LIBRO BLANCO DEL MARCO REGULATORIO DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL PERÚ

Transcripción

1 Equation Chapter 1 Section 1 ESCU ELA TÉCN ICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN TECN O LÓ GI CA LIBRO BLANCO DEL MARCO REGULATORIO DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN EL PERÚ DETERMINACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN VAD Consorcio ME-COMILLAS MERCADOS ENERGÉTICOS CONSULTORES (Buenos Aires, Argentina) INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN TECNOLÓGICA, Universidad Pontificia Comillas (Madrid, España) Preparado para: Noviembre de 2009

2

3 Libro Blanco del Marco Regulatorio de la distribución eléctrica en el Perú Determinación del Valor Agregado de Distribución RESUMEN EJECUTIVO Este Libro Blanco es el resultado del trabajo desarrollado en el contexto del servicio de consultoría Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución contratado por el OSINERGMIN al consorcio constituido por Mercados Energéticos Consultores y el Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas. Su objetivo es realizar una propuesta de mejora del marco normativo en lo que se refiere a la metodología de cálculo de la retribución de las empresas distribuidoras en Perú. Esta propuesta utiliza como punto de partida el trabajo realizado por el equipo consultor en sus tres informes anteriores. En el primero de ellos, se realizó un primer análisis del marco normativo peruano en un contexto internacional. Se prestó especial atención a una serie de aspectos considerados relevantes para las mejoras normativas en Perú: estructura empresarial, determinación de los costos de capital y de los costos operativos, incentivos a la mejora en la calidad de servicio, pérdidas de energía, electrificación rural y actividad de comercialización. En este primer informe se pudo concluir que la regulación peruana ha alcanzado un importante nivel de madurez, habiendo proporcionado estabilidad al negocio de distribución. No obstante, también se detectaron diferentes aspectos sujetos a posibles mejoras normativas. En el segundo informe parcial se analizó la evolución del sector de distribución en Perú a lo largo de los últimos años. En concreto, se evaluó la situación financiera de las empresas distribuidoras, la situación de las tarifas de distribución, la penetración del servicio público de electricidad, la evolución de los índices de calidad de servicio, el sistema de supervisión y control de la calidad de servicio, la situación del sistema de comercialización, y la situación del sistema de información operativa, comercial y de costos del sector eléctrico. Como conclusión de este segundo informe, se detectaron dos aspectos en los que el marco normativo no ha conseguido enviar las señales correctas para situar al sistema peruano en una situación adecuada. Se trata del grado de electrificación en zonas rurales (en el que se han realizado importantes avances, pero en el que queda mucho por hacer para situar a Perú un una situación similar a otros países de la región) y de la calidad de servicio. El tercer informe parcial realizaba un análisis crítico del actual marco regulatorio, así como una propuesta de nuevo marco normativo para la metodología de cálculo de la retribución de las empresas distribuidoras en Perú. En este tercer informe también se incluía una primera versión de las modificaciones necesarias a los distintos textos legales, de cara a adaptarlos al nuevo marco propuesto. Por último, en el informe se analizaban las respuestas recibidas por las empresas distribuidoras a un cuestionario en el que se les solicitaba su opinión en diversos aspectos relacionados con el marco del Libro Blanco. i

4 Es de señalar que este tercer informe dio lugar a una prepublicación del Libro Blanco. Esta primera versión ha sido analizada y discutida internamente en OSINERGMIN, dando lugar a una serie de propuestas de mejora que se recogen en esta versión del Libro Blanco. El Libro Blanco está organizado en tres capítulos. En el primero se lleva a cabo un análisis crítico del marco normativo actual, haciendo hincapié en los aspectos que serán objeto de mejoras, teniendo en cuenta tanto la situación actual como la evolución que ha seguido la actividad de distribución en los últimos años. El segundo capítulo está dedicado a las propuestas concretas de mejoras al marco normativo. Al realizar estas propuestas se ha tenido en cuenta el análisis crítico del marco regulatorio, la situación actual de la actividad de distribución en Perú, así como la percepción que tienen tanto el regulador como las empresas de distribución. Finalmente, el tercer capítulo del Libro Blanco contiene el Proyecto de Ley con su correspondiente exposición de motivos. Se han incluido dos anexos en el documento que se consideran de interés: una breve descripción del marco normativo actual, y un resumen del informe realizado por el equipo consultor en el que se analizaba la situación actual del sector de distribución eléctrica en el Perú. Seguidamente se enumeran y resumen brevemente las líneas fundamentales de la propuesta de mejora realizada. Téngase en cuenta que estas mejoras necesitarán un plazo de tiempo para su maduración y discusión antes de poder ser implantadas para la revisión tarifaria del año 2013 La primera modificación propuesta tiene como objetivo dar prioridad y celeridad a la universalización del servicio eléctrico en Perú, consiguiendo en los próximos 10 años un nivel de electrificación prácticamente total en todas las zonas del país. Para ello, se propone modificar el sistema actual de definición de áreas de concesión de la actividad de distribución. En este Libro Blanco se propone que estas concesiones se definan por áreas geográficas, en lugar de utilizando el sistema actual por banda alrededor de la red eléctrica existente. Con ello se ampliarían las actuales zonas de concesión para dar cobertura territorial a las áreas del país susceptibles de ser electrificadas desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. De esta forma, los futuros usuarios del sistema eléctrico serán asignados a una concesionaria que, consiguientemente, administrará, operará y mantendrá las instalaciones transferidas por los ejecutores de los proyectos de electrificación rural en su zona de concesión. Además, esta concesionaria estará obligada a presentar planes para suministrar electricidad a nuevos usuarios dentro de su zona de concesión ampliando la frontera eléctrica. Es claro que las empresas deben realizar un esfuerzo importante por incrementar el grado de electrificación en su concesión, lo que llevará asociados mayores costos que deben ser reconocidos adecuadamente en el cálculo del VAD en cada proceso de revisión tarifaria. Se recomienda continuar (e incluso profundizar) con el mecanismo de compensación entre usuarios FOSE (Fondo Social de Compensación Eléctrica) para que estos costos incrementales puedan ser compartidos entre los mismos. Este mecanismo de socialización ayudará a un desarrollo más justo y dinámico de las zonas menos favorecidas del país. ii

5 El segundo aspecto relevante identificado tiene que ver con instrumentos destinados a la mejora de la gestión en las empresas públicas. Aunque este aspecto no corresponde directamente a las autoridades regulatorias, se considera decisivo para conseguir los resultados perseguidos por la regulación establecida en el Perú, que está basada en señales e incentivos económicos. En el diagnóstico realizado se observa que las empresas públicas, por lo general, presentan niveles de inversión bajos y, por tanto, bajos índices de endeudamiento. Además, sus ratios de rentabilidad son claramente inferiores a los obtenidos por las empresas privadas. Se recomienda al gobierno emprender acciones encaminadas a implantar un gobierno corporativo y una gestión más empresarial en este tipo de empresas. Ésta es una condición necesaria para que las medidas regulatorias propuestas surtan los efectos deseados. En relación con los aspectos operativos para la determinación del Valor Agregado de la Distribución (VAD) se proponen una serie de modificaciones, que se resumen a continuación, al actual marco normativo. En la actualidad, la unidad de eficiencia que se utiliza para determinar el VAD en cada proceso de revisión tarifaria es el sector típico. Así, los estudios de costos de las empresas se basan en el análisis detallado de un subsistema representante de cada uno de los sectores típicos del país. Los resultados obtenidos se extrapolan al resto de los subsistemas pertenecientes al mismo sector típico. Este método de cálculo basado en sectores típicos ha sido uno de los aspectos más controvertidos del actual marco normativo y los constantes cambios en los procedimientos de definición y determinación de los mismos en cada proceso de revisión tarifaria han proporcionado una componente de inestabilidad no deseable en la regulación. Por otro lado, se considera que este modelo resulta demasiado simplificado para representar las características peculiares de la realidad de cada empresa distribuidora, que objetivamente deben considerarse cuando se determinan los costos eficientes de proporcionar el servicio. Como consecuencia, se propone utilizar a las empresas como unidad de eficiencia para la determinación del VAD. Los estudios tarifarios se deberán realizar a nivel de empresa en lugar de por sectores típicos extrapolados para todo el país. La propuesta es que los estudios de determinación del VAD se realicen por separado para cada una de las empresas distribuidoras. Esto supondrá una mejor representación de la realidad (tanto geográfica como de mercado) a la que se enfrenta cada una de las empresas distribuidoras. Para realizar estos estudios se podrá seguir utilizando el concepto de sectores típicos pero aplicados dentro de la empresa, de tal forma que para cada sector se consideren unos costos estándares de las instalaciones y unos costos unitarios de operación y mantenimiento. También se propone que se mantengan los sectores típicos para establecer los estándares de calidad del servicio. Por otra parte, en el caso de las distribuidoras pequeñas, con menos de 100,000 clientes, en lugar de hacer un estudio de cálculo del VAD para cada una de ellas por separado se propone que se agrupen en un único estudio conjunto que se ocupe de todas ellas, estableciendo OSINERGMIN los Términos de Referencia específicos para su desarrollo. El mecanismo actual para comprobar la rentabilidad de las empresas estableciendo agrupaciones no parece adecuado, pues puede enmascarar situaciones particulares de empresas con bajas o altas rentabilidades no correctamente identificadas. Se propone modificar esta comprobación, de tal manera que se calcule la rentabilidad por iii

6 separado para cada una de las empresas sujetas a regulación por incentivos. Se recomienda que el regulador instaure un mecanismo de contabilidad regulatoria para disponer de los costos operativos auditados incurridos por las empresas. Las tasas de rentabilidad finales para aquellas empresas que se salgan fuera del margen de más menos cuatro (4) puntos porcentuales en torno a la tasa de retorno de referencia que marca la ley deberán ser ajustadas. Las que superen el límite superior de rentabilidad se ajustarán a dicho límite traspasando parte de las ganancias obtenidas a los consumidores finales, mientras que a aquellas que no alcancen el límite inferior se les incrementará la tarifa para alcanzarlo, sujeto a unos objetivos de inversión y de reducción de costos operativos impuestos y supervisados por el regulador. Junto a la universalización del servicio eléctrico, el otro gran reto de la actividad de distribución en el Perú es la mejora de los niveles de calidad de servicio. Por este motivo, la propuesta de mejora en el marco normativo incorpora medidas explícitas para incentivar las mejoras en la calidad de servicio (y penalizar su deterioro). En este sentido, se proponen dos tipos de incentivos: uno por calidad del servicio técnico y otro por calidad de atención comercial. El primer término se medirá por la evolución de los índices SAIDI y SAIFI de las empresas y su diferencia con respecto a los valores de referencia fijados por el regulador. Estos valores de referencia se diferenciarán por zonas o sectores típicos, debiendo exigirse, por lo general, niveles de calidad superiores en las zonas urbanas que en las rurales. El segundo índice utilizará un índice que determine el regulador para medir la calidad de la atención comercial y/o la satisfacción de los clientes. Tomás Gómez San Román y resto del equipo consultor iv

7 Libro Blanco del Marco Regulatorio de la distribución eléctrica en el Perú Determinación del Valor Agregado de Distribución CONTENIDO 1. Análisis crítico del actual Marco Regulatorio Acceso universal Remuneración de la distribución Gestión de las empresas públicas Aspectos operativos del cálculo del VAD Instalaciones de subtransmisión Propuesta de reforma del Marco Normativo Concesiones utilizando áreas geográficas Remuneración de la distribución Gobierno corporativo de las empresas públicas Aspectos operativos del cálculo del VAD Regulación de instalaciones de subtransmisión con funciones de distribución Proyecto de Ley Exposición de Motivos Ley de Concesiones Eléctricas Modificaciones por la implantación de concesiones geográficas Modificaciones en el cálculo de los precios máximos de distribución Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Modificaciones por la implantación de concesiones geográficas Modificaciones en el cálculo de los precios máximos de distribución Anexo I Descripción del actual marco regulatorio Anexo II Diagnóstico de la situación de la actividad de distribución eléctrica en el Perú v

8 1. Análisis crítico del actual Marco Regulatorio Este primer capítulo del Libro Blanco está dedicado a realizar un análisis crítico del marco regulatorio actual en lo referente a la remuneración de la distribución. Se prestará una mayor atención a aquellos aspectos que se consideren susceptibles de ser mejorados. Las propuestas concretas de mejora se detallarán en el siguiente capítulo. Antes de comenzar este análisis, hay que destacar que el marco regulatorio actual ha venido funcionando de una manera satisfactoria desde que se implantó. Se puede considerar que, casi al inicio del quinto periodo regulatorio, se ha obtenido suficiente estabilidad en el sistema y que la actividad de distribución ha evolucionado de una manera adecuada. Sin embargo, la ya dilatada experiencia con el marco normativo actual ha permitido localizar que existen algunos aspectos de la regulación que se pueden modificar o mejorar. En primer lugar, el contexto actual es considerablemente distinto al existente cuando se implantó el marco vigente. Una importante diferencia radica en que la cantidad y calidad de la información suministrada por las empresas y disponible por el regulador ha ido mejorando progresivamente. Este hecho posibilita plantearse nuevos esquemas de seguimiento y control de los logros conseguidos por las empresas y el consiguiente traspaso de parte de los beneficios derivados a los consumidores. También se han revelado algunos aspectos de la regulación que no están funcionando como sería deseable. Dentro de ellos, como temas de mayor importancia, se pueden destacar el nivel de calidad de servicio y la electrificación rural (ampliación de la frontera eléctrica). Estos dos temas están presentes en muchos de los comentarios que se incluyen en este capítulo, así como en varias modificaciones que se van a proponer en el segundo capítulo de este Libro Blanco Acceso universal El acceso universal a la energía eléctrica constituye una prioridad del gobierno de Perú y, por tanto, de su regulador. A lo largo de los últimos años se ha realizado un gran esfuerzo, que ha hecho crecer de manera importante el índice de electrificación. No obstante, queda mucho por hacer para alcanzar los niveles de otros países de la región y, en la actualidad, Perú debe definir las políticas adecuadas que permitan llegar, a la mayor brevedad posible, a un nivel de electrificación prácticamente total. En la tabla y gráfico siguientes se presentan los resultados de la evolución del coeficiente de electrificación en Perú. Se muestra un avance importante de diez puntos porcentuales en los últimos diez años, porcentaje que aún es bajo si se lo compara con el de otros países de la región. A nivel de los departamentos, la evolución ha sido disímil, con algunos departamentos que han aumentado el grado de electrificación en más de 30 puntos porcentuales en el período, en tanto 6

9 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas que otros lo han hecho en menos de 5%. Aún se tienen departamentos con niveles de electrificación inferiores al 50%. Tabla. Coeficiente de electrificación según departamento (%) Departamento Total Nacional Amazonas Áncash Apurímac Arequipa Ayacucho Cajamarca Cusco Huancavelica Huánuco Ica Junín La Libertad Lambayeque Lima Loreto Madre de Dios Moquegua Pasco Piura Puno San Martín Tacna Tumbes Ucayali Nota: El coeficiente de electrificación esta dado por la población que cuenta con el servicio de energía eléctrica entre la población total. Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Dirección General de Electricidad - Dirección de Promoción y Estudios. Coeficiente [%] Coeficiente de Electrificación Años Figura. Evolución del coeficiente de electrificación total en Perú Para el éxito de los planes de electrificación rural es imprescindible que las nuevas instalaciones desarrolladas se lleven a cabo contando con la participación activa de las empresas distribuidoras dentro de las correspondientes zonas de concesión. El actual marco normativo no ha resultado del todo exitoso en lo que se refiere a involucrar a las empresas distribuidoras en la expansión de la frontera eléctrica. Claramente, éste es uno de los retos más importantes que deben ser solucionados en el nuevo marco normativo. Es fundamental 7

10 desarrollar un marco que proporcione incentivos a las empresas distribuidoras para que éstas tomen un papel preponderante en la ampliación de la frontera eléctrica. En este sentido, el actual sistema de zonas de concesión por banda podría ser reestructurado, implantando otro sistema que aumentara las obligaciones de las empresas distribuidoras, siempre que estas obligaciones estén suficientemente compensadas en su retribución. Desde el punto de vista estratégico, los planes de electrificación rural deben estar acompañados de otras medidas que promuevan el desarrollo social y económico de las zonas, de tal forma que se incentive el consumo y la realización de proyectos productivos. En este ámbito, las distribuidoras de propiedad pública que operan en las zonas electrificadas pueden jugar un papel dinamizador. En cualquier nueva ampliación de la frontera eléctrica lo óptimo es que sean las empresas de distribución concesionarias las que operen las nuevas redes. Esto debe ser así independientemente de quién haya subvencionado las nuevas instalaciones (si no ha sido la propia empresa, se le cederían los activos como un costo hundido). La empresa distribuidora debería ser retribuida por los costos de explotación, por un costo de reposición y por el costo del capital que haya invertido (si es que lo hay) Remuneración de la distribución En esta sección se analizan una serie de aspectos del marco conceptual, referidos a la remuneración de la distribución (determinación del Valor Agregado de Distribución VAD) que podrían ser considerados como susceptibles de mejora con respecto a la situación actual Gestión de las empresas públicas El actual marco normativo para determinar el VAD en Perú está basado en un esquema de regulación por incentivos. A lo largo de las últimas décadas, se ha comprobado que este tipo de regulación proporciona muy buenos resultados en lo que se refiere a ganancias de eficiencia de las empresas de distribución, que finalmente terminan beneficiando, además de a la propia empresa, a los usuarios finales de las redes. No obstante, los diseños de regulación por incentivos que se han llevado a cabo en los diferentes países siempre se basan en la premisa de suponer un comportamiento empresarial racional desde la perspectiva económica. Es decir, suponen que las empresas se gestionan de manera que intentan maximizar su beneficio. Este enfoque, como se ha indicado, ha proporcionado resultados muy adecuados en multitud de países, pero no está obteniendo sus mejores resultados en países, como Perú, en el que existen un buen número de empresas (habitualmente, de pequeño y mediano tamaño) de propiedad pública. 8

11 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas Así, en el Perú existen pequeñas y medianas empresas de propiedad pública en las que la hipótesis de un comportamiento económico racional no puede ser asumido como hipótesis de partida. Esto se debe a dos motivos. En primer lugar, las restricciones legales a las que están sometidas algunas de estas empresas, tales como la imposibilidad de acceder a financiación ajena para emprender inversiones de importancia. Por otro lado, algunas de estas empresas pueden estar sujetas a presiones políticas que las impidan realizar una gestión independiente. En el diagnóstico realizado de la situación de las empresas distribuidoras se detecta que, en forma relativa, las empresas públicas invierten menos que las privadas y, por consiguiente, tienen muy bajos niveles de endeudamiento. A modo de ilustración se muestra en la siguiente figura el endeudamiento promedio de las empresas del sector, que es igual a 0.46, un valor razonable para los estándares internacionales en el sector de distribución eléctrica. En general, se considera que la relación entre deuda y recursos propios debe estar situada alrededor de un 50% ó 60% EDLN 1.40 LDS 1.20 Endeudamiento SERS 0.60 COEL Promedio ELSM 0.40 EDCA ELN ELNO SEAL 0.20 ELC ELNM 0.00 ELOR ELPU ELS ELSE ELUC Figura. Endeudamiento Promedio (siglas de las empresas aparecen en Anexo II) En relación a las rentabilidades obtenidas por las empresas también se aprecia cómo las empresas privadas presentan, por lo general, mayores rentabilidades que las públicas. En la figura siguiente se muestra el ratio de rentabilidad GIR / VNR promedio de los años 2006 y

12 EDLN ELN LDS Promedio EDCA ELC ELNM ELNO ELS ELSM 0.10 ELSE SEAL 0.08 ELOR SERS ELUC 0.06 COEL ELPU Figura. Rentabilidad del VNR Promedio (siglas de las empresas aparecen en Anexo II) El objetivo de este Libro Blanco es definir las modificaciones al marco normativo de la remuneración de la distribución. Este marco normativo va a ser formulado considerando una racionalidad económica de los agentes participantes, que les permita responder de manera adecuada a la regulación por incentivos. Por este motivo, es muy recomendable realizar las modificaciones (estructurales y/o legales) que se consideren necesarias para que las empresas públicas puedan operar en igualdad de condiciones que las empresas de propiedad privada. De este modo, los incentivos que se diseñen desde un punto de vista de eficiencia económica serán igualmente adecuados para todos los tipos de empresas: de capital privado o de capital público Aspectos operativos del cálculo del VAD En este apartado se van a analizar algunos aspectos relacionados con la metodología de cálculo del Valor Agregado de la Distribución i. Utilización de sectores típicos como unidad de eficiencia La forma en la que se definen y utilizan los sectores típicos para el cálculo del VAD en el Perú es un aspecto susceptible de mejora en la presente propuesta de marco normativo. En un contexto internacional, la utilización de sectores típicos de distribución para calcular el VNR aplicando la empresa modelo, únicamente se aplica en Perú. Aunque también se utilizó en Chile hasta la revisión del año 2000, a partir de entonces se pasó a utilizar el concepto de área típica, 10

13 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas siendo cada empresa clasificada como perteneciente a un área típica específica 1. El actual método de sectores típicos implica una simplificación que podría suponer un tratamiento discriminatorio de unas empresas con respecto de otras, ya que se trata de un método promedio que no recoge elementos diferenciales que se dan en la realidad. Entre estos elementos diferenciales se pueden citar la localización geográfica particular de los consumidores, los elementos diferenciales debidos a zonas de montaña, costa, selva, etc. La siguiente figura representa la distribución de las redes de media tensión clasificadas en los sectores típicos en todo el país, donde se aprecia su gran diversidad en las distintas zonas. En la actualidad se utilizan 5 sectores típicos más uno especial para Coelvisa y otro para los sistemas eléctricos rurales (electrificación rural). 1 Es decir, en lugar de tratar de clasificar a los subsistemas eléctricos de todas las empresas dentro de diferentes sectores típicos (como se hace en la actualidad en el Perú), se pasó a un esquema en el que cada empresa es analizada por separado. 11

14 12 Figura. Redes de MT clasificadas por sectores típicos en Perú

15 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas Existe diversidad de opiniones entre las empresas distribuidoras con respecto a la utilización de sectores típicos como unidad de eficiencia: algunas piensan que en las zonas urbanas (incluido el sector típico 4) los sectores típicos son suficientemente representativos de la realidad, pero en zonas rurales (sector 5) esto no es así. Otras opinan que, en general, el modelo de sector típico es demasiado simplificado para representar las características peculiares de la realidad geográfica, topográfica y climática de cada una de las empresas distribuidoras. La experiencia de estos años ha ido demostrando que los criterios para definir los sectores típicos han ido modificándose en cada proceso de revisión tarifaria, lo que presenta incertidumbre y falta de estabilidad regulatoria. Aunque parece que la clasificación propuesta en la regulación de 2009 puede resultar más adecuada, la falta de control del proceso (como puede ser el método de clasificación de Dalenius) por parte de las empresas distribuidoras hace que éstas sientan que el método de remuneración pueda resultar arbitrario. Por otro lado, la utilización de parámetros de costos en la clasificación podría llevar a algunas empresas a tener comportamientos estratégicos. Así, en el caso de un subsistema eléctrico que está en el límite entre dos sectores típicos, la empresa puede tener un incentivo a la sobreinversión, de modo que el subsistema tenga un CAR (Costo Anual Referencial) más alto y sea clasificado en un sector típico en el que se le reconocerán unos costos mayores. Así pues, parece recomendable modificar el marco normativo de manera que la eficiencia de las empresas distribuidoras no sea analizada a través de la clasificación de todos los subsistemas eléctricos del país en sectores típicos. En cualquier caso, debido a la gran experiencia adquirida en la clasificación de subsistemas en sectores típicos, parece adecuado conceptual y operativamente seguir utilizando el concepto de sectores típicos en lo que se refiere a estandarización de tecnologías y de costos unitarios. También es adecuado mantenerlos para definir los estándares de calidad de servicio. La solución adoptada debe solucionar el problema de que cada empresa distribuidora se enfrenta a unas peculiaridades geográficas distintas y a un mercado con diversas características. Estas diferencias entre empresas, con el sistema actual, pueden suponer un reconocimiento de costos (tanto de inversión como de operación y mantenimiento) que sean mayores o menores de los que deberían corresponder a cada una de ellas ii. Comprobación de la rentabilidad de las empresas De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, antes de fijar el VAD inicialmente calculado para cada una de las empresas, es necesario realizar una comprobación de la rentabilidad que las empresas obtendrían con tarifas que reflejasen dicho valor, de manera que ésta esté en un intervalo de entre más menos cuatro puntos porcentuales (entre el 8% y el 16%) alrededor del valor fijado como referencia (12%). En los casos en los que no se cumpla dicho criterio, hay que hacer un ajuste del VAD de la(s) empresa(s), de manera que la rentabilidad quede dentro de dicho intervalo. 13

16 El mecanismo actual para comprobar la rentabilidad de las empresas estableciendo agrupaciones de empresas no parece adecuado, pues puede enmascarar situaciones particulares de empresas con bajas o altas rentabilidades no correctamente identificados. Además, en el caso de que un grupo de empresas no resulte dentro del margen establecido (en la actualidad, entre el 8% y el 16%), se debe corregir el VAD de todas las empresas del grupo, aún cuando no todas ellas incumplan el criterio. Así pues, parece adecuado implantar un procedimiento en el que realmente se verifique la rentabilidad de cada una de las empresas con el fin de realizar esta comprobación. Este mecanismo de verificación es una de las principales fuentes de preocupación de las empresas distribuidoras. Además de la agrupación por empresas, las distribuidoras consideran que el cálculo de la rentabilidad no refleja su realidad, tanto en lo que se refiere al cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo existente, como a la estimación de los costos operativos a partir de dicho VNR existente iii. Calidad de servicio Tal y como se ha constatado en el análisis de la actividad de distribución en el Perú, los índices de calidad técnica apenas han mejorado a lo largo de los últimos años. Es más, se observa un empeoramiento en los sectores típicos más rurales. En las siguientes figuras se muestra la evolución de los indicadores SAIFI y SAIDI durante los años en los diferentes sectores típicos. Evolución SAIFI SAIFI Sem ST1 ST2 ST3 ST4 ST5 Figura. Evolución SAIFI (Int#/semestre) entre los años 2005 y 2007 (Fuente: OSINERGMIN) 14

17 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas Evolución SAIDI SAIDI Sem ST1 ST2 ST3 ST4 ST5 Figura. Evolución SAIDI (horas/semestre) entre los años 2005 y 2007 (Fuente: OSINERGMIN) El indicador SAIDI ha mantenido una tendencia creciente en los ST1 y ST4 y no definida en el resto de los sectores. Una tendencia similar se observa para el SAIFI. Los sectores ST1 y ST5 tienen los mejores indicadores con apartamientos que no superan el 50% respecto de las metas especificadas. El resto de sectores ST2, ST3 y ST4 presentan indicadores con apartamientos de entre 144 y 210% respecto de las metas especificadas 2. Así pues, el esquema actual de multas asociado a los índices técnicos de calidad zonal parece que no ha hecho a las empresas distribuidoras aumentar sus inversiones, sino incurrir en gastos adicionales para judicializarlas. En la parte comercial, la calidad de servicio sí ha mejorado, pero la percepción general es que no se ha mejorado en la imagen del servicio público de electricidad ante el usuario. En este sentido, se podría comenzar a utilizar algún tipo de índice para medir la satisfacción de los usuarios con el servicio recibido. En conclusión, en un aspecto tan importante como éste, se deben proponer esquemas de incentivos o penalizaciones que afecten de forma importante a la remuneración de las empresas y que por tanto las incentiven a la mejora. En concreto, las tendencias internacionales fuera de la región 3 indican que el camino 2 Para más detalle a este respecto, se puede consultar el Segundo Informe Parcial elaborado por el equipo consultor. 3 En concreto, estas tendencias se observan claramente en Europa y en algunos estados de los Estados Unidos. Para obtener un mayor detalle, se puede consultar el Primer Informe Parcial elaborado por el equipo consultor. 15

18 adoptado consiste en incluir incentivos explícitos dentro de la determinación de la remuneración de las empresas asociados a la mejora de la calidad técnica del servicio. En cualquier caso, y tal y como se ha indicado con anterioridad, para que la implantación de estas medidas suponga un éxito es imprescindible que la gestión de las empresas públicas se vuelva más empresarial y se agilicen los procesos de toma de decisión en cuanto a inversiones y gestión de la empresa. Además, es necesario que la definición de los índices de calidad y sus formas de monitorización y control sean precisamente definidas y reguladas iv. Utilización de la misma regulación para todas las empresas distribuidoras Un aspecto de interés del actual marco regulatorio es que se aplica por igual a todas las empresas de distribución, independientemente de su tamaño y de su estructura de propiedad (pública o privada). En la tabla siguiente se muestra la estructura empresarial de la actividad de distribución en Perú. Como puede apreciarse, en el Perú existen 8 empresas distribuidoras con menos de 100,000 clientes. En una buena parte de las regulaciones en las que existen empresas grandes y pequeñas distribuidoras, es habitual que exista un régimen especial que se aplica a estas pequeñas distribuidoras que no pueden beneficiarse de economías de escala. 4 Tal y como se analizó en el Segundo Informe Parcial, el regulador ha venido trabajando de manera adecuada en este sentido a lo largo de los últimos años. 16

19 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas Nombre de la empresa Tabla. Empresas de Distribución: Características Principales Área geográfica (km2) Tipo de área Propiedad Nº de clientes Energía suministrada [MWh] EDLN Edelnor 2,441 1/2/3/5 Privada 986,381 4,784,495 LDS Luz del Sur 3,001 1 Privada 781,543 4,992,948 ELNM Hidrandina / 3 / 4 / 5 Pública 469,967 1,030,827 ELC Electrocentro 6,349 2 / 3 / 4 / 5 Pública 433, ,833 ELNO Electronoroeste / 3 / 4 / 5 Pública 279, ,973 ELSE Electro Sur Este 6,111 2 / 3 / 5 Pública 266, ,682 SEAL SEAL n/a 2 / 3 / 4 / 5 Pública 264, ,897 ELN Electronorte / 3 / 4 / 5 Pública 247, ,432 ELOR Electro Oriente 420,105 2 / 3 / 4 / 5 Pública 150, ,440 ELPU Electro Puno n/a 2 / 3 / 4 / 5 Pública 137, ,868 ELSM Electro Sur Medio n/a 2 / 3 / 4 / 5 Pública 130, ,897 ELS Electrosur n/a 2 / 5 Pública 108, ,813 ELUC Electro Ucayali 102,411 2 / 3 / 4 Pública 48, ,643 EDCA Edecañete / 4 Privada 27,484 84,207 Electro Tocache n/a 3 Pública 9,683 10,542 Emsemsa n/a 3 Pública 6,731 7,061 Emseusa n/a 4 Pública 6,212 7,066 SERS Sersa Privada 4,601 4,527 COEL Coelvisa n/a 3 / Especial Privada 1,255 80,491 Electro Pangoa n/a 2 Pública 1,224 1,311 Referencia Tipo de área: 1= Urbano de alta densidad, 2 = Urbano de media densidad, 3 = Urbano de baja densidad, 4 = Urbano-rural y 5 = Rural. En lo que respecta a la aplicación a Perú, la recomendación sería que las empresas pequeñas pudieran unirse o integrarse con empresas mayores para tener economías de escala y poder mejorar su eficiencia. Mientras tanto, se propone que los cálculos de determinación del VAD que se realizarán de forma independiente para cada empresa distribuidora, en el caso de las distribuidoras pequeñas (con menos de 100,000 clientes), se agrupen en un único estudio que se ocupe de todas ellas, estableciendo OSINERGMIN los Términos de Referencia específicos para su desarrollo v. Otros aspectos analizados A continuación se resumen muy brevemente otros aspectos que han sido analizados a lo largo del proceso de elaboración del Libro Blanco, pero que no se consideran tan relevantes a la hora de sugerir cambios en el actual marco normativo. Utilización del VNR para remunerar las inversiones Tal y como se puede concluir en la comparación de los marcos normativos de diferentes países 5, la remuneración de la inversión (ingresos permitidos por el costo de capital o CAPEX) se lleva a cabo en la región utilizando dos modelos 5 Para más detalles, se puede consultar el Primer Informe parcial elaborado por el equipo consultor. 17

20 principales. Por un lado, mediante la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo y, por otro, utilizando el valor de los activos contables y remunerándolos a una tasa determinada. Cuando se implantó la actual regulación en Perú, no existían suficientes datos disponibles para adoptar esta segunda metodología, pero en la actualidad sí hay datos suficientes. Así pues, podría plantearse la utilización de la gran cantidad de información de alta calidad de la que dispone el regulador acerca de las instalaciones de las empresas distribuidoras. Sin embargo, el mecanismo de la anualidad del VNR ha mostrado un buen funcionamiento en el país y ni el regulador ni las empresas distribuidoras lo cuestionan como método para remunerar la inversión. Además, el método contable podría presentar problemas de valoración y seguimiento de activos, actualmente solventados con el enfoque de VNR adaptado. Un aspecto importante a la hora de determinar el VNR adaptado es que las instalaciones que se reconozcan deben estar preparadas para asumir el crecimiento vegetativo de la demanda a lo largo del periodo tarifario. Teniendo en cuenta esta consideración, se definirá una demanda de referencia para el periodo tarifario (en la actualidad se trabaja con la demanda del año anterior al periodo), respecto a la cual se llevarán a cabo las actualizaciones de la remuneración. Utilización de un esquema de precios máximos (price cap) Un aspecto importante a la hora de implantar una regulación basada en incentivos para remunerar a las empresas distribuidoras es el esquema que se va a utilizar. Las dos opciones predominantes son la utilización de un esquema de precio máximo (price cap) y de un esquema de ingresos máximos (revenue cap). En principio, ambos esquemas son totalmente equivalentes en el punto inicial del periodo regulatorio. La mayor diferencia conceptual se encuentra en dos aspectos concretos. Por un lado, los mecanismos que se utilizan a lo largo del periodo regulatorio para actualizar los precios o ingresos máximos. Por otro, la existencia de mecanismos que permitan revisar los precios o ingresos máximos a lo largo del periodo tarifario de acuerdo a las condiciones reales de mercado (demanda) que ha tenido la empresa (verificación ex-post de los ingresos realmente obtenidos). La regulación actual por precios máximos ha obtenido buenos resultados y ni el regulador ni las empresas distribuidoras están por adoptar un esquema de ingresos máximos. Aunque se tratase más de un cambio conceptual que operativo, la percepción de las empresas distribuidoras (ya acostumbradas al esquema de precios máximos) podría ser de que se aumenta la incertidumbre regulatoria, lo que no resulta conveniente para el sector. Tasa de retorno Un aspecto que podría llamar la atención dentro del actual marco regulatorio es la existencia de una tasa de retorno fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas (en la actualidad, el 12%). Se podría considerar la alternativa de migrar hacia una metodología WACC/CAPM. No obstante, la percepción del equipo consultor (que coincide con la del regulador) es que la tasa fijada proporciona estabilidad 18

21 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas regulatoria (combinada con la flexibilidad de calcular rentabilidades obtenidas con +/- 4%) frente a un método que, en teoría, podría resultar más preciso, pero que introducirá incertidumbre para los inversores en cada proceso de revisión tarifaria. Además, no existe liquidez suficiente para calcular el parámetro beta, por lo que en la región se suelen utilizar valores importados de Estados Unidos. Subsidios Actualmente, además del subsidio explícito del FOSE (Fondo Social de Compensación Eléctrica), existe un subsidio cruzado implícito entre los consumidores pertenecientes a la misma empresa. Un análisis que el equipo consultor ha considerado adecuado abordar es si, a nivel país, se puede establecer un subsidio entre todas las zonas de distribución. Esto equivaldría a que en la tarifa a cliente final sólo se reconocería un VAD de distribución para MT, y otro para BT, independientemente de la empresa que suministrase al cliente. Por supuesto, esto supondría el diseño de un mecanismo de compensación entre empresas, para que cada una de ellas recibiese sus ingresos reconocidos. Sin embargo, un análisis pormenorizado de la situación actual lleva a la conclusión de que dicha tarifa única nacional redundaría en beneficio de los usuarios pertenecientes a zonas en las que los criterios de calidad son más restrictivos (básicamente, los usuarios del sector típico 1). Estas restricciones en el diseño de las redes hacen que las tarifas en dicho sector típico sean mayores que las de otros sectores típicos con menos concentración. Así pues, la aplicación de una tarifa única nacional llevaría a una disminución de tarifas en las zonas más desarrolladas, lo que iría en contra del desarrollo social de las zonas más deprimidas del país. Opciones tarifarias A pesar de que el diseño de las tarifas finales y las diferentes opciones tarifarias caen fuera del alcance de este estudio, el equipo consultor considera oportuno indicar algunas conclusiones preliminares que pueden extraerse debido a las sinergias existentes con el resto de los temas tratados en este informe. En la actualidad, existen muchas opciones tarifarias que apenas se utilizan, o incluso algunas que utilizándose inducen o pueden inducir a comportamientos perversos 6. Por este motivo, sería adecuado realizar un estudio actualizado de los patrones de consumo que permita rediseñar las opciones tarifarias, recomendándose la adopción de una estructura lo más simple posible. Este estudio está, además, justificado por el hecho de que se están reemplazando los contadores por nuevos dispositivos que permiten aplicar la variedad de opciones de tarificación que se deseen. 6 Un ejemplo es la tarifa BT5A que factura por la diferencia entre potencia en punta y fuera de punta. 19

22 Por otro lado, en el sistema prepago, para aplicar el cargo fijo es necesario facturar aplicando el consumo histórico de cada cliente. En ocasiones surge el problema de que si un mismo cliente realiza su compra en dos lugares distintos, en uno de ellos puede no existir el archivo histórico de las compras que ha realizado en el otro. Así pues, se debería tender a utilizar un sistema de facturación mucho más simple, únicamente utilizando un término por energía. Además, habría que pensar en fórmulas alternativas para eliminar la barrera de entrada, que supone el alto costo para acceder a esta tarifa. Mientras que no se elimine esta importante barrera, no se puede esperar que se generalice la adopción de este tipo de tarifas a lo largo de las distintas zonas del país. Hay que hacer notar que en los sistemas eléctricos rurales los costos de conexión están directamente subvencionados por el Estado, por lo que dicha barrera de entrada se ha eliminado. En cambio, esta barrera de entrada sigue existiendo en el resto de las zonas del país, impidiendo la extensión de su uso Instalaciones de subtransmisión En la actualidad, existen empresas distribuidoras que poseen instalaciones de subtransmisión (con un voltaje de alrededor de 30 kv) que cumplen funciones de distribución. Se trata de instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión que transfieren electricidad desde una barra del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor final. Estas instalaciones son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente. No obstante, son reguladas mediante un marco normativo distinto del de las instalaciones de distribución, basado en un principio de coste de servicio o cost-plus regulation. Este doble esquema de regulación actuando sobre una misma empresa, de inversiones reconocidas en instalaciones de subtransmisión y regulación por incentivos para reducir costes en instalaciones de distribución puede crear ineficiencias en las decisiones adoptadas por las empresas. Por ejemplo, si la tasa de retorno aplicada sobre la inversión es atractiva, una empresa sujeta a este régimen desarrollaría en mayor medida la red de alta tensión para acercar las instalaciones a los clientes y minimizaría el desarrollo de las redes de media y baja tensión sujetas a un esquema de reducción de costos, creándose una distorsión en el desarrollo óptimo de la red. Sería entonces, recomendable, analizar la manera de compatibilizar ambos marcos normativos para optimizar la regulación de todas las instalaciones de la empresa distribuidora. 20

23 Análisis del marco regulatorio para la determinación del Valor Agregado de Distribución Análisis para las mejoras normativas 2. Propuesta de reforma del Marco Normativo A pesar de que el actual marco regulatorio ha venido funcionando de una manera que se puede calificar, desde una visión general, de muy positiva, tanto el regulador como las empresas de distribución son conscientes de que algunos aspectos concretos se pueden mejorar en beneficio de todos los agentes. En este segundo capítulo se concreta la propuesta de mejora de marco normativo en lo que se refiere a la remuneración de la actividad de distribución eléctrica. El objetivo del mismo es detallar y justificar todos los cambios que se proponen para el nuevo marco normativo Concesiones utilizando áreas geográficas Ya se ha mencionado a lo largo del documento que el acceso universal a la energía eléctrica constituye una prioridad de primer orden del gobierno de Perú. El actual sistema de concesiones de distribución por banda alrededor de la red eléctrica existente se utiliza en un buen número de países de la región y se ha venido considerando una solución adecuada para tratar la realidad de regiones en los que un buen número de habitantes no disponen de acceso al servicio de electricidad. Este sistema ha venido funcionando en Perú a lo largo de los últimos años y los resultados en lo que se refiere a los índices de electrificación han sido razonablemente buenos. No obstante, queda mucho por hacer para alcanzar los niveles de otros países de la región y, en la actualidad, Perú debe definir las políticas adecuadas que permitan llegar a un grado de electrificación prácticamente total en los próximos diez años. En este sentido, el actual sistema de concesiones por banda no ha resultado todo lo exitoso que se desearía en lo que se refiere a involucrar a las empresas distribuidoras en la ampliación de la frontera eléctrica. Una idea que puede funcionar mejor en este sentido es que cada concesionaria se haga cargo de una zona geográfica, proponga planes de electrificación en dicha zona y participe en la obtención de fondos concursables para su desarrollo. Así pues, se propone que en el nuevo marco normativo se pase de las actuales concesiones por banda a un sistema basado en áreas de servicio y de concesión. El punto de partida sería que, en lo que se refiere a la red de distribución, el país sea dividido en áreas de servicio definidas geográficamente. Cada una de estas áreas será asignada a una empresa distribuidora. Este nuevo marco normativo puede mejorar el desarrollo del sistema eléctrico, incrementando el nivel de electrificación. A pesar de que, en un primer momento, las redes actuales serán operadas como hasta ahora, este sistema hará que todos los habitantes del país (estén conectados o no) sean asignados a una determinada área de servicio, con los derechos y obligaciones que esto conlleva. De esta manera, se establece claramente cuáles son las extensiones a la red de distribución que tiene que realizar cada empresa y se puede solicitar, por parte 21

24 del regulador, la realización de planes (tanto técnicos como económicos) para llevar a cabo dicha expansión. Esto supondrá que las empresas distribuidoras tendrán que adoptar un papel más activo en lo referente a la electrificación de las diferentes zonas pertenecientes a su concesión. Este cambio en el marco normativo no tiene por qué suponer ningún cambio en la regulación por incentivos de las empresas distribuidoras. Por supuesto, y tal y como ya se ha mencionado, este cambio normativo tendrá que ir acompañado de las correspondientes modificaciones en la retribución de las empresas distribuidoras de manera que éstas puedan recuperar los costos (tanto de inversión como de explotación) en los que incurran debido a las ampliaciones de la frontera eléctrica que lleven a cabo dentro de su zona de concesión. Es claro que las empresas deben realizar un esfuerzo importante por incrementar el grado de electrificación en su concesión, lo que llevará asociados mayores costos que deben ser reconocidos adecuadamente en el cálculo del VAD en cada proceso de revisión tarifaria. Se recomienda continuar (e incluso profundizar) con el mecanismo de compensación entre usuarios FOSE (Fondo Social de Compensación Eléctrica) para que estos costos incrementales puedan ser compartidos entre los mismos. Este mecanismo de socialización ayudará a un desarrollo más justo y dinámico de las zonas menos favorecidas del país Remuneración de la distribución En esta sección se realizan una serie de propuestas de modificación del marco conceptual, referidos a la determinación de la remuneración de la distribución (VAD) Gobierno corporativo de las empresas públicas En el capítulo anterior se ha justificado la necesidad de realizar las modificaciones (estructurales y/o legales) que se consideren necesarias para que las empresas públicas puedan operar en igualdad de condiciones que las empresas de propiedad privada. Es decir, se trata de obtener un modelo de gestión de las empresas públicas más racional desde el punto de vista económico. Este cambio resulta necesario en el sentido de que la regulación por incentivos (tanto en su marco normativo actual como en el futuro) se diseña considerando que las empresas toman sus decisiones con el objetivo de maximizar su beneficio. En el caso de que existan empresas en las que las decisiones se rigen por otro tipo de criterios, se pone en cuestión la eficiencia del modelo regulatorio, así como la viabilidad de la propia empresa. Este cambio de modo de gestión empresarial resulta necesario en un buen número de empresas de pequeño y mediano tamaño, de capital público, que operan en el Perú. En la actualidad, estas empresas están sujetas a limitaciones o restricciones en la toma de decisiones, que impiden el comportamiento racional 22