad total de AP respectivamente. Aplicando esto se puede observar la tabla 7.14 y

resulta k¥W5�,@A = ¡¦§£¨¡ = 59%

Tabla 7.14: La tabla presenta el valor presente de la capacidad de alta presión para cada una de las categorías tarifarias postuladas en este ejemplo.

El mismo cálculo se realiza para la media presión MP, los costos administrativos, en cambio se asignan de acuerdo a la cantidad de clientes de cada categoría. Con lo que finalmente, la matriz de asignación de costos en categorías queda tal cual se presenta en la tabla 7.15.

Tabla 7.15: La tabla presenta la matriz de asignación de costos por actividad a las diferentes categorías tarifarias.

Utilizando los porcentajes obtenidos se obtiene la siguiente división de costos, se obtienen los costos asignados presentados en la figura 7.16

Capacidad AP VP

R 349

C 90

I 143

Total 583

Asignación de costos AP MP ADM

R 59,93% 82,87% 80,82%

C 15,49% 17,13% 14,92%

I 24,58% 0,00% 4,26%


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Tabla 7.16: La tabla presenta los costos de las actividades asignados en las diferentes categorías

7.3.3. Margen y tarifa a Costo Medio

En esta primera instancia, se presentarán los resultados, de una tarifa a costo medio monómica, hacia el final del capítulo, se discutirán temas de diseño tarifario y sus implicancias.

Dividiendo entonces, los costos asignados por los volúmenes demandados se obtiene la margen volumétrica desagregada en actividad y el total, la cual se presenta en la tabla 7.17.

Tabla 7.17: La tabla presenta la margen a costo medio para las diversas categorías postuladas y actividades.

La tarifa a costo medio resulta en (margen a costo medio más la molécula):

Tabla 7.18: La tabla presenta la tarifa a costo medio para las diversas categorías postuladas

7.4. Tarifa en dos Partes 7.4.1. Calculo de Costo Marginal

Tal cual se presentó anteriormente en este trabajo, para el cálculo de costo marginal lo primero que se analiza es el incremento de costo de capital y para estimar el costo de capital, se utiliza el método francés por razones antes mencionadas. A partir de aquí, con la tasa de descuento y las vidas útiles, se calcula el factor de recupero de capital que resulta:

Tabla 7.19: La tabla presenta el factor de recupero de capital, requerido en el cálculo del costo de capital por el método francés, para las tres actividades postuladas.

Analizando el acumulado de inversiones brutas:

Costos Asignados [$] AP MP ADM Total

R 327173 1554830 151146 2033149

C 84559 321479 27903 433940

I 134160 0 7969 142128

Total 545891 1876309 187017 2609218

Margen a Costo medio

[$/m3]AP MP ADM Total

R 7,33 34,82 3,39 45,54

C 5,13 19,50 1,69 26,32

I 2,85 0,00 0,17 3,02

Tarifa Costo Medio

[$/m3]Margen Molécula Total

R 45,54 30 75,54

C 26,32 30 56,32

I 3,02 30 33,02

Factor Recupero de Capital FRC

AP 14,6%

MP 14,8%

ADM 16,5%


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Tabla 7.20: La tabla presenta las inversiones acumuladas a tener en cuenta a la hora de calcular el costo marginal.

De lo que resulta un costo de capital francés de:

Tabla 7.21: La tabla presenta el costo de capital francés aplicado sobre las inversiones brutas postuladas.

Y por lo tanto un incremento de costo de capital de:

Tabla 7.22: La tabla presenta el incremento de costo de capital francés para las inversiones postuladas en el período tarifario

El siguiente paso es ver los incrementos de costos operativos, que resultan:

Tabla 7.23: La tabla presenta el incremento de costo operativo para obtener el costo de capital.

Posteriormente, se deben analizar los incrementos de capacidad, que resultan:

Tabla 7.24: La tabla presenta los incrementos de capacidad para AP y MP

Con lo que los cocientes incrementales (calculados en base a los valores presentes de los incrementos), resultan:

Tabla 7.25: La tabla presenta los cocientes incrementales (relación entre el incremento de costo y el incremento de capacidad) de AP y MP.

Con estos cocientes incrementales, el costo marginal de AP y MP para cada categoría resulta ser:

Inversiones Acumuladas para CMg [$] 0 1 2 3 4 5

AP 800000 808000 828000 884000 916000 956000

MP 2100000 2121000 2144100 2175600 2211300 2249100

Costo de Capital Francés [$] 0 1 2 3 4 5

AP 116405 117569 120479 128628 133284

MP 311041 314152 317573 322239 327526

Incremento Costo de Capital Francés [$] 0 1 2 3 4 5 VP

AP 1164 2910 8148 4656 11435

MP 3110 3421 4666 5288 11566

Incremento OPEX [$] 0 1 2 3 4 5 VP

AP 431 474 521 573 1424

MP 1722 1894 2084 2292 5697

Incremento Capacidad [m3/día] 0 1 2 3 4 5 VP

AP 14 16 17 19 48

MP 10 11 12 13 33

Cociente Incremental [$/(m3/día)]

AP 270

MP 529


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Tabla 7.26: La tabla presenta los costos marginales de las diferentes categorías desagregados de acuerdo a los distintos niveles de presión.

7.4.2. Cálculo del Excedente del Consumidor

Para el cálculo del excedente del consumidor se consideran los siguientes precios de alternativo por categoría:

Tabla 7.28: La tabla presenta los precios de las mejores opciones alternativas energéticas para cada categoría.

De esta manera se toma un precio de molécula de 30 $/m3, resulta una tarifa a costo marginal:

Tabla 7.28: La tabla presenta la tarifa resultante a costo marginal con una molécula de 30 $/m3

Resultando la diferencia entre el alternativo y la tarifa a costo marginal en un excedente del consumidor máximo por categoría de:

Tabla 7.28: La tabla presenta el excedente de consumidor máximo por categoría

7.4.3. Ajuste final de la tarifa en dos partes

Para el ajuste final de la tarifa en dos partes se propone una tarifa que capture una gran parte del excedente disponible del usuario residencial, una porción menor para el comercial y muy poco para el industrial. De esta manera, los �� para las diferentes categorías se presentan en la siguiente tabla:

Costo Marginal [$/m3] AP MP Total

R 2,11 4,14 6,25

C 1,48 2,32 3,80

I 0,82 0,00 0,82

Alternativos [$/m3]

R 100

C 80

I 50

Tarifa a Costo

Marginal [$/m3]Margen Molécula Total

R 6,25 30 36,25

C 3,80 30 33,80

I 0,82 30 30,82

Excedente del Consumidor [$/m3]

R 63,75

C 46,20

I 19,18


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Tabla 7.29: La tabla presenta los φ elegidos y el resultado del ingreso a costo marginal y el ingreso aplicando los factores sin corregir por el �.

En esta tabla, además de presentarse los factores, se calcula como sería el ingreso ante su aplicación directa, también se calcula el ingreso a costo marginal de la distribuidora (ambos en valor presente). Tal cual se había mencionado, es evidente que debe ajustarse el ingreso hasta el nivel del requerimiento de ingreso, para ello se ajustará �.

El � resultante es de 0,774 y de esta manera, se obtiene la tarifa final en dos partes:

Tabla 7.30: La tabla presenta la margen final en dos partes ajustado por el factor � y la verificación del requerimiento de ingreso.

7.5. Comparación de las tarifas obtenidas En la figura 7.1 se presenta una comparación de las tarifas obtenidas:

• Tarifa a Costo Marginal

• Tarifa a Costo Medio

• Tarifa en Dos Partes

• Alternativo

Para cada una de las categorías propuestas.

Margen en Dos Partes

[$/m3]CMg Phi k CMg+Phi k*Exci

Ingreso a Cmg Ingreso sin Ajustar

R 6,25 90% 63,63 279157 2840769

C 3,80 30% 17,66 62599 291094

I 0,82 10% 2,74 38717 129003

Total 380473 3260865

Margen Medio 3,52 30,13

Margen en Dos Partes

[$/m3] CMg CMg+Fi*Exci*alpha Ingreso Ajustado

R 6,25 50,65 2261241

C 3,80 14,52 239400

I 0,82 2,31 108577

Total 2609218 Verificación

Margen Medio 24,11 OK


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Figura 7.1: la figura compara las diversas tarifas resultantes para las diferentes categorías propuestas.

Se puede observar en la figura como a partir de una mayor captura de excedente de la categoría residencial (que aún continua siendo competitiva con respecto a su alternativo) se le brinda una mayor competitividad a los segmentos comercial e industrial.

Si en cambio, por ejemplo se busca crear una tarifa “social” esto es cobrar a los usuarios residenciales muy poco de su excedente de consumidor, se tiene el resultado de la figura 7.2, donde el requerimiento de ingreso queda compensado por las categorías comercial e industrial que pagan tarifas levemente inferiores al alternativo.

Figura 7.2: la figura compara las tarifas resultantes en el caso que se opte por un diseño tarifario “social”, es decir con poca captura de excedente en la categoría residencial.

Se puede observar también que con tarifas a costo medio, no se tendría opción a elegir los excedentes capturados y se pierden grados de libertad en el diseño tarifario.

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

R C I

Precio [$/m3]

Categorias Tarifarias

Tarifa CMg

Tarifa Cme

T2P

Alternativo

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

R C I

Precio [$/m3]

Categorias Tarifarias

Tarifa CMg

Tarifa Cme

T2P

Alternativo


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7.6. Estructura tarifaria 7.6.1. Impacto en la Factura del cliente

En esta instancia se estudiará el impacto de la elección de diferentes estructuras tarifarias. Para ejemplificar este caso se analizará la evolución de una factura residencial ante diferentes elecciones de estructura tarifaria.

Este ejemplo contempla la estacionalidad de consumo del cliente con el factor de carga de 0,35 propuesto. Se proponen aquí tres diseños tarifarios diferentes: el primero, suponiendo la facturación con un único cargo sobre el volumen consumido, el segundo cobra el CAR en un cargo fijo y la red y la molécula en un cargo variable, y un tercer diseño, el más avanzado, que cobra el CAR en el cargo fijo, la molécula en el cargo variable y la red en el cargo de capacidad. Bajo estas consideraciones, se obtiene un perfil de factura tal como el presentado en la figura 7.3.

Figura 7.2: la figura presenta la evolución del total de la factura residencial para un consumidor medio de la categoría residencial.

En la figura se observa que un esquema de diseño de cargos volumétricos posee una alta variabilidad de factura con el consumo, en cambio un mejor diseño tarifario reduce la variabilidad de la factura a solo el consumo de molécula.

Una factura con un perfil más estable ofrece una mayor previsibilidad por parte del cliente y reduce el riesgo de no cumplimiento de pago. Por otro lado, el hecho de incorporar un cargo de capacidad, que podrá ser calculado de acuerdo al consumo del mes de máxima demanda, brinda una señal precio que incentiva a reducir el pico.

7.6.2. Facturación de la distribuidora

Otro aspecto que debe tenerse en cuenta es el impacto del diseño tarifario utilizado en función en el ingreso de la distribuidora. Para ello pueden observarse los ingresos de la distribuidora (netos de molécula) en función del mes del año para las tres variantes de facturación analizadas en la figura 7.3.


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Figura 7.2: la figura presenta la evolución del ingreso mensual de la distribuidora durante un año característico.

Un diseño tarifario basado un solo cargo variable desestabiliza fuertemente los ingresos de la distribuidora, generando mayores exigencias financieras, ya sea por un alto capital de trabajo y por la alta sensibilidad del ingreso de la compañía con la temperatura que ocurrió durante el año. Algunas distribuidoras en Brasil tienen un diseño tarifario totalmente variable, teniendo una muy alta sensibilidad al consumo volumétrico, si bien el diseño no es adecuado, el impacto en estos casos es menor ya que casi no existe estacionalidad. Poco a poco la distribución de gas natural en Brasil está incorporando tarifas binomiales y trinomiales.

Mejorando el cargo tarifario y cobrando los costos marginales de las actividades de red en un cargo variable, el ingreso de la distribuidora mejora su perfil drásticamente, llegando a ser constante para el caso de la eliminación del cargo variable en las estructuras tarifarias del margen. Siendo este último caso el más saludable para la distribuidora, que al reducir el requerimiento de capital de trabajo implica una menor tarifa final (a través de la reducción de la base tarifaria)


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Capítulo 8

Conclusiones Este capítulo final contiene las conclusiones finales del trabajo y una exposición de cuáles podrían ser los trabajos que le den continuidad a este estudio.

8.1. Conclusiones

Como se pudo observar, este trabajo se separa en dos partes principales y una pequeña aplicación. La primera parte, consistente en los tres primeros capítulos, contiene todo el basamento teórico necesario para entender esta tesis de maestría, los capítulos del 4 al 6 son el objeto de la maestría que se sintetiza en desarrollar la matemática requerida para el cálculo de una tarifa en dos partes, problema cuya solución hasta la elaboración de esta tesis no estaba resuelto, el último capítulo es un breve análisis de cómo sería la aplicación de esta matemática.

En detalle, en el primer capítulo se presenta los fundamentos económicos requeridos para comprender el funcionamiento de la fijación de precios en mercados regulados, como la distribución de gas natural es un mercado regulado, la aplicación de estos fundamentos es directa. Se presentan aquí también las diferentes formas de calcular tarifas desarrolladas hasta el momento y las ideas que las generaron.

En el segundo capítulo se describe brevemente la forma en que se realiza la fijación de tarifas de distribución de gas en los diferentes países de referencia, el conocimiento de cómo se realiza en los diferentes países muestra que sin existir una tendencia específica referente a diseño tarifario, lo más habitual es tener diversas variantes regulatorias pero con tarifas a costo medio utilizando diversas asignaciones de costos.

En el tercer capítulo, se presenta todo el conocimiento hasta la actualidad de la tarifa en dos partes, este capítulo es de importancia para entender el problema central de la tesis, y ubica al lector en punto inicial de pensamiento que ha tenido el tesista.

El cuarto capítulo, contiene la forma que se propone en esta tesis para la estimación de los costos marginales. Referente a este aspecto, la metodología propuesta de estimación, cocientes incrementales de valores presentes, permite evitar encontrar funciones de costos para derivar, pero tiene algunas limitaciones. Dentro de éstas, la pérdida de la naturaleza diferencial, la necesidad de realizar una selección de inversiones, los períodos de relevancia.


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Si bien en esta tesis no se menciona explícitamente, la opinión del autor (de acuerdo a su experiencia) es que la evaluación de costos marginales con cocientes incrementales arrojaría mejores resultados si se realiza basado en costos históricos.

Otro aspecto de relevancia en cuanto a los costos marginales es referente a la simplificación que se realiza bajo la suposición de dependencia directa con la capacidad de los costos de red y dependencia directa con el número de clientes de los costos de servicio de cliente. En algunos casos, principalmente en los costos operativos, existen dependencias de costos de red con volumen y costos de servir clientes con capacidad por ejemplo. Sin embargo, dada la baja importancia que tienen estos comportamientos en el costo marginal resultante (recordando que el costo marginal operacional representa a los sumo un 20% del costo marginal total y que estas componentes serían de bajo impacto dentro del marginal operacional) el modelo es una muy buena aproximación de la realidad.

El autor personalmente ha utilizado esta metodología de cálculo de costos marginales con excelentes resultados en distribuidoras maduras y resultados suficientemente buenos en distribuidoras poco desarrolladas. A la hora de implementar esta metodología hay que ser muy cuidadoso en la selección de datos que comprende, como ya se menciona el ajuste de las inversiones y la revisión de la demanda.

Un último aspecto referente a los costos marginales es referente a la inclusión o no de los costos de servir cliente, es decir, algunos consultores consideran que se deben incluir solamente el incremento de costos de la distribuidora por un incremento diferencial de energía sin considerar la relación de esta energía con la cantidad de clientes. El autor de este trabajo entiende que la evaluación debe considerar el hecho que un análisis global un incremento de volumen va atado a un incremento de cliente ante la hipótesis de no cambio en las pautas de consumo individual

Al día de hoy, esta metodología de estimación de costos de capital está siendo aceptada por la Comisión Reguladora de Energía de México CRE (Propuesto por el equipo de consultoría del que el autor forma parte para cinco distribuidoras) y está siendo estudiada por la Comisión Reguladora de Electricidad y Gas de Colombia, donde el autor formó parte de un equipo de consultoría para mejorar la canasta de tarifas.

En el capítulo cinco, se presenta el segundo problema a abordar para la matemática de la tarifa en dos partes que es el cálculo del excedente máximo del consumidor y cómo la distribuidora se apropiará selectivamente de él para generar las tarifas.

Nuevamente aquí el problema central es la resolución de una integral de precio menos costo marginal sobre la variable demanda. Evidentemente, tal cual se presenta en este capítulo, para resolver esta integral uno debe conocer el comportamiento funcional de la demanda con el precio, o bien como lo presentan los economistas, la elasticidad precio de la demanda. El vacío existente de la estimación de estos parámetros para la distribución de gas motivo la solución de demanda inelástica presentada en esta tesis, pero esa solución requería un grado de conocimiento superior, ya que adoptada la simplificación por lo menos debe saberse que error se está cometiendo. Es así que en esta tesis se resuelve el problema encontrando una cota del error y analizando su comportamiento. Referente a esto el comportamiento del error se presenta razonable, ya que se reduce al mejorar el conocimiento del comportamiento de la demanda en el punto a practicar el precio y también se reduce ante un alternativo cercano al costo marginal.


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La metodología de estimación de error presentada brinda una información importante a la hora de definir la captura de excedente ya que equivocarse en esta definición puede generar hasta la exclusión de un tipo de cliente.

La aplicación de esta metodología arrojó buenos resultados en las estimaciones de excedente realizadas para cinco distribuidoras mexicanas.

Referente a la definición de parámetros, en esta tesis se encontraron dos reglas que los vinculan a las condiciones de mercado, los costos marginales y a la condición de empresa con requerimiento de ingreso regulado.

Con respecto a la elección de los parámetros, en esta tesis se presenta una metodología de cálculo para las captura de los excedentes, ésta basada en un tipo de función de bienestar desarrollado por una referencia.

Para estos dos capítulos tratados se ha presentado en esta tesis también cómo se deberían realizar las herramientas computacionales para aplicar la matemática presentada.

En el capítulo seis, se presenta la matemática referente al diseño de los cargos tarifarios, formalizando ideas que son aplicables tanto para tarifas en dos partes como tarifas a costos medios. En este capítulo también se discute la experiencia del autor en lo referente a diseños de cargos tarifarios, presentándose fuertemente la idea de implementación de cargos de capacidad que escapan a la práctica actual del negocio de distribución de gas en diferentes países. Esta idea se basa en identificar la naturaleza real de negocio de distribución de gas como un servicio de prestación de instalaciones y no como una provisión de energético. Aquí también se destaca la implicancia de voltear este paradigma mejorando el ejercicio de las finanzas de la empresa y la previsibilidad a los ojos del cliente.

Como capítulo de cierre se presenta un simple ejemplo de aplicación donde se puede observar paso a paso la matemática utilizada y los grados de libertad que ofrece la aplicación de una tarifa en dos partes con respecto a la principal metodología alternativa y actualmente dominante: la tarifa de costos medios.

8.2. Próximos pasos

Al nivel de desarrollo entregado por esta tesis, el autor se atreve a pensar cuales podrían ser los próximos pasos en lo que respecta a la investigación de este temas.

En una primera instancia parece que debe investigarse en mayor profundidad la naturaleza funcional de los costos y la posibilidad de complementar o reemplazar los cocientes incrementales con ajustes econométricos. Sobre este tema han comenzado tímidamente a trabajar Universidades en Brasil, pero queda un amplio campo de investigación.

Referente a la elasticidad precio de la demanda, las variaciones de precio de energéticos que hemos tenido en los últimos dos años podrían, con datos bien relevados, ofrecer resultados de una mejor calidad. Aunque estos resultados tuvieran un gran error, tal como se observó en la tesis son importantes a la hora de acotar errores provenientes de la consideración de demanda inelástica. La situación ideal es tener calculada la elasticidad para cada uno de las categorías de clientes.


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Referente a los cargos tarifarios, debería realizarse la evaluación de impacto de éstos sobre el cliente, y a partir de allí evaluar la profundización de este estudio.


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