REGULACIÓN EN EL SECTOR DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

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1 PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica REGULACIÓN EN EL SECTOR DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA JUAN SEBASTIÁN BERNSTEIN LLONA Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores: HUGH RUDNICK V. RICARDO RAINERI GUILLERMO PEREZ DEL RÍO Para completar las exigencias del grado de Ingeniero Civil Industrial con mención en Electricidad Santiago de Chile, 1999

2 (A mis Padres, quienes me dieron esta oportunidad en la vida) ii

3 AGRADECIMIENTOS Agradezco especialmente la disposición de Don Hugh Rudnick como profesor supervisor, a Synex Ingenieros Consultores por sus aportes en el tema y a todos quienes me ayudaron a conseguir información para dar contenido a este trabajo. iii

4 INDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA...ii AGRADECIMIENTOS...iii INDICE DE TABLAS...viii INDICE DE FIGURAS...ix RESUMEN...x 1. introducción descripción del sistema de distribución Aspectos generales y técnicos La red de distribución Topología de las redes y seguridad de servicio Densidad de servicio Indicadores de eficiencia Control de pérdidas Los costos de distribución El costo de capital Concepto de capital inmovilizado Regulación y capital inmovilizado Densidad de servicio y VNR Efecto de las economías de ámbito en el costo de capital Costos De Operación y Mantención El origen de los precios de compra Costo de las pérdidas Aspectos económicos del negocio de la distribución Existencia de economías de escala Subaditividad de costos en distribución Productividad en distribución iv

5 Conclusiones Diseño de precios sobre la base de costos Teoría de costo marginal Principio básico Costos marginales de corto y largo plazo Equilibrio bajo restricciones de capacidad Precios y costos marginales Componentes de la demanda Efecto de indivisibilidad de las inversiones Diseño de precios Fundamento Precio fuera de punta Balance comercial Precios por tipo de usuario Opciones tarifarias Precios horarios Precios de demanda máxima Precios monómicos Cargos fijos Modelos regulatorios Regulación por incentivos Regulación por costo de servicio (COS/ROR) Generalidades Proceso de determinación del costo de servicio Incentivos del COS/ROR Esquemas PBR (Performance Based Ratemaking) Escala deslizante (Sliding Scale) Ingresos Máximos (Revenue Cap) Precios Máximos (Price Cap) Menú de contratos Empresa Modelo o yardstick Competition Aspectos de diseño de esquemas PBR v

6 4.4.1 Períodos de control de precios Compromiso Métodos de indexación Mecanismos de distribución de ingresos entre accionistas y usuarios Criterios de exclusión Flexibilidad de precios PBR y riesgo Ventajas y desventajas del PBR PBR y eficiencia energética Incentivos de la firma regulada según un mecanismo PBR Regulación del ingreso por cliente (Revenue Per Customer Cap, RPC) Supuestos básicos Poder de incentivo Comparación del poder de incentivo entre RPC, Price Cap y Revenue Cap El efecto Crew-Kleindorfer Razones de la crítica Revenue Cap combinado con Price Cap Mecanismo Híbrido de Precio/Ingreso máximo Incentivos adicionales para el consumo eficiente ANÁLISIS DE ALGUNOS CASOS La regulación de la distribución en Chile Incentivos del control de precios Determinación del costo de distribución Reparto de beneficios a los usuarios Definición del costo de capital Costos de explotación Cuadros tarifarios La regulación en Inglaterra Concepto de ingreso permitido Componentes del ingreso necesario vi

7 6.2.3 Determinación del ingreso necesario en la fijación revisada de Análisis de los incentivos La regulación en Colombia Componentes del costo unitario Estructura de los precios Análisis de incentivos Conclusiones Referencias A N E X O S Anexo 1 : inversiones en distribuidoras de inglaterra y gales Anexo 2: ajuste de costos operacionales para las distribuidoras de inglaterra y gales ( ) Anexo 3: DEFINICIÓN DEL COSTO MARGINAL DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN Anexo 4: COMPARACIÓN ENTRE ESQUEMAS REGULATORIOS Anexo 5: COMPARACIÓN ENTRE ESQUEMAS REGULATORIOS vii

8 INDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Valores típicos de voltajes en redes eléctricas (en Kilovolts)... 5 Tabla 2.2: Factores de expansión de pérdidas Tabla 2.3 a: Costos de distribución para una empresa promedio en Noruega Tabla 2.3b: Comparación del sector distribución entre 1983 y Tabla 2.3c: Indices de Malmquist en distribuidoras Noruegas Tabla 4.5: Betas Promedio de Empresas de servicio público Tabla 4.6: Comparación entre mecanismos PBR Tabla 5.2: estructura de los ingresos y los costos de la distribuidora Tabla 5.2b: poder de Incentivo de los esquemas PBR Tabla 6.1: Divergencia entre los VAD calculados por las empresas y los VAD realmente aplicados (Veces) Tabla 6.2 : Propuesta revisada de 1995, considerando X =3 % para Tabla 6.2b: ingreso Permitido para cada REC (en Millones de Libras de 1995/1996) 129 Tabla 6.3 : Costos Unitarios según nivel de suministro Tabla 6.3b: Asignación de costos operacionales y pérdidas al costo unitario de distribución Tabla 6.3c: Pérdidas reconocidas previstas para el período Tabla 6.3e: Valores de a viii

9 INDICE DE FIGURAS Pág. Figura 2.1: Distribuidoras según densidad de servicio... 8 Figura 2.1.b: Pérdidas porcentuales de Chilectra (Figura N) Figura 2.1.c: Clientes por trabajador de Chilectra (Figura N) Figura 2.2.a: Economías de ámbito en costos de operación Figura 2.2.b: Costos compartidos con negocio no regulado Figura 2.2c: Transacciones en el mercado eléctrico Figura 2.2d: Esquema del modelo de precios de nudo utilizado en Chile Figura 2.2d: Evolución de los precios en Inglaterra & Gales Figura Nº 2.3 a: Costo Total mensual en área semi urbana Figura Nº 2.3b: Costo Total mensual en área Rural Figura 2.3c: Distribución según tamaño Figura 3.1b Figura 3.2: Costos marginales de corto y largo plazo Figura Figura Figura 4.4b Figura 5.3a Figura 5.3b Figura 5.3c ix

10 RESUMEN Este trabajo caracteriza el negocio de redes de distribución, indicando en qué medida la regulación puede entregar incentivos de eficiencia que reflejen un comportamiento competitivo para un negocio monopólico. Al respecto, las redes son un monopolio exclusivamente en sus áreas de concesión del hecho de constituir barreras naturales de entrada a otras firmas, y no debido a un efecto de economías de escala, lo cual justifica que coexistan varias firmas en el mercado mientras no traslapen sus instalaciones. En consecuencia, la regulación del sector debe por un lado controlar que los precios a clientes cautivos reflejen eficiencia de mercado y que incentiven a la firma a ser más eficiente en la operación e inversión. Ambos objetivos se cumplen en el contexto de los mecanismos de regulación por incentivos o PBR (Performance Based Regulation), identificándose Price Cap, Revenue Cap, Escala Deslizante, Menu de contratos, que a diferencia de la regulación por Costo de Servicio, traspasan solo una parte del riesgo del negocio a los clientes. Cada uno de estos mecanismos tiene variantes en términos de la frecuencia de fijaciones tarifarias, mecanismos de reparto de beneficios entre usuarios e inversionistas y algunos factores determinantes en el comportamiento de la eficiencia de las firmas bajo la regulación. Destaca el hecho que mientras mas largos sean los períodos de vigencia de tarifas, mayores incentivos tiene la firma para minimizar sus costos. Asimismo existe un amplio debate sobre cuantos beneficios la firma está dispuesta a traspasar a los usuarios sin perder sus incentivos de eficiencia. En particular, una firma eficiente en términos de desarrollo de proyectos y aprovechamiento de economías de escala podrá traspasar mayores beneficios a los usuarios. Asimismo, la tasa de costos de capital asignada para determinar la anualidad del capital remunerable debe reflejar las condiciones de riesgo del negocio en el contexto regulatorio. El análisis de un método Price Cap bien particular consistente en determinar los costos de una empresa modelo que compite en forma virtual con pares reales de similares características determinó que existen grandes ventajas en términos de limitar las asimetrías de información que surgen al auditar costos contables y paralelamente reflejar la frontera tecnológica eficiente. El análisis del x

11 Valor Nuevo de Reemplazo, como alternativa al costo histórico de los activos indica que el valor neto del negocio de apoyo a terceros debe descontarse del VNR en la medida que el servicio de apoyo sea un monopolio, lo cual no es tan evidente en un contexto de crecimiento de la oferta de servicios de telecomunicaciones subterráneas. Finalmente se determina que la regulación puede entregar incentivos al consumo eficiente ya sea a través de Revenue Cap o Revenue Per Customer Cap, y no a través de Price Cap, dónde el incentivo natural está en maximizar volumenes de venta. Aún así, bajo un esquema Revenue Caps puede existir incentivos para que la firma limite la oferta y aumente los precios por sobre niveles de monopolio, por lo que el planteamiento de un esquema híbrido Price-Revenue Cap puede resultar conveniente, aunque su diseño sea relativamente complejo. xi

12 1 1. INTRODUCCIÓN Este trabajo aborda el tema de la distribución eléctrica como el negocio de redes, es decir, de transporte de energía entre el generador, en su calidad de proveedor, y el comercializador. Si bien esta distinción es clara hoy en día, en muchos países, entre ellos Chile, el negocio de redes y la comercialización están integrados. Sin embargo la tendencia actual es desintegrar los negocios en los cuales se reconozca la existencia de competencia, eliminando barreras de entrada y ahuyentando la presencia regulatoria. En contraste, sólo aquellos negocios intrínsecamente monopólicos quedan en manos de los organismos reguladores, quienes de algún modo intentan reproducir las condiciones de competencia que existe en los negocios competitivos. Si el objetivo de un organismo regulador es simplemente limitar el poder monopólico de una firma dueña de redes eléctricas, evitando así pérdidas sociales y comportamientos poco eficientes tanto en la inversión como en la operación de la firma, se escoge un mecanismo de tipo Costo de Servicio. Si el objetivo del regulador es entregar incentivos adecuados a la firma de manera que se comporte como una firma competitiva, se escoge un mecanismo de tipo PBR, o Performance Based Regulation. En miras a una mejor decisión regulatoria, este trabajo propone resumir en qué condiciones actuales se está regulando el negocio de redes, identificando los incentivos y cómo éstos se coordinan. Para lograr estos objetivos se ha recopilado información de numerosos trabajos realizados en Noruega, Chile, Estados Unidos y el Reino Unido, junto con analizar estudios tarifarios y papers de investigación. El contenido está orientado para introducir a alguien que desconozca el tema a través de una rápida descripción del negocio de redes en términos técnicos y económicos, luego identificar los costos del sector y asociarlos al concepto de costo marginal, de manera de obtener precios eficientes. A continuación se describe los requisitos que debe cumplir los precios regulados para que se reproduzcan los mismos incentivos que habría en competencia, y en qué medida un mecanismo de regulación es capaz de promover un manejo eficiente de la demanda o DSM(Demand Side Management). Finalmente se realiza

13 2 un breve paralelo entre la teoría y algunos mecanismos regulatorios que actualmente se aplican en Colombia, Chile y el Reino Unido.

14 3 2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Qué son los sistemas de distribución?. Este capítulo provee una descripción técnica y económica del negocio de redes como punto de partida a todo el análisis que se hará en los capítulos siguientes. 2.1 Aspectos generales y técnicos La red de distribución La red de reparto o distribución es el medio a través del cual se transmite energía y potencia al usuario final. Una red se compone de líneas de transmisión aéreas o subterráneas, cuyas dimensiones están determinadas por las magnitudes de los voltajes y las potencias a transportar, además de transformadores, conectores y desconectores, empalmes y equipos de medición y control. Las redes se pueden caracterizar según su nivel de tensión, ya sea en redes de alta, media y baja tensión. La diversidad en los niveles de tensión en las redes se justifican por la diversidad en los tamaños de los consumos y por la necesidad de optimizar las pérdidas ohmicas en líneas, siendo éstas menores a mayores tensiones. a) Redes de baja tensión Las redes de baja tensión se emplean para abastecer consumos domiciliarios y la mayor parte de los industriales, utilizándose tensiones menores a 1 kv entre fases (comúnmente niveles de 110 y 220 Volts monofásico para consumo residencial y 500 a 600 Volts entre fases para consumos industriales de tamaño medio). b) Redes de media tensión Las redes de media tensión emplean voltajes comprendidos entre 1 kv y 100 kv entre fases y permiten transmisiones del orden de los Megawatts. Se utilizan principalmente en instalaciones industriales importantes, en redes de distribución

15 4 urbanas y rurales y en redes de subtransmisión. En Chile se ha establecido una tensión máxima de 23 kv para el sector Distribución. 1 c) Redes de alta tensión Finalmente, las redes de alta tensión emplean voltajes mayores a 100 kv y se utilizan en sistemas de subtransmisión, transporte e interconectados. Debido a su importancia, se requiere de equipos adecuados de aislación, control y protección para dar seguridad y calidad de servicio. Este tipo de redes no será analizada en este estudio. Cabe señalar que todos los equipos eléctricos, tanto de consumo, como de generación y de transporte de energía están normalizados. Esta normalización viene dada, por un lado, por los equipos eléctricos disponibles en el mercado y por otro, la legislación vigente en cada país. Es común abastecer clientes residenciales a 220 V. y 50 Hz. aunque en otros países se utilice 110 V. y 60 Hz. De todas formas el mercado no provee artefactos eléctricos que requieran voltajes o frecuencia distintos a los mundialmente establecidos. La estandarización de los equipos presenta grandes ventajas, como por ejemplo, la interconección de varias redes de distribución para apoyarse mutuamente o abarcar mayores áreas de servicio sin necesidad de adaptar sus equipos. El cuadro a continuación indica valores típicos de voltajes normalizados utilizados en distintos países. 1 Artículo 13 Transitorio.

16 5 Tabla 2.1: Valores típicos de voltajes en redes eléctricas (en Kilovolts) Categorías Chile USA URSS Alemania Francia G.Bretaña Alta Tensión Media Tensión , ,5 Baja Tensión 0,38 0,23 0,38 0,38 0,38 0,41 0,23

17 Topología de las redes y seguridad de servicio Uno de los objetivos claves de un servicio de distribución es diseñar una red que permita minimizar los cortes de energía a los usuarios. Para ello, existen distintas topologías de redes que condicionan la forma normal de explotar los sistemas eléctricos y las posibilidades de salvar el servicio en caso de fallas o perturbaciones. En efecto, no basta con que los sistemas eléctricos permitan el paso de una determinada potencia mientras la situación sea normal, sino que deben tener una adecuada seguridad de servicio, que permita hacer frente a posibles averías de los equipos, así como a los agentes destructores externos, tales como la lluvia, polución, choque de vehículos, etc. Básicamente se pueden encontrar tres tipos diferentes de topologías: los sistemas radiales, sistemas de anillo y sistemas enmallados. a) Sistemas radiales Los sistemas radiales son aquellos en que desde una subestación salen uno o más alimentadores (feeders). Cada uno de ellos puede o no ramificarse, pero jamás vuelven a encontrar un punto común. Estos sistemas, sencillos y fáciles de controlar y proteger, son evidentemente los más baratos, pero son los que menos ofrecen seguridad de servicio. En alta tensión se suele instalar circuitos redundantes para mejorar la seguridad de servicio. b) Sistemas en anillo Por otro lado, los sistemas en anillo permiten mejores condiciones de seguridad de servicio al ser alimentados en paralelo desde varias fuentes a la vez, mediante líneas continuas, sin interrupciones. El número de anillos así formado es siempre reducido y cada uno puede contener derivaciones más o menos importantes y ramificadas. Ahora bien, en caso de problemas con una fuente (transformador), es posible mantener la alimentación de los consumos desde las fuentes restantes. Si falla uno de los anillos, puede aislarse el trozo fallado y alimentar desde ambos lados en forma radial. Mientras mayor sea el número de trozos en que pueda dividirse el

18 7 anillo, mayor será la seguridad, pero también el costo. Por último, la protección y el control de un anillo son más complicados y caros que los de un alimentador radial. Los sistemas de repartición son casi siempre en anillo. En países industrializados esta topología es incluso utilizada en la red primaria de distribución. c) Sistemas Enmallados Finalmente, los sistemas enmallados son aquellos en que todas las líneas forman anillos, obteniéndose una estructura similar a una malla. Esta disposición exige que todos los tramos de línea acepten sobrecargas permanentes, y estén premunidos de equipos de desconexión en ambos extremos. Se obtiene así la máxima seguridad, aunque también el mayor costo. Este tipo de redes se emplea en sistemas de transmisión importantes, así como en la distribución de algunas grandes ciudades en el mundo Densidad de servicio Las compañías distribuidoras miden el alcance de su servicio a través de ciertos cuocientes llamados parámetros de densidad. Estos parámetros indican qué tipo de áreas son abastecidas. Por ejemplo, en zonas rurales las redes son más extensas y sirven menos clientes por kilómetro que en zonas urbanas. Los parámetros de densidad mas corrientes son el cuociente de la demanda máxima del sistema y los kilómetros de red de propiedad de la distribuidora así como también el cuociente entre el número de clientes asociados a la red y los kilómetros de red de propiedad de la compañía. Otros cuocientes son también utilizados como el número de viviendas urbanas con relación a la superficie total servida por una distribuidora, expresado en viviendas urbanas por kilómetro cuadrado, y la relación entre la energía vendida a clientes regulados y el número de habitantes totales en el área de concesión, expresada en kwh por habitante. Como caso particular, las tres últimas razones se utilizan para definir la densidad de las áreas que sirven las distribuidoras en Chile [CNE96].

19 8 Ahora bien, aquellas distribuidoras que cubren áreas de similar densidad, tienen un comportamiento similar en cuanto a costos. Utilizando este principio, los estudios de costos del negocio de la distribución buscan catalogar las distintas empresas de acuerdo a estos parámetros y agruparlas en áreas típicas. Dichas áreas pueden tener un mayor o menor grado de ruralidad o densidad, conforme haya menos o más clientes por kilómetro atendidos por una distribuidora. A modo ilustrativo, se muestra en la figura 2.1a las compañías distribuidoras de Inglaterra y Gales según clientes por kilómetro de red y GWh por kilómetro de red. 70 Clientes/km red Figura 2.1a Distribuidoras según densidad ,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 GWh/km red Figura 2.1: Distribuidoras según densidad de servicio Fuente: The Distribution Price Control: Proposals (OFFER, 1995) Indicadores de eficiencia Las empresas distribuidoras no solo se caracterizan por la densidad del área que ellas sirven. Un par de indicadores claros de eficiencia en la gestión y tecnología de la distribuidora son el número de clientes por operario y las pérdidas

20 9 porcentuales de energía, los cuales debieran óptimos en términos de inversión y operación. a) Número de clientes por operario razones: El número de clientes por operario puede variar por las siguienrtes - Grado de tecnología de las instalaciones, capaces de desplazar parte de la mano de obra. - Densidad del área de concesión, teniéndose que invertir mayores recursos humanos en sectores más rurales en razón de mayores distancias y menos clientes por kilómetro. - Subcontratación de mano de obra a terceros, en la busqueda de mayor eficiencia junto con variabilizar parte de los costos fijos. - Consecuentemente, la existencia de un mercado de contratistas que pueda realizar las tareas a subcontratar también define que el sector Distribución en un determinado país pueda aspirar a reducir éstos índices a través de esta modalidad. b) Pérdidas porcentuales Las pérdidas en un sistema de distribución pueden ser clasificadas en pérdidas técnicas y no-técnicas. Las primeras son aquellas propias de la conducción de los flujos de potencia y energía a través de conductores y equipos propios de la red eléctrica y que en pocas palabras, son producto de la tecnología utilizada en los sistemas. Las pérdidas no-técnicas son todas aquellas producidas por agentes externos a la red los cuales se explicarán más adelante. c) Parámetros de eficiencia de una distribuidora chilena A modo ilustrativo, se puede apreciar en las figuras 2.1b y 2.1c la mejora de los índices de eficiencia de Chilectra S.A.. Esta distribuidora chilena privatizada

21 10 en su totalidad en 1987, opera en la Región Metropolitana abasteciendo el área de Santiago de Chile. 10,6 9,3 9 8, Figura 2.1.b: Pérdidas porcentuales de Chilectra Figura 2.1.c: Clientes por trabajador de Chilectra Fuente: Memoria Anual Chilectra S.A. 1996

22 Control de pérdidas a) Control de las Pérdidas técnicas Para controlar las pérdidas técnicas, las distribuidoras deben invertir por un lado en capacidad para evitar las sobrecargas en las líneas y transformadores, y por otro lado en componentes tecnológicamente adecuados. Estos componentes pueden ofrecen mejor aislación, mayor vida útil y diseños que minimicen pérdidas por calentamiento. b) Control de las pérdidas no térnicas. En cuanto a las pérdidas no-técnicas, éstas tienen tres orígenes reconocidos que son los consumos propios no facturados por la empresa, los consumos no medidos y facturados según estimaciones resultando en errores en contra de la distribuidora y finalmente los hurtos de energía eléctrica. En particular, las pérdidas por concepto de hurtos pueden ser muy elevadas si no existe, por un lado, un buen control por parte de la distribuidora y por otro, mecanismos legales y de incentivos que den fin al robo. Por ejemplo, en República Dominicana las pérdidas en distribución ascienden a un 40 por ciento de la energía comprada a generadores, lo que demuestra que las prácticas de robo se extienden también a nivel industrial. Dicha costumbre debe ser erradicada si se quiere un sistema de distribución más eficiente. Otro factor que afecta también este porcentaje de pérdidas es una recesión económica. En Chile durante los años 1981 y 1982 se registraron mayores pérdidas en distribución principalmente por hurto de energía, situación explicable por una economía en recesión y los índices de desempleo eran muy elevados. Dadas las difíciles condiciones económicas de aquél entonces, la población tuvo mayores incentivos para engañar a la distribuidora local. Por parte de las distribuidoras, el control de este tipo de pérdidas se puede mejorar en la medida que se rediseñe las redes, como por ejemplo reduciendo la extensión de las redes de baja tensión desde las cuales es más fácil robar. Otras alternativas son el uso de cables coaxiales, desde los cuales es más difícil de realizar

23 12 un empalme clandestino, y la extensión de las redes subterráneas. Todo esto debe ser apoyado por un mejor control y supervisión de las redes, lo cual requiere de un mejor equipo de medida, mayores recursos humanos e inversión. Evidentemente, debe existir además un apoyo legal por parte del gobierno, el cual debe promover políticas de conservación de la energía. 2.2 Los costos de distribución Los costos de distribución se componen de cuatro elementos principales, a saber, el costo de capital de las instalaciones mas las nuevas inversiones, el costo de operación y mantención de la red, las compras y las pérdidas de energía y potencia. Este capítulo describe con cierto detalle éstas distintas componentes, destacando qué implicancias sobre el cálculo de los costos tiene el riesgo de la actividad, la vida útil de las instalaciones, el tipo de área que se abastece y las actividades a cargo de la distribuidora que no están reguladas. Adicionalmente se explica el origen de los precios de compra de energía y potencia y cómo se traspasan éstos a los clientes El costo de capital El costo de capital de una empresa distribuidora equivale a la depreciación de sus instalaciones más los intereses que genera el capital invertido durante un año o un mes. Ahora bien, estos intereses son por lo general mas elevados que los intereses bancarios de tal forma de incluir el efecto riesgo del negocio a quienes han invertido en él. De acuerdo al modelo CAPM (Capital Asset Pricing Model), la tasa de costo de capital que demandan los inversionistas es igual a una tasa libre de riesgo, que puede ser por ejemplo el interés de un bono de tesorería del gobierno, mas una prima por riesgo. Esta prima por riesgo es proporcional a la rentabilidad esperada de un portfolio de mercado diversificado menos la tasa de libre riesgo, siendo el factor

24 13 de proporcionalidad un coeficiente Beta, característico a cada empresa. Este índice Beta mide la sensibilidad de la empresa respecto de los cambios en el mercado 2. Las estadísticas de Betas de empresas eléctricas así como de la rentabilidad de un portfolio diversificado de mercado no están suficientemente desarrolladas, razón por la cuál la ley eléctrica de algunos países Latinoamericanos especifica que se puede utilizar estadísticas internacionales. La empresa Merril Lynch es una de las más conocidas en cuanto a estudios de estimaciones de Betas 3. Para ello registran los cambios en el precio de las acciones durante 5 años en forma mensual, es decir utilizan 60 observaciones, y los cambios en el nivel de mercado, a través del índice Standard & Poor. Finalmente, los Betas se estiman a través de una regresión lineal de estas dos componentes. El valor de los Betas de las 20 principales empresas eléctricas en Estados Unidos alcanzó un promedio de 0,39 en 1982 y 0,41 en Sin embargo extrapolar este resultado a las empresas distribuidoras de energía eléctrica no resulta muy apropiado si se considera que: La gran mayoría de las compañías eléctricas de EEUU están verticalmente integradas, vale decir, participan tanto del negocio de la transmisión como de la generación. Las compañías eléctricas de EEUU, en su mayoría, tienen asegurada su rentabilidad al ser reguladas de acuerdo a un esquema de costo de servicio. En 2 La incidencia de un esquema regulatorio en el factor Beta es significativa. Esto se analizará en más detalle en el capítulo Merril Lynch edita periódicamente el libro Evaluación del riesgo de títulos, Merril Lynch, Pierce y Smith Inc. En el cuál aparecen las Betas de las 500 empresas del índice Standard & Poor. 4 Fuente: Merril Lynch, Pierce, Fenner y Smith, Inc (1990)

25 14 consecuencia, las distribuidoras de EEUU enfrentan menores riesgos financieros y por ende, su costo de capital es menor. 5 En muchos países Latinoamericanos se utiliza la tasa de 10 por ciento para el costo de capital. En el caso chileno, si se considera una tasa libre de riesgo de 6 por ciento y un premio por riesgo equivalente al de Estados Unidos (10 por ciento) 6, el beta resultante es de 0,4, indicando que el negocio es poco sensible a las variaciones del mercado. Sin embargo este valor de beta, similar al de EEUU, podría no ser un buen reflejo de la realidad regulatoria Chilena La relación entre costo de capital y esquema de regulación se explicará en el capítulo 6 Respecto del premio por riesgo, en Estados Unidos existe una extensa estadística sobre los retornos mensuales de una cartera diversificada. Ibbotson & Sinquefield registraron por mas de 60 años el retorno de un portfolio diversificado, utilizando el Standard & Poor Composite Index. Este índice accionario está compuesto por una gran variedad de acciones muy transadas y representativas de diversos sectores de la economía. La ponderación de cada acción en el índice corresponde al precio de bolsa multiplicado por el número de acciones en circulación. En estudios posteriores se corrigieron los resultados estadísticos de manera a incorporar los dividendos, y así obtener los retornos reales de las acciones. Finalmente el premio por riesgo, calculado sobre la base de este índice, alcanza un valor de 8,4 por ciento para el período Otro investigador en este tema fue Robert Merton, quién desarrolló diversos modelos en base a la misma información histórica. En ellos, Merton incluye el efecto de heterocedasticidad 6 de las series e incorpora una restricción de no-negatividad, vale decir, corrige bayesianamente aquellos premios por riesgo ex post negativos de tal forma de asignarles un valor menor pero siempre positivo. De esta manera, los valores de premio por riesgo calculados a través de estos modelos fueron sensiblemente mayores a los calculados por Ibbotson & Sinquefield, alcanzando una norma de 10 por ciento. 7 El valor de Beta se analizará en el capítulo 6 de esta memoria.