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Informe N° 524-2013-GART
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
División de Distribución Eléctrica
Resolución del Recurso de Reconsideración
interpuesto por Luz del Sur contra la
Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD
Expediente N° 450-2012-GART
Diciembre 2013
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Resolución del Recurso de Reconsideración interpuesto por Luz
del Sur contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD
1. Introducción
Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD (Resolución 203), publicada en
el Diario Oficial El Peruano el 16 de octubre de 2013, OSINERGMIN fijó el Valor Agregado
de Distribución (VAD) y Cargos Fijos para el periodo 01 de noviembre de 2013 al 31 de
octubre de 2017 (2013-2017).
Dentro del plazo establecido, hasta el 07 de noviembre de 2013, Luz del Sur interpuso
Recurso de Reconsideración (Registro N° 8934-2013-GART) contra la Resolución 203,
recibido el 07 de noviembre de 2013.
El recurso fue sustentado por los representantes de Luz del Sur en Audiencia Pública llevada a
cabo el 28 de noviembre de 2013, en la Sala de Reuniones de la Gerencia Adjunta de
Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN.
De acuerdo con el Procedimiento de Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017,
corresponde a OSINERGMIN el análisis y resolución del recurso, lo cual es materia del
presente informe.
Cabe indicar que toda la información del procedimiento, incluidos los recursos de
reconsideración presentados contra la Resolución 203, se encuentran a disposición de los
interesados en la página web www.osinerg.gob.pe (opción: Regulación Tarifaria,
Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Tarifaria Noviembre
2013).
2. Petitorios
De acuerdo con el recurso interpuesto por Luz del Sur, los petitorios son los siguientes:
2.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU): Declarar la nulidad parcial
de la Resolución 203 en el extremo que no reconoce la PTU dentro de los costos del
personal de la empresa modelo para la fijación del VAD 2013-2017.
2.2 Gradualidad de las Pérdidas No Técnicas (PNT): Dejar sin efecto la gradualidad
establecida para las PNT.
2.3 Factor de Diversidad de las Subestaciones de Distribución (SEDs): Reconsiderar el
factor de diversidad de las SEDs.
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3. Sustento de los Petitorios
La síntesis de los sustentos de los petitorios del recurso interpuesto por Luz del Sur es la
siguiente:
3.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU)
Luz del Sur considera que la Resolución 203 es nula parcialmente porque en materia de PTU
se presentan a su entender los siguientes vicios de nulidad: (i) no cumple con aplicar la
legislación vigente, (ii) no está motivada y (iii) desconoce los precedentes de fijación tarifaria
infringiendo diversos principios del procedimiento administrativo.
En la secuencia indicada en el párrafo anterior, los argumentos principales de Luz del Sur se
refieren a que (i) OSINERGMIN ha incumplido el Artículo 150° del Reglamento de la LCE,
aprobado por Decreto Supremo 009-93-EM y el Manual de Costos, aprobado por Resolución
Ministerial 197-94-EM/VME (Manual de Costos) al haber omitido incluir la PTU como un
gasto de personal comprendido dentro de la TIR, que con ello se infringe la regla de tipicidad
a pesar de que constituye un gasto de personal según la legislación laboral, un pago
obligatorio para mantener la fuerza laboral, que son un beneficio social y se paga antes de
impuestos constituyendo un gasto tributario deducible, que así lo reconoce la NIC 19 y que no
existe norma que señale expresamente que se excluye la PTU de la TIR; (ii) agrega Luz del
Sur que la Resolución 203 no cumple con el requisito de motivación al no contener
claramente las razones legales, técnicas o económicas que llevaron a OSINERGMIN a no
incluir la PTU como gasto de personal y (iii) señala que la mencionada resolución es nula
porque desconoce precedentes de fijaciones tarifarias de años anteriores, lo que considera que
va contra los principios de buena fe y confianza legítima, predictibilidad y prohibición general
de ir contra los propios actos previstos en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento
Administrativo General (LPAG).
Por lo mencionado, solicita reconocer la PTU dentro de los costos del personal de la empresa
modelo para la fijación del VAD 2013-2017.
3.2 Gradualidad de las Pérdidas No Técnicas (PNT)
Luz del Sur solicita reconsiderar la reducción gradual de las PNT debido a la generalización
de los hurtos de energía en casi todos los distritos de Lima y al incremento del índice de
criminalidad en los últimos años. Señala que, en la fijación del año 2005, se establecieron las
PNT considerando el índice de criminalidad de la zona en la que actúa la empresa y los
mecanismos con que cuenta para reducir dichas pérdidas. Además, indica que las PNT tienen
una relación directa con el índice de criminalidad.
Sustenta su pedido con información de delitos en Lima Metropolitana y Callao y del índice de
criminalidad, así como con información fotográfica de hurtos de energía en diferentes distritos
de Lima.
Finalmente, menciona que los hurtos de energía se han sofisticado, requiriéndose mayores
recursos, y que la rigurosidad en aspectos formales de la normativa de recupero de energía,
promueve la reincidencia de los hurtadores.
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Por lo mencionado, Luz del Sur solicita reconsiderar la reducción gradual de las PNT, ya que
no tiene sentido dicha reducción mientras exista un índice de criminalidad elevado con
tendencia a aumentar.
3.3 Factor de Diversidad de las Subestaciones de Distribución (SEDs)
Luz del Sur solicita reconsiderar el factor de diversidad de las SEDs, sustentando su pedido en
el informe elaborado por el Ing. Guillermo Castillo Justo, el cual adjunta a su recurso.
Al respecto, el informe advierte que en la determinación del factor de simultaneidad (inverso
del factor de diversidad), hay que tener presente el nivel de integración de las demandas, así
como a que nivel está referida la demanda simultánea, ya que en un mismo punto del sistema
eléctrico se pueden obtener distintos valores. Asimismo, el informe señala lo siguiente:
El Consultor VAD y Luz del Sur han presentado las explicaciones teóricas de la
determinación del factor de simultaneidad a diferentes niveles del sistema eléctrico y los
resultados obtenidos, a diversos niveles de agregación, basados en una gran cantidad de
registros, por lo que adoptar valores producto de la experiencia como lo plantea
OSINERGMIN no es coherente y adecuado.
OSINERGMIN cuestiona que el factor de diversidad no haya sido aplicado para las ocho
zonas de densidad de carga, afirmando que no se puede determinar el factor con valores
globales. Sin embargo, termina aplicando factores globales en la empresa modelo.
OSINERGMIN afirma que no es posible obtener un factor de diversidad que se aplica en
baja tensión (BT) utilizando factores de instalaciones aguas arriba, lo cual es válido si se
hubiera utilizado las demandas máximas de los clientes de BT. Sin embargo, el Consultor
VAD utilizó las demandas coincidentes de los clientes de BT con la demanda máxima del
sistema eléctrico, siendo necesario utilizar factores de instalaciones aguas arriba para
determinar las demandas máximas de los clientes de BT en un proceso inverso, a efectos
de dimensionar las SEDs.
El ejemplo gráfico que utiliza OSINERGMIN se basa en un método que no es aplicable,
ya que se requeriría tener registros de los diagramas de carga de todas las SEDs en un
mismo día, el día de demanda máxima del sistema eléctrico, lo cual no existe.
Adicionalmente, se usa como factor de simultaneidad de las SEDs un valor de 0,905
cuando en realidad corresponde al factor de coincidencia. Asimismo, se comete un error al
utilizar diagramas de carga de SEDs cuando la densidad de carga de BT ha sido
determinada con las demandas de los clientes de BT.
Finalmente, el informe concluye que por los análisis efectuados por el Consultor VAD y los
cálculos complementarios de Luz del Sur, basados en registros de mediciones, es
técnicamente válido utilizar un factor de diversidad de 1,35 para el dimensionamiento de las
SEDs a partir de la demanda máxima simultánea del sistema eléctrico.
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4. Análisis de OSINERGMIN
4.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU)
El análisis de los argumentos legales, se encuentra consignado en el Informe Legal N° 519-
2013-GART.
Sin perjuicio del análisis legal, debemos señalar que la PTU viene siendo reconocida a través
del Costo de Capital o Tasa de Actualización de 12% previsto en el Artículo 79° de la LCE.
Por lo tanto, incorporar la PTU como un costo de operación y mantenimiento, a la vez que
significa una redundancia en el reconocimiento de costos, impactaría también en la viabilidad
de la aplicación del criterio de Empresa Modelo, tal como a continuación se demuestra.
El cálculo del VAD de acuerdo con el Artículo 64° de la LCE debe basarse en una Empresa
Modelo eficiente, este concepto previsto en la LCE fue adoptado de la regulación chilena, uno
de los pocos países que utiliza dicho criterio para la regulación de los monopolios naturales.
El criterio de la Empresa Modelo busca “emular la competencia”1 ya que su intención es que
las tarifas sean iguales al costo medio de largo plazo de una empresa eficiente. Esto les
permite a las empresas reguladas obtener una rentabilidad normal sobre su capital, tal como
ocurriría si la empresa fuese competitiva.
Para entender cómo se fijan las tarifas con el concepto de la Empresa Modelo en general,
basta ver un ejemplo simple de una empresa monopólica que necesita invertir un monto K en
capital físico para proveer q unidades demandadas por los usuarios y gasta c Nuevos Soles por
cada unidad producida. La vida útil del capital es T años al cabo de los cuales su valor
remanente es igual a cero. Si el Costo de Capital2 de la industria donde se desenvuelve la
empresa es r y la tarifa fijada por el organismo regulador es p, entonces el valor presente neto
de las utilidades que tendría la empresa, es:
∑
Siendo que la intención de la regulación es que la rentabilidad del capital sea “normal”; esto
se logra si:
∑
Es decir, el valor presente de los flujos descontados (o actualizados) a la tasa del Costo de
Capital de la industria donde se desenvuelve la empresa es igual al costo de inversión inicial.
1 Los criterios de la regulación por Empresa Modelo citados se pueden ver en: REGULACIÓN DE SERVICIOS
PÚBLICOS: ¿HACIA DÓNDE DEBEMOS IR?, Alexander Galetovic y Ricardo Sanhueza
(http://www.cepchile.cl/dms/archivo_3029_2428/rev85_agaletovic_regulacion.pdf 2 El Costo de Capital se denomina también como Tasa de Descuento o Tasa de Actualización y en el caso
específico de la Distribución Eléctrica en el Perú, este valor corresponde a 12% (real anual) tal como lo define el
Artículo 79° de la LCE.
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El regulador al determinar el precio regulado p, lo hace a partir de la siguiente ecuación que
se deriva de la fórmula (1):
Donde: ∑
( )
Nótese que esta determinación de tarifas a partir de la fórmula (1), parte de una situación de
equilibrio, haciendo que el valor presente neto de las utilidades de la empresa debe ser igual a
cero3.
En un esquema como el anteriormente señalado, no debe existir ligazón entre los costos
considerados y las utilidades determinadas en el cálculo, porque de lo contrario ambos
conceptos se retroalimentarían cayendo en un círculo vicioso y perverso, donde mayores
costos por participación de utilidades llevarían a incrementos de tarifas y dichos incrementos
tarifarios luego generarían mayores utilidades, impactando a su vez en mayores costos por
utilidades, luego en incrementos tarifarios, etc., tornando finalmente en impracticable la
utilización del modelo.
Para no caer en este círculo vicioso, el esquema regulatorio señala que los costos utilizados
para calcular las tarifas, deben ser los costos de operación e inversión de una empresa
“Eficiente” o “Modelo” y no de la Empresa Real; entendiéndose que dichos costos deben ser
los evaluados hasta antes de impuestos (antes de las utilidades), de lo contrario se cae en el
riesgo de retroalimentación antes señalado.
Los requerimientos de rentabilidad y los gastos originados a partir de las utilidades de la
Empresa Modelo, están considerados en el Costo de Capital o Tasa de Actualización que se
utiliza en la determinación de las tarifas, ésta tasa que se define como una tasa justa y
razonable, considera los riesgos de la actividad en que se desenvuelve la Empresa Modelo y
permite cubrir los requerimientos de los Agentes de Interés (Inversionistas, Trabajadores,
Estado) a partir de las utilidades. En este sentido, dichas utilidades se asignan a los
inversionistas como dividendos (por acciones comunes o acciones preferentes), a los
trabajadores como participaciones y al Estado como Impuesto a la Renta. Por lo tanto, dichos
requerimientos de rentabilidad, están considerados dentro del Costo de Capital, establecido en
el Artículo 79° de la LCE.
Desde otra perspectiva, a través del análisis económico-financiero de una inversión o
empresa, se llega también a la conclusión que la PTU debe ser considerada en el Costo de
Capital y no en los Costos de Operación y Mantenimiento considerados en la evaluación de la
TIR, ya que para determinar la rentabilidad de una inversión o proyecto, se debe llegar a la
siguiente relación:
En la relación mostrada en la figura anterior y tomando como base el equilibrio de los
inversionistas, se entiende que el Costo de Capital representa el costo de los fondos provistos
por dichos accionistas (Costo del Capital Propio o Equity), el cual se paga con los dividendos
3 El sustento hasta este punto se puede ver en la publicación de Galetovic y Sanhueza, antes citada.
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obtenidos a partir de las utilidades de la empresa (al igual que la PTU). Por lo tanto, si de
dichas utilidades se reserva legalmente un determinado porcentaje para ser entregado a los
trabajadores de la empresa como participación obligatoria (PTU), lo lógico es que se preserve
el equilibrio del inversionista, multiplicando por el factor 1/(1-porcentaje de la PTU) el Costo
del Capital Propio o Equity, para dar lugar a un nuevo requerimiento de Capital Propio o
Equity, que tome en consideración el reconocimiento de la PTU, tal como muestra la siguiente
figura, para el caso del PTU igual a 5%.
La forma de reconocimiento del PTU anteriormente mostrada, es la única que llega al justo
reconocimiento del PTU (como un porcentaje determinado), ya que si dicha participación se
agrega como un valor (en Nuevos Soles) dentro del flujo de fondos sobre el cual se determina
posteriormente la TIR, se produce un círculo vicioso y perverso, donde la PTU como costo
(valor en Nuevos Soles) de un periodo llevaría al incremento de la TIR y de tarifas, por lo
tanto en el siguiente periodo se tendrían mayores utilidades, las que a su vez elevarían el valor
de la PTU, impactando en mayores tarifas, utilidades y valor de la PTU, y así sucesivamente,
de los siguientes periodos; rompiéndose así el equilibrio de remuneración a los inversionistas,
quienes pasarían a tener ingresos imprevistos e injustificados, a costa de las tarifas que
pagarían los usuarios, en este caso, del servicio público de electricidad.
En ese sentido, desde el punto de vista regulatorio y económico, la PTU forma parte de la
rentabilidad de la empresa modelo y no son inherentes a la operación de dicha empresa, lo
contrario, originaría una distorsión del concepto de la empresa modelo y su inaplicabilidad.
Por lo mencionado, tomando en consideración el análisis de los argumentos legales del
Informe Legal N° 519-2013-GART, el Informe Técnico N° 067-2013-OEE, así como el
análisis regulatorio y económico citado, este extremo del recurso de Luz del Sur debe
declararse infundado.
4.2 Gradualidad de las Pérdidas No Técnicas (PNT)
La empresa sustenta su pedido en el incremento del índice de criminalidad en Lima. Sin
embargo, no presenta información que vincule dicho índice con los hurtos de energía que
permita su cuantificación, a efectos de evaluar los niveles de PNT.
Si bien podría existir cierta relación entre los niveles de PNT y el índice de criminalidad, es
importante tener en cuenta las actividades y los resultados de las empresas, ya que dichos
niveles son afectados por los mecanismos con que cuentan las empresas y sus acciones para el
control de PNT.
En ese sentido, a partir de la información de los balances de energía presentados por las
empresas para efectos del cálculo del factor de ponderación del precio de la energía (Ep),
OSINERGMIN ha estimado los niveles de PNT considerando los ingresos de energía a nivel
de media tensión y las ventas de energía con sus pérdidas técnicas asociadas, las cuales se
determinaron en función de los factores de expansión de pérdidas técnicas estándar
incrementados en 10% para considerar las pérdidas técnicas reales, debido a las características
propias de las instalaciones de distribución eléctrica reales y sus condiciones de explotación
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(capacidad, antigüedad, niveles de sobrecarga, desequilibrios, etc.). Los resultados en los
últimos tres años son los siguientes:
Según los resultados, independientemente de los niveles de PNT, se observa una tendencia a
la reducción en las empresas de Lima (Edelnor y Luz del Sur) y del sur del país (Seal y
Electro Puno), es decir, una tendencia inversa a la del índice de criminalidad. En el caso, de
Electro Dunas, Edecañete y Electrosur muestran una tendencia a mantener los niveles de
PNT. Por otro lado, las empresas de Distriluz y las ubicadas en la Amazonía presentan una
tendencia creciente.
De la evaluación de los resultados de las empresas con mejores rendimientos, se concluye que
es factible la reducción de las PNT a pesar del incremento de los índices de criminalidad, ya
que también inciden mecanismos y acciones de control y reducción de PNT que vienen
aplicando las empresas.
En conclusión, la reducción gradual establecida por OSINERGMIN está sustentada en los
resultados de los niveles de PNT que presentan las empresas con mejores rendimientos, la
cual constituye una señal que incentiva a las empresas de distribución eléctrica a la búsqueda
de eficiencia a partir de la reducción de sus PNT.
Por lo mencionado, este extremo del recurso de Luz del Sur debe declararse infundado.
(1) Porcentajes referidos al ingreso de energía eléctrica a nivel de baja tensión.
Porcentajes de Pérdidas Reales No Técnicas (1)
4,18% 3,76% 3,38%
0,67% 0,60% 0,39%
0%
5%
10%
15%
20%
2010 2011 2012
Edelnor
Luz del Sur
0,62%1,36%
3,61%
10,98% 10,98%
14,49%
4,55% 4,15%
8,97%
8,16%
6,19%
9,34%
0%
5%
10%
15%
20%
2010 2011 2012
Electrocentro Electronoroeste
Electronorte Hidrandina
10,28%
7,41%
5,51%
7,33%
5,78%5,94%
2,59% 2,40% 2,45%
4,05% 3,43% 3,00%
0%
5%
10%
15%
20%
2010 2011 2012
Electro Puno Electro Sur Este
Electrosur Seal
2,02%
4,91%5,69%
7,46% 8,52%
10,97%
0%
5%
10%
15%
20%
2010 2011 2012
Electro Oriente Electro Ucayali
9,80%8,88% 9,00%
9,00%7,93% 8,14%
0%
5%
10%
15%
20%
2010 2011 2012
Edecañete Electro Dunas
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4.3 Factor de Diversidad de las Subestaciones de Distribución (SEDs)
El informe opina que el planteamiento presentado por Luz del Sur es riguroso y correcto
basado en los registros disponibles, sin sustentar esta afirmación, es decir, sin presentar los
análisis y verificaciones que confirmen lo indicado.
El informe sostiene que la gran dificultad para obtener y procesar los registros impide obtener
los factores de diversidad para cada una de las ocho áreas de densidad, sin embargo, se asume
que se disponían de los registros necesarios para obtener el valor desagregado por lo que esos
registros podrían haberse agrupado en las 4 zonas de densidad (sin considerar el efecto de la
contaminación que no incide en esta determinación) para efectuar el cálculo. En la propuesta
de factor de diversidad de OSINERGMIN se planteó un valor global de 1,25 para las 4 zonas
de densidad por no disponer de la información correspondiente a los registros desagregados.
El informe indica que la afirmación de OSINERGMIN acerca de que no es posible determinar
un factor de diversidad que se aplique a la densidad de carga de BT para determinar la
demanda máxima sobre cada SED, utilizando factores de diversidad de instalaciones aguas
arriba de las SED como son los alimentadores de MT y las SET AT/MT, donde además se
incorpore la demanda de los clientes de MT sería válida siempre y cuando la densidad de
carga de BT se hubiera calculado utilizando las máximas demandas de los clientes BT, pero
no en el caso dado que la densidad fue calculada utilizando las demandas de los clientes BT
coincidentes con la máxima demanda de distribución de la empresa, donde es necesario llevar
sus demandas máximas hacia la máxima demanda del sistema de distribución utilizando
precisamente los factores de diversidad aguas arriba de las SED, por lo que resulta totalmente
lógico aplicar un proceso inverso para regresar a las demandas máximas de los clientes, que
es el objetivo para dimensionar las SED. Esta afirmación es una contradicción en sí misma ya
que inicialmente se indica que la afirmación del OSINERGMIN sería válida si la densidad de
carga se hubiera calculado utilizando las máximas demandas de los clientes BT y en la última
frase indica que es totalmente lógico aplicar un proceso inverso (el que plantea Luz del Sur
partiendo de la demanda simultánea en MT) para regresar a las demandas máximas de los
clientes, que es el objetivo para dimensionar las SED. La realidad es que la densidad de carga
de BT se calcula considerando la demanda simultánea al ingreso de la red BT, o sea al nivel
de las SED, y no considerando la demanda máxima de los clientes BT. Por ese motivo el
factor de diversidad a determinar es el que relaciona la demanda máxima no simultánea con la
demanda simultánea (con la que se calcula la densidad de carga BT) de las SED. En ningún
momento se requiere determinar la demanda máxima de los clientes BT, como plantea el
desarrollo conceptual de Luz del Sur.
El informe precisa que el método planteado por el OSINERGMIN (sustentado por el ejemplo
gráfico) no es aplicable por la falta de mediciones, ya que solo se disponen diagramas de
carga de las SED de Luz del Sur registrados, en promedio, para un día al año. Esta
aseveración contradice las afirmaciones de que el cálculo planteado por Luz del Sur está
basado en el procesamiento de un número importante de registros de cargas de instalaciones
de la empresa en todos los niveles de tensión.
El informe indica que el valor de 0,905 planteado en el documento de Luz del Sur es en
realidad el factor de coincidencia entre SED, FCoSED, y no FsimSED. En efecto, en la respuesta
a la observación se invirtieron erróneamente los nombres de los factores, debiendo ser:
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FCoSED = 0,905 y FsimSED = 0,88. No obstante la aclaración, no se afecta los resultados que
sirvieron para sustentar la posición de OSINERGMIN.
Finalmente, el informe indica que en el ejemplo gráfico OSINERGMIN comete otro error
importante al utilizar diagramas de carga de SED, cuando las densidades de carga de BT han
sido calculadas no a partir de las demandas registradas a nivel de SED, sino a partir de
demandas de clientes BT. Esto no es así ya que, según se demuestra más adelante, la densidad
de carga de BT que se utiliza como dato de ingreso para el cálculo de las SED en el modelo
geométrico ha sido determinada por el Consultor VAD a partir de la demanda simultánea al
ingreso de la red de BT, o sea al nivel de las SED, y no a partir de la demanda a nivel de los
clientes de BT.
Respecto al cálculo de la densidad de carga de BT por el Consultor VAD, en la Tabla 100 del
Informe Final Definitivo del Consultor VAD, “Caracterización del mercado” de la página
248, se presentan los valores utilizados para el cálculo de la densidad de carga BT que es la
que se ingresa al modelo geométrico de cálculo de las instalaciones de la empresa modelo
para cada área de densidad. Los valores referidos se presentan en la siguiente tabla:
Según se puede observar la demanda BT total considerada para toda el área zonificada, donde
se aplica el modelo geométrico, asciende a 778 543 kW. Esta demanda no incluye a la
correspondiente a las zonas de sierras y playas que fueron analizadas por un modelo diferente
(PECO).
En el mismo Informe Final Definitivo del Consultor VAD, en la página 267, se presenta la
siguiente Tabla 112 “Balance de energía y potencia empresa modelo ST1”:
Zona Demanda BT [kW]
Área [km
2]
Densidad
BT [MW/km
2]
MAD 409 784,00 86,32 4,75
AD1 151 351,00 55,40 2,73
AD2 132 011,00 77,36 1,71
MD 83 342,00 124,44 0,67
BD 2 055,00 20,75 0,10
TOTAL 778 543,00 364,27
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Del análisis del balance surgen los siguientes valores de demandas coincidentes para toda la
empresa modelo (es decir incluyendo la demanda de las zonas de sierras y playas):
Demanda total de ventas en Baja Tensión = 721 146 kW.
Demanda total de ingreso a Baja Tensión = 796 543 kW.
Según se observa en el mismo balance de energía y potencia la demanda ingresada a la red BT
incluye las pérdidas en subestaciones MT/BT (o SED) por lo que queda claro que se trata de
la demanda que ingresa a las SED.
Si comparamos los valores de demanda BT que se utilizaron para la zonificación vemos que
son un 8% superiores a las ventas totales en BT (incluyendo los clientes en zonas de sierras y
playas) y un 2,3% inferiores (18 000 kW) a la demanda ingresada a la red BT (incluyendo la
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demanda de las zonas de sierras y playas). Esta diferencia de demanda es la correspondiente a
las zonas de sierras y playas.
De lo indicado surge que el cálculo de la densidad de carga fue efectuado considerando la
demanda coincidente al nivel de ingreso a la red de baja Tensión, es decir a nivel de las SED,
y no a nivel de los clientes de BT.
A efectos de verificar el factor de diversidad de los SED de 1,35 propuesto por Luz del Sur, se
realizó un análisis de la carga de los transformadores que consistió en calcular el estado de
carga de los SED en la red de distribución de Luz del Sur considerando los factores de
diversidad propuestos por Luz del Sur y por el OSINERGMIN.
Para desarrollar el cálculo se identificaron inicialmente, a partir de la información presentada
por el Consultor VAD en el Informe Final Definitivo, la cantidad de subestaciones MT/BT y
la capacidad instalada total en las zonas urbana y dispersa de sierras y playas, valores que se
presentan en la tabla siguiente:
A partir de estos valores y de la demanda coincidente de BT con la que se efectuó la
zonificación del mercado urbano, y considerando los factores de diversidad planteados por
Luz del Sur y por el OSINERGMIN de 1,35 y de 1,25 respectivamente, se calculó el factor de
uso promedio de los transformadores instalados en las SED, según se muestra en la tabla
siguiente:
Según se observa de ser correcto el factor de diversidad de 1,35, esto implicaría que el factor
de uso promedio de todos los transformadores instalados en las SED existentes sería de 0,97,
lo que es un valor elevado ya que implica que la totalidad de las SED instaladas están
prácticamente a su capacidad máxima.
Sin embargo, si consideramos el factor de diversidad de 1,25, resulta un factor de uso
promedio de 0,87, valor que resulta prudente y razonable frente a las dificultades de obtener la
información completa para el cálculo del factor de diversidad. Asimismo, este valor es
razonablemente más cercano a los factores de utilización de las SED MT/BT empleados por
el Consultor para el modelamiento de las redes, conforme se puede apreciar en la Tabla 94 de
su Informe Final Definitivo, donde presenta los parámetros de su Modelo Geométrico (página
208 del informe).
Por lo mencionado, surge como conclusión que el factor de diversidad para las SED de 1,35
planteado es elevado y no tiene un sustento válido, mientras que el factor de diversidad de
SED MT/BT Zonas urbanasZonas dispersas
(sierras y playas)TOTAL
Cantidad 6 168,00 457,00 6 625,00
KVA Instalados 1244 235,00 36 747,00 1280 982,00
Demanda BT coincidente 778 543,00 kW 778 543,00 kW
Factor de potencia 0,90 0,90
Factor de diversidad CT MT/BT 1,35 1,25
Demanda máxima para las SED 1167 814,50 kVA 1081 309,72 kVA
Capacidad instalada en SED 1244 235,00 kVA 1244 235,00 kVA
Factor de uso promedio 0,94 0,87
Página 13 de 13
1,25 se valida con los resultados de los kVA considerados para las SEDs, así como el
resultado del factor de uso medio de las SEDs, por lo que en este extremo del recurso de Luz
del Sur debe declararse infundado.
5. Conclusiones
El recurso interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución 203 debe declararse infundado en
todos los extremos que forman parte de su recurso.
Lima, 12 de diciembre de 2013.
[lgrajeda]
Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN 12/12/2013
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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Oficina de Estudios Económicos - OEE Informe Técnico Nº 067-2013-OEE/OS
Análisis y respuesta a los Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD respecto al Reconocimiento de la Participación de los Trabajadores a las
Utilidades
1. Antecedentes
Mediante memorando 0687-2013-GART la Oficina de Estudios Económicos (en adelante, la
OEE) remitió el Informe Técnico N° 054-2013-OEE/OS (en adelante, IT) donde se emitió opinión a
los comentarios y sugerencias de las empresas realizadas sobre el reconocimiento de la
participación de los trabajadores a las utilidades (en adelante, Participación) como un costo de la
empresa eficiente para el cálculo del Valor Agregado de Distribución (en adelante, VAD).
Mediante memorando 0856-2013-GART se solicitó el análisis y respuesta a la OEE sobre los
recursos de reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD
(en adelante, Resolución) que fijó el VAD y Cargos Fijos 2013-2017 en el extremo referido a la
Participación. Al respecto, se remiten los recursos de reconsideración presentados por Edelnor, Luz
del Sur, Edecañete, Distriluz, y Electrodunas.
En el presente Informe Técnico se evalúan los recursos de reconsideración respecto a la
exclusión de la Participación de los gastos de personal reconocidos para el cálculo del VAD fijados
mediante la Resolución. En el Informe Técnico se analiza los aspectos económicos de las cuestiones
en discusión y se emite la respuesta a los argumentos presentados. Se emite opinión únicamente de
los extremos relacionados a aspectos económicos de los mismos. El resto de extremos serán
absueltos por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.
2. Recursos de reconsideración
2.1. Edelnor
Se indica que la Participación es un costo que se suele considerar en la experiencia internacional
y que debe ser asumido por la empresa modelo eficiente (numeral 18). En la Ley de Concesiones
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Eléctricas (en adelante, LCE) y el reglamento (en adelante, RCLE) se señala expresamente que se
debe tomar en cuenta estándares internacionales (numeral 19). Al respecto, se señala que el caso
citado en el IT no es aplicable ya que se trata de beneficios de los trabajadores que son
voluntariamente entregados por la empresa, mientras que la Participación un costo asumido
obligatoriamente (numerales 33 y 34 del informe del estudio Bullar, Falla y Asociados).
Se señala que la Participación no debe incluirse dentro de la tasa de descuento ya que
desequilibraría el modelo. Se considera que la tasa de descuento fijada en la LCE no permite
recuperar los gastos asociados a la Participación (numeral 40 del informe del estudio Bullar, Falla y
Asociados). Incluir las Participaciones implicaría reducir el pago del capital de las empresas, lo que
impediría cubrir su costo de oportunidad (numeral 42 del informe del estudio Bullar, Falla y
Asociados).
2.2. Luz del Sur
No presenta argumentos que requieran opinión de la OEE.
2.3. Edecañete
No presenta argumentos que requieran opinión de la OEE.
2.4. Distriluz
La Participación no forma parte de la rentabilidad de las empresas de distribución ya que es un
derecho a favor del trabajador y no del accionista (numeral 16 y 17). La Participación es una
obligación legal independiente de la distribución de dividendos a favor de los accionistas (numeral
19).
2.5. Electrodunas
Presenta un argumento similar a Distriluz.
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3. Análisis
3.1. Edelnor
a. Sobre la experiencia internacional
En relación a la experiencia internacional, en el IT se hace referencia al tratamiento de los bonos
por desempeño en el esquema regulatorio chileno del sector saneamiento.
El caso de los bonos por desempeño resulta relevante debido a que es un gasto que depende de
los resultados económicos de la empresa, característica que es común a la Participación. En efecto,
de acuerdo a lo señalado en el D.L. 892 la Participación es un pago que se calcula a partir de la
renta imponible del ejercicio gravable neto,1 es decir del resultado que está en función del nivel de
eficiencia que se obtenga de la empresa en su conjunto.
El sustento de la exclusión de los bonos de las remuneraciones de la empresa modelo eficiente
no gira en torno a si el gasto es voluntario o no, como lo señala el informe Bullard, Falla y Ezcurra
que forma parte de recursos de reconsideración de Edelnor. Los bonos por desempeño no son
considerados como un costo debido a los problemas asociados a compensar un gasto de la empresa
que depende de sus resultados y del nivel de eficiencia alcanzado. Es así que en las conclusiones del
documento de BDO Consultores se realiza la siguiente recomendación:2
“(…) se recomienda que los bonos por desempeño que se consideran renta variable no se
incluyan como parte de las remuneraciones de una empresa eficiente, pues existen
argumentos económicos y antecedentes de estudios tarifarios que sugieren su exclusión (…)
En efecto, en ningún caso una empresa premiará una gestión o acto de eficiencia en un
monto superior a los beneficios percibidos por dicho evento que hizo más eficiente a la
empresa, ello implica que de ser financiado por la tarifa (por el usuario), la empresa
1 El artículo 4 de la D. L. N° 892 señala que: “La participación en las utilidades a que se refiere el Artículo 2 del presente Decreto, se calculará sobre el saldo de la renta Imponible del ejercicio gravable que resulte después de haber compensado pérdidas de ejercicios anteriores de acuerdo con las normas del Impuesto a la Renta.” 2 GDO Consultores Ltda. (2008), Análisis de Costos de Remuneraciones en la Empresa Eficiente Sometida a Regulación Tarifaria”, Subsecretaría de Economía, pág. 194-195.
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tendría doble ingreso a su eficiencia; aquella incluida en la tarifa y otra producto de su
mejor desempeño.
Es evidente que el pago de bonos por desempeño buscan mejorar la eficiencia de la
empresa y con ello mejorar sus ingresos, luego si el dueño estuviese dispuesto a traspasar
parte de dicha ganancia al usuario cuando se produjesen, sería razonable incluir como
parte de la tarifa el costo de alcanzar dichos beneficios, situación sobre la cual no se
encontraron evidencias durante el desarrollo del presente estudio.”
Es decir, los bonos por desempeño no son considerados como un costo de personal de la
empresa eficiente debido a que su inclusión generaría una doble fuente de ingresos. Si se reconoce
en la tarifa la empresa recibiría un ingreso por dicha fuente y otro por la eficiencia asociada al
gasto.
El argumento anterior también resulta aplicable a las Participaciones. Si se incluye la
Participación dentro de los costos de personal de la empresa modelo eficiente, la empresa
concesionaria obtendría un ingreso por la tarifa reconocida y otro asociado a la eficiencia obtenida a
la cual está relacionada a dicho gasto.
Adicionalmente, como se indicó en el IT, la Participación se calcularía en función a los
resultados históricos de las empresas. En este caso, si se considera la Participación como un costo
de la empresa modelo eficiente se estaría incluyendo en la tarifa los resultados históricos,
distorsionando el esquema de incentivos al limitar el traslado de las ganancias en eficiencia de un
periodo a otro. Si se incorpora la Participación dentro del costo de personal se estaría reconociendo
las eficiencias de periodos regulatorios pasados, los cuales deberían ser trasladados a los usuarios,
generando un rezago en el traslado de la eficiencia obtenida. Por ello, la Participación no se debería
considerar como parte de los costos de la empresa modelo eficiente.
b. Gastos de Participación implícitos en la tasa de actualización
El esquema regulatorio considera un flujo de caja que tiene como ingresos la inversión
(anualidad del valor nuevo de reemplazo) y los costos de operación y mantenimiento de la empresa
modelo eficiente, buscando que se cumpla con el principio de sustentabilidad (equilibrio
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financiero). La tasa de actualización se utiliza para obtener la anualidad de la inversión3 y evaluar el
flujo de caja.4 La tasa de actualización está vinculada a un flujo de caja que toma en cuenta los
costos de inversión y de operación y mantenimiento, y no se consideran otros gastos posibles que
puede incurrir una empresa concesionaria como los intereses por deuda, los gastos por depreciación
o el pago de impuestos. La tasa de descuento establecida considera la naturaleza del flujo de caja
señalado.
Hay un vínculo entre el flujo de caja y la tasa de actualización a utilizar. En el caso de un
monopolio, si se asume que la empresa se autofinancia y se consideran los gastos antes de la
depreciación de los activos, la empresa recupera sus costos de largo plazo si se cumple:
( )
( )* ( )
K qp c
Q p R r (1)
donde p es el precio, Q la cantidad, c el costo de operación (unitario), K el costo fijo asociado a
la inversión y R viene ser el factor que considera la tasa de actualización r .5
Por otro lado, en el caso que se considere el pago de impuestos y el efecto de la depreciación de
los activos en el flujo de caja, la empresa recupera sus costos de largo plazo si se cumple:
( ) G(D , , )
( )* ( ')*(1 )tK q r
p cQ p R r
……………………(2)
3 El artículo 65 de la Ley de Concesiones Eléctricas señala: “El costo de inversión será la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79 de la presente Ley.” El artículo 144 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas indica: “La anualidad de la inversión a que se refiere el artículo 65° de la Ley, será calculada ,multiplicando al monto de la inversión el factor de recuperación de capital, obtenido éste con una vida útil de 30 años y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la Ley.” 4 El artículo 71 de la Ley de Concesiones Eléctricas señala: “Si las tasas, antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la tasa de Actualización señalada en el artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados de Distribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.” 5 Bustos, A. y A. Galetovic (2002), Regulación por Empresa Eficiente: ¿Quién es Realmente Usted? Centro de Estudios Públicos, N° 86, p145-182.
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donde G(.) incorpora el efecto de los gastos de depreciación sobre el flujo de caja,6 Dt es la
depreciación tributaria, es la tasa impositiva, y 'r es la tasa de actualización después de
impuestos.7
La tasa de actualización a utilizar depende del tipo de flujo. Si no se considera la depreciación y
ni los impuestos la tasa de actualización es r (ecuación 1), y si se toman en cuenta estos dos
aspectos la tasa de actualización es 'r (ecuación 2) que es igual a (1 )r . Luego, si se utiliza la
tasa de actualización r y se incluyen los efectos de la depreciación e impuestos (ecuación 2) se
compensaría en exceso al capital, dado que ( )R r < ( ')R r , generando distorsiones al esquema
regulatorio y generando posibles incentivos a la sobreinversión.
La Participación es un gasto que se calcula sobre el saldo de la renta imponible, es decir del
resultado antes de impuestos. Asimismo, el impuesto se calcula sobre el saldo descontado del pago
de la Participación. Por ello, la Participación se incluiría como una tasa que afecta el flujo de caja de
los activos, similar al tratamiento de la tasa impositiva (ecuación 2). De esta forma la Participación
está relacionada a la tasa de actualización.
En el marco regulatorio no se considera el cálculo de un flujo de caja que incluya explícitamente
la Participación. El esquema parte del modelo simple de la ecuación 1. La inclusión de la
Participación requeriría el cálculo de otros rubros como la depreciación cuyo tratamiento no se
especifica en el marco regulatorio. Como se señaló en el IT, la forma de cálculo de la depreciación
es un aspecto importante por los efectos que pueden tener la aplicación de ciertas metodologías. Al
respecto, se pueden generar trayectorias de precios no compatibles con el principio de suficiencia y
la rentabilidad considerada para los activos afectando de manera negativa el diseño regulatorio.8
Debido a que no existe un tratamiento explícito de la Participación y no se incluyen rubros
relevantes para su cálculo en el marco regulatorio, en el IT se señaló que en la tasa de actualización
se reconoce implícitamente la Participación. Un tratamiento similar recibirían los gastos por
impuestos los cuales no están incluidos explícitamente en la LCE ni en el RCLE.
6 La depreciación genera ahorros a la empresa derivados del menor pago de impuestos. 7 Bustos, A. y A. Galetovic (2002), Op Cit., p164. 8 Bustos y Galetovic (2002), Op. cit. Asimismo, se puede especificar cualquier trayectoria para la depreciación compatible con la restricción que los ingresos netos de costos operativos cubran el retorno del capital y la depreciación. Newbery, D. M. (1997), Determining the Regulatory Asset Base for Utility Price Regulation. Utilities Policy, 6(1), p1-8.
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Adicionalmente, la tasa de actualización compatible con un flujo de caja que incorpore los
gastos por Participaciones debería ser menor a la utilizada en la ecuación 1 y a la reconocida en la
LCE. Si se incluye las Participaciones como gasto y no se ajusta la tasa de actualización se estaría
pagando en exceso al capital, lo que podría generar efectos de sobre inversión y las ineficiencias
asociadas.
Edelnor sostiene que la tasa de actualización no permitiría recuperar los gastos asociados a la
Participación, impidiendo recuperar su costo de oportunidad. Al respecto, merece mencionar que la
tasa de actualización fijada en la LCE es compatible con un flujo asociado a la ecuación 1. En ese
sentido, dicha tasa permite remunerar las inversiones. En el caso de considerar las Participaciones
como parte del costo de la empresa modelo eficiente, se tendría que calcular una tasa de
actualización compatible con dicho flujo, la cual sería menor a la especificada en la LCE.9 En otro
caso, se generarían problemas de sobreinversión e ineficiencia.
3.2. Distriluz
La Participación se determina en función al saldo de la renta imponible de acuerdo al D. L. N°
892, requiriéndose para su cálculo considerar costos no señalados en el marco regulatorio vigente.
El cálculo de la Participación está vinculado al resultado de la empresa, recibiendo un tratamiento
similar a los gastos por impuestos. Si se incluye los gastos por Participación se tendría que
considerar una tasa de actualización que incorpore el efecto de las mismas en el flujo de caja.
La Participación se puede considerar un derecho a favor del trabajador. Sin embargo, dicho
aspecto no afecta la forma como se calcula la Participación de acuerdo a lo dispuesto en el D. L. N°
892 y sus implicancias económicas-financieras en el flujo de caja de la empresa modelo eficiente.
Asimismo, la tasa de actualización referida en la LCE considera implícitamente la Participación, de
manera similar a otros gastos como los impuestos.
9 En el artículo 79 de la LCE indica: “La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley será de 12% real anual. Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previo estudio que encargue la Comisión de Tarifas de Energía a consultores especializados, en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más el premio por riesgo en el país. En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía y Minas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.”
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4. Conclusiones y recomendaciones
La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria solicitó la opinión de la Oficina de Estudios
Económicos respecto a los recursos de reconsideración presentados por Edelnor, Luz del Sur,
Edecañete, Distriluz, y Electrodunas en el extremo referido reconocimiento de la participación de
los trabajadores a las utilidades como un costo de la empresa eficiente para el cálculo del Valor
Agregado de Distribución.
En éste Informe Técnico la Oficina de Estudios Económicos analiza los aspectos económicos de
los recursos presentados y se emite la respuesta técnica.
En relación al extremo del recurso presentado por Edelnor respecto a la experiencia
internacional, la Oficina de Estudios Económicos opina que el caso de los bonos por desempeño en
el esquema regulatorio chileno del sector saneamiento resulta relevante debido a que es un gasto
que depende de los resultados económicos de la empresa, característica que es común a la
participación de los trabajadores en las utilidades. El sustento de la exclusión de los bonos de las
remuneraciones de la empresa modelo eficiente no gira en torno a si el gasto es voluntario o no. Los
bonos por desempeño no son considerados como un costo debido a los problemas asociados a
compensar un gasto de la empresa que depende de sus resultados. En particular, su inclusión
generaría una doble fuente de ingresos. Si se reconoce en la tarifa la empresa recibiría un ingreso
por dicha fuente y otro por la eficiencia asociada al gasto. Dicho argumento también es aplicable al
pago por participación de los trabajadores en las utilidades.
En relación al extremo del recurso de Edelnor referido a la inclusión de los gastos por
participación de los trabajadores en las utilidades, la Oficina de Estudios Económicos opina que la
tasa de actualización, fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas, considera un flujo de caja de la
empresa modelo eficiente que no incluye rubros relevantes para el cálculo de la participación de los
trabajadores en las utilidades, y que no existe un tratamiento explícito del mismo. Por otro lado,
debido a que la participación de los trabajadores en las utilidades se calcula sobre el saldo de la
renta imponible, es decir del resultado antes de impuestos, recibiría un tratamiento similar al gasto
tributario. La participación de los trabajadores en las utilidades está relacionada a la tasa de
actualización. En el caso que se considere su inclusión como parte del costo de la empresa modelo
eficiente, se tendría que calcular una tasa de actualización compatible con dicho flujo, la cual sería
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menor a la especificada en la Ley de Concesiones Eléctricas. En otro caso, se generarían problemas
de sobreinversión e ineficiencia.
Por último, respecto al extremo del recurso de Distriluz, la Oficina de Estudios Económicos
opina que la participación de los trabajadores en las utilidades se puede considerar un derecho a
favor del trabajador. Sin embargo, dicho aspecto no afecta la forma como se calcula la Participación
de acuerdo a lo dispuesto en el D. L. N° 892 y sus implicancias económicas-financieras en el flujo
de caja de la empresa modelo eficiente. La tasa de actualización referida en la LCE considera
implícitamente la Participación, de manera similar a otros gastos como el impuesto a la renta.
Dr. Arturo Vásquez Cordano Gerente de Estudios Económicos
Eco. Humberto Ortiz Ruiz Especialista I – Estudios Económicos