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CONTRATO REGULATORIO PARA REGULAR LA ACTIVIDAD DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA EN COLOMBIA
JORGE HENRIQUE CEREZO RESTREPO
LUIS FERNANDO SERNA BEDOYA
HÉCTOR ALBERTO RUIZ DUQUE
Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de Especialistas en Organización Industrial y Regulación Económica
Asesor: GUSTAVO LÓPEZ ÁLVAREZ
UNIVERSIDAD EAFIT
ESCUELA DE ADMINISTRACIÓN
DEPARTAMENTO DE ECONOMÍA
MEDELLÍN
2008
1
Contenido
Resumen ...................................................................................................................................... 4
1 Justificación .................................................................................................................................. 7
2 Descripción de la metodología de remuneración de la actividad de distribución. ..................... 9
3 Problemas identificados con cada revisión tarifaria ..................................................................13
4 Análisis de impactos ...................................................................................................................17
4.1 Activos ................................................................................................................................17
4.1.1 Valor reconocido ........................................................................................................17
4.1.2 Vida útil ......................................................................................................................19
4.1.3 Cantidad y conformación de unidades constructivas (UC) ........................................19
4.2 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) .......................................23
4.3 Pérdidas .............................................................................................................................27
4.4 Tasa de retorno reconocida (WACC) ..................................................................................30
4.5 Calidad del servicio ............................................................................................................34
4.6 Cargos por uso de la red ....................................................................................................36
4.7 Ingresos ..............................................................................................................................37
5 El Contrato Regulatorio ..............................................................................................................39
5.1 Qué es el contrato regulatorio ...........................................................................................39
5.2 Ventajas del contrato regulatorio ......................................................................................42
5.3 Tipos de contrato regulatorio ............................................................................................44
5.3.1 Tasa de beneficio .......................................................................................................46
5.3.2 Regulación por Incentivos ..........................................................................................47
2
5.4 Condiciones para el mecanismo regulatorio .....................................................................52
5.4.1 Restricción de información ........................................................................................52
5.4.2 Restricción de costos de transacción .........................................................................53
5.4.3 Restricción de administración y política ....................................................................53
6 Contabilidad Regulatoria ...........................................................................................................54
7 Experiencias internacionales .....................................................................................................55
7.1 España ................................................................................................................................56
7.2 Finlandia .............................................................................................................................58
7.3 Holanda ..............................................................................................................................59
7.4 Inglaterra ............................................................................................................................60
7.5 Suecia .................................................................................................................................61
7.6 Perú ....................................................................................................................................62
7.7 Brasil ...................................................................................................................................64
8 Propuesta de Contrato Regulatorio ...........................................................................................67
8.1 Valoración de la Base de Activos Regulatoria ....................................................................71
8.2 Valor de la inversión por expansión ...................................................................................72
8.3 Costos de Depreciación ......................................................................................................73
8.4 Costos de administración, operación y mantenimiento (AOM) ........................................74
8.5 Costo de Capital (WACC) ...................................................................................................76
8.6 Calidad ................................................................................................................................76
8.7 Pérdidas .............................................................................................................................81
8.8 Ingreso Requerido ..............................................................................................................81
9 Conclusiones ..............................................................................................................................82
10 Bibliografía .............................................................................................................................84
3
Gráficas
Gráfica No 1: Variación valor de activos empresa área Antioquia ..................................... 17
Gráfica No 2: Variación valor de activos típicos ................................................................. 18
Gráfica No 3: Cantidad de UC por periodo......................................................................... 20
Gráfica No 4: Valor de AOM reconocido Nivel 1 empresa tamaño mediano ..................... 24
Gráfica No 5: Variación AOM reconocido empresa área Antioquia ................................... 26
Gráfica No 6: Gastos de AOM Reales Vs Reconocidos ..................................................... 27
Gráfica No 7: Pérdidas reconocidas por nivel de tensión empresa área Antioquia ........... 30
Gráfica No 8: Tasas de Retorno Reconocidas ................................................................... 32
Gráfica No 9: Variación de los cargos por uso de los principales OR del país ................. 37
Gráfica No 10: Ingreso anual principales OR del país ....................................................... 38
Gráfica No 11: Demanda creciente-Costos decrecientes .................................................. 49
Gráfica No 12: Empresa con calidad mejor que la meta regulada ..................................... 78
Gráfica No 13: Empresa con calidad variable (mejor o peor que la meta regulada) ......... 79
Gráfica No 14: Empresa con calidad inferior que la meta regulada ................................... 80
4
Tablas
Tabla No 1: Porcentaje de AOM reconocido nivel 1 segundo periodo regulatorio ............. 24
Tabla No 2: Niveles de pérdidas reconocidas por nivel de tensión y por periodo .............. 28
Tabla No 3: Valores máximos admisibles DES y FES por grupo de calidad ..................... 35
5
Glosario
ASOCODIS: Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica
CNO: Consejo Nacional de Operación
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
FI: Factor de Instalación
OR: Operador de Red
SDL: Sistema de Distribución Local
SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
STR: Sistema de Transmisión Regional
SUI: Sistema Único de Información
UC: Unidad Constructiva
6
Resumen
La regulación de los sistemas de distribución de energía eléctrica en Colombia
tiene altos costos de transacción entre el regulador y los Operadores de Red
(regateo y búsqueda), porque el regulador se ha centrado mucho más en precisar
los detalles técnicos que en enfatizar en los aspectos económicos que permitan
obtener unas tarifas más eficientes en la prestación del servicio.
Las revisiones de cargos que se han presentado han traído consigo inestabilidad
en las señales regulatorias que aplican a esta actividad, generando incertidumbre
para los distribuidores y para los usuarios.
Este documento propone un contrato regulatorio que minimice los costos de
transacción, brinde señales de largo plazo y de los incentivos necesarios para
llevar las tarifas a la eficiencia sin detrimento de la calidad del servicio.
Este trabajo comienza describiendo la regulación actual de la distribución y luego
se presentan los principales problemas encontrados en los diferentes periodos
regulatorios. Después se presenta el marco teórico de los principales tipos de
contratos o mecanismos regulatorios y a continuación se pasa a describir las
ventajas y el uso de estos mecanismos en el mundo. Por último se propone un
contrato regulatorio para la distribución en Colombia.
7
CONTRATO REGULATORIO PARA REGULAR LA ACTIVIDAD DE LA DISTRIBUCIÓN
DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA
1 Justificación
La regulación de los sistemas de distribución de energía en Colombia tiene altos
costos de transacción entre el regulador1 y los Operadores de Red (regateo y
búsqueda), porque el regulador se ha centrado mucho más en precisar los detalles
técnicos que en enfatizar en los aspectos económicos que permitan obtener unas
tarifas más eficientes en la prestación del servicio. Se puede verificar que cuando
se cambia el periodo regulatorio cada cinco años, el regulador modifica
sustancialmente las condiciones que regulan la actividad, por ejemplo: valor de los
activos, definición de unidades constructivas, costos de Administración, Operación
y Mantenimiento, tasa de remuneración, tipo de remuneración; lo cual repercute
en variaciones importantes de los cargos lo que finalmente afecta tanto a los
operadores como a los usuarios.
Consideramos importante entonces, establecer un contrato regulatorio que
minimice los costos de transacción, brinde señales de largo plazo a los operadores
y contenga los incentivos necesarios para llevar las tarifas a la eficiencia. Todo lo
1 La entidad reguladora en Colombia es la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en la cual el Presidente de la República delega su potestad regulatoria. En adelante, la CREG o la Comisión.
8
anterior conduce a maximizar el excedente social, que es el problema principal de
todo regulador.
9
2 Descripción de la metodología de remuneración de la actividad de distribución.
La metodología vigente para remunerar la actividad de distribución de energía
eléctrica en Colombia está definida en la Resolución CREG 082 del 17 de
diciembre de 20022. Mediante esta resolución se establecieron los principios
generales y la metodología para determinar los cargos por uso de los Sistemas de
Transmisión Regional (STR) y Distribución Local (SDL). Esta metodología
sustituyó a la que estuvo vigente en el periodo 1998-2002, definida en la
resolución CREG 099 de1997.
Desde el punto de vista regulatorio, un Sistema de Transmisión Regional (STR) )
es un sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de
conexión de los Operadores de Red al Sistema de Transmisión Nacional (sistema
que opera a tensiones iguales o mayores a 220 kV), las líneas, equipos y
subestaciones que operan a tensiones mayores a 57.5 kV y menores a 220 kV,
mientras que en un Sistema de Distribución Local (SDL) las líneas y
subestaciones, con sus equipos asociados, operan a tensiones inferiores a 57.5
kV y están dedicados a la prestación del servicio en un mercado de
comercialización.
Las características principales de la metodología actual son las siguientes:
2 Esta metodología se aplica hasta finalizar el segundo periodo regulatorio (2003-2008). Para el siguiente periodo regulatorio (2009-2013) la metodología que aplicará fue definida en la Resolución CREG 097 de 2008.
10
Para los Sistemas de Transmisión Regional (STR): La metodología de
remuneración es por Ingreso Regulado3 (Revenue Cap), con base en el cálculo
del costo anual equivalente de los activos eléctricos valorados según su costo de
reposición a nuevo, costo anual de los activos no eléctricos, y los gastos anuales
de administración operación y mantenimiento AOM. Los activos que se incluyen
en este cálculo son los de conexión al STN y los del Nivel de Tensión 4 (mayor a
57.5kV y menor a 220 kV). El cálculo del Costo Anual se hace valorando los
activos eléctricos que fueron declarados por los Operadores de Red (OR) con
base en el listado de Unidades Constructivas aprobados en la Resolución CREG
082 de 2002, el cual contiene los costos y la vida útil reconocida, y aplicando una
tasa de descuento del 14.06%; el costo anual de los activos no eléctricos se
calcula como el 4.1% de la anualidad de los activos eléctricos. Los gastos anuales
de AOM se reconocen a través de un porcentaje del costo de reposición de los
activos eléctricos: 2% para activos que se encuentran en zonas sin contaminación
y 2,5% para activos que se encuentran en zonas con contaminación salina. La
suma de los anteriores componentes constituye el ingreso anual del STR.
El cargo anual ($/kWh) de cada STR es calculado como la relación entre el
Ingreso Anual del STR y la suma de la demanda total de los usuarios conectados
3 Metodología de Ingreso Regulado (Revenue Cap): Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los ingresos que requiere para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y los activos de conexión al STN, y que sirven para calcular los cargos de los STR.
11
a los sistemas de los OR pertenecientes a dicho STR, en el año anterior al de
cálculo.
Para los Sistema de Distribución Local (SDL): La metodología de remuneración es
de Precio Máximo4 (Price Cap), según la cual se aprueban, para cada OR, los
cargos máximos por unidad de energía transportada en los Niveles de Tensión 3,
2 y 1 de su sistema. El costo anual de la inversión para los niveles de tensión 3 y
2 es la suma de las anualidades de activos eléctricos y no eléctricos, asimilando
los activos eléctricos a Unidades Constructivas, las cuales se valoran con costos
de reposición a nuevo, una vida útil reconocida y una tasa de descuento del
16.06%. El costo anual de los activos no eléctricos corresponde al 4,1% del costo
anual de los activos eléctricos. Los gastos de AOM anuales se reconocen como un
porcentaje del costo de reposición de los activos eléctricos: 2% y 4% para activos
de Nivel de Tensión 3 y 2, respectivamente, y 2,5% y 4,5% respectivamente,
cuando los activos se encuentran en zonas afectadas por contaminación salina.
Se reconocen además, niveles de pérdidas eficientes que se aplican para calcular
los cargos máximos por nivel de tensión para cada OR y para cada uno de los
años del período tarifario.
Para el Nivel de Tensión 1 (menor a 1000 voltios, uso básicamente residencial),
se determina un cargo máximo por concepto de inversión y un cargo máximo por
4 Metodología de Precio Máximo (Price Cap): Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión aprueba, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada en los niveles 1, 2 y 3 de su sistema.
12
concepto de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para redes
aéreas, y otro para redes subterráneas. Los cargos máximos eficientes se definen
a partir de redes típicas aéreas y de redes subterráneas, definidas a partir de
datos reales de una muestra de todos los circuitos de este nivel de tensión de los
OR, los cuales se valoran con costos de reposición considerando una vida útil de
20 años y un diseño de red óptima.
Los cargos así establecidos tienen una vigencia de cinco años; el actual período
regulatorio venció el 31 de diciembre de 2007, y como el regulador no ha
aprobado nuevos cargos, los actuales continuarán rigiendo hasta que la Comisión
apruebe unos nuevos.
13
3 Problemas identificados con cada revisión tarifaria
Desde que se dio la transformación del sector eléctrico en Colombia, a raíz de la
expedición de la Leyes 142 ( Ley de Servicios Públicos) y 143 de 1994 ( Ley
Eléctrica), sobre las cuales se apoyan las resoluciones que regulan la actividad de
Distribución de Energía, se han presentado dos revisiones tarifarias que han traído
consigo, inestabilidad en las señales regulatorias que han aplicado a esta
actividad, generando incertidumbre para los inversionistas que la desarrollan y
para los usuarios.
Algunos de los problemas identificados son los siguientes:
• Valor de los activos: La metodología de valor de reposición a nuevo (VRN)
adoptada por la Comisión, es especialmente inestable debido a que valora los
activos con su valor de reemplazo a precios de mercado para cada período
regulatorio. Lo anterior conlleva a obtener un VRN que puede estar por encima
del costo de la empresa, generando rentas para la empresa, o por debajo,
generando pérdidas.
Esta fluctuación también se puede ver acentuada por factores tales como las
variaciones en los precios internacionales de los insumos, en el tipo de cambio
y de otras variables que afectan en la práctica una parte pequeña de los costos
de la empresa y no la totalidad como asume la metodología. Su uso lleva
14
entonces a pérdidas de eficiencia asignativa y a grandes costos regulatorios en
cada revisión regulatoria.
Dado lo anterior, es deseable tener una metodología de actualización del valor
de los activos que sea previsible para períodos de largo plazo o al menos
relacionada con la vida útil de los activos.
• Definición de unidades constructivas: variabilidad en el número de unidades
constructivas y en su conformación en cada revisión tarifaria, ocasionando
costos innecesarios en su definición por el tiempo que exige tanto de las
empresas como del regulador, sin que estos cambios aporten en la obtención
de unos costos más eficientes.
• Los costos de administración, operación y mantenimiento reconocidos no son
suficientes para remunerar los costos en los que se incurre para desarrollar la
actividad, y adicionalmente, son significativamente inferiores a los reconocidos
en países como Perú y Chile. Así lo muestra un estudio reciente realizado por
el consultor Eduardo Afanador5 en 2007 para ASOCODIS6, que incluyó en su
estudio la mayor parte de las empresas distribuidoras del país.
• Tasa de remuneración: se actualiza para cada período regulatorio, lo que
quiere decir que la inversión hecha en el pasado se actualiza con las
condiciones de cada período que pueden ser mejores o peores para la
5 Afanador, Eduardo I y Konsultorías Ltda. “Remuneración de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento en la Distribución de Electricidad”. Septiembre de 2007.
6 Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica.
15
empresa, lo que se traduce en un reconocimiento de la inversión diferente a las
condiciones eficientes de la misma.
• Tipo de remuneración: se ha presentado redefinición de este aspecto para el
nivel de tensión 4 y el regulador ha tratado de hacerlo en los niveles 2 y 3.
• Acotamiento de cargos lo cual ocasiona que no se remunere completamente la
infraestructura de la empresas.
Problemas en general de la regulación:
• No existe una contabilidad regulatoria que facilite obtener una información
confiable y permita avanzar hacia un esquema por incentivos.
• La regulación colombiana sobre regula o introduce medidas cuyos impactos no
se miden. Es así como muchas de las medidas introducidas en Colombia no
tienen ningún análisis costo/beneficio que las justifique. Tal es el caso de la
regulación de la calidad y la medida que se pensó introducir para el próximo
periodo regulatorio (2009-2013), que implicaba altas inversiones para los
agentes y mayores cargos para los usuarios sin que se perciban mejoras de
estos parámetros para el usuario.
• Inestabilidad Regulatoria por el cambio de las reglas de juego en cada revisión
tarifaria que generan incertidumbre para los agentes distribuidores, al no tener
certeza sobre las condiciones regulatorias que rigen sus negocios, igual
incertidumbre la tiene el usuario por las implicaciones de esta inestabilidad en
la tarifa.
16
• Las medidas que se toman no se miran integralmente de tal forma que se
maximice el bienestar social y se garantice la viabilidad de las empresas que
desarrollan estas actividades.
• En general, las variaciones que se han dado en la remuneración, como las
ocurridas en los períodos tarifarios colombianos, no pueden ser asumidas por
una empresa que quiera invertir en esta actividad, y más aún, garantizar la
prestación del servicio con unos estándares de calidad que no se podrían
cumplir.
• La actividad del regulador no es evaluada periódicamente por una entidad
académica como sucede en otros países, donde existen centros
especializados independientes que realizan esta actividad.
17
4 Análisis de impactos
A continuación mostramos los principales parámetros de los cargos regulados que
han presentado variaciones importantes durante los diferentes períodos
regulatorios transcurridos desde 1998 hasta la fecha.
4.1 Activos
4.1.1 Valor reconocido
La metodología de valor de reposición a nuevo (VRN) adoptada por el Regulador,
es especialmente inestable debido a que valora los activos con su valor de
reemplazo a precios de mercado para cada período regulatorio. Lo anterior
conlleva a obtener un VRN que puede estar por encima del costo de la empresa,
generando rentas para la empresa, o por debajo, generando pérdidas. En la
gráfica No 1 se muestra este impacto para el caso de la empresa que presta el
servicio en el área de Antioquia.
Gráfica No 1: Variación valor de activos empresa área Antioquia
Fuente: Resolución CREG 094 de 2008 y datos empresas EEPPM, EADE y Yarumal
Valor activos Antioquia $ millones dic 2007
2,536,023
3,488,855 3,325,000
1er periodo 2do periodo 3er periodo
18
Para ver la variación en el valor de los activos se toman, como ejemplo, dos
activos típicos: Subestación convencional sencilla de nivel 4 y Línea urbana
circuito sencillo de nivel 4. En la gráfica No 2 se puede ver que hay variaciones
drásticas hacia abajo en el caso de la subestación de nivel 4 y un descenso y
posterior aumento en la línea urbana de nivel 4.
Gráfica No 2: Variación valor de activos típicos
Fuente: Resoluciones CREG 155/97, 082/02 y 094/08.
Esta fluctuación también se puede ver acentuada por factores tales como las
variaciones en los precios internacionales de los insumos, en el tipo de cambio y
así como de otras variables que sólo deberían afectar, en la práctica, una parte
pequeña de los costos de la empresa, como lo son los activos construidos dentro
del periodo regulatorio (Según criterio de la Resolución CREG 094 2008, la
Comisión estima que las inversiones anuales de los distribuidores en promedio
son del 1%), y no afectar a la totalidad de los activos (base de activos existentes),
19
como asume la metodología. Su uso lleva entonces a pérdidas de eficiencia
asignativa y a grandes costos regulatorios en cada revisión regulatoria. Además es
conocido que la industria de la distribución es un negocio maduro en que el nivel
de inversiones es bajo en comparación con un negocio en crecimiento.
4.1.2 Vida útil
Como a partir del valor de los activos se obtiene una anualidad para efectos de su
remuneración, es necesario definir para los activos una vida útil y una tasa de
descuento. Entre el primer y segundo periodo regulatorio no hubo prácticamente
variaciones en la vida útil de los activos, pero si la hubo entre el segundo y tercer
periodo. El cambio que se dio fue muy pronunciado porque para activos como
subestaciones que tenían una vida útil de 25 años se pasó a 30 o 40años,
incidiendo con esto en el ingreso a obtener por el distribuidor. Si bien una
subestación en determinadas condiciones puede durar 30 o 40años, esta sería la
excepción y no el promedio para este tipo de activos.
4.1.3 Cantidad y conformación de unidades constructivas (UC)
Las UC son una clasificación funcional de los activos del distribuidor, por ejemplo:
redes, subestaciones, transformadores etc. Estas unidades sirven para encontrar
el valor de los activos de un distribuidor, porque normalmente se pueden obtener
cotizaciones o valores de compra para cada una de las UC definidas (valor de 1km
de red, valor de un transformador etc.). Como las UC son una clasificación que
20
tiene algo de subjetividad, porque alguien puede considerar que 1km de red en
cable calibre 1/0 y 2/0 es la misma unidad constructiva y le asigna un valor
promedio de los dos conductores y otro podría pensar que deben ser UC
diferentes, esto ha dado lugar a una gran variabilidad en el número de unidades
constructivas y en su conformación en cada revisión tarifaria, ocasionando costos
innecesarios en su definición por el tiempo que exige tanto de las empresas como
del regulador, sin que estos cambios aporten en la obtención de unos costos más
eficientes. El la gráfica No 3 se puede apreciar esta variabilidad.
Gráfica No 3: Cantidad de UC por periodo
Fuente: Resoluciones CREG 155/97, 082/02 y 094/08
El valor de la UC se compone del valor del equipo (por ejemplo un transformador)
o de sus elementos (por ejemplo cables, aisladores etc.), y del factor de
instalación, FI. Este último incluye los costos necesarios para llevar los equipos
desde el puerto o almacén hasta el sitio de instalación, incluyendo el diseño, obras
523
282
411
1er periodo 2do periodo 3er periodo
21
civiles, montaje, interventoría, etc., para poner en funcionamiento los equipos. El
FI varía en cada periodo, incluyendo algunas veces los costos financieros y en
otras no. El valor de referencia para los equipos o elementos ha sido el FOB (Free
on Board) o DDP (Delivery Duty Paid), en dólares o en pesos; la fecha de
actualización de este valor tampoco ha sido uniforme en todos los períodos
regulatorios.
Para el periodo 2003-2008 se publicó la Resolución CREG 73 de 2002 en la cual
se propuso reconocer entre un 9 y un 10% de gastos financieros dentro del FI,
pero en la resolución definitiva (la 082) no hubo tal reconocimiento. Para el tercer
periodo aunque se incluyeron los gastos financieros, su valor fue inferior a la mitad
de lo reconocido en el primer periodo.
También hubo un cambio entre el segundo y el tercer periodo regulatorio para
algunos de los componentes del FI (por ejemplo repuestos, gestión ambiental y
servidumbres), que fueron reconocidos para todas las UC en el periodo 1 y 2, pero
no en el periodo 3.
Otros cambios que se han dado son los relacionados con la remuneración de la
UC Centro de Control que ha sufrido importantísimos cambios en su conformación
y en su valor. En el primer periodo, por ejemplo, se consideró que el OR que
tuviera un centro de control podía cumplir con la calidad exigida por el regulador y
además le representaba rebajar el personal encargado de las labores de
operación del sistema de distribución, reconociendo por lo tanto el 50% de su
22
valor. En el segundo periodo el regulador cambió drásticamente la conformación y
el número de UC introduciendo 10 UC para remunerar los diferentes tipos de
centros de control. Del segundo al tercer periodo continuó remunerando los
centros de control pero pasó a 32 UC.
En resumen, el valor, la conformación y los conceptos sobre los diferentes tipos de
unidades constructivas cambian en cada periodo regulatorio lo que hace que se
tengan costos altos de transacción para obtener finalmente el valor a remunerar
por los activos en cada periodo regulatorio. En el primer periodo el valor de cada
unidad constructiva lo determinó la CREG con aportes individuales de cada
empresa lo cual generó muchos reclamos contra el regulador por diferencias entre
los valores remunerados y los valores de las empresas. En el segundo periodo el
regulador encargó el estudio de los costos y de la conformación de las UC, al
Consejo Nacional de Operación C.N.O, a través del Subcomité de Distribución, el
cual tomó cerca de dos años y fue desarrollado por representantes de las
empresas; para el tercer periodo el regulador contrató con una firma de ingeniería
el estudio de UC cuyos resultados fueron muy cuestionados por las empresas
pues no reflejaban los costos reales de éstas, fue así como entre la fecha en que
se presentó el estudio y las discusiones que se dieron con las empresas de
distribución, pasó más de un año, al final del cual el regulador, por la cantidad y
peso de las observaciones de los distribuidores, decidió contratar otro consultor
para revisar y/o validar los resultados del primer estudio.
23
Dado lo anterior, es deseable tener una metodología clara y estable que permita
la actualización del valor de los activos y de la conformación de las Unidades
Constructivas, que genere confianza en el inversionista (que sea previsible y
estable en el largo plazo, en periodos compatibles con la vida útil de los activos).
4.2 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM)
En el tema de los gastos de AOM no se ha contado con una metodología para
determinar el valor eficiente. Simplemente se aplica una fórmula para determinar
el valor de AOM como un porcentaje del valor de los activos, sin que se conozca
cómo fue hallado dicho porcentaje. Para el segundo periodo se dio un cambio
importante en la forma de cálculo del AOM para el nivel de tensión 1, al definirse
su valor en una cantidad fija en $/kWh por cada transformador de distribución. Si
este valor lo llevamos a la base de porcentaje sobre activos, que fue el método
utilizado en el primer periodo, se pasa de un reconocimiento del 4% en el primer
periodo al 2.34% para red aérea rural y al 0.33% para red aérea urbana, en el
segundo periodo, como se muestra en la tabla No 1. Este valor es similar al
obtenido también en el estudio de Eduardo Afanador (2007) ya mencionado.
24
Tabla No 1: Porcentaje de AOM reconocido nivel 1 segundo periodo regulatorio
Red Rural Red Urbana
Cargo Inversión $/kWh 38,88 15,66
Cargo AOM $/kWh 5,38 0,31
Valor Activos eq $/kWh 229,78 99,55
% (Cargo AOM/Valor activos) 2,34% 0,33%
Fuente: Estudio gastos AOM. Eduardo Afanador. ASOCODIS 2007
Si tomamos como referencia una empresa mediana en Colombia, que llamaremos
Emcol, con un valor de activos del nivel 1 de $400,000 millones, el valor de AOM
anual reconocido en el segundo periodo sería muy inferior al del primer periodo
como se aprecia en la gráfica No 4:
Gráfica No 4: Valor de AOM reconocido Nivel 1 empresa tamaño mediano
Fuente: Estudio gastos AOM Eduardo Afanador ASOCODIS 2007
16.000 16.000
9.360
1.320
Rural aérea Urbana aérea
AOM Nivel 1 ($ millones)AOM 1 periodo AOM 2 periodo
25
Para el tercer periodo se introducen cambios importantes en el cálculo del AOM,
estos son: se hace un promedio entre los gastos reales –en cuentas especificadas
por el regulador- y los reconocidos por el regulador a los distribuidores en el
periodo 2003-2008, éste valor se divide entre el valor total de los activos y con
esto se halla el porcentaje de AOM de cada empresa, estableciendo un límite
máximo del 4% y un mínimo del 1% sobre el valor de los activos7. Para este tercer
periodo se resalta una mejoría en la metodología pues el regulador publica cuales
son las cuentas del Plan Único que se tienen presentes al momento de calcular el
AOM. Para el nivel 1, los AOM de Emcol podrían estar entre $4,000 y $16,000
millones dependiendo de sus gastos en el periodo 2003-2008 (asumiendo que el
valor de los activos permanece igual).
Como se mostró anteriormente, el valor de los activos también ha variado en el
tiempo y por estar el AOM atado a ellos mediante un porcentaje, sufre
consecuentemente cambios en cada periodo regulatorio. Es de resaltar que el
porcentaje del 4% del primer periodo, no equivale al mismo 4% del tercer periodo
pues las bases son diferentes por la variación en el valor de los activos. Los
cambios en el AOM reconocido para la empresa que presta el servicio en
Antioquia se muestra en la gráfica No 5.
7 Límites fijados en la propuesta regulatoria contenida en la Resolución CREG 094 de 2008.
26
Gráfica No 5: Variación AOM reconocido empresa área Antioquia
AOM Antioquia $millones dic 2007
79,159 82,131
104,246
1er periodo 2do periodo 3er periodo
Fuente: Resolución CREG 094 de 2008, información EEPPM y Cálculos propios
La conclusión sobre los costos de Administración, Operación y Mantenimiento
reconocidos en el periodo anterior, es que no son suficientes para remunerar los
costos en los que se incurre para desarrollar la actividad8, y adicionalmente, son
significativamente inferiores a los reconocidos en países como Perú y Chile9. Así
lo muestra el estudio de AOM realizado por Eduardo Afanador10 para ASOCODIS.
8 Los AOM reconocidos representaron en el año 2005 el 62% de los AOM causados, excluyendo los pasivos pensiónales y el 75% al excluir las demás cuentas como impuestos y contribuciones. Teniendo en cuenta que la comparación frente al AOM sin pensiones, impuestos, contribuciones y otras, arroja un déficit del 25%, y que necesariamente los AOM reconocidos deben incluir esas otras cuentas, podría estarse ante una situación de déficit entre un 30 y 35% del AOM causado (entre $230.000 y $270.000 millones).
9 Para el caso del nivel de tensión 2, mientras que en Colombia se reconoce el 4% sobre el VNR, en Chile, para un sector de alta densidad urbano, el AOM reconocido equivale al 7.8% del VNR y en Perú, al 4.5% para ambos niveles. Para el caso del nivel de tensión 1, mientras que en Colombia el AOM que se reconoce equivale para las redes aéreas urbanas al 0.33% del VNR implícito en los cargos que remuneran la inversión, en Chile, en el sector urbano de alta densidad, el AOM reconocido equivale al 4.5% y en Perú al 4.5% para ambos niveles
10 Afanador, Eduardo I y Konsultorías Ltda, Op. Cit., 2007.
27
Con base en información de este estudio, en la gráfica No 6 se muestra que con
excepción de Cetsa (Empresa de Tuluá) y EADE, a ningún otro distribuidor le es
suficiente el valor reconocido para cubrir sus gastos.
Gráfica No 6: Gastos de AOM Reales Vs Reconocidos
0 20 40 60 80 100 120 140
CETSA
PEREIRA
EMSA
EDEQ
CEDENAR
HUILA
CEDELCA
EEC
CENS
ENERTOLIMA
EADE
CHEC
EMCALI
EPSA
EBSA
ELECTROCOSTA
ESSA
ELECTRICARIBE
EEPPM
CODENSA
AOM Gastado vs Reconocido $ millones 2005
Reconocido
Gasto
Fuente: Estudio gastos AOM Eduardo Afanador ASOCODIS 2007
4.3 Pérdidas
En el esquema de remuneración de la distribución no se ha tenido una fórmula o
metodología estándar para el cálculo de las pérdidas de energía reconocidas en
cada periodo regulatorio, cambiando criterios y valores a reconocer.
28
Adicionalmente, no se ha definido la responsabilidad por las pérdidas entre el
distribuidor y el comercializador.
El valor de pérdidas reconocidas se tiene en cuenta para obtener los kWh
eficientes que se usan en el denominador de la expresión utilizada para calcular el
cargo de distribución ($/kWh) que reconoce el regulador (ver numeral 4.6). Un
resumen de los valores reconocidos se muestra en la tabla No 2.
Tabla No 2: Niveles de pérdidas reconocidas por nivel de tensión y por periodo
4 3 2 1 Referencia Consideraciones
Período 1 2% 2% 5% 6% Entrada al Sistema de Distribución Igual para todos los distribuidores
Período 2 1% 1% 3% 6% Entrada a cada nivel de tensiónLos niveles 1 y 2 difiere por operador por la composición urbano-rural
Período 3 1% 2% 1% 6% Entrada a cada nivel de tensión
Nivel 4 igual para todos, los otros niveles reconocen pérdidas técnicas por operador
niveles de tensión
Fuente: Resoluciones CREG 099/97, 82/02 y 097/08
Período 1 (1998-2003): Aunque el esquema regulatorio empezó en 1994, en este
período fue cuando se definieron explícitamente todas las reglas relacionadas con
las pérdidas reconocidas. Se destaca que los porcentajes reconocidos en este
periodo se refieren a la energía disponible del sistema (energía de entrada al
sistema de Distribución)
Período 2 (2003-2008): En este periodo se cambió la referencia del porcentaje
siendo ésta la energía de entrada a cada nivel. Lo anterior afectó
29
considerablemente la cantidad de energía perdida reconocida a los distribuidores.
También se incluyó por primera vez para los niveles 1 y 2, la ponderación de las
pérdidas de acuerdo con la composición urbano-rural de cada distribuidor. Para
los niveles 3 y 4 se reconocieron las mismas pérdidas para todos los
distribuidores.
Período 3 (2009-2013): Por primera vez se reconocen para cada distribuidor y
para los niveles 1, 2 y 3, las pérdidas técnicas. Adicionalmente, para el nivel 1, al
distribuidor se le reconocerán parte de las pérdidas no técnicas. En general, se le
reconocerá a cada distribuidor el costo de su plan de recuperación de energía
perdida. El valor reconocido para el nivel de tensión 4 será el real, y corresponderá
al del sistema de transmisión regional al cual pertenezca el sistema del
distribuidor. En la gráfica No 7 se indican las pérdidas reconocidas por nivel de
tensión y para cada uno de los periodos señalados para la empresa que opera en
Antioquia.
30
Gráfica No 7: Pérdidas reconocidas por nivel de tensión empresa área Antioquia
GWh reconocidos
100 100134
401
83
22
84
259
74 61 65
268
Nivel 4 Nivel 3 Nivel 2 Nivel 1
período 1 período 2 período 3
Fuente: Datos EEPPM y cálculos propios
4.4 Tasa de retorno reconocida (WACC)
La tasa de retorno definida por el Regulador para remunerar los activos en el
primer periodo regulatorio (1998-2002), fue del nueve por ciento (9%) anual real,
antes de impuestos. Con respecto a este valor, se desconoce la metodología y
soportes que utilizó el regulador para su estimación.
Para los periodos siguientes (2003-2008 y 2009-2013), el regulador estableció una
metodología para determinar la tasa de retorno a partir de la estimación del Costo
31
Promedio Ponderado de Capital (WACC, por las iniciales en inglés de Weighted
Average Cost of Capital).
Con base en esta metodología, el Costo Promedio Ponderado de Capital después
de impuestos se calcula como:
( ) eeddid rwrwWACC +−= τ1*..
Donde:
er : Costo del equity
dr : Costo deuda antes de impuestos
τ : Tasa de impuestos corporativa
dw =D/D+E: Participación deuda
ew =E/D+E: Participación equity
Para el cálculo del Costo del Equity ( er ) se utilizó el modelo CAPM (Capital Asset
Pricing Model). La expresión para su cálculo es la siguiente:
( ) pfmlfe rrrrr +−+= β
fr : Tasa libre de riesgo
fm rr −: Prima del mercado
32
pr : Prima por riesgo país
lβ : Beta Apalancado
Las tasas definidas para estos periodos se muestran en la gráfica No 8:
Gráfica No 8: Tasas de Retorno Reconocidas
WACC Real antes de Impuestos
9% 9%
16.06%
14.06%13.9%13.0%
Niveles 1, 2 y 3 (Price Cap) Nivel 4 (Revenue Cap)
período 1 período 2 período 3
Fuente: Resoluciones CREG 099/97, 013/02 y 093/08
Desde el punto de vista conceptual los agentes han estado de acuerdo con el uso
de esta metodología11 pues es universalmente reconocida y se considera que es
la apropiada para determinar la tasa de descuento desde el punto de vista
financiero. De igual forma, al permitir estimar un costo de capital óptimo, 11 Ver estudios: “Asesoría en el Cálculo y Soporte de la Tasa de Remuneración para el Negocio de la Transmisión de la Energía Eléctrica en Colombia”, elaborado por Julio Villarreal para Andesco, “Metodología y Estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC), para Empresas de Distribución de Energía Eléctrica” elaborado por la Universidad de los Andes para Asocodis.
33
conceptualmente es la más apropiada para una regulación por incentivos, pues
mide el costo de capital según las fuentes de financiación óptimas y los riesgos
sistemáticos de cada negocio. Adicionalmente, al usar el WACC óptimo se están
dando las señales necesarias para que las empresas prestadoras del servicio
busquen la eficiencia sin premiar o castigar a una empresa en particular.
No obstante lo anterior, para el tercer periodo regulatorio (2009-2013) el regulador
hizo algunos ajustes en la metodología, relacionados con el cálculo de algunos de
los parámetros del WACC. Algunos de ellos fueron:
En el cálculo de la tasa libre de riesgo utilizó el promedio de los últimos 60 meses
de los bonos de Estados Unidos a 20 años, en lugar del promedio de los últimos
24 meses, lo cual representa una mejora pues con esto se minimiza el riesgo de
capturar efectos de corto plazo; igual sucedió con el cálculo de la prima por riesgo
país en el cual se usó el promedio mensual de los últimos 60 meses del índice
EMBI+ Colombia, en lugar de 24 meses. Para la estimación del Beta se
consideraron las diferencias asociadas con el riesgo sistemático por distintos
ambientes regulatorios (ajuste de 0.22 para la red remunerada bajo el esquema de
Price Cap y 0.11 para la remunerada bajo el esquema Revenue Cap). En este
punto se da una mejora sustancial pues considera las diferencias entre estos dos
esquemas, tomando como referencia empresas del sector eléctrico, a diferencia
del periodo anterior que tomo un referente del sector telecomunicaciones.
34
A pesar de lo anterior, se presenta una disminución en la tasa entre los periodos
dos y tres, cambio justificado principalmente por la disminución en el riesgo país.
En general, con el uso de la metodología WACC tanto en el periodo actual (2003-
2008), como en el siguiente (2009-2013), se garantiza estabilidad en la forma de
cálculo del Costo de Capital para remunerar la actividad de distribución.
Adicionalmente, los ajustes introducidos en algunos parámetros, básicamente los
relacionados con las longitudes de las series de tiempo, evitan cambios bruscos
en los ingresos y en los cargos al usuario final. Sólo se ve necesario, ajustar
algunos parámetros como lo son el nivel de apalancamiento y el costo de la deuda
de tal manera que se refleje la situación real de las empresas en estos conceptos.
4.5 Calidad del servicio
La calidad del servicio en los periodos 1 y 2 se midió a partir del establecimiento
de metas tanto de duración de la discontinuidad del servicio (DES) como de la
frecuencia (FES)12. El incumplimiento de los valores máximos permitidos da lugar
a compensaciones al usuario afectado en función de las horas en que se
sobrepasaba el indicador correspondiente y del costo del primer escalón de
racionamiento de energía.
Los Valores Máximos admisibles para los indicadores DESc y FESc para los años
uno, dos y tres del periodo de transición se muestran en la tabla No 3,
diferenciados por Grupo de Calidad: 12 Resoluciones CREG 070 /98, 089 /99, 096/00, 084/02, 113/03 y 103 /04
35
Tabla No 3: Valores máximos admisibles DES y FES por grupo de calidad
Grupo de calidad13 2000 2001 2003
DES(horas) FES DES(horas) FES DES(horas) FES
1 30 60 19 38 11 26
2 60 100 29 58 19 44
3 96 150 39 68 29 51
4 168 200 61 84 39 58
Fuente: Resoluciones CREG 089/99 y 096/00.
Los valores máximos definidos para el año 2003, permanecieron hasta el final del
periodo regulatorio 2003-2008.
El regulador, después de evaluar los pagos de compensaciones por
incumplimiento de los indicadores de calidad por parte de los OR, en los últimos
años, considera que éstos no han sido suficientemente representativos para los
usuarios ni para las empresas y por tanto, no han sido un incentivo para la mejora
de la calidad del servicio. Lo anterior motivó al regulador a cambiar la metodología
13 Grupos de Calidad: GRUPO 1, circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE. GRUPO 2, circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE. GRUPO 3, circuitos ubicados en cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE. GRUPO 4, circuitos ubicados en suelo que no corresponde al área urbana del respectivo municipio o distrito.
36
vigente hasta la fecha, desconociendo los resultados de mejoras en la calidad del
servicio que se han logrado desde la implementación del esquema.
Fue así como para el próximo periodo regulatorio (2009-2013), la metodología
sobre calidad del servicio cambió drásticamente14.
Inicialmente la propuesta del Regulador contempló la instalación de medidores de
calidad por transformador complementados con comunicaciones para su control
por parte del operador del sistema con el objeto de garantizar una mejor medida
de la calidad al usuario final. Esta propuesta implicaba inversiones para los
Operadores de Red del orden de cuatro billones de pesos sin que ésto fuera a
representar mejoras considerables en la calidad. Finalmente esta opción fue
descartada por el regulador dejando opcional la tele medición de la calidad en los
equipos de corte y maniobra de los alimentadores, pero si obligatoria en las
cabeceras de circuitos, con lo cual el impacto en el usuario ya no es tan alto como
en la propuesta inicial.
4.6 Cargos por uso de la red
Estos son los valores que el regulador aprueba a cada distribuidor para que cobre
por cada kWh transportado a quienes usan las redes de distribución y que
finalmente remuneran la actividad.
Los valores dados en $/KWh son el resultado de aplicar la siguiente expresión:
14 Resolución CREG 097 de 2008
37
eficientesKWhanualAOMActivoAnualidad
_)_()_( +
En la gráfica No 9 se muestran las variaciones de los cargos por uso aprobados
por el regulador para cada uno de los distribuidores de las principales ciudades del
país. Estos cargos reflejan el efecto de las variaciones de cada uno de los
parámetros en los períodos regulatorios analizados.
Gráfica No 9: Variación de los cargos por uso de los principales OR del país
50
60
70
80
90
100
110
120
130
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
$/K
Wh
dic-
2007
Medellin Cali Costa Atlantica Costa Caribe Bogota
Período 1 Período 2 Período 3
Fuente: Información SUI y cálculos propios
4.7 Ingresos
En la gráfica No 10 se muestra el ingreso anual de algunos distribuidores,
calculado como el producto entre el cargo aprobado para cada distribuidor y su
38
energía base (año 2006) dejándola igual para todos los periodos, (circular CREG
24-2008), para visualizar la variación en sus ingresos por efecto de la regulación
definida.
Gráfica No 10: Ingreso anual principales OR del país
(Datos en miles de millones de pesos)
‐
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
epm codensa costa caribe Cali
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Fuente: Información página web de la CREG y cálculos propios
39
5 El Contrato Regulatorio
5.1 Qué es el contrato regulatorio
Un contrato regulatorio no es un texto firmado por las partes involucradas con gran
cantidad de cláusulas que prevén ex ante todas las posibles situaciones que se
presentan en el día a día de la distribución de electricidad. Un contrato regulatorio
debe contener claramente los temas principales que definen la remuneración del
negocio y no sólo para el presente inmediato sino para el futuro, con esto se
quiere reducir los costos de transacción, fomentar la inversión, buscar la eficiencia
de las empresas y dar estabilidad de las señales regulatorias. En este sentido,
coincidimos con lo que dice el autor Vasconcelos:
…considero que esclarecer el concepto de contrato regulatorio –que no
es un contrato en términos legales sino que implica básicamente una
serie de reglas claras y transparentes que establecen la relación entre el
regulador y el regulado (las compañías reguladas)- y aportarle un
enfoque más consistente y sistemático es muy útil y representa, sin lugar
a dudas, un área en la que deberían implementarse mejoras15. 15 Vasconcelos, Jorge . “La independencia regulatoria: ¿es factible?”. World Forum on Energy Regulation Roma. En:
Revista Petrotecnia, 2004. pp.51.
40
Adicionalmente, reforzando las condiciones de estabilidad que se deben brindar
con un contrato regulatorio dice Tenenbaum “Los elementos clave son los
siguientes: contiene un sistema de fijación de tarifas que rige por varios años, bien
especificado” 16.
El contrato regulatorio no sólo debe ser un conjunto de normas sino que debe
propender por impulsar a las empresas reguladas a buscar la eficiencia, como lo
describe Lasheras “…la implantación de normas que fomentan en la empresa
regulada la consecución de los objetivos buscados, garantizando un cierto margen
de maniobra discrecional a las decisiones de las empresas”17.
En esta misma dirección y por su parte, varios autores en un documento de
trabajo del Banco Mundial18, se refieren a la Regulación por Contrato como una
alternativa de independencia regulatoria, que consiste en la pre-especificación de
los acuerdos sobre las fórmulas que determinan los precios que las compañías de
distribución podrán cobrar a los usuarios, en esos acuerdos se especifican los
métodos de actualización de las variables y la forma como se determinan los
16 Tenenbaum, Bernard . “Regulación por contrato:¿una alternativa en lugar de la independencia regulatoria?”. World Forum
on Energy Regulation Roma. En: Revista Petrotecnia, 2004. p.52.
17 Lasheras, Miguel A . La Regulación Económica de los Servicios Públicos. Barcelona: Ariel Economía, 1999. p.79.
18 Bakovic, Tonci; Tenenbaum, Bernard and Wolf, Fiona. “Regulation by Contract. A new way to privatize electricity
Distribution?. En: World Bank working paper N° 14, September 2003. p.2, 15, 16.
41
costos. Este tipo de regulación debe conseguir dos objetivos: (1) Proteger al
consumidor de los precios del monopolio y de una calidad baja del servicio, (2)
Atraer inversionistas para proveer el servicio a precios favorables. Los acuerdos
son entre el Gobierno y las Compañías que prestan el servicio, y requieren que se
administren por una entidad del gobierno (regulador).
Por otro lado, como lo describen Sidak and Spulber:
El propósito del contrato regulatorio es proporcionar la recuperación de
los Costos Económicos, es decir, los costos completos de una actividad,
incluyendo los gastos directos, el costo del dinero en el tiempo gastado
en inversiones de capital y otros costos de oportunidad”, “La expectativa
de la empresa de servicios es recuperar los costos aplicados así como
los nuevos gastos que la empresa hace para satisfacer las obligaciones
regulatorias… 19.
En resumen, un contrato no es un texto lleno de clausulas de difícil interpretación
sino más bien unos mecanismos que permitan tener certeza del objetivo a
conseguir por parte del regulador y con incentivos que permitan a las empresas
19 Sidak, J. Gregory and Spulber, Daniel F. Deregulatory Takings and The Regulatory Contract: The Competitive
Transformation of Network Industries in The United States. New York: Cambrigde University Press, 1998. p.104.
42
que tengan un buen desempeño, una remuneración adecuada y a los clientes,
una tarifa adecuada con cobertura y calidad.
5.2 Ventajas del contrato regulatorio
Tener un contrato regulatorio con reglas claras, estabilidad e incentivos es más
ventajoso que estar cambiando las reglas en cada revisión tarifaria, porque los
distribuidores podrán tener beneficios cuando mejoran su gestión y dado que la
distribución es un negocio intensivo en capital, el inversionista conoce de
antemano que en cada revisión tarifaria no se pondrá en riesgo la remuneración
de éste capital.
En Lasheras se expone la desventaja de no contar con el contrato regulatorio así:
…las empresas reguladas pueden tener dudas acerca de cuál será el
nivel de precios regulados que apruebe el regulador en el futuro. Si no
resulta creíble, por parte de las empresas, que el regulador vaya a
mantener el nivel de precios suficientes para recuperar los capitales
invertidos en los activos fijos durante un período largo de tiempo (por
ejemplo, el que dura la vida útil de los activos), las empresas invertirán
por debajo de la cantidad que resulta socialmente óptima”…”para invertir,
43
las empresas tienen que esperar que el regulador vaya a hacer máxima
su función objetivo a lo largo del tiempo, pero no periodo a periodo20.
Lo anterior es todavía más válido en negocios de altas inversiones en capital
como son las distribuidoras de energía eléctrica.
De igual forma lo plantean Laffont y Tirole21 cuando dicen que las inversiones en
ausencia de un contrato regulatorio presentan dos problemas, por un lado se
convierte en una negociación ineficiente por el proceso de regateo y por otro lado,
se logra una inversión inferior a la socialmente óptima, porque hay una gran
incertidumbre en el valor a reconocer a las inversiones realizadas.
Según Joskow22, un contrato de regulación por incentivos es un avance en la
forma de remunerar la actividad de distribución y por ejemplo, en Inglaterra,
además de reducir costos operativos, ha tenido la ventaja de servir para
racionalizar inversiones y mejorar la calidad.
También como lo resalta el estudio de Ditella y Dyck (2002), (citado por Tooraj,
Jamasb y Michael Pollit, 2007, p 21), sobre empresas de distribución chilenas 20 Lasheras, Op. Cit., p.127
21 Laffont, J. Jacques and Tirole, Jean . A Theory of Incentives in Procurement and Regulation. MIT 1999. p.99
22 Joskow, Paul L . “Incentive regulation in theory and practice: electricity distribution and transmission networks”. Center
Energy and Environmental Policy Research, September 2006. p.68
44
concluyen que en éste país se solicita tanta información a los distribuidores que
ésto en lugar de aclarar confunde al regulador, por lo que un contrato simple pero
bien diseñado provee información más útil a menor costo para todas las partes.
Tener un contrato regulatorio hace menos probable la captura del regulador, lo
que si puede suceder cuando no hay contrato o bases claras facilitando que el
regulador se mueve más fácilmente de su objetivo.
Otra de las ventajas del contrato es la eliminación de la discrecionalidad que tiene
el regulador para la aprobación de las reglas en cada período regulatorio, dado
que éstas quedan definidas en el contrato para períodos de largo plazo.
Según el Banco Mundial, una de las principales medidas para que inversionistas
lleguen con sus dineros a un país, es el contrato regulatorio, que complementada
con comisiones del Gobierno que administren dicho contrato, permiten generar
estabilidad en las reglas de sectores que son intensivos en capital.
5.3 Tipos de contrato regulatorio
Para el cumplimiento del objetivo del regulador se debe buscar la maximización
del excedente social representado en el excedente del consumidor y en el
beneficio de las empresas, teniendo en cuenta los costos de producción como
también la calidad con que se debe proveer el servicio. Como lo expresa Lasheras
“…las instituciones de regulación para aprobar las tarifas de servicios públicos
deben buscar, además de la maximización del excedente de los consumidores, la
45
cobertura de los costes de las empresas, según la información que éstas aportan
(por ejemplo, según la información contable), y mantener incentivos a una gestión
eficiente” 23.
La obtención de un precio eficiente es compleja por cuanto no se dispone de toda
la información para verificar el excedente social de manera concreta, pero los
impactos y variaciones mostrados en el numeral 4 y las prácticas de los
reguladores en todo el mundo, muestran que ante la dificultad de obtener precios
eficientes hay que implantar contratos o mecanismos que ayuden a la obtención
del objetivo regulatorio. Al respecto, de manera explicita lo comenta Lasheras
acerca de no tener los precios óptimos “..mecanismos de regulación que consisten
en poner restricciones a los precios e ingresos de las empresas reguladas según
sean los costes observados, y no en establecer directamente unos niveles y
estructuras de tarifas óptimas”24.
En el entendido que un contrato es una serie de mecanismos explícitos mediante
los cuales se define la remuneración del distribuidor, hay varias formas que se han
empleado en el mundo y arrancan por la regulación según la tasa de beneficios,
pasando por el popular “retail price index” RPI-X, introducido por primera vez por
el profesor Littlechild en 1983, hasta llegar a la regulación por incentivos, las
cuales ampliamos a continuación.
23 Lasheras, Op. Cit., p.79
24 IBID, p. 79
46
5.3.1 Tasa de beneficio
La regulación por tasa de beneficio o de retorno (rate of return en inglés), surge en
Estados Unidos en los años cincuentas cuando los tribunales de dicho país
establecían que las tarifas deberían permitir la recuperación de los costos
variables y los de inversión en los que razonable o prudentemente las empresas
incurrieran. El espíritu de este tipo de regulación es el de encontrar el promedio
del costo del servicio en que los precios elegidos se determinan igualando los
ingresos con los costos totales según lo expresan Laffont y Tirole25. Este
mecanismo de regulación sirvió para regular los servicios públicos de electricidad,
gas y telecomunicaciones hasta los años ochentas. La metodología consistía en
aprobar la tarifa cada año o cuando las empresas veían que no estaban cubriendo
sus costos o también cuando las ligas de usuarios estimaban que las tarifas eran
muy altas. El regulador auditaba los costos y podía no considerar ciertos costos
que consideraba irracionales.
La regulación por tasa de beneficios tiene pocos incentivos a la eficiencia. Un
efecto nocivo es que las empresas tienden a sobreinvertir en activos por encima
del óptimo, efecto conocido como Averch-Johnson, quienes fueron los primeros en
escribir al respecto. En la literatura hay pocas evidencias de la importancia de este
efecto, algunos autores como Spann (1974), Courville (1974) refieren estudios del
sector eléctrico en que muestran que sí se presenta este efecto y en cambio otros
25 Laffont, J. Jacques and Tirole, Jean , Op. Cit., p.14
47
como Nelson y Wohar (1983), Boyes (1976), plantean que no encuentran
evidencias concluyentes. Sin embargo por la falta de incentivos, fue que en
Estados Unidos a mediados de los años ochenta se dejó de regular por este tipo
de mecanismo.
5.3.2 Regulación por Incentivos
Según Laffont y Tirole 26, la regulación por incentivos tuvo una gran popularidad
desde los años ochentas pero conceptualmente es vieja. En Estados Unidos citan
los autores que en el año 1925 la empresa Potomac Electric Power Company tuvo
que rebajar sus precios para evitar el exceso de beneficios, también plantean que
los contratos de incentivos usan reajustes automáticos de algunas variables y no
necesariamente la única variable debe ser el costo sino también la calidad del
servicio y otras prestaciones al cliente.
5.3.2.1 IPC-X
La primera herramienta de incentivos comenzó en Inglaterra con la propuesta del
RPI-X o en español, índice de precios al consumidor IPC menos una productividad
X (IPC-X), hecha por el profesor Littlechild en 1983. Esta clase de regulación se ha
usado desde 1984 por todo el mundo en empresas de telecomunicaciones, gas,
electricidad y aeropuertos.
26 Laffont, J. Jacques and Tirole, Jean , Op. Cit., p.16
48
En este mecanismo el regulador aprueba un nivel inicial de ingresos que permite a
las empresas recuperar razonablemente sus costos (como en la tasa de retorno),
el precio medio será la división entre estos ingresos iniciales y la demanda que
atiende, luego se tendrá una regla de evolución automática que va cambiando el
precio para el periodo siguiente con la indexación de los precios al consumidor
menos un nivel de eficiencia o productividad X.
Hay variaciones de la fórmula básica, agregándole otros factores como un Y de
calidad, que es un parámetro que puede ser negativo o positivo dependiendo del
cumplimiento o no de la calidad exigida por el regulador. También hay variantes
que permiten a la empresa quedarse con el 50% del valor del X y entregar el 50%
al consumidor, este tipo de mecanismo se ha llamado “participación de beneficios”
el cual se presenta más adelante.
Este esquema tiene la ventaja de dar los incentivos para que las empresas bajen
sus costos y no permite que haya traslado de los costos a los precios como en el
de “tasa de retorno”. En Lasheras se expone claramente lo anterior: “Puesto que
el nivel de tarifas de un año depende de una regla de evolución de los ingresos
medios que es independiente de los costes, la empresas procurará que sus costes
reales sean los mínimos posibles, para hacer máximo el beneficio”27.
En presencia de una demanda en aumento como es el caso normal en
compañías de distribución de electricidad y costos medios decrecientes por ser un
27 Lasheras, Op. Cit., p.94
49
monopolio natural, cualquier movimiento hacia la derecha, en la gráfica siguiente,
provocaría una reducción de los costos medios que aumentan el beneficio de la
empresa, por esto es conveniente un esquema de IPC-X que haga una reducción
del precio medio y de los posibles beneficios extraordinarios de las empresas de
distribución. De la gráfica No 11, si la demanda pasa de d1 a d2 y los costos
medios son decrecientes el precio del servicio debe bajar, de lo contrario el
distribuidor percibe beneficios extraordinarios.
Gráfica No 11: Demanda creciente-Costos decrecientes
$
cantidadq1 q2
d1
Costo medio
d2
p1
p2
Fuente: Lasheras, 1999, p 95
El IPC-X no esta exento de desventajas o críticas tales como:
Es difícil determinar el punto de arranque y si no considera un factor de calidad se
pueden bajar los costos y deteriorar la calidad. En Inglaterra en 1997, el gobierno
puso un impuesto por una única vez para tratar de reducir los grandes beneficios
50
de las empresas que fueron reguladas con IPC-X, pero como dice Lasheras, a
pesar de todo el mecanismo del IPC-X con revisiones periódicas, sigue siendo uno
de los mecanismos regulatorios más usados para remunerar a las empresas de
servicios públicos.
5.3.2.2 Participación en Beneficios
Esta regulación consiste en dividir los beneficios obtenidos por la empresa para
reducir las tarifas (beneficio al consumidor) o aumentar la tarifa en caso contrario
(beneficio para la empresa).
Las ventajas de esta regulación son: evitar los beneficios excesivos como en el
caso del IPC-X cuando la base de partida esta defectuosa y la empresa obtiene
beneficios indebidos. Se comparten los riesgos de aumentos o disminuciones
entre empresa y consumidores. Puede ser más estable la señal al consumidor
porque los cambios hacia arriba o hacia abajo en la tarifa son menores (porque los
comparten empresa y consumidor).
Como desventajas tenemos: necesita revisión periódica de las bases y de los
porcentajes de repartición, según algunos autores es más creíble el IPC-X que el
de participación de beneficios para periodos regulatorios largos y además, la
probabilidad de revisión de los porcentajes de participación y demás cambios son
más probables cuanto mayor es el periodo.
51
5.3.2.3 Competencia referencial
La competencia referencial o en inglés yardstick competition, busca comparar
empresas que tengan un ambiente de actuación similar y decidir cuál es el nivel
óptimo que se pueda alcanzar. Según Lasheras “ La competencia referencial se
apoya en la teoría que describe la mejor forma de hacer contratos cuando el
comportamiento observado de varios agentes es perfectamente comparable entre
si pero es imposible observar el esfuerzo realizado por cada uno de ellos”28.
La ventaja de la competencia referencial es que se trabaja con datos reales de las
empresas y no parte de supuestos de ingresos, costos, etc. La remuneración se
puede establecer según sea el costo medio observado en un conjunto de
empresas comparables. Cada empresa buscará estar por debajo de la media del
conjunto de empresas para tener una ganancia extra, por lo que este esquema es
compatible con los incentivos a la eficiencia asignativa. En Suramérica se ha
hecho una variación a este tipo de regulación pues la remuneración no se obtiene
como un promedio de un conjunto de empresas sino que se crea una empresa
virtual eficiente por región típica (urbana, rural etc.), a la cual se debe parecer
cada empresa regulada.
La mayor desventaja es no contar con empresas comparables que actúen en
ambientes similares o que sean muy pocas, complicando la obtención de un valor
medio apropiado.
28 Lasheras, Op. Cit., p.103
52
5.4 Condiciones para el mecanismo regulatorio
Como puede observarse, existen diferentes formas de regular y todas ellas con
sus ventajas y desventajas. Para decidir que mecanismo utilizar es recomendable
chequear que éste cumpla las tres restricciones planteadas por Laffont y Tirole29
las cuales son: restricciones de información, de transacción y de política.
5.4.1 Restricción de información
La restricción de información limita la eficiencia y control del regulador sobre la
empresa regulada y es de dos tipos: riesgo moral y selección adversa.
5.4.1.1 Riesgo Moral
Se da cuando el regulador no puede observar el comportamiento de las variables
endógenas, las empresas actúan afectando su costo o la calidad del producto,
esta actuación se llama comúnmente esfuerzo y cubre no sólo el esfuerzo de los
trabajadores de la empresa sino el esfuerzo en comprar materiales y equipos a
bajo costo, privilegios laborales en detrimento de la eficiencia, etc.
5.4.1.2 Selección adversa
Cuando las empresas tienen mejor información que el regulador en variables
exógenas, lo cual les permite a las empresas extractar una renta de su interacción
con el regulador. Las empresas saben más que el regulador en los temas 29 Laffont, J. Jacques and Tirole, Jean , Op. Cit., p.1 a 5
53
específicos del negocio, por ejemplo, en distribución de electricidad, las empresas
saben cuánto cuesta hacer un kilómetro de red porque es su trabajo diario, pero el
regulador no lo sabe.
La presencia del riesgo moral y de la selección adversa hacen necesario que se
monitoree o audite a las empresas y que se tengan unas reglas claras respecto a
la información que las empresas deben estar reportando al regulador.
5.4.2 Restricción de costos de transacción
Los contratos son costosos y nunca completos, hay que considerar contingencias
y ésto requiere de mucho tiempo y estudio; para el caso de Estados Unidos citan
Laffont y Tirole30 que el contrato debe ser monitoreado por las Cortes, lo cual
implica costos de transacción.
Para industrias de alta renovación tecnológica, tener normas a futuro hace que los
contratos sean complejos lo que no es problema para la industria de la distribución
por lo que los cambios tecnológicos no son tan comunes.
5.4.3 Restricción de administración y política
El alcance del regulador es limitado y debe seguir las políticas del Gobierno y del
mismo Congreso, porque su función es plasmar en resoluciones o normas estas
políticas o leyes, más no puede oponerse.
30 Laffont, J. Jacques and Tirole, Jean , Op. Cit., p.3
54
6 Contabilidad Regulatoria
El objetivo principal de la contabilidad regulatoria es proporcionar información
financiera sobre las empresas reguladas para su uso por el regulador, la industria,
inversionistas, consumidores y otras partes interesadas. Con ella se mejora la
información disponible dentro de la industria lo cual permite una mejor evaluación
de la gestión de las empresas y contribuye en la transparencia del proceso
regulatorio.
La contabilidad regulatoria suele ser más detallada que las cuentas de la
contabilidad general en lo que respecta a las actividades reguladas. El nivel de
detalle necesario depende del alcance y la finalidad que el proceso de recopilación
de datos tiene por objeto.
En la fijación de tarifas, el regulador necesita información para determinar los
requisitos de los ingresos de la empresa regulada para cubrir sus costos, la cual
puede ser obtenida de la contabilidad regulatoria. Con este propósito se requiere
presentar la información financiera en un formato tal que permite distinguir los
costos, ingresos, activos y pasivos de las actividades de las empresas reguladas y
diferenciarlos de las actividades no reguladas.
55
7 Experiencias internacionales
La experiencia internacional sobre contratos nos muestra que los contratos
regulatorios son una serie de disposiciones legales que se respetan y que dan
estabilidad a los distribuidores para que éstas realicen sus inversiones con la
seguridad de que van hacer remuneradas correctamente.
En general, se encuentra que la remuneración del distribuidor depende de su base
de activos corregida por factores como el índice de precios, de la calidad (que
puede ser positivo cuando se cumple con los estándares definidos por el
regulador), de pérdidas y de productividad siendo el objetivo de este último factor
el compartir las ganancias de eficiencia de las compañías con el cliente.
doductividaPérdidasCalidadmuneraciónmuneración anterior PrReRe −++=
OPEXónDepreciaciWACCActivosmuneraciónanterior ++= *Re
La remuneración del activo es el componente principal de la remuneración por ser
la actividad de distribución intensiva en activos, con períodos de recuperación de
la inversión bastante largos que generalmente se asocian con la vida útil de los
activos. A continuación presentamos las experiencias internacionales al respecto:
56
La experiencia internacional para la remuneración de la actividad de distribución
está basada principalmente en dos tipos de regulación; “Price cap RPI-X” (precio
techo o tope) y “yardstick competition” conocido en Latinoamérica como “empresa
modelo”. El primer sistema es usado principalmente en Europa y el segundo en
Suramérica.
7.1 España
Toman una empresa de referencia y consideran periodos regulatorios de cuatro
años; el modelo minimiza los costos de inversión, operación y mantenimiento y las
pérdidas técnicas manteniendo los requisitos de calidad de suministro. La
comisión de energía propone un nivel de referencia aplicando la siguiente fórmula
de retribución:
OcdComCiRi basebasebase ++=
Ri base =nivel de remuneración empresa i
Ci base = retribución de la inversión, incluye una amortización lineal del inmovilizado
correspondiente a sus instalaciones de distribución y un término de retribución del
activo neto de cada distribuidor correspondiente a las instalaciones de distribución.
Dicho término se determinará con base en una tasa de retribución calculada según
el costo de capital medio ponderado representativo de la actividad de distribución
57
Com = costos de operación y mantenimiento; según la tipología y características
de cada distribuidor, el Com se determina según el inventario auditado y estará
afectado por un factor que introduzca competencia referencial.
Ocd = retribución de otros conceptos como gestión comercial, contratación y
gestión de clientes relacionados con los costo de acceso.
Retribución anual de la actividad de distribución
)1(* aRibaseRo +=
pqyRoR +++=1
Donde:
Ri base valor de referencia del regulador.
Ro nivel de retribución de referenciamiento actualizado al año en que se realizan
los cálculos.
q= incentivo o penalización por la calidad del suministro.
p= incentivo o penalización por las pérdidas.
a = índice de actualización del año n que se calcula como
)(*8.0)(*2.0 YIpriXIpc −+−
Ipc = índice precios al consumidor.
Ipri =variación de precios industriales.
58
X e Y factor de eficiencia que tomará X=80 puntos básicos y Y=40 puntos básicos
para el periodo 2009-2012.
Y= variación de la retribución reconocida a la empresa i, incluye aumentos de
costos de inversión y de om (operación y mantenimiento) imputables al incremento
de la demanda.
7.2 Finlandia
La remuneración de los activos es muy similar al caso español, es decir, tienen
una base de activos del período anterior a la cual le respetan su valor durante la
vida útil, le suman las nuevas inversiones y restan la depreciación. Este tipo de
remuneración se conoce como de activo neto.
El valor de los activos se encuentra como el valor presente neto del flujo de
ingresos y gastos, se actualiza teniendo en cuenta la depreciación y la inversión.
La tasa de retorno se fija usando el modelo WACC la cual se actualiza
anualmente. Los costos se encuentran usando la metodología del análisis
envolvente de datos más conocido como DEA por sus siglas en inglés (Data
Envelopment Analisys); para los años 2008 a 2011 también se tiene incentivos
para mejoras en la seguridad de suministro. Al final del periodo regulatorio el
regulador (Energy Market Authority) confirmará las ganancias de cada distribuidor
59
y si obtuvo mas de un valor razonable, debe devolver a los clientes mediante unos
cargos más bajos en el próximo periodo regulatorio31.
7.3 Holanda
El ingreso de las empresas distribuidoras en Holanda se define con la siguiente
ecuación:
En donde el ingreso del período regulatorio actual t, depende del ingreso del
periodo anterior t-1, multiplicado por el cambio de índices de precios al
consumidor, el factor X que recoge los aumentos en la productividad de la
empresa y el factor q de calidad que ajusta la tarifa de acuerdo con la calidad
entregada al cliente.
El factor de productividad X está basado en el promedio del cambio anual de
productividad de todas las distribuidoras en un periodo específico y su resultado
se alcanzará por medio de una transición o factor de ajuste como lo llaman en
Holanda. Se les otorga un periodo de 6 años para alcanzar el nivel de eficiencia.
El ingreso por activos se hace con el capital neto ajustado, así:
31 Energy Market Autorithy . Annual Report 2007.Finland
60
Donde:
Activos= suma de activos de la base instalados antes de iniciar el periodo
regulatorio y las inversiones realizadas durante el periodo regulatorio.
Wacc= tasa de descuento que determina la rentabilidad de los activos.
Es importante resaltar que la base de activos (activos instalados antes del periodo
regulatorio) se mantiene y sólo se miran las nuevas inversiones, lo que resulta en
menores costos de transacción y en una metodología simple.
Para la remuneración del costo de capital se aplica la metodología del CAPM y se
aplica una transición de 6 años para llegar al costo de capital definido.
Los costos operativos se determinan por la metodología de eficiencia DEA cuyos
insumos se obtienen de una contabilidad regulatoria.
La calidad q se determina para cada empresa y si se ofrece una calidad superior
al resto de distribuidores, puede incrementar su tarifa (incentivos). La medición de
la calidad se hace dividiendo el número total de horas de interrupción entre el
número total de clientes y este resultado se compara con la meta establecida.
7.4 Inglaterra
Las distribuidoras de Inglaterra tienen un área de concesión y se les regula
mediante un IPC-X, que arranca con un precio inicial po que se va indexando, se
61
suma o resta un valor de X que puede ser positivo, negativo o cero el cual se
aplica por un periodo de cinco años.
El po se define basado en la eficiencia en costos de cada empresa, la base de
capital (ajustado por la depreciación e inflación desde la anterior revisión de
precios), las inversiones futuras para cumplir con los niveles de calidad y los
costos estimados de deuda y patrimonio, impuestos y otras variables.
El ingreso de la distribuidora para el periodo de 5 años, es la suma de los costos
operativos y de capital calculados para cada año. Los valores de po y X se
calculan de tal forma que el valor presente de los ingresos durante los 5 años sea
igual al valor presente de los costos de operación y capital. La elección de po y X
es materia de juzgamiento del regulador, OFGEM. En un inicio se pretendía que a
las empresas reguladas se les debería dar algún tiempo para lograr reducciones
de costos operativos hasta el nivel de eficiencia comparativa, comenzando con un
valor alto de po y un valor de X que lleve los costos operativos a la eficiencia en el
periodo. Este factor X recoge los impactos de los costos operativos y los costos
de capital existentes e inversiones futuras.
7.5 Suecia
Se usa una regulación por referencia y específicamente su modelo lo llaman
Network Performance Assessment Model NPAM que es una herramienta de
comparación que pretende incentivar a los distribuidores. Suecia se desreguló en
1996, después de tener problemas con las comparaciones con empresas modelo,
62
se presentaron casos en las Cortes y apelaciones volviéndose un proceso
costoso, se decidieron por hacer el NPAM que, metodológicamente, es una
aproximación de ingeniería para resolver un problema económico, el modelo se
compara contra la empresa real. Incorpora los costos operativos y de capital y
calidad el servicio y ex post, cada año, verifican el desempeño de las empresas.
Por el grado de madurez de los suecos, usan para calcular el valor de activos el
“electricity building rationalisation”, catálogo de precios que los mismos
distribuidores le pasan al regulador con lo que se reducen sustancialmente los
costos de transacción.
7.6 Perú
Según la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) N° 25844 de 1992 y sus
modificaciones, las tarifas máximas a los usuarios regulados comprenden a) Los
Precios a Nivel Generación; b) Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión
correspondientes; y, c) El Valor Agregado de Distribución VAD. Este último valor
remunera la infraestructura de distribución necesaria para transportar la energía
hasta el usuario final.
Con base en la LCE, el cálculo del VAD se basa en una empresa modelo eficaz y
considera los siguientes componentes: costos asociados al usuario,
independientes de su demanda de potencia y energía; pérdidas estándares de
distribución en potencia y energía; y costos estándares de inversión,
63
mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia
suministrada.
El valor VAD se calcula para cada sector de distribución típico establecido, los
cuales son determinados considerando la densidad de la población de cada
sector. Los componentes del VAD se calculan para cada uno de estos sectores,
mediante estudios de costos los cuales consideraran criterios de eficiencia de las
inversiones y la gestión de un concesionario operando en el país.
El costo de inversión se calcula como la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo
del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de
Actualización establecida en el Ley de Concesiones (12%). El Valor Nuevo de
Reemplazo representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a
prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes.
La Comisión de Tarifas Eléctricas también calcula la Tasa Interna de Retorno
(TIR) para conjuntos de concesionarios considerando un período de análisis de 30
años y evaluando: a) Los ingresos que habrían percibido si se hubiesen aplicado
los Precios Básicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato
anterior; b) Los costos de operación y mantenimiento exclusivamente del sistema
de distribución, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las pérdidas; y c) El
Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de cada empresa, con un valor
residual igual a cero.
64
Con esta información se hace un chequeo de rentabilidad del conjunto de
concesionarios. Si las tasas calculadas, no difieren en más de cuatro puntos
porcentuales de la tasa de actualización señalada en la ley (12%), los VAD, que
les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser
ajustados proporcionalmente, de modo que se alcance el límite más próximo
superior o inferior.
7.7 Brasil
Las tarifas mediante las cuales se remuneran a las concesionarias de electricidad
incluyen, entre otros aspectos, el Ingreso Requerido y el Factor X (Resolución
ANEEL32 No 234 del 31 de octubre de 2006).
El Factor X es el porcentaje a ser sustraído del indicador de variación de la
inflación (IVI), en los reajustes tarifarios anuales entre revisiones periódicas, con
miras a compartir con los consumidores las ganancias de productividad estimadas
para el periodo.
Para la determinación de la componente del Ingreso Requerido correspondiente a
costos operacionales eficientes y la remuneración de las inversiones prudentes se
sigue el siguiente procedimiento:
Costos operacionales eficientes: corresponde al Modelo de Empresa de
Referencia y es basada en el desarrollo de procesos y actividades que deben ser
32 Agencia Nacional de Energía Eléctrica
65
realizados por una distribuidora de energía eléctrica para garantizar que el servicio
será prestado con un nivel mínimo de calidad y valor a precios de mercado.
Costo de capital: El costo de capital se obtiene utilizando la metodología WACC,
ponderado el costo de capital propio con el de terceros asumiendo una estructura
de capital óptima basada en datos empíricos de empresas de energía eléctrica de
Brasil y de otros países como Argentina, Chile, Australia y Gran Bretaña, que
utilizan un régimen regulatorio de precios máximos. Para definir la tasa de
remuneración del capital propio, ANEEL utiliza el método del Capital Assets
Pricing Model (CAPM).
Valoración Base de Activos: Para la valoración de los activos fijos en servicio
(como maquinaria y equipo y edificios) ANEEL utiliza la metodología de costo de
reposición, considerando el valor a nuevo del activo, o de otro que cumpla la
misma función, como base para determinar su valor de mercado en uso. Para
terrenos utiliza el método comparativo de mercado que permite establecer su valor
comparando con datos de mercado de otros de características similares. Para
activos como intangibles, servicios permanentes, vehículos, muebles y enseres, se
admite la valoración por el método expedito, a partir de la actualización de los
valores históricos contables, los cuales serán verificados físicamente a partir de
muestras aleatorias.
El valor de mercado en uso se calcula a partir del valor a nuevo de reposición
deduciendo los porcentajes de depreciación, respetando los porcentajes de
66
depreciación acumulada registrados en la contabilidad para cada activo a partir de
su entrada en operación. Para la determinación de este valor sólo debe ser
utilizado el método depreciación de línea recta.
67
8 Propuesta de Contrato Regulatorio
La propuesta de contrato regulatorio debe cumplir con los criterios de eficiencia
económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera,
simplicidad y transparencia establecidos en la Ley 142 de 1994 “Ley de Servicios
Públicos Domiciliarios”, y con los principios de eficiencia, calidad, continuidad,
adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad definidos en la Ley 143 de 1994
“Ley Eléctrica”.
Dado que la propuesta hace referencia es a la componente de distribución de la
formula tarifaria, hay criterios o principios que aplican es a toda la tarifa como lo
son: neutralidad, solidaridad, redistribución y equidad. Por lo anterior se hace
énfasis sólo en los que realmente tienen que ver con la propuesta.
Tanto el criterio de eficiencia económica como el principio de eficiencia obligan a
la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la
prestación del servicio al menor costo económico y se repartan los aumentos de
productividad entre las empresas y los usuarios. El presente trabajo se apoya en
lo anterior y es lo que se haría con el contrato regulatorio, llevar los cargos del
distribuidor a un nivel eficiente y con calidad.
En virtud del principio de calidad, el servicio prestado debe cumplir los requisitos
técnicos que se establezcan para él; explícitamente este principio está
68
desarrollado en la propuesta. La simplicidad y transparencia a su vez se recogen
como elementos indispensables en la propuesta en la formulación simple para
estimar los ingresos del distribuidor y en la transparencia a través de la
Contabilidad Regulatoria e información pública a través del SUI33, lo cual redunda
en reducción de costos de transacción.
Adicional a los fundamentos legales, la propuesta de contrato regulatorio a aplicar
en la regulación de la distribución de energía eléctrica en Colombia, está
fundamentada en los conceptos teóricos presentados en los numerales 5.2 y
5.3, los cuales muestran que ante la dificultad de poder obtener directamente el
precio eficiente para la actividad de distribución, pues no se dispone de toda la
información para verificar el excedente social, lo mejor es contar con una
regulación por incentivos en la cual se establezcan unas condiciones claras y
estables en el tiempo para los inversionista en lugar de estar cambiando en cada
periodo regulatorio las condiciones de remuneración con lo cual se evita incurrir en
unos altos costos de transacción. Las experiencias internacionales presentadas
nos muestran que una regulación por incentivos se puede aplicar
satisfactoriamente en un contrato regulatorio.
Si se revisa el esquema implementado en Colombia, éste inició con un esquema
como el de IPC-X34, el cual fue implementado por el Regulador sin conocer los
valores reales de las variables involucradas tales como precios de activos, tasa de 33 Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
34 El cual no necesariamente coincide con este esquema pues el precio máximo inició en el costo medio histórico
69
descuento y AOM, y sin ser éstos los valores eficientes a los que se podría
aspirar; tampoco se dieron incentivos para hacer que los distribuidores revelaran
sus costos. Al respecto los autores coinciden en que es mejor partir de un valor
que reconozca así sea el costo del servicio y comenzar a bajar con incentivos, que
iniciar en un valor bajo que pueda comprometer la viabilidad de la empresa.
Para poder implementar el esquema de incentivos propuesto, es necesario
primero contar con una contabilidad regulatoria que sirva para eliminar el grado de
asimetría en la información. También es necesario el uso de otras herramientas
para conocer otros datos que serían necesarios como lo son la energía
transportada, la calidad entregada y otras variables técnicas, que se encuentran
en el sistema único de información SUI de la SSPD35.
En general, la contabilidad regulatoria debe contener información sobre los
principales parámetros de la remuneración de la actividad de distribución, tales
como: valor de los activos, valor de los costos de administración, operación y
mantenimiento, definición de la calidad del servicio y pérdidas reconocidas.
Igualmente se debe definir el costo de capital a aplicar sobre los activos.
Para hallar el valor de los activos se propone utilizar el método conocido como el
activo ajustado neto, de uso en Inglaterra, Holanda y otros países, en el cual el
valor del activo es la suma del valor del activo base (activo aprobado en el periodo
35 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
70
regulatorio anterior), más las nuevas inversiones y menos la depreciación de los
activos (base e inversiones nuevas).
ónDepreciaciInversiónActivoActivo baset −+=
Como lo mencionamos en el numeral 3, uno de los problemas que se han
identificado en la regulación colombiana, que conduce a altos costos de
transacción, es que cada 5 años se cambia el valor completo del activo base, lo
cual por el lado del distribuidor, lo desincentiva a invertir por el temor a que en el
próximo periodo se le hunda parte de su inversión y por el lado del usuario, en el
caso de aumentar el valor de toda la base de activos, a pagar más por usar los
mismos activos sin que el distribuidor haya realizado ninguna inversión adicional.
Con la propuesta se eliminarían estas falencias y se evitarían estos costos de
transacción.
En general, la propuesta para hallar el valor de los activos busca que al
distribuidor se le reconozca sólo lo invertido eficientemente y que pueda recuperar
su inversión en la vida útil del activo revisando solamente las nuevas inversiones.
Con la metodología actual el regulador y los agentes invierten bastante tiempo
discutiendo valores y composiciones de unidades constructivas que ni siquiera se
han construido en los últimos años, mientras que con la propuesta sólo se
evaluarían los activos realmente construidos.
71
8.1 Valoración de la Base de Activos Regulatoria
La valoración de la base regulatoria de activos se convierte, en el punto más
importante en la determinación de los ingresos de los distribuidores, porque
representan cerca del 85% de la remuneración de la actividad de distribución.
Los enfoques tradicionales de valoración como lo son costo histórico, costo de
reposición o de reemplazo, valor económico y VRN presentan problemas para
valorar el activo base (inversión base) por lo siguiente: los dos primeros enfoques
requieren información contable detallada de las empresas por activo lo cual haría
difícil su implementación; el valor económico al basarse en el flujo de caja futuro
puede presentar problemas de circularidad pues los ingresos futuros también
dependen del valor de los activos; el VNR al obtener el valor de los activos al
precio de comprar un activo hoy que realice la misma función, conduce a que no
se reconozcan plenamente las inversiones efectuadas y a cambios bruscos en la
valoración en cada revisión tarifaria.
Como se lo señala ERRA36, para la obtención de la valoración base, el regulador y
el regulado deben ponerse de acuerdo, estableciendo el inventario y el valor base
a usar. En tal sentido y dadas las dificultades que presentan los métodos
señalados anteriormente, proponemos como valoración de la base de activos
36 ERRA-Energy Regulators Regional Association. “Efficiency factor’s determination (X factor)”. ERRA Tariff and Pricing
Committee, 2006. p.47.
72
regulatoria lo aprobado por la CREG a cada Distribuidor en el actual periodo
regulatorio en aplicación de la metodología de remuneración establecida en la
Resolución CREG 082 de 2002, lo cual se soportó en el resultado de un estudio
profundo de casi dos años, elaborado por el Comité Nacional de Operación C.N.O
(Subcomité de Distribución con la participación de las empresas distribuidoras)
sobre unidades constructivas típicas y valores eficientes, el cual fue aceptado por
el regulador y por los distribuidores que participaron en su elaboración. La
valoración base de cada empresa se determina con los costos unitarios aprobados
en la resolución CREG 082 de 2002, actualizándolos con el IPP hasta la fecha de
inicio del siguiente periodo regulatorio (2009), incorporando las inversiones que se
hayan efectuado entre el 2002 a diciembre 2008.
8.2 Valor de la inversión por expansión
Como lo hemos indicado, la inversión base sería valorada de acuerdo con los
costos unitarios aprobados en la Resolución 082 de 2002, quedando sólo por
definir cómo se valorarían las nuevas inversiones ejecutadas en cada periodo
regulatorio; la discusión se centraría entonces en las nuevas inversiones y no
sobre toda la base de activos reduciéndose el problema en magnitud. La
valoración de estas inversiones se puede obtener a partir del plan de inversiones
presentado por cada empresa, el cual debe contener las metas físicas y de
presupuesto para cubrir la demanda durante el periodo regulatorio, y de la
73
contabilidad regulatoria de la cual se obtendrían los valores realmente invertidos
por cada empresa en la construcción de los activos.
En todo caso se debe buscar un mecanismo de verificación que garantice que las
inversiones ejecutadas sean a costos eficientes, el cual podría ser que se
demuestre que se utilizó un proceso de adjudicación transparente y de libre
concurrencia; adicionalmente se debe verificar que las inversiones si hayan sido
efectuadas. Para asegurar que los valores sean eficientes se tienen varias
referencias, por un lado los valores de la Resolución 082 de 2002, comprobantes
del valor de las inversiones (facturas) y cada año el regulador solicita a las
empresas de distribución y fabricantes de equipos y materiales un listado de
valores de compra y de venta respectivamente. Con los valores anteriores el
regulador calcula un valor promedio. Si el valor de las inversiones esta por encima
del promedio, entre el regulador y el distribuidor nombran un perito que determine
en ese caso especial el valor a reconocerle al distribuidor. Se reduce la presión de
los distribuidores porque ya no se cambia toda su base de activos sino solamente
las inversiones en el periodo.
8.3 Costos de Depreciación
El método de depreciación más utilizado es el de línea recta mediante el cual se
calcula la reducción de los ingresos brutos del valor de los activos para obtener el
valor de los activos depreciados, teniendo en cuanta la vida útil de los activos en
relación con su vida económica esperada.
74
Para obtener la vida económica esperada se propone que sea la vida económica
promedio de todos los activos de la distribuidora, con este valor se obtiene la
depreciación anual y la depreciación acumulada de la Base de Activos.
Dado que la valoración base aprobada según la Resolución CREG 082 de 2002,
inició su aplicación en al año 2002, se propone que la vida económica que se
obtenga para esta base de activos inicie en el año 2002, la cual debe ser
depreciada hasta el inicio del siguiente periodo regulatorio (2009) para efectos de
obtener el valor actual de esa inversión base. A esta inversión base actualizada se
le adicionarían las inversiones del periodo 2003-2008 y se le restarían las
depreciaciones acumuladas correspondientes.
8.4 Costos de administración, operación y mantenimiento (AOM)
Para efectos de aprobar los valores a reconocer por gastos de administración,
operación y mantenimiento, la propuesta es que se usen las técnicas de
Benchmarking, como DEA y Fronteras Estocásticas, que permitan distinguir las
empresas que están operando de manera más eficiente que otros, y definir el nivel
de costo permitido para cada empresa regulada. Estas técnicas son de más fácil
aplicación con empresas de distribución debido a la existencia de un número
mayor de elementos de comparación, tanto a nivel nacional como internacional,
pero como se requiere tener una información homologada y confiable la cual sería
obtenida a partir de la contabilidad regulatoria, la propuesta debe implementarse
en este caso dos etapas:
75
Primera Etapa: Se definen las cuentas de administración, operación y
mantenimiento del Plan Único de Cuentas de la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios SSPD, directamente relacionadas con la prestación de la
actividad de distribución, y con el valor de estas cuentas para el año 2007, se
determina el valor a reconocer al distribuidor para el primer año (valor remunerado
AOM primer año = valor real gastado), para el segundo año se emplea el menú de
contratos como lo propone EAFIT37, en el cual se incentiva a las empresas que
bajen sus costos por debajo de lo reconocido entregándole la mitad de su
reducción de costos y la otra mitad se le pasa al cliente. Si el distribuidor no logra
rebajar sus costos no obtiene ninguna ganancia.
Si el distribuidor no logra rebajar sus costos se le reduce el AOM en el porcentaje
que resulte del promedio de las reducciones del resto de los distribuidores. Este
mecanismo se aplicaría sólo para el periodo 2009-2013.
Segunda Etapa: Para esta etapa ya se contaría con información confiable,
consignada en la contabilidad regulatoria, y que proviene de la etapa 1, y con ella
se debe hacer una frontera de costos con la metodología de fronteras
estocásticas, y por el método de máxima verosimilitud se encuentra cuáles son
las variables que tienen relevancia estadística para determinar los costos
eficientes; con estas variables se calcula mediante la metodología del DEA la
eficiencia de cada distribuidor (calcular con ambas metodologías permite tener 37 Universidad EAFIT. ”Desarrollo de metodologías para la remuneración de los costos eficientes de AOM en empresas de distribución y transmisión de energía eléctrica”. Estudio elaborado por EAFIT en el marco del convenio Colciencias- CREG (Circular CREG 022 de 2008), 2008. p29 a 40
76
resultados más robustos). Este valor eficiente puede estar muy por debajo del
valor que se le remuneró en el pasado periodo al distribuidor, entonces se hará
una transición en el valor reconocido para que se llegue al tercer año del periodo
regulatorio al valor eficiente. Habrá otras empresas que queden con el valor de
eficiencia igual a su valor gastado (ó sea que eran 100% eficientes, están en la
frontera), en este caso y para incentivar a los distribuidores a rebajar sus costos
por debajo de la frontera –movimiento de la frontera eficiente- se propone como
incentivo darle la mitad de la reducción de costos. En esta etapa es imprescindible
incluir como variable la calidad ya que ésta depende de las inversiones pero
también del AOM en que se incurra y si no se tiene en cuenta esta variable las
empresas desmejoran su calidad con tal de salir eficientes en costos.
8.5 Costo de Capital (WACC)
La metodología adoptada por el regulador para determinar la tasa de retorno a
partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC, por las
iniciales en inglés de Weighted Average Cost of Capital), es la apropiada en la
cual el costo del Equity es obtenido mediante la metodología del CAPM (Capital
Asset Pricing Model) metodología que es de amplia aceptación a nivel mundial.
8.6 Calidad
Es bien reconocido por diferentes autores que si se deja solamente como incentivo
la reducción de costos, las empresas reducirán sus costos para obtener el
incentivo pero desmejorando su calidad, por esto es necesario considerar un
77
esquema de compensación e incentivos para que las empresas reduzcan costos
pero sin desmejorar la calidad del servicio.
La propuesta es tener una meta de calidad por empresa y quien exceda la calidad
tendrá un incentivo y quien la incumpla compensará a los clientes. Para
determinar la meta se toman los registros de duración de suspensiones (en horas)
de los cinco años anteriores y con ellos se encuentra cuál es el mejor (menos
horas de suspensión) y peor (más horas de suspensión) indicador de calidad.
Estos valores se comparan con la meta del regulador, pudiéndose presentar 3
situaciones como las que se indican a continuación:
Caso A:
La empresa tipo A tiene muy buena calidad puesto que su mejor y peor indicador
están por debajo (menos horas de suspensión) que la meta del regulador.
Entonces mientras se conserven dentro de la franja muerta ni se incentivan ni
compensan. Sólo cuando se tenga un tiempo de suspensión, para el ejemplo,
mayor a 6 horas, el distribuidor compensará a sus clientes por la mala calidad del
servicio. El cálculo de la compensación se hace restando las horas de suspensión
de las horas permitidas y multiplicando este resultado por la energía dejada de
suministrar en ese intervalo y por el valor de la energía de racionamiento:
]/[$arg*]/[*)( kWhntoracionamieoctkWhEnergíaCREGpermitidasthorasóndesuspensithoras −
La justificación de no dar un incentivo a esta empresa es porque en su cargo de
distribución ya se tienen reconocidos los activos y los AOM reales que le permiten
78
contar con esa calidad y además, porque carece de sentido económico que se le
pague más por una calidad superior a la regulada ya que esta calidad es obtenida
con base en la disposición a pagar de los clientes a tener cierto nivel de calidad (el
cliente no tiene disposición a pagar por una calidad excepcional). En la gráfica No
12 se representa esta situación.
Gráfica No 12: Empresa con calidad mejor que la meta regulada
Caso B:
La empresa tipo B tiene una calidad a veces mejor y a veces peor que la regulada.
Entonces mientras su calidad se conserve dentro de la franja muerta ni se
incentivan ni compensan como en el caso anterior. Si la calidad es peor a la
regulada, se castiga pues se supone que esta empresa ya tiene las inversiones y
CREGpeormejorIncentivo
2 4 6
Compensación
Banda muertaValor a compensar
8
79
ha mostrado que es capaz de estar por debajo de la meta establecida por el
regulador. En la gráfica No13 se representa esta situación.
Gráfica No 13: Empresa con calidad variable (mejor o peor que la meta regulada)
Caso C:
La empresa tipo C tiene una calidad más mala que la regulada. En este caso la
empresa compensará a los usuarios de la forma como se explico anteriormente,
mientras su calidad se encuentre en la banda muerta o por encima de ella, es
decir por encima de 7 horas. Sólo cuando se tenga un tiempo de suspensión
inferior al tiempo mínimo de la franja, es decir, menor a 7 horas, se le dará un
incentivo para que la empresa siga mejorando hasta llegar a la meta regulatoria.
La justificación de darle el incentivo o castigarlo con la compensación, es que hay
todavía un grupo de empresas que no han invertido en calidad por falta de fondos,
CREG peormejorIncentivo
84 6
Compensación
Banda muertaValor a compensar
80
capacidad técnica y/o administrativa y por eso se tratan diferente a los casos A y
B. En este caso el cliente estará dispuesto a pagar un poco más para recibir un
servicio con la calidad que exige el regulador, y de no permitirse estas señales
(incentivo o compensación), no se logrará mejorar la calidad del servicio para este
tipo de empresas. En la gráfica No14 se representa esta situación.
Gráfica No 14: Empresa con calidad inferior que la meta regulada
Como lo anotamos en el numeral 8.4 (Costos AOM), en la segunda etapa de la
determinación de los costos AOM eficientes, se deben tener en cuenta los pagos
por mala calidad o el número de horas de suspensión como variable en los
modelos de eficiencia, para no incurrir en el error de considerar eficiente sólo al
distribuidor que tiene bajos costos AOM pero con una mala calidad.
CREG
horas
peormejorIncentivo
7 86
Compensación
Bandamuerta
Valor delincentivo 6.5
81
8.7 Pérdidas
Proponemos que las pérdidas reconocidas a los distribuidores sean las pérdidas
técnicas que correspondan a los niveles de tensión 1, 2, 3 y 4, calculadas por
sistema de distribución y que resultan de la información reportada por estos
agentes al SUI. En todo caso el regulador comparará los valores que resultan de
los reportes de información con los resultados de modelos técnicos para
simulación de redes, con los que disponga para definir el valor a reconocer. Para
el nivel de tensión 1 se reconocerá un porcentaje de pérdidas no técnicas, estas
últimas se obtienen de una simulación financiera por empresa, en donde se
muestre que la inversión adicional que se haga para disminuir por debajo de este
porcentaje ya no se recupera, lo que quiere decir que esfuerzos adicionales del
distribuidor ya no generan beneficios; en este punto el regulador revisa las
simulaciones del distribuidor y determina la validez de la meta propuesta por él.
En ningún caso se deben reconocer planes de pérdidas a los distribuidores dado
que el incentivo es que al recuperar energía perdida, el distribuidor obtiene
mayores ingresos que le permiten recuperar las inversiones realizadas.
8.8 Ingreso Requerido
Finalmente el ingreso de las distribuidoras estaría determinado a partir de los
gastos de capital (CAPEX) y de operación (OPEX), así:
CalidadPérdidasOPEXónDepreciaciWACCgulatoriaActivosdeBasePermitidoIngreso ±±++= *Re
82
9 Conclusiones
• La regulación de los sistemas de distribución de energía en Colombia tiene
altos costos de transacción entre el regulador y los Operadores de Red
(regateo y búsqueda), porque el regulador se ha centrado mucho más en
precisar los detalles técnicos que en enfatizar en los aspectos económicos que
permitan obtener unas tarifas más eficientes en la prestación del servicio.
• Las revisiones de cargos que se han presentado (tres revisiones tarifarias) han
traído consigo inestabilidad en las señales regulatorias que aplican a esta
actividad, generando incertidumbre para los inversionistas y para los usuarios.
• Los impactos que se han mostrado en cuanto a cantidad de unidades
constructivas, valor de ingresos, AOM, cambios bruscos de cargos de
distribución, cambios de criterios de pérdidas y calidad, demuestran que hacen
falta mecanismos como el contrato regulatorio que den estabilidad, que faciliten
medir las consecuencias de los cambios implantados y que permita más
fácilmente revisar las decisiones del regulador.
• Establecer un contrato regulatorio permitiría minimizar los costos de
transacción, brindar señales de largo plazo a los operadores y contener los
incentivos necesarios para llevar las tarifas a la eficiencia, permitiendo una
83
remuneración adecuada para los inversionista y una tarifa para los clientes
que garantice cobertura y calidad.
• Las experiencias internacionales presentadas muestran que una regulación por
incentivos se puede aplicar satisfactoriamente en un contrato regulatorio, para
lo cual sería necesario primero contar con una contabilidad regulatoria que
sirva para eliminar el grado de asimetría en la información.
• El contrato regulatorio propuesto en este trabajo, basado en una regulación por
incentivos, garantiza una remuneración adecuada de las inversiones
efectuadas para la prestación del servicio asegurando cobertura y calidad,
induce a la eficiencia en las tarifas y además, cumple con los criterios y
principios de la ley colombiana como los de simplicidad, transparencia y
eficiencia.
84
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