EDWIN CRUZ CABALLERO ASESORA: ANGELA INÉS CADENA. Maestría en Regulación Universidad de los Andes. Bogotá, Colombia Junio 1 de 2006

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1 PROPUESTA Y EVALUACIÓN DE UN ESQUEMA DE MECANISMOS E INCENTIVOS PARA LA INCORPORACIÓN DE CAPITAL PRIVADO EN EL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELECTRICA EN COLOMBIA EDWIN CRUZ CABALLERO ASESORA: ANGELA INÉS CADENA Maestría en Regulación Universidad de los Andes Bogotá, Colombia Junio 1 de 2006

2 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

3 OBJETIVO - Metodología A partir de un análisis técnico y económico de la actividad de distribución eléctrica en Colombia, se evalúan esquemas de organización industrial en el sector que: Mejoren la productividad de estos agentes y su gestión administrativa mediante la incorporación de capital privado. Contribuyan a lograr mejores tarifas para los consumidores y la sostenibilidad financiera de la actividad de distribución en el país. Garanticen la expansión de la infraestructura en regiones donde se ha dificultado la gestión eficiente y efectiva de empresas tradicionalmente públicas.

4 OBJETIVO - Metodología Para esto: Se evaluaron el impacto sobre el costo unitario de prestación del servicio y los cambios en los excedentes del productor y del consumidor y en los montos de subsidios y contribuciones de diferentes esquemas de conformación de mercados y agrupamiento de empresas. Se realiza una valoración de las empresas y se propone una subasta. Y se plantean interrogantes acerca de: La incidencia de esta propuesta de organización sobre la actividad de comercialización, el mercado minorista y en general el mercado de energía.

5 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

6 JUSTIFICACIÓN Los programas de incorporación de capital privado en empresas eléctricas del sector eléctrico, o desincorporación de activos" del sector público, hacen parte integral de reformas recientes en los servicios públicos. La evidencia empírica demuestra, que el comportamiento de las empresas que han tenido procesos de reestructuración e incorporación de capital privado, es mejor que el de empresas públicas (Lisboa, 2003). Para Colombia, la participación privada en la industria eléctrica es del 35% (Banco Mundial, REDI, 2004) COMERCIALIZACION 82,1% DISTRIBUCION-COMERCIALIZACION 50,9% GENERACION 98,3% GENERACION-COMERCIALIZACION 26,5% GENERACION-DISTRIBUCION-COMERCIALIZACION 3,0% GENERACION-TRANSMISION 100,0% GENERACION-TRANSMISIÓN- DISTRIBUCIONCOMERCIALIZACION 31,8% TRANSMISION 17,1% TRANSMISIÓN-DISTRIBUCION-COMERCIALIZACION 13,1% TOTAL 34,7%

7 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

8 EXPERIENCIA INTERNACIONAL CASO 1. EUROPA Y ASIA Países nórdicos Noruega Finlandia Suecia Turquía Tailandia Ucrania Francia Corea del sur Caso 2. América latina Guatemala El salvador Nicaragua Honduras Costa rica Venezuela México Chile Brasil Colombia Figura 1. Costos de Distribución en Finlandia para distintos tipos de usuarios. Kinunnen, Kaisa. Pricing of electricity distribution: an empirical efficiency study in Finland, Norway and Sweden. Utilities Policy, 2004

9 EXPERIENCIA INTERNACIONAL Desintegración Vertical NICARAGUA ARGENTINA BOLIVIA Propiedad Privada Integración Vertical Permitida HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA COLOMBIA BRASIL CHILE Propiedad Mixta o parcial participación privada COSTA RICA VENEZUELA CUBA MÉXICO Propiedad Estatal Control Centralizado Estructura Regulada Apertura Parcial Mercado Abierto Cuadro 1. Fuente: CEPAL, OLADE (Actualizado)

10 EXPERIENCIA INTERNACIONAL- Conclusiones Los resultados en materia de incorporación de capital privado en distribución eléctrica, varían en función del país y los objetivos de la reforma en cada región. Los procesos de reestructuración a nivel mundial se han dado en un escenario de liberalización de los mercados y expansión de los sistemas energéticos. En algunos países en vía de desarrollo con procesos de reforma en marcha, los procesos de participación privada no han generado los beneficios esperados con relación a obtención de eficiencias a lo largo de la cadena eléctrica. Esto, por varias razones: Marcos institucionales incipientes Riesgos ex - propiatorios Entorno macroeconómico de las regiones

11 EXPERIENCIA NACIONAL FECHA PROCESO ESTADO DE LA REFORMA CIRCUNSTANCIAS 1997 Capitalización de EM GESA, Despegue del proceso Necesidad de realizar ajustes CODENSA y EEB que mejoraran la operación empresarial en un escenario de nueva organización de la industria y definición de 1998 Capitalización de empresas de distribución (ELECTROCOSTA Y ELECTROCARIBLE) y de transm isión (TR AN SE LC A) 2000 Iniciativa de capitalización de distribuidoras estatales 2004 Iniciativa de capitalización de distribuidoras estatales derechos de propiedad Despegue del proceso Obligación del Gobierno para garantizar la prestación y la calidad del servicio Desaceleración del proceso Urgencia del déficit fiscal de la Nación que busco generar recursos de corto plazo para el gobierno, en un escenario de crisis económica y dificultades para aumentar la expansión, al dism inuir la inversión privada, con empresas poco rentables Redespegue? Aunque existen situaciones de contexto social (i.e.: pobreza, áreas subnorm ales y de difícil gestión) y político (i.e.: influencia política en la administración de las empresas) (5), que inciden de manera sustancial sobre las estructuras de costos de las empresas, el Gobierno ha generado algún tipo de mecanismos para atraer inversión. Cuadro 2. Estado de la reforma en el sector eléctrico y participación privada en distribución eléctrica

12 EXPERIENCIA NACIONAL- Codensa Variación porcentual CU vs. IPC Fuente: CREG

13 EXPERIENCIA NACIONAL- Codensa Fuente: CREG

14 EXPERIENCIA NACIONAL- Codensa INCORPORACION NUEVOS USUARIOS CODENSA POR ESTRATO ene-98 ene-99 ene-00 ene-01 ene-02 Número ene-03 ene-04 ene-05 Bajo - Bajo Bajo Medio - Bajo Medio Medio - Alto Alto TOTAL mes Fuente: CODENSA

15 EXPERIENCIA NACIONAL- Codensa Fuente: EEB, CONDESA

16 EXPERIENCIA NACIONAL- Electrocosta/Electrocaribe Fuente: CREG

17 EXPERIENCIA NACIONAL- Electrocosta/Electrocaribe Evolución Pérdidas Reales Costa-Caribe 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% 1/1/99 1/4/99 1/7/99 1/10/99 1/1/00 1/4/00 1/7/00 1/10/00 1/1/01 1/4/01 1/7/01 1/10/01 1/1/02 1/4/02 1/7/02 1/10/02 1/1/03 1/4/03 1/7/03 1/10/03 1/1/04 1/4/04 % 1/7/04 1/10/04 Mes Fuente: Unión Fenosa Electrocosta Electrocaribe

18 PARTICIPACIÓN PRIVADA- CONCLUSIONES De los casos estudiados para Colombia, vale la pena mencionar que los procesos de incorporación privado, se han dado por dificultades de las empresas públicas para sostener la actividad, relacionadas con criterios de continuidad y calidad en la prestación del servicio. Los diferentes esquemas de incorporación de capital privado en distribución eléctrica en algunas empresas del país ha permitido acercar la tarifa del usuario final al costo real de prestación del servicio, mediante la disminución de los subsidios extralegales y de los sobrecostos de algunos sectores de consumo, dentro del esquema legal de subsidios a los usuarios residenciales de menores recursos. No obstante, se ha generado un rezago tarifario frente al ajuste en las tarifas cobradas al momento de expedir la regulación, cuyo incremento a lo largo del tiempo, ha afectado en mayor medida a los consumidores residenciales de menores ingresos por su baja capacidad de pago. La evolución real de precios de electricidad en empresas reestructuradas ha sido favorable para los usuarios regulados de sus áreas de operación, sin tener en cuentas las variaciones de subsidios y contribuciones.

19 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

20 CARACTERIZACIÓN DE LAS EMPRESAS Fuente: MME, CREG, SSPD (SUI), EMPRESAS

21 Componentes del CU 400,00 COMPONENTES CU EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (Dic. de 2004) 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. Compañía Enegética del Tolima ESP Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. Electrificadora del Caquetá S.A. ESP. Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. Centrales Eléctricas del Cauca S.A. E.S.P Compañía de Electricidad de Tulúa S.A. ESP Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P Empresas Municipales de Cali Eice Empresas Municipales de Cartago S.A. E.S.P. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. Electrificadora de Santander S.A. Empresa de Energía de Arauca E.S.P Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. Ruitoque (Santander) Codensa SA ESP Electrificadora del Meta S.A. ESP $/KWh-Diciembre 2004 Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P Distribuidora del Pacifico S.A. E.S.P Empresa Antioqueña de Energía S.A. E.S.P. Empresas Publicas de Medellín E.S.P. Electrificadora de la Costa Atlántica S.A. E.S.P. Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. Fuente: SSPD (SUI) Empresa Dn1, 1-2 OR C O T G

22 EVOLUCIÓN CU- Algunas empresas Fuente: CREG

23 ESTRUCTURA DE MERCADO (D-C)

24 PÉRDIDAS DE ENERGÍA

25 INDICADORES DE CALIDAD: DES / FES

26 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

27 PROPUESTA En una aproximación al análisis de estructuras de costos para empresas de distribución, se podrían relacionar las distintas empresas que operan mercados con áreas de influencia circundantes y agruparlas por regiones para observar los costos asociados a su operación conjunta, aprovechando algún patrón de economía de escala en las regiones. Empresas con un comportamiento similar en cuanto a costos, serían comparables para proponer metodologías de cálculo de precios de electricidad acordes con la realidad de las empresas, independiente del grupo correspondiente, y de esta manera, tener en cuenta las características de las electrificadoras para la determinación de los cargos. A partir de allí, se evalúa el impacto sobre el costo unitario de prestación del servicio, cambios en los excedentes de los consumidores y las firmas y montos de subsidios y contribuciones de diferentes esquemas de conformación de mercados y agrupamiento de empresas.

28 PROPUESTA-Alternativas de organización ALTERNATIVA I SITUACIÓN INICIAL EMCALI EMCALI ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE EDEQ EEP CHEC DISPAC EADE EEPPMM ESSA CENS RUITOQUE ENELAR EBSA ENERTOLIMA EEC CODENSA CAQUETÁ META ELECTROHUILA CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCARTAGO EMCALI ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE EDEQ EEP CHEC DISPAC EADE EEPPMMM ESSA CENS RUITOQUE ENELAR EBSA ENERTOLIMA EEC CODENSA CAQUETÁ META ELECTROHUILA CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCARTAGO EMCALI

29 PROPUESTA-Alternativas de organización ALTERNATIVA II ALTERNATIVA III ALTERNATIVA IV EDEQ EEP CHEC ENERTOLIMA EEP DISPAC EADE EEPPMMM ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE CENS RUITOQUE ENELAR EBSA ESSA CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCALI EMCARTAGO CODENSA META EEC CHEC EEP EDEQ ELECTROHUILA CAQUETÁ ENERTOLIMA META CAQUETÁ ELECTROHUILA EEP CHEC ENERTOLIMA EDEQ ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE DISPAC EADE EEPPMM CODENSA EEC ENELAR EBSA CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCALI EMCARTAGO RUITOQUE CENS ESSA ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE CENS RUITOQUE ENELAR EBSA ESSA DISPAC EADE EEPPMMM CHEC EDEQ CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCALI EMCARTAGO ELECTROHUILA CODENSA META EEC CAQUETÁ ENERTOLIMA EEP

30 PROPUESTA-Alternativas de organización ALTERNATIVA II ALTERNATIVA III ALTERNATIVA IV EDEQ EEP CHEC ENERTOLIMA EEP DISPAC EADE EEPPMMM ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE CENS RUITOQUE ENELAR EBSA ESSA CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCALI EMCARTAGO CODENSA META EEC CHEC EEP EDEQ ELECTROHUILA CAQUETÁ ENERTOLIMA META CAQUETÁ ELECTROHUILA EEP CHEC ENERTOLIMA EDEQ ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE DISPAC EADE EEPPMM CODENSA EEC ENELAR EBSA CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCALI EMCARTAGO RUITOQUE CENS ESSA ELECTROCOSTA ELECTROCARIBE CENS RUITOQUE ENELAR EBSA ESSA DISPAC EADE EEPPMMM CHEC EDEQ CEDENAR CEDELCA EPSA TULUÁ EMCALI EMCARTAGO ELECTROHUILA CODENSA META EEC CAQUETÁ ENERTOLIMA EEP

31 PROPUESTA-Alternativa III

32 PROPUESTA-Evaluación cambios en el bienestar social Los objetivos generales de un Estado deben orientarse, en parte, hacia organizar políticas públicas de transferencia de rentas entre los individuos. En el caso de actividades monopólicas, el regulador debe identificar un sistema de precios (i.e.: precios de electricidad) que maximicen el Bienestar, así:. max W = V(P) + α π(p) s.a.: π (P) 0 Donde: 0 α 1 V(P) es el excedente del consumidor π (P) es el excedente del productor Para nuestro ejercicio, se supuso que la demanda era inelástica al precio

33 PROPUESTA- Cambio relativo en el costo unitario

34 PROPUESTA- Cambio relativo en los excedentes netos

35 PROPUESTA- Cambio relativo en los excedentes unitarios

36 PROPUESTA- Cambio en el FSSRI

37 PROPUESTA- Impacto sobre la estructura de mercado (D-C)

38 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

39 PROPUESTA-Valoración

40 PROPUESTA-Valoración

41 PROPUESTA- Subasta OBJETIVOS Maximización de ingresos del subastador Forma como se realizaría la subasta Eficiencia en el sentido de Pareto Descendente Ascendente Subasta mediante sobre cerrado Comienza en un valor alto anunciado por el subastador Aumenta en sumas fijas predeterminadas Venta al primer precio Venta al segundo precio

42 AGENDA Objetivo Justificación Participación privada en distribución eléctrica Situación actual de las empresas Propuesta Valoración y mecanismo de subasta Conclusiones

43 CONCLUSIONES Las eficiencias adquiridas en las actividades de carácter competitivo de la cadena eléctrica, así como la reducción de costos vía aumento de la productividad de las firmas reguladas van a beneficiar a los usuarios finales vía menores precios. El mecanismo de subasta óptimo para garantizar la incorporación de capital privado en la actividad de distribución eléctrica es aquel que MAXIMIZA el bienestar social, esto es, se asignaría la región a aquel jugador que presente el mayor precio de compra, y que como operador de electricidad, garantice eficiencia económica en la prestación del servicio en el área de influencia por la que se oferta. Las particularidades de cada mercado de distribución en Colombia llevan a una heterogeneidad en los cargos de distribución y de comercialización, y por ende, del costo unitario (CU) Empresas con un alto componente rural y/o baja densidad de usuarios presentan: Mayor costo de medición y facturación Mayor costo de atención al cliente, mercadeo y recaudo Mayores riesgo financiero y de cartera Mayor riesgo de pérdidas El 90% de los usuarios residenciales del área de influencia de las electrificadoras es de estrato 1, 2 y 3; y esto asociado a altos costos unitarios de estas zonas, lleva a dificultades para el desarrollo de la competencia en el mercado minorista.

44 CONCLUSIONES La dificultad del distribuidor comercializador para elegir sus clientes e imposibilidad para discriminar precios resulta en: En el sector no residencial, los comercializadores puros han capturado los clientes de mayores consumos. El distribuidor no puede competir porque cualquier reducción de precios podría comprometer su viabilidad financiera En el sector residencial los comercializadores puros pueden competir con el incumbente sin tener economías de escala porque se concentran en los mercados de altos consumos, bajos costos unitarios y alta capacidad de pago. La integración de los segmentos de distribución y comercialización con una integración regional como la propuesta podría tener un impacto negativo el mercado mayorista al reducir el número de compradores de electricidad. Es tarea del regulador diseñar los mecanismos que estimulen un mercado de competencia tanto a nivel mayorista como minorista, bajo condiciones económicamente eficientes. Es tarea del Estado, crear los incentivos adecuados para el suministro de electricidad en áreas de difícil gestión y operación, común denominador de las zonas en que operan la mayoría de electrificadoras del país.