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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE

ESCUELA DE INGENIERIA

METODOLOGÍA REGULATORIA

PRICE CAP APLICADA A

DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

JORGE ANDRÉS DONOSO SEPÚLVEDA

Tesis para optar al grado de

Magister en Ciencias de la Ingeniería

Profesor Supervisor:

HUGH RUDNICK V. D. W.

Santiago de Chile, 1999

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERIADepartamento de Ingeniería Eléctrica

METODOLOGÍA REGULATORIAPRICE CAP APLICADA A

DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

JORGE ANDRÉS DONOSO SEPÚLVEDA

Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores:

HUGH RUDNICK V. D. W.

RICARDO RAINERI B.

JUAN CEMBRANO P.

JUAN ENRIQUE COEYMANS A.

Para completar las exigencias del gradode Magister en Ciencias de la Ingeniería

Santiago de Chile, 1999

ii

A mis Padres y a Constanza AguirreUndurraga, por su impulso a realizaresta tarea y su apoyo durante larealización de la misma.

iii

AGRADECIMIENTOS

A través de este espacio, quiero agradecer a todas aquellas personas que

de una forma u otra contribuyeron al desarrollo de esta tesis.

Primero que nada, quiero agradecer a Dios por haberme ayudado durante

toda la vida y particularmente por la ayuda prestada durante mis estudios y el

desarrollo de esta investigación.

En segundo lugar a mi familia, porque me apoyaron durante todo el

desarrollo de la presente investigación.

En tercer lugar quiero agradecer a la Escuela de Ingeniería, y junto con

esto a todas las personas que laboran en esta institución.

En cuarto lugar quiero agradecer al organismo regulador OFWAT, que

desinteresadamente ayudó al desarrollo de esta tesis, enviando valiosa información.

En quinto lugar, quiero agradecer al proyecto FONDECYT Nº 1971265,

por haber depositado su confianza en el desarrollo de esta investigación.

Finalmente quiero agradecer sinceramente al profesor Don Hugh

Rudnick, por sus consejos, guía y apoyo que han hecho posible el desarrollo de esta

tesis.

INDICE GENERAL

Pág.

DEDICATORIA...........................................................................................................ii

AGRADECIMIENTOS...............................................................................................iii

INDICE DE TABLAS.................................................................................................. x

INDICE DE FIGURAS .............................................................................................xiv

RESUMEN...............................................................................................................xvii

ABSTRACT ............................................................................................................xviii

I. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 1

1.1 Objetivos y alcance de la tesis .................................................................... 1

1.1.1 Objetivos .......................................................................................... 1

1.1.2 Alcance de la tesis ............................................................................ 2

1.2 Estructura de la tesis ................................................................................... 2

1.2.1 Estudio de la aplicación de la metodología price cap a los

servicios sanitarios en Inglaterra ...................................................... 2

1.2.2 Simulación de un ejercicio price cap para el sector distribución en

Chile ................................................................................................. 3

1.2.3 Análisis de la variación de los costos proyectados por el regulador

en la tarificación a nivel de distribución en Chile............................ 3

1.2.4 Comparación entre la simulación price cap, y el caso chileno......... 3

1.3 Motivación de la regulación ....................................................................... 3

1.4 Fallas de mercado ....................................................................................... 6

1.5 Monopolio natural ...................................................................................... 9

1.5.1 Caso de firma uniproducto ...............................................................10

1.5.2 Caso de la firma multiproducto........................................................14

1.6 Precios Ramsey......................................................................................... 16

1.7 Regulación por costo del servicio o tasa de retorno ................................. 17

1.7.1 Efecto Averch - Johnson: .................................................................18

1.7.2 Conclusiones .................................................................................... 18

1.8 Regulación por desempeño (Benchmark regulation) ................................. 19

1.8.1 Metodología yardstick competition.................................................. 19

1.8.2 Metodología price cap...................................................................... 26

1.9 Regulación price cap en telecomunicaciones ............................................. 44

1.10 La actividad de distribución eléctrica ......................................................... 45

1.10.1Descripción del negocio................................................................... 45

1.11 El Caso Inglés............................................................................................. 50

1.11.1Precio de la electricidad ................................................................... 50

1.11.2Metodología regulatoria en el periodo 1990/91 a 1994/95 .............. 53

1.11.3Revisión del control de precios para el periodo 1995/96 a

1999/2000......................................................................................... 57

1.11.4Eficiencia energética ........................................................................ 59

1.11.5Análisis de costos............................................................................. 61

1.11.6Proposiciones para el periodo regulatorio 95/96 a 99/2000............. 64

1.11.7Conclusiones a la revisión de 1994.................................................. 67

1.11.8Algunas lecciones dejadas por la regulación de la distribución en

Inglaterra .......................................................................................... 67

1.12 Conclusiones y comentarios ....................................................................... 69

1.12.1Eficiencia energética ........................................................................ 72

1.12.2Análisis de costos............................................................................. 72

1.12.3Factor X............................................................................................ 72

II. ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PRICE CAP, A

LOS SERVICIOS DE AGUA POTABLE Y ALCANTARILLADO EN

INGLATERRA Y GALES.................................................................................. 74

2.1 Introducción................................................................................................ 74

2.2 Revisión de precios de 1994....................................................................... 75

2.2.1 Generalidades................................................................................... 75

2.2.2 Acercamiento a la fijación de precios .............................................. 80

2.2.3 Proyecciones del regulador .............................................................. 83

2.2.4 Potencial para reducciones de costo a través de mejoras de

eficiencia .......................................................................................... 87

2.2.5 Costo de provisión del servicio base................................................ 91

2.2.6 Mejoras en los niveles de servicio ................................................... 94

2.2.7 Balance entre oferta y demanda ....................................................... 95

2.2.8 Mejoras de calidad ........................................................................... 96

2.2.9 Aspectos financieros ........................................................................ 97

2.2.10Grupo de tarifas y métodos de tarificación ...................................... 101

2.3 Revisión de precios de 1999........................................................................102

2.3.1 Generalidades................................................................................... 103

2.3.2 Marco para la revisión de precios .................................................... 103

2.3.3 Aspectos importantes de la revisión de precios ............................... 104

2.3.4 Cálculo del potencial para futuras mejoras de eficiencia ................. 107

2.3.5 Comentario final .............................................................................. 113

2.4 Conclusiones................................................................................................113

III. CÁLCULO DE EFICIENCIAS RELATIVAS PARA EL SECTOR

DISTRIBUCIÓN CHILENO. ..............................................................................118

3.1 Introducción.................................................................................................118

3.2 Organización del cálculo .............................................................................119

3.3 Fuentes de información ...............................................................................120

3.4 Modelos econométricos...............................................................................121

3.4.1 Modelos econométricos en regulación............................................. 122

3.4.2 Modelo de costos anuales de explotación (Cexp) ............................ 123

3.4.3 Modelo de los gastos de administración y ventas ............................ 127

3.4.4 Modelos más exactos ....................................................................... 130

3.5 Resultados regulatorios estimados ..............................................................131

3.5.1 Resultados obtenidos para los costos de explotación....................... 132

3.5.2 Resultados para los gastos de administración y ventas .................... 143

3.5.3 Comentarios a los resultados regulatorios........................................ 151

3.6 Comentarios finales y conclusiones ............................................................156

IV. ANÁLISIS DE LA VARIACIÓN REAL DE LOS COSTOS

PROYECTADOS EN LA TARIFICACIÓN DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE.159

4.1 Introducción.................................................................................................159

4.2 Parámetros relevantes en la tarificación de la distribución eléctrica en

Chile ............................................................................................................159

4.2.1 Fórmulas para indexar los costos de distribución ............................ 160

4.2.2 Formulas para indexar cargos fijos .................................................. 162

4.2.3 Cambios desde el decreto anterior ................................................... 162

4.3 Análisis de las variaciones reales de los costos de distribución y cargos

fijos ..............................................................................................................162

4.3.1 Análisis de la variación de los cargos fijos ...................................... 163

4.3.2 Análisis de la variación de los costos de distribución...................... 170

4.3.3 Análisis de los resultados de la variación de CDAT y CDBT ......... 171

V. COMPARACIÓN ENTRE EL EJERCICIO PRICE CAP Y LA

TARIFICACIÓN ACTUAL EN CHILE..............................................................184

5.1 Generalidades ..............................................................................................184

5.2 Movimiento dentro de un periodo regulatorio.............................................185

5.3 Movimientos de los costos entre periodos regulatorios...............................186

5.4 Comparación porcentual y gráfica...............................................................187

5.4.1 ¿Qué se va a comparar?.................................................................... 188

5.4.2 Comparación entre cargos fijos y gastos de administración ventas . 188

5.4.3 Comparación entre costos estándares de distribución y el ejercicio

price cap ........................................................................................... 194

5.5 Comparación en tarifa para un consumo estándar.......................................202

5.5.1 Evolución de la tarifa ....................................................................... 204

5.6 ¿Cómo serían los movimientos de tarifa si se desarrollara una fijación

price cap completa? .....................................................................................206

5.6.1 Empresa con rentas sobrenormales en el periodo anterior a la

fijación price cap .............................................................................. 207

5.6.2 Empresa con renta normal en el periodo anterior a la fijación price

cap 208

5.6.3 Empresa con rentabilidad deficitaria en el periodo anterior a la

fijación price cap .............................................................................. 209

5.7 Comentarios finales a la comparación.........................................................210

5.8 Proposición de metodología regulatoria ......................................................211

VI. CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS...........................................213

6.1 Conclusiones................................................................................................213

6.2 Futuros desarrollos ......................................................................................218

BIBLIOGRAFÍA ...........................................................................................................220

A N E X O S..................................................................................................................224

ANEXO A: ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR DISTRIBUCIÓN .....................225

A.1 Introducción.................................................................................................225

A.2 Teoría financiera de riesgo y rentabilidad ...................................................225

A.2.1 Riesgo asociado a una inversión ...................................................... 225

A.2.2 Calculo del riesgo de un portfolio de inversiones ............................ 226

A.2.3 Valor agregado de la diversificación................................................ 227

A.2.4 Relación entre riesgo y rentabilidad................................................. 228

A.3 Metodología seguida en el análisis de riesgo ..............................................229

A.3.1 Cálculo de costos de capital ............................................................. 235

ANEXO B: MÉTODO MATEMÁTICO DE CÁLCULO DE LOS COEFICIENTES

DE LOS MODELOS ECONOMÉTRICOS.........................................................238

ANEXO C: PROYECCIONES DE VENTAS PARA LAS EMPRESAS ....................239

ANEXO D :VARIACIÓN DE CDAT Y CDBT EN CADA ZONA. ...........................240

D.1 Graficos de la variación:..............................................................................240

D.2 Incrementos de CDAT y CDBT, debido al cambio de las áreas típicas ......253

ANEXO E: REGULACIÓN PRICE CAP EN TELECOMUNICACIONES................259

E.1 Introducción.................................................................................................259

E.1.1 Problemas de la regulación por tasa de retorno................................ 259

E.1.2 Interés en price cap en telecomunicaciones ..................................... 259

E.2 El factor de ajuste productivo......................................................................261

E.2.1 Subestimaciones del factor productivo ............................................ 261

E.3 Flexibilidad en los precios...........................................................................262

E.3.1 Diseño de grupos de servicios, el caso británico.............................. 262

E.4 Calidad de servicio ......................................................................................264

E.5 Conclusiones al caso de las telecomunicaciones.........................................264

ANEXO F: VARIACIÓN DE TARIFA PARA UN CONSUMO ESTÁNDAR, EN

LA SITUACIÓN ACTUAL, Y BAJO LOS TRES ESCENARIOS ....................266

F.1 Escenario Nº 1 .............................................................................................268

F.2 Escenario Nº 2 .............................................................................................270

F.3 Escenario 3 ..................................................................................................271

x

INDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 1.1 : Características de las empresas de distribución en Inglaterra .................. 54

Tabla 1.2: Factores X para las empresas de distribución en Inglaterra, periodo

1989 - 1994 ................................................................................................ 56

Tabla 1.3: Reducciones iniciales de precios y factores X para las empresas de

distribución inglesas, periodo 1995 - 1999 ................................................ 66

Tabla 2.1:Descomposición del factor K ..................................................................... 77

Tabla 2.2: Costos reconocidos por el regulador inglés del agua potable en la

fijación de precios de 1994 ........................................................................ 86

Tabla2.3: Características de los escenarios regulatorios analizados para los

servicios sanitarios en Inglaterra fijación 1999........................................ 112

Tabla 3.1: Beneficio social social actualizado, exigencia price cap simulada, por

escenario .................................................................................................. 119

Tabla3.2 : Valores de los coeficientes del modelo de costos de explotación........... 126

Tabla3.3 : Diferencias entre el modelo de Gav y los Gav reales, para cada empresa129

Tabla3.4: Diferencias entre los Cexp unitarios reales, y los proyectados por el

modelo desarrollado para los Cexp.......................................................... 133

Tabla3.5: Benchmark de eficiencia de Cexp ............................................................ 135

Tabla3.6: Reducción anual de Cexp escenario 1, [%].............................................. 137

Tabla3.7: Reducciones de Cexp a ser exigidas en el escenario 1, expresadas en

[K$ 31 dic 1997] ...................................................................................... 138

Tabla3.8: Reducciones anuales de Cexp en el escenario 2 [%]................................ 140

xi

Tabla3.9: Reducciones anuales de Cexp, a ser exigidas en el escenario 2,

expresadas en [K$ 31 dic 1997]............................................................... 141

Tabla3.10: Reducciones anuales de Cexp, a ser exigidas en el escenario 3, [%]..... 142

Tabla3.11: Reducciones de Cexp a ser exidas en el escenario 3, expresadas en [K$

31 dic 1997] ............................................................................................. 143

Tabla3.12: Desviación porcentual entre los Gav reales y el modelo de Gav ........... 144

Tabla3.13: Benchmark de eficiencia de Gav............................................................ 145

Tabla 3.14: Reducción anual de Gav, escenario 1, [%]............................................ 146

Tabla 3.15: Reducción anual de Gav, escenario 1, expresada en [K$ 31 dic 1997] 147


Tabla 3.17: Reducción anual de Gav, escenario2, expresada en [K$ 31 dic 1997] . 149


Tabla 3.19: Rducción anual de Gav, escenario 3, expresada en [K$ 31 dic 1997] .. 151

Tabla 3.20 : Efecto en tarifa de la exigencia price cap, escenario 1, para cliente

promedio de cada empresa....................................................................... 153

Tabla 3.21: Efecto en tarifas, de la exigencia price cap, escenario 2, para un cliente


Tabla 3.22: Efecto en tarifa de la exigencia price cap, escenario 3, para un cliente


Tabla 4.1: Evolución de parámetro CFE, 1992 - 2000............................................. 164

Tabla 4.2: Evolución de parámetro CFD, 1992 - 2000 ............................................ 165

Tabla 4.3: Evolución de parámetro CFH, 1992 - 2000 ............................................ 166

xii

Tabla 4.4 : Evolución porcentual de los CDAT y CDBT, periodo regulatorio 1992

- 1996 ....................................................................................................... 172

Tabla 4.5: Evolución porcentual, parámetro CDAT, periodo regulatorio 1996 -

2000 ......................................................................................................... 172

Tabla 4.6: Evolución porcentual parámetro CDBT, periodo 1996 - 2000 ............... 173

Tabla 5.1 : Costos estándares de distribución promedio por empresa, periodo 1992

- 1996 ....................................................................................................... 195

Tabla 5.2: Costos estándares promedio por empresa, periodo 1996 - 2000............. 196

Tabla 5.3 : Porcentaje del costo estándar promedio por unidad de potencia,

correspondiente a costo de explotación, por empresa.............................. 203

Tabla A.1 : Empresas incluidas en el análisis de riesgo, zonas de concesión, y

áreas típicas respectivas ........................................................................... 229

Tabla A.2: Costo de capital de las empresas analizadas........................................... 236

Tabla C.1: Coeficiente R2 de las proyecciones de ventas ........................................ 239

Tabla D.1: Efecto del cambio de áreas típicas en CDAT y CDBT .......................... 253

Tabla F.1: Evolución de la tarifa para un cliente BT1a, de 200 [kWh] de consumo

mensual, por empresa, periodo 1992 � 1996. .......................................... 266

Tabla F.2: Evolución de la tarifa para un cliente BT1a de 200 [kWh] de consumo

mensual, por empresa, periodo 1996 - 2000 ............................................ 267

Tabla F.3: Evolución de la tarifa para un cliente BT1a de 200 [kWh] mensuales,

con los cambios de price cap, en el escenario 1....................................... 268


con los cambios price cap, escenario 2 .................................................... 270

xiii


con los cambios price cap, escenario 3 .................................................... 271

xiv

INDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1.1:Externalidad negativa.................................................................................. 7

Figura 1.2: Externalidad positiva ................................................................................. 8

Figura 1.3: Costo medio ............................................................................................. 11

Figura 1.4: Monopolio maximizador de utilidades .................................................... 12

Figura 1.5: Diversificación bajo regulación price cap................................................ 38

Figura 1.6: Descomposición del precio de la electricidad, para un cliente menor a

100 [KW] ................................................................................................... 51

Figura 1.7: Descomposición del precio de la electricidad para un cliente entre 100

[KW] y 1 [MW] ......................................................................................... 51

Figura 1.8: Descomposición del precio de la electricidad para un consumidor de

más de 1 [MW] .......................................................................................... 52

Figura 3.1 : Ajuste del modelo de costos de explotación ......................................... 125

Figura 3.2 : Ajuste del modelo de gastos de administración y ventas ...................... 128

Figura 3.3 : Beneficio social actualizado, por escenario con, simulación de price

cap ............................................................................................................ 152

Figura 4.1 : Evolución porcentual de cargos fijos, área típica 1, 1992 - 2000 ......... 167

Figura 4.2: Evolución porcentual de cargos fijos, área típica 2, 1992 - 2000 .......... 168

Figura 4.3: Evolución porcentual de los cargos fijos, área típica 3, 1992 - 2000..... 169

Figura 4.4: Evolución porcentual de cargos fijos, área típica 4, 1992 - 2000 .......... 169

xv

Figura 5.1 : Comparación cargos fijos V/S Gav para Emelari, Eliqsa, Elecda,

Emelat, Emec y Chilquinta ...................................................................... 190

Figura 5.2: Comparación Cargos fijos V/S Gav empresas Conafe, Casablanca,

Chilectra, Rio Maipo, Emelectric y CGE ................................................ 192

Figura 5.3: Comparación entre costos estándares promedio del [KW] y proyección

price cap ................................................................................................... 198

Figura 5.4: Comparación entre costos estándares promedio por [KW] y señal price

cap de Cexp.............................................................................................. 200

Figura 5.5:Evolución de la tarifa para empresa Chilquinta, zona de Valparaíso y

Viña del mar Comparación situación actual v/s price cap ...................... 204

Figura 5.6: Evolución de la tarifa para empresa Chilectra, zona de Santiago

Comparación situación actual v/s price cap............................................. 205

Figura 5.7: Evolución de la tarifa para empresa Emelectric, área típica 3


Figura 5.8: Evolución de la tarifa para empresa CGE, zona de Valdivia y Osorno


Figura A.1 : Riesgo de un portfolio de inversiones226Figura D.1: Evolución CDAT y CDBT , Arica e

Figura D.2: Evolución CDAT y CDBT Pica, Pozo Almonte, Huara, Antofagasta,

Calama, Mejillones y Tocopilla ............................................................... 241

Figura D.3: Evolución CDAT y CDBT, en Tal tal, Copiapó, Alto del carmen,

Huasco, Caldera, Chañaral y aledaños..................................................... 242

Figura D.4 : Evolución CDAT y CDBT, en Coquimbo, La Serena, Ovalle,

Punitaqui, La Higuera, Paiguano, Andacollo, Vicuña y aledaños ........... 243

xvi

Figura D.5 : Evolución CDAT y CDBT, en Quilpué, Valparaíso, Viña del Mar,

Villa Alemana, San Felipe, Los Andes, Calle Larga, Combarbalá y

aledaños.................................................................................................... 244

Figura D.6: Evolución CDAT y CDBT en San Antonio, La Ligua, Quintero, Con

con, Cartagena, Puchuncaví, Hijuelas y aledaños.................................... 245

Figura D.7: Evolución CDAT y CDBT en Algarrobo, Viña del Mar, Curicó,

Linares,. Molina, Romeral y aledaños ..................................................... 246

Figura D.8; Rauco, Río Claro, Santiago, Casablanca, Huechuraba y Quilicura ...... 247

Figura D.9: Evolución de CDAT y CDBT en Lo Barnechea, Colina, Lampa, Til

til, Peñaflor, San Bernardo, El Bosque, La Pintana y Puente Alto .......... 248

Figura D.10 : Evolución de CDAT y CDBT en El Monte, Isla de Maipo, Curacaví,

Melipilla, Talagante, Calera de Tango, Alhué, Cartagena y aledaños ..... 249

Figura D.11: Evolución de CDAT y CDBT, en Rancagua, Concepción,

Talcahuano, Talca, Chillán, Coronel, Los Ángeles, Temuco, Buin,

Coinco y aledaños .................................................................................... 250

Figura D.12 : Evolución CDAT y CDBT en Hualqui, Penco, San Carlos, Tomé,

Pitrufquen, Pucón, Codegua, Pichidegua, Maule, Coelemu, Coihueco y

aledaños.................................................................................................... 251

Figura D.13 : Evolución CDAT y CDBT, en Valdivia, Ososrno, Curarrehue, Padre

las Casas, Ancud Castro, Chonchi, Quellón, Lanco y aledaños .............. 252

Figura D.14: Evolución de CDAT y CDBT, en Puqueldón, Queilén, Quemchi,

Quinchao, Toltén, Villarrica y aledaños .................................................. 253

xvii

RESUMEN

En esta investigación, se analiza la metodología regulatoria price cap

aplicada a distribución eléctrica y como ésta da incentivos a las empresas para

realizar mejoras de eficiencia en su gestión y se la compara con otras metodologías.

En particular se hace un paralelo con la metodología yardstick competition, aplicada

a la industria de distribución eléctrica en Chile, formulándose proposiciones de

integración de ambas metodologías. La tesis contribuye con los siguientes

desarrollos:

· Se realiza una revisión bibliográfica, tendiente a introducir conceptos de

microeconomía y regulación, de necesario entendimiento para adentrarse en un

estudio regulatorio, y conceptos de la organización de los mercados eléctricos

desregulados

· Se estudia la aplicación de la metodología price cap a los servicios sanitarios en

Inglaterra, para investigar, como se calculan, niveles eficientes de tarifa, analizando,

como se dividen los costos para los estudios tarifarios, como se calculan niveles

eficientes de costos y como se estiman las potencialidades para reducir costos.

· Se realiza una simulación de la aplicación de la metodología price cap para el

sector distribución eléctrica chileno, calculando las potencialidades de reducción de

costos operacionales para las diferentes empresas.

· Se analiza la evolución de costos proyectados por el regulador Chileno para las

empresas de distribución, en su objetivo de fijar niveles eficientes de tarifas. Se

estudia como ha traspasado el regulador Chileno las mejoras de eficiencia de las

empresas a los consumidores.

· Se analiza los resultados de la simulación de price cap, y se compara con los

resultados de la tarificación vigente para la distribución en Chile. Posteriormente, a

la luz de la comparación entre las dos metodologías, se propone un sistema híbrido

de regulación, que contiene elementos positivos de ambas metodologías.

xviii

ABSTRACT

In this research, the price cap regulatory methodology applied to

electrical distribution business is analysed and how does it give incentives to the

regulated firms to develop greater eficiency, and it is compared with other schemes.

In particular, a comparison is made with the yardstick competition scheme applied to

the Chilean distribution industry, and a proposal of a hybrid methodology is made.

The thesis work, contributes with the following developments:

· A bibliographic review is developed, wich introduces concepts of

microeconomics and regulation that need to be understood to develop a regulatory

research, and concepts about the structure of the electrical deregulated markets.

· Analysis of the use of price cap in the regulation of the water and sewerage

services in England and Wales, to understand how the regulator calculates efficient

tariff levels, analizing how he divides the costs in the tariff studies, how he

calculates efficient costs levels, and how he calculates the potential for costs

reductions.

· Simulation of a price cap regulatory study to the industrial sector of electrical

distribution in Chile, estimating the scope of operational cost reduction.

· The evolution of the costs projected by the Chilean regulator to the electrical

distribution firms, in its objective to achieve efficient tariff levels, is analysed. A

study is carried out, to know how the regulator transferes the greater efficiency to

customers.

· The results of the price cap simulation are analysed and compared with the

results of the present regulatory scheme. Finally, a hybrid regulatory scheme is

proposed.

1

I. INTRODUCCIÓN

1.1 Objetivos y alcance de la tesis

1.1.1 Objetivos

La tesis, corresponde a un estudio de la metodología regulatoria price

cap, aplicada a la distribución eléctrica. El primer objetivo de la tesis es analizar las

características de la metodología y como ésta da incentivos a las empresas para

realizar mejoras de eficiencia a su gestión.

Un segundo objetivo, es analizar como se determinan niveles eficientes

de costos mediante la metodología price cap. Es decir niveles de costos que permitan

el funcionamiento de la empresa, pero que sean el resultado de una gestión eficiente.

Un tercer objetivo, es simular parte de una fijación price cap, a la

industria de distribución eléctrica en Chile, para conocer los requisitos necesarios

para la aplicación de price cap, y las implicancias de dicha metodología.

Un cuarto objetivo, es realizar un análisis numérico de la regulación de

distribución en Chile para conocer los movimientos de costos, que ha proyectado el

regulador y buscar los patrones que guían estos movimientos de costos.

Un quinto objetivo, es comparar, la metodología price cap, con la

metodología aplicada actualmente en Chile, teórica y numéricamente. Así, se podrá

realizar un aporte a la regulación exponiendo las ventajas y desventajas de ambos

esquemas.

El último objetivo, consiste en, a la luz de las ventajas y desventajas

encontradas para ambas metodologías, proponer una metodología híbrida que

concentre las ventajas de ambas y que por lo tanto ayude a disminuir las divergencias

entre los reguladores y las empresas reguladas.

2

1.1.2 Alcance de la tesis

La presente tesis, primero se aboca a un análisis teórico de la regulación,

lo que comprende una revisión de conceptos teóricos de microeconomía y

regulación, y el análisis teórico y mediante casos reales de distintos esquemas

regulatorios.

Posteriormente, en esta tesis, se realiza una simulación practica de una

parte de una fijación tarifaria completa bajo un esquema price cap. Esta simulación,

se limita al cálculo de los potenciales para reducción de costos operativos por

reducción de ineficiencias relativas, en la industria de distribución eléctrica en Chile.

Por último el esquema price cap se compara teórica y practicamente con

el esquema regulatorio usado en Chile, para encontrar las ventajas y desventajas de

cada uno. A la luz de esta comparación, se propone una metodología híbrida de

regulación.

1.2 Estructura de la tesis

Para cumplir los objetivos de la tesis, en este primer capítulo, se

profundiza la forma en que se aplica la metodología regulatoria price cap, descrita

teóricamente y mediante casos reales. En los siguientes capítulos, se reporta la

realización de la siguiente investigación:

1.2.1 Estudio de la aplicación de la metodología price cap a los servicios

sanitarios en Inglaterra

El estudio de los casos prácticos de aplicación de price cap, expuesto en

este capítulo introductorio, da luces sobre los principales desafíos enfrentados por los

reguladores al aplicar price cap, y esboza algunas de las soluciones diseñadas por

estos, pero no da respuestas acerca de cómo se realizan los estudios tarifarios, para

determinar niveles de tarifas, que permitan el financiamiento apropiado a la firma de

sus funciones, incluyendo un retorno sobre el capital adecuado, proteger a los

consumidores y promover incentivos a realizar mejoras de eficiencia.

3

Para investigar, como se calculan estos niveles eficientes de tarifa, se

analiza en el capítulo II la aplicación de price cap a la regulación de los servicios

sanitarios en Inglaterra, explicando, como se dividen los costos para los estudios

tarifarios, como se calculan niveles eficientes de costos y como se estiman las

potencialidades para reducir costos, que definen los factores X.

1.2.2 Simulación de un ejercicio price cap para el sector distribución en

Chile

Después de estudiada la forma en que se aplica price cap, se realiza en el

capítulo III una simulación de la metodología para el sector distribución eléctrica,

calculando las potencialidades de reducción de costos operacionales para las

diferentes empresas.

1.2.3 Análisis de la variación de los costos proyectados por el regulador en

la tarificación a nivel de distribución en Chile.

En el capítulo IV, se analiza la forma que han tenido, los movimientos de

costos proyectados por el regulador chileno, para las empresas de distribución en

Chile, con el fin de calcular niveles eficientes de tarifas, para poder estudiar, como

ha traspasado el regulador chileno las mejoras de eficiencia de las empresas, a los

consumidores.

1.2.4 Comparación entre la simulación price cap, y el caso chileno

En el capítulo V, se analizan los resultados de la simulación de price cap,

comparándolos con el análisis hecho a la tarificación de distribución en Chile.

Posteriormente, a la luz de la comparación entre las dos metodologías, se propone un

sistema híbrido de regulación, que contienen elementos positivos de ambas

metodologías.

1.3 Motivación de la regulación

Primeramente, se hará un resumen de conceptos regulatorios, antes de

formular alternativas de tarificación del sector eléctrico. Además se desarrollarán en

detalle, bases teóricas de los regímenes regulatorios price cap y yardstick

4

competition.

La competencia perfecta, en la realidad [Trai91B] es una situación, en la

mayoría de los casos, absolutamente irreal; en el que se hacen los siguientes

supuestos:

a) La existencia de muchas firmas, sin ninguna dominante, incapaces de influir en

los precios.

b) Muchos consumidores, también incapaces de influir en el precio

c) Productos homogéneos

d) Libre entrada y salida del mercado

e) Información abundante y libre o gratis

Cada firma trata de obtener la máxima rentabilidad posible sin

preocuparse, al menos directamente, por el bienestar social. Cada consumidor

maximiza su propia utilidad, sin preocuparse por los demás. El resultado de estos

supuestos es el bienestar social óptimo desde el punto de vista de Pareto1.

Desafortunadamente, estas condiciones no se dan siempre y entonces se

requiere de intervención externa en los mercados para alcanzar el óptimo social. El

caso del monopolio natural es el más clásico en la economía. Definido sin ahondar

demasiado, existe un monopolio natural cuando los costos de producción son tales

que es más barato satisfacer la demanda con una sola firma, que con más de una. Se

puede apreciar, que esta situación se contrapone con el primer supuesto de la

competencia perfecta, el que señala que deben existir numerosas firmas incapaces de

influir en el precio.

1 Una asignación de recursos A es Pareto óptima si no existe ninguna asignación B en

que a lo menos un agente esté mejor que en A, y ningún agente esté peor que en A

5

En situaciones como esta la regulación se vuelve importante, como una

manera de asegurar el bienestar social, cuando la competencia perfecta no se da en

forma natural. La regulación reemplaza la mano invisible de Adam Smith por una

mano visible.

El regulador debe actuar a través de la firma induciéndola a producir lo

socialmente óptimo. La situación ideal es una en que el regulador tiene información

completa y puede entonces ordenar a la firma, producir la cantidad socialmente

óptima a un precio determinado. Sin embargo esta situación, generalmente no se da

en la práctica dado que el regulador no posee toda la información necesaria para

determinar las cantidades óptimas y los precios óptimos. Por ejemplo el regulador

rara vez conoce la estructura de costos de la firma, siéndole imposible entonces saber

si la firma está tarificando a costo marginal, o produciendo la cantidad socialmente

óptima. En esta compleja situación, el regulador debe crear sistemas de incentivos

que hagan consistente para la firma, su deseo de maximizar utilidades, con el

bienestar social, tal como ocurre naturalmente en la situación de competencia

perfecta.

Para alcanzar este objetivo, podemos distinguir dos problemas básicos

que deberá enfrentar el regulador:

a)

La combinación óptima precio-cantidad que maximiza el bienestar social

debe ser caracterizada. En una situación ideal se puede aplicar conceptos básicos de

microeconomía, como que el precio es igual al costo marginal en la solución óptima.

Sin embargo la solución óptima no se caracteriza siempre tan fácilmente, por

ejemplo que sucede en el caso en que tarificando a costo marginal resulta en una

pérdida para la firma.

b)

Diseñar un mecanismo para inducir a la firma a alcanzar la solución

óptima. Así bajo un marco regulatorio eficiente, la firma maximiza utilidad cuando

produce la cantidad óptima y vende al precio óptimo.

6

A continuación se da una descripción de las llamadas "fallas de mercado"

que son las diferentes situaciones en que la asignación descentralizada de recursos no

conduce al óptimo social.

1.4 Fallas de mercado

a) Bienes públicos:

En un mercado de competencia perfecta [Rain97] en que los

consumidores son tomadores de precio, existe un incentivo para revelar la

disposición a consumir y pagar por un bien pues existe una situación de rivalidad en

el consumo, es decir el que un consumidor utilice un bien, impide que otro lo haga.

En los bienes públicos, si alguien se beneficia de un bien, no excluye que

otro también pueda hacerlo. La no rivalidad en el consumo de estos bienes y el

elevado costo de exclusión del consumo, genera un incentivo perverso en los

consumidores a no revelar su verdadera disposición a pagar por el bien.

Esta situación anómala lleva a que la producción de los bienes públicos

sea insuficiente o incluso inexistente. En este caso la intervención en el mercado se

hace necesaria para asegurar la provisión óptima de bienes públicos. Un ejemplo de

bien público es por ejemplo el alumbrado público, en que no se puede excluir del

bien a ningún consumidor, existiendo un incentivo para los consumidores a no

revelar su disposición a pagar, dejando así que otros paguen por el bien.

b) Externalidades:

En este caso algunos agentes del mercado pueden afectar a otros

mediante mecanismos fuera del mercado, sin que exista una transacción de por

medio; esta situación se denomina externalidad.

Una externalidad se explica por la ausencia de derechos de propiedad y

por lo tanto, por la ausencia de precio sobre el efecto producido. Así el agente

causante no incurre en todos los costos o beneficios, llevando a una situación donde

la actividad se realiza en exceso o déficit. Las externalidades pueden ser positivas o

negativas según si el efecto perjudica o beneficia a la sociedad. Un ejemplo de

7

externalidad positiva es la calidad de la educación, pues el brindar una buena

educación a quién no puede pagarla no es un buen negocio, al momento de brindarla,

pero tiene un efecto positivo a futuro sobre la sociedad, (personas más capacitadas)

lo que lleva a una calidad promedio de la educación inferior a la socialmente óptima.

Un ejemplo de externalidad negativa es la contaminación pues existe una ausencia de

derechos de propiedad sobre el aire, por lo que los agentes contaminantes pueden

producir un daño a la sociedad sin incurrir en los costos que ello implica. A

continuación se presenta gráficamente esta situación, para mayor comprensión del

lector.

Figura 1.1:Externalidad negativa

La figura 1.1 representa a la situación de una externalidad negativa, en

ella se observa que el costo marginal del causante de la actividad (CMg privado), es

inferior al costo marginal para la sociedad de la actividad, lo que lleva a una

producción en exceso del bien.

La figura 1.2 representa el caso de una externalidad positiva, en que la

demanda privada del bien es inferior a la social, pues el efecto positivo que produce

no tiene derechos de propiedad, y por lo tanto no puede ser tarificado. En este caso la

actividad se produce en déficit (Qs > Qp).

8

Figura 1.2: Externalidad positiva

c) Asimetrías de información e información costosa :

Competencia perfecta asume que todos los agentes tienen acceso a la

misma información gratis. Sin embargo este supuesto rara vez se cumple.

El que no todos los agentes tengan acceso a la misma información lleva a

que los individuos no siempre tomen las decisiones óptimas, dando lugar a una

asignación ineficiente de recursos.

Esta asignación ineficiente puede llevar a la producción insuficiente o

inexistente de un bien valorado positivamente.

Un ejemplo clásico de asimetrías de información es el descrito por

Akerloff en su artículo "The market of lemons" que hace una descripción del

mercado de los autos usados, en que el ofertante posee información sobre su

producto, que el consumidor no posee, lo que, como dice Akerloff , puede llevar a

que no se transen autos usados si las asimetrías son muy grandes.

d) Competencia imperfecta :

En esta situación las firmas compiten en:

i) Calidad del producto

9

ii) Productividad

iii) Publicidad

Es decir ya no se cumplen los supuestos de que los productos son

homogéneos, ni que las funciones de costo de los competidores sean idénticas.

Esta situación lleva a que el beneficio del consumidor sea distinto para

diferentes productos, y por ende que sus precios puedan ser distintos. La mayoría de

los productos de consumo se encuentran en este caso.

En este caso las empresas tienen cierto control sobre el precio, lo que

lleva a que este no refleje el óptimo social, y que por lo tanto la producción del bien

sea insuficiente.

e) Intervención gubernamental :

En este caso se encuentra por ejemplo el monopolio legal en que el

estado impide la competencia en un mercado. Esta situación se da por ejemplo en las

patentes otorgadas por la innovación tecnológica.

f) Monopolio natural :

En esta situación la estructura de costos de la industria hace que sea más

eficiente suplir la demanda con una sola firma que con más de una. Los monopolios

naturales juegan un papel muy importante en la economía de todos los países dado

que existen servicios básicos que son monopolios naturales, en los que la regulación

juega un papel muy importante. Ejemplos de monopolios naturales son la

transmisión eléctrica, la distribución eléctrica (monopolio geográfico), los servicios

sanitarios, el transporte de gas natural, etc...

A continuación se analiza con más detalle el caso del monopolio natural.

1.5 Monopolio natural

Se ha utilizado la referencia [Berg88]

10

1.5.1 Caso de firma uniproducto

Existen dos conceptos fundamentales para entender la aparición de un

monopolio natural en la firma uniproducto, costos medios decrecientes y

subaditividad de costos. Costos medios decrecientes quiere decir que el costo

unitario de producción cae si se incrementa la cantidad producida. En la

subaditividad de costos, una firma con costos medios crecientes produce una

cantidad determinada, a un costo menor que muchas firmas, si su función de costo es

subaditiva.

En una situación de costos medios decrecientes, la función de costos C(q)

de la firma cumple la siguiente relación:

C(qi)/qi < C(qj)/qj (1.1)

para todos los qi y qj tal que 0 < qj < qi £ q . Esta condición también es conocida

como economías de escala, la condición (1.1) es suficiente para asegurar que el

costo de producción será menor cuando exista una sola firma cubriendo toda la

demanda, sin embargo no es condición necesaria sino suficiente. Así, el costo medio

puede ser creciente, y el costo de producción puede todavía ser menor con una sola

firma. Para comprender mejor este punto clarifiquemos el concepto de subaditividad

de costos, una función de costos es subaditiva al nivel de producción q si y sólo si :

C(Smi=1 qi) £ Sm

i=1 C(qi) (1.2)

para todos los q1,.........,qm tales que Smi=1q

i =q. Se dice que la subaditividad es

estricta si la desigualdad (1.2) es estricta . La condición (1.2) es necesaria y

suficiente para asegurar que el costo de producción será menor cuando exista una

sola firma atendiendo la demanda .Así se puede demostrar que la condición (1.1)

implica (1.2).

Pero se debe tener en cuenta que la condición (1.2) no implica (1.1)

como se ve en la siguiente figura:

11

Figura 1.3: Costo medio

En este gráfico el costo medio, que queda representado por la pendiente

de la recta que une el origen y un punto cualquiera de la función C(q). El costo

medio cae hasta q0, aumenta entre q0 y q1, decrece de ahí en adelante. Debido al

rápido incremento del costo total a niveles de producción bajos, la forma más barata

de producir una cantidad q*, tal que q0 < q* <q1 , es con una sola firma aunque el

costo medio esta subiendo en la vecindad de q*.

Si la función de costos de una empresa satisface (1.1), esta firma es un

monopolio natural fuerte, si satisface (1.2) pero no (1.1), es un monopolio natural

débil.

a) Regulación en la firma uniproducto

Asumamos que existe una firma que es un monopolio natural, a

continuación se calculará el precio y la cantidad que maximizan el bienestar social.

Como medida del bienestar social se tomara la suma del beneficio del consumidor

(B.C.) y de la utilidad de la firma (p). Así el problema del regulador es:

Max. (B.C. + p), donde:

B C p x dx p q q

q

. . ( ) ( )*= -ò0

p = p(q)*q - C(q)

12

siendo p(q) la función de demanda, derivando e igualando a cero obtenemos que la

condición que maximiza el bienestar social es p(qb) = CMg(qb), donde CMg(q) es el

costo marginal de q y qb es la cantidad a producir para maximizar el bienestar social.

Este resultado se da naturalmente en la competencia perfecta, pero que pasa si en la

situación de monopolio natural se da libertad a la firma para que fije sus precios si se

da esa libertad la firma maximizará p y el resultado es:

Img(qm)= CMg(qm)

donde Img(q) es el ingreso marginal al nivel q y qm es la cantidad producida por el

monopolio maximizador de utilidades. Para apreciar mejor esta situación obsérvese

el siguiente gráfico:

Figura 1.4: Monopolio maximizador de utilidades

En el gráfico se aprecia la diferencia entre la solución que lleva al óptimo

social y la que implementa el monopolio maximizador de utilidades, en esta última

solución el monopolio produce menos que lo óptimo y a mayor precio. Así si

aumentamos la cantidad producida de qm a qb el bienestar social se incrementa en el

área CEG.

13

b) Políticas regulatorias

A pesar de que en un mercado pueda existir un alejamiento del óptimo

social la conveniencia de regular dependerá de tres factores:

i) El grado de alejamiento del óptimo social que se tenga en ausencia de

regulación

ii) La existencia de barreras de entrada a la industria

iii) Si la firma es un monopolio natural fuerte o débil

Consideremos el primer factor, si el alejamiento del óptimo social es

mínimo, puede que sea más costoso implementar la política regulatoria que la

ganancia en bienestar social obtenida. Sin embargo si el alejamiento del óptimo

social es significativo los beneficios de regular pueden superar a los costos de

hacerlo. Cabe señalar que el grado de alejamiento del óptimo social no se mide por el

tamaño de la utilidad de la firma, sino por la diferencia entre el bienestar social sin

regular y el bienestar social con la política regulatoria implementada.

c) Barreras de entrada

Las barreras de entrada tienen una implicancia fundamental en el

contexto de los monopolios naturales. Considérese la figura 1.4, se sabe que en

ausencia de regulación, la firma escoge la cantidad qm , siendo la cantidad óptima qb .

Si se quiere evitar esta situación, se debe regular, sin embargo si se fuerza a la firma

a producir qb y tarificar a costo marginal esta incurrirá en una pérdida ya que al nivel

qb los costos marginales están por debajo de los costos medios. Esta situación ilustra

el dilema fundamental de los monopolios naturales, si se da libertad a la firma para

fijar sus precios, esta solución resulta en una pérdida de bienestar social, por otro

lado si se la fuerza a tarificar a costo marginal, esto deriva en que la firma no es

sustentable pues incurre en pérdidas .

Una solución posible a este problema, es subsidiar a la firma para que

ésta pueda tarificar a costo marginal, pero generalmente esta solución no es

políticamente viable. Otra solución planteada por Frank Ramsey es cobrar un precio

14

tal que la firma obtenga cero rentas2, esta alternativa se analiza posteriormente.

En ausencia de barreras de entrada, no importando si la firma es un

monopolio natural fuerte o débil, no le queda otra solución que cobrar un precio con

el que obtenga cero rentas, pues de otra forma los excesos de utilidad atraerán a

firmas desafiantes que expropiarán la utilidad a la firma. Más aún si la firma es un

monopolio natural débil, la regulación debe ir orientada a protegerla de los

competidores potenciales, pues estos pueden expropiar toda la renta de la firma

aunque ésta maximize el bienestar social.

1.5.2 Caso de la firma multiproducto.

En el caso de la firma multiproducto, se deben redefinir los conceptos de

costo medio decreciente (economías de escala) y subaditividad de costos, pues no

tienen sentido cuando la función de costo involucra más de un producto.

a) Conceptos de costo

En este caso, la cantidad producida, está dada por un vector qi =

(qi

1,......,qi

n), con i = 1,.....,m; así se puede generalizar la condición de subaditividad

para la firma multiproducto como sigue:

C(q1 +......+ qm) < C(q1) +......+ C(qm) (1.3)

para todos los m vectores posibles a producir. Entonces si la función de costos de una

firma satisface (1.3) es más barato suplir la demanda con una sola firma que con más

de una.

La condición de economías de escala para la firma multiproducto se

define como sigue, considérese el vector insumo - producto (x1,.....,xr, q1,........,qn),

donde xk es el insumo k, considérese también los escalares w > 1 y d > 0. Existen

2 El que la firma obtenga cero rentas, no quiere decir que no gane dinero, pues esta

situación no es sustentable, sino que la firma obtiene la misma renta que ofrece el mercado al incurrir

en un riesgo similar.

15

economías de escala estrictas cuando (w* x1,.......,w* xr, n1*q1,.........,nn*q n), es un

vector insumo producto factible con ni ³ w + d, así una expansión de todas los

insumos en w resulta en una expansión mayor en todos los productos.

Una definición más específica es la de economías de ámbito, que se

deriva de la expresión (1.3) cuando los vectores tienen asociada sólo producción

positiva de un producto cada uno, y no hay dos vectores a los que se asocie la

producción positiva del mismo producto. Ejemplos de industrias con economías de

ámbito son los servicios de telefonía local y de larga distancia, que poseen

complementariedad dada por el uso común de recursos (redes). También la

distribución eléctrica posee economías de ámbito, desde el punto de vista de que el

costo de satisfacer a un cliente cuando se da servicio a muchos clientes es más bajo

que cuando se satisface sólo a un cliente (puede modelarse considerando los

diferentes servicios brindados a los distintos tipos de cliente, residenciales

industriales, grandes empresas, etcétera).

Se destaca que la teoría cambia ligeramente cuando se estudia la firma

multiproducto, en este caso las economías de escala no son ni necesarias ni

suficientes para asegurar subaditividad de costos3.

Otro concepto importante en la firma multiproducto es costo medio

decreciente en la dirección de un rayo, que quiere decir que el costo medio, cuando

se produce una proporción fija de productos, cae si se incrementan las cantidades

producidas, al igual que en el caso de la firma uniproducto esta es una condición

suficiente pero no necesaria para asegurar subaditividad de costos.

b) Políticas regulatorias

Las conclusiones para la firma multiproducto sobre cuando regular o no

son las mismas que en el caso de la firma uniproducto. El precio que maximiza el

bienestar social es el costo marginal de cada producto. En presencia de barreras de

entrada la regulación es necesaria para asegurar el bienestar social, no así cuando se

3 Para una demostración estricta de este hecho refiérase a [Berg88] página 40.

16

quitan las barreras de entrada en que incluso puede que el regulador necesite proteger

a la firma contra competidores potenciales que le expropien la renta. También aquí se

presenta el dilema del monopolio natural pues si la función de costos de la firma es

tal que posee costos medios decrecientes a través de un rayo, tarificar a costo

marginal hace que la firma pierda dinero, situación que no es sustentable.

1.6 Precios Ramsey

Como ya se discutió anteriormente, si una firma es un monopolio natural,

con costos medios decrecientes, tarificar a costo marginal, resulta en que la firma

pierde dinero. En estos casos una solución es subsidiar a la firma, lo que

generalmente no es políticamente viable, y otra es desviar el precio del óptimo social

para que la firma obtenga cero rentas, los precios que cumplen esta segunda

condición se denominan precios Ramsey [Trai91A].

Para una firma uniproducto la metodología de Ramsey es inmediata,

resultando en que el precio a cobrar para que la firma gane cero rentas es el costo

medio.

Cuando la firma vende más de un bien en un mismo mercado, o vende un

bien en varios mercados, la segunda mejor alternativa no es tan simple de obtener,

pues muchas combinaciones de precios resultan en que la firma obtiene cero rentas.

En este caso la tarea del regulador consiste en obtener la alternativa que maximiza el

bienestar social, osea la alternativa que resulta en la menor disminución del bienestar

social con respecto a la tarificación a costo marginal.

La regla de Ramsey para una firma que produce "n" productos es como

se muestra a continuación:

DQ1/Q1 = DQ2/Q2 = .......= DQn/Qn (1.4)

en que DQi es la cantidad en que se desvía la cantidad producida, de la que se

produciría en la primera mejor alternativa, los Qi representan las cantidades

producidas en la primera mejor alternativa.

17

Alternativamente la regla de Ramsey puede expresarse de la siguiente

forma cuando no existen elasticidades cruzadas entre los distintos productos:

(P1 - CMg1)*e1/P1 = (P2 - CMg2)*e2/P2 = ...= (Pn -

CMgn)*en/Pn (1.5)

en que ei es la elasticidad precio de la demanda del bien "i".

Cuando existen elasticidades cruzadas entre los bienes la fórmula se

modifica un poco, quedando como sigue:

(P1 - CMg1)*(e1 - Sk(ek1))/P1 = (P2 - CMg2)* (e2 - Sk(ek2))/P2 =

= (Pn - CMgn)* (en - Sk(ekn))/Pn (1.6)

donde eki es la elasticidad cruzada de la demanda del bien "k" con respecto al precio

del bien "i"4.

1.7 Regulación por costo del servicio o tasa de retorno

La regulación por tasa de retorno [Rain97] ha sido usada ampliamente

para regular monopolios naturales, por ejemplo antes del proceso de desregulación

en el sector eléctrico chileno ENDESA era regulada con ese mecanismo. Por la

importancia que ha tenido este sistema históricamente es importante hacer referencia

a él en este trabajo.

La regulación por tasa de retorno asegura una tasa de retorno justa sobre

la inversión en capital a la empresa regulada, no permitiéndosele obtener mayor

rentabilidad. La empresa es libre para escoger insumos, nivel de producción y el

precio tal que no resulte en una rentabilidad superior.

La empresa regulada entrega un estudio de costos de los servicios a ser

regulados para un cierto intervalo de tiempo. En base a estos costos se fijan los

4 Para una demostración rigurosa de estas fórmulas de Ramsey, refiérase a [Trai91A].

18

precios para obtener la tasa de retorno. Si los precios resultan en una rentabilidad

mayor que la tasa de retorno, se bajan.

Esta estrategia de regulación tiene una gran desventaja, no incentiva a

mejoras tecnológicas ni de eficiencia productiva, pues la rentabilidad de la firma está

asegurada cualesquiera sean sus costos. Además esta metodología puede llevar a

subsidios cruzados con mercados competitivos.

1.7.1 Efecto Averch - Johnson:

Un esquema de regulación por tasa de retorno, produce un efecto de

sobreinversión denominado efecto Averch - Johnson. La firma en su intención de

maximizar utilidad invierte una cantidad superior de capital a la inversión óptima5, lo

que resulta en que la firma regulada posea una razón K/L (capital - trabajo) excesiva

para su nivel de producción.

1.7.2 Conclusiones

En la regulación por costo del servicio, el regulador previene de precios

monopólicos, pero no induce a la firma a reducir costos. Si el regulador quiere

modificar esta situación, debe introducir cambios a este tipo de regulación.

Lo que el regulador necesita es un patrón distinto al desempeño pasado y

presente de la firma para poder evaluar el potencial de la firma. Con este patrón, el

regulador puede decidir como deberían ser los costos de la firma, y fijar un precio

justo.

En la sección siguiente se define y analiza una metodología regulatoria

que si presenta incentivo a la eficiencia para la firma

5 Esto no quiere decir que la firma despilfarre recursos sino sólo que invierte más

capital, que a una tasa constante resulta en mayor utilidad

19

1.8 Regulación por desempeño (Benchmark regulation)

El interés en la regulación por desempeño refleja un creciente

reconocimiento de que la regulación gubernamental está limitada en sus logros. Las

firmas que son objeto de regulación, casi siempre están mejor informadas que los

reguladores sobre sus costos y consecuencias de adoptar esquemas regulatorios

particulares y detallados para los precios y condiciones de servicio. Una meta más

importante, para la regulación, que crear esquemas regulatorios basados en un

regulador omnisciente, capaz de fijar precios óptimos, basados en un conocimiento

cabal de la demanda y los costos, es crear mecanismos de incentivo para la firma,

que la lleve a maximizar los objetivos de la sociedad (eficiencia, bienestar social,

distribución u otros objetivos) a través del logro de sus propios intereses.

A continuación se presentan dos metodologías regulatorias que pretenden

lograr este objetivo

1.8.1 Metodología yardstick competition

En la metodología "Yardstick competition" [Schle85] el regulador

compara firmas reguladas similares entre sí para inferir un nivel de costos alcanzable

para la firma. Obviamente el mecanismo funciona mejor si las firmas a comparar son

idénticas. El regulador puede forzar a firmas en diferentes mercados a competir, así

si una de las firmas reduce costos y la otra no, la primera firma obtiene utilidades

positivas, y la segunda negativas. Incluso como se discutirá más adelante en el caso

que las firmas a comparar no sean completamente idénticas, la metodología

Yardstick competition funciona mejor que la regulación por costo del servicio. A

continuación se presenta un modelo propuesto por Andrei Schleifer [Schle85] para

aplicar este método.

a) Características del modelo

El modelo sobre el que se plantea la regulación, considera:

i) Modelo de un periodo regulatorio.

ii) Existen "N" firmas idénticas neutrales al riesgo, que deben ser reguladas

20

iii) Ambiente sin incertidumbres.

iv) Cada firma enfrenta una demanda con pendiente negativa "q(p)" en mercados

separados.

v) Si las demandas en cada mercado son idénticas, no es necesario conocerlas

para implementar la metodología. Si son distintas, el modelo solo puede

aplicarse si cada demanda es conocida por el regulador.

vi) Cada firma posee un costo marginal inicial "c0" reducible a "c" con un costo

de R(c), R(c0)= 0, R`(c) < 0, R´´ (c) > 0. Estas condiciones aseguran que

mientras más grande la inversión menor es el costo unitario final.

Dado que los costos de reducción de costos son fijos, la firma tiene

costos medios decrecientes. Para resolver este problema, se introduce una variable

"T" que sería un pago transferido a la firma, que hace posible alcanzar el óptimo

social sin que la firma pierda dinero.

En el modelo la utilidad de la firma está dada por la siguiente expresión:

U = (p -c)*q(p) + T - R(c) (1.7)

donde T es el pago transferido a la firma por el regulador. El modelo asume que el

pago a la firma se podría recolectar de impuestos, y no se preocupa por la

distribución del dinero entre la firma y los consumidores. El problema del regulador

es el siguiente:

max q x dx p c q p R cp

( ( ) ( )* ( ) ( ))

¥

ò + - -

Sujeto a

U ³ 0

La integral representa el beneficio de los consumidores, y la restricción

especifica que T cubre las pérdidas de la firma. La solución a este problema es el

21

óptimo social dado por:

R(c*) = T* (1.8)

p* = c* (1.9)

R´(c*) = q(p*) (1.10)

La ecuación (1.9) iguala el precio al costo marginal, la ecuación (1.8)

indica que los pagos transferidos a la firma cubren sus gastos en reducción de costos.

La ecuación (1.10) es la condición de minimización del costo total, que iguala el

costo marginal de la reducción de costos a la cantidad producida, pues en el óptimo

los costos y beneficios de un cambio marginal en el costo son iguales.

A continuación se presenta una metodología regulatoria, con los

siguientes supuestos:

i) Las firmas son conducidas por gerentes que maximizan utilidades.

ii) El regulador maximiza el bienestar social dado por el beneficio de los

consumidores más la utilidad de la firma, sus instrumentos son los precios y

pagos transferidos a la firma.

iii) La firma siempre produce para satisfacer la demanda.

iv) El regulador no conoce R(c) a priori.

El regulador sigue un conjunto de pasos que se indican a continuación:

i) El regulador anuncia su regla para fijar precios y pagos transferidos a la

firma.

ii) Las firmas invierten en reducción de costos.

iii) El regulador observa c y R(c).

iv) Con esta información se fijan los precios y pagos transferidos a la firma.

22

v) La firma produce, vende al precio fijado, y recibe sus pagos.

b) Yardstick competition entre firmas idénticas:

Para cada firma "i" se define:

cN

ci j

j i

=-

¹

å1

1*

RN

R ci j

j i

=-

¹

å1

1* ( )

Estas ecuaciones representan los costos marginales, y costos de

reducción de costos de la firma sombra asignada a la firma "i". Estos costos

corresponden a los costos promedio de las otras N-1 firmas, y sirven como patrón

para implementar la metodología yardstick competition.

El regulador define la siguiente regla

T Ri i=

p ci i=

Si el regulador utiliza las fórmulas anteriores para fijar los precios y

pagos transferidos a la firma, el único equilibrio Nash6 posible es el óptimo social, es

decir cada firma reduce costos hasta tener ci = costo marginal7.

6 Para un juego con "n" jugadores, un equilibrio Nash se define como una situación,

donde la estrategia de cada agente es óptima, dada la estrategia del resto. Como esto se repite con cada

uno de los agentes, se está en una situación de equilibrio (no existe incentivo para hacer otra cosa)

7 Para una demostración rigurosa de que el óptimo social es el único equilibrio Nash

posible con las reglas mencionadas refiérase al paper "A theory of yardstick competition" de Andrei

Shleifer, publicado en el "Rand Journal of Economics", vol 16, Nº3, Autumn 1985

23

Yardstick competition funciona, pues no deja que costos ineficientes

escogidos por la firma influencien el precio y el pago obtenido por ésta.

c) Yardstick competition con otros supuestos

i) El regulador no puede transferir pagos a la firma

En este caso el regulador debe compensar a la firma por los gastos

hechos en reducción de costos, permitiendo un precio más alto.

Para T = 0 se tiene:

- R´(ci) = q(pi) (1.11)

(pi - ci)*q(pi) - R(ci) = 0 (1.12)

Para implementar la versión a costo medio de yardstick competition, se

reemplazan los costos marginales ci de la firma "i" por el promedio de los costos

marginales del resto de las firmas, y R(ci) por el promedio de los gastos en reducción

de costos del resto de las firmas, en la ecuación (1.12), con esto se fija el precio para

la firma "i". Así la firma maximiza su utilidad. En esta situación, el único equilibrio

Nash factible se da cuando todas las firmas escogen la segunda mejor alternativa o

solución de Ramsey.

ii) El regulador observa características exógenas que hacen heterogéneas a las

firmas

Si la firma tiene una característica exógena q, el primer óptimo queda

determinado por:

- R´(c, q) = q(p)

c(q) = p(q)

T(q) = R(c, q)

24

Así;

-R´(c, q) = q(c(q)) (1.13)

La fórmula (1.13) se puede aproximar por serie de Taylor alrededor de

(qm,cm(qm)), y resuelta para c en q para obtener:

c = a +b*q (1.14)

a = (cm*(R11+q1) + qm*R12)/(q1+R11)

b = R12/(q1 + R11)

q debe consistir en características observables no factibles de ser alteradas por la

firma. Si las firmas no son muy diferentes (1.14) es una buena aproximación de

(1.13). Se intenta demostrar que para una vecindad cercana a un punto (qm,c(qm)),

"c" puede aproximarse como una función lineal de q, en la práctica, como se explica

más adelante el regulador sólo corre una regresión para determinar esta

característica, la serie de Taylor sólo sirve para analizar a nivel teórico.

Así el regulador puede estimar (1.14) usando características específicas

de la firma (análogamente a la sección (b), el regulador puede excluir las

observaciones de la firma "i" para realizar la regresión para la firma "i").

Así el regulador obtiene el nivel predicho de costo unitario para la firma

"i", con los coeficientes estimados a* y b* de la siguiente forma:

ci* = a* +b**qi (1.15)

El regulador fija los precios según la siguiente regla, cualquiera sea el

costo incurrido por la firma, va a realizar la regresión definida por (1.14), toma el

nivel de costo de (1.15), y fija pi = ci*. Nótese que cuando las firmas son idénticas

(no hay variación de q), se tiene:

a ci* =

y el método es análogo al caso (b).

25

Para definir los pagos transferidos a la firma T(qi), el regulador corre una

regresión:

Ri = a + b*qi

que está basada en una expansión en serie de Taylor de R(c, q), con "c" definido

implícitamente de (1.13). De esta regresión el regulador obtiene la predicción de

gasto en reducción de costos para una firma con características exógenas qi y fija el

pago transferido a la firma T(qi) igual a Ri

*.

Bajo el supuesto de que la firma conoce la distribución F(q), y la función

R(c, q), escogerá ci conociendo el precio que se le fijará. En esta situación, si (1.14)

es la versión exacta de (1.13) y si además q identifica todas las características que

explican la diversidad, este mecanismo encuentra su equilibrio con los costos al

mismo nivel del óptimo social al igual que en el caso (b).

Si (1.14) es una aproximación, o algún factor de diversidad no se toma en

cuenta, el método difiere del óptimo. Esto redunda en pagos insuficientes para

solventar las reducciones de costos, situación en que pueden ser necesarios subsidios.

Este método tiene las siguientes dificultades:

· Se asume que las características exógenas omitidas no se correlacionan

con q (si las características omitidas tiene la misma covarianza con las

incluidas para todas las firmas, el método arroja estimaciones consistentes).

· Se asume que las características en q son exógenas, pero en la práctica las

firmas pueden tener control sobre alguna de estas características.

d) Un ejemplo: "Reembolso a hospitales usando grupos con diagnósticos

relacionados"

Medicare es un organismo de salud estatal en E.E.U.U., similar a Fonasa

en Chile. Medicare divide a todos los pacientes en 500 grupos con diagnósticos

similares. Cada paciente se asigna a un grupo en base a su diagnóstico físico, y

Medicare paga a los hospitales una tarifa fija por tratar a un paciente dado su grupo

26

de diagnóstico similar. La tarifa está dada por el costo medio de tratar a los pacientes

de un determinado grupo por hospitales comparables durante el año previo, más

ajustes por inflación.

Este sistema es muy similar a Yardstick competition, pues si los

hospitales pueden tratar a sus pacientes por un costo menor al medio de todos los

hospitales, se queda con una utilidad, por otro lado si incurre en un costo mayor,

sufre una pérdida. Si se toma en cuenta que un hospital promedio obtiene cerca del

40% de sus ingresos de los pagos efectuados por Medicare, es esperable, que estos

traten de reducir costos.

De hecho, evidencia de los resultados obtenidos por Medicare revelan

que dentro de medio año de implementada la medida, la estadía promedio de un

paciente Medicare se ha reducido, pues los pagos son independientes del largo de la

estadía del paciente. En contraste con esto en los Estados en que se paga a los

hospitales por días que el paciente pasa en el hospital, el largo de la estadía ha

tendido a aumentar.

Esto muestra la efectividad del mecanismo, pero este no está lejos de

tener problemas, los principales problemas son el comportamiento estratégico de los

agentes y la diversidad. A pesar de que Medicare ajusta continuamente los pagos

según índices geográficos de costo de mano de obra, ciertamente ignora otras fuentes

de diversidad, como por ejemplo la severidad de la enfermedad. Esta política se

define así por razones obvias, existe un incentivo perverso para reportar severidad, y

se asume, que en promedio, los distintos hospitales reciben enfermos con igual grado

de severidad. Así si un hospital recibe una cantidad desproporcionada de enfermos

con alto grado de severidad incurrirá en una pérdida.

1.8.2 Metodología price cap.

El mecanismo regulatorio price cap [Acto89] constituye un sistema de

incentivos capaz de lograr eficiencia por parte de la firma. El método regulatorio

price cap queda caracterizado por los siguientes puntos:

a) El regulador fija un tope para los precios que puede cobrar la firma.

27

b) Los precios tope se definen para grupos de servicios ofrecidos por la firma

regulada. Se pueden expresar como índices de precios para estos grupos, y

diferentes topes se pueden aplicar a cada grupo.

c) Estos índices de precios son ajustados periódicamente por un factor

preanunciado, exógeno a la firma.

d) En intervalos más largos de algunos años, los factores de ajuste, grupos de

servicios y los esquemas de ponderación para los índices son revisados y

posiblemente cambiados.

A continuación se presentan y explican algunos modelos

microeconómicos que ilustran algunas características del régimen regulatorio price

cap.

a) Opciones regulatorias y regulación price cap8

El modelo presentado a continuación [Lewi89] no constituye puramente

un esquema price cap, sino que presenta una elección a la firma entre dos regímenes

regulatorios, price cap y otro en que el precio obtenido se relaciona con sus costos, el

objetivo de analizar este modelo es constatar que la interacción de price cap con otro

régimen regulatorio, también puede ser una política regulatoria óptima para inducir

eficiencia cuando las asimetrías de información entre la firma y el regulador son

altas.

En la metodología regulatoria price cap, los precios no dependen tan

fuertemente de los costos reales de la firma como en otros sistemas como el de tasa

de retorno. En este modelo se liga al sistema price cap con otro sistema regulatorio

en que la utilidad de la firma se relaciona con sus costos. Se le da a escoger a la firma

entre estos dos regímenes regulatorios, pues la firma posee más información que el

regulador sobre el impacto de los esfuerzos de reducción de costos. La elección de la

8 Modelo propuesto por Lewis y Sappington en "The Rand Journal of Economics" Vol

20 Nº3 Autumn 1989 [Lewi89]

28

firma depende de varios factores, incluyendo la magnitud de las asimetrías de

información entre el regulador y la firma, los costos de monitorear el desempeño de

la firma y el impacto de las actividades de reducción de costos de la firma.

i) El modelo:

El modelo es estático. El costo marginal de producción de la firma, es c2

(constante). Con probabilidad "P" , este costo marginal se puede reducir a c1. P se

encuentra influenciada por los esfuerzos de reducción de costos de la firma "e" y por

un parámetro de productividad inherente q Î (q1, q2) (q sólo puede tomar estos dos

valores por simplicidad). Mientras más grande sea "e" se incrementa (en proporción

decreciente) la probabilidad de reducción de costos, numéricamente:

¶

¶

P

e> 0

¶

¶

2

20

P

e<

mientras más grande sea q, más grande es la probabilidad de reducción de costos y

más grande la productividad marginal del esfuerzo en reducción de costos.

El parámetro productivo q es una variable aleatoria en el modelo,

reflejando eventos impredecibles. fi > 0 representa la probabilidad ex-ante que q =

qi, i = 1,2. El modelo supone que el regulador conoce esta probabilidad pero no

conoce el valor actual de q. Como la firma si conoce el valor de q existe una

importante asimetría de información entre la firma y el regulador en el tema del

potencial de la firma para reducir costos9.

En el modelo el nivel "e" de reducción de costos no puede ser observado

por el regulador. Éste tampoco puede observar gratuitamente los costos de

9 Sin embargo la información de la firma no es perfecta, ya que la relación entre"e" y el

valor del costo de producción es estocástica.

29

producción de la firma. Para incorporar la posibilidad de que el regulador pueda

monitorear estocásticamente los costos de producción de la firma se incorporan los

siguientes parámetros. Gastando a*A unidades monetarias el regulador será capaz de

monitorear los costos exactos de la firma con probabilidad a(A) Î [0,1), donde a(0) =

0. La auditoría sobre la firma no revela nada con probabilidad (1- a(A)). Si se

invierte un monto mayor en auditoría sobre la firma, se incrementa, en forma

decreciente, la probabilidad de observar los costos de producción de la firma, esto es

a`(A) > 0 y a``(A) < 0, también se asume para la modelación a`(0)=¥ y a`(¥) = 0. El

parámetro a refleja el grado de dificultad de auditoría en la industria.

La auditoría de los costos ocurre después de las ventas. La firma recibe

un pago Rijk, cuando esta en el régimen regulatorio i (= 1,2), cuando reporta un costo

marginal ej (j = 1,2) y la auditoría revela ek. En el modelo a*Aij representa el monto

gastado por el regulador bajo el régimen i cuando la firma reporta costos ej. En el

equilibrio la firma con parámetro productivo qi escoge el régimen regulatorio i.

El modelo asume que los pagos ex-post a la firma Rijk Î [R*,R*], para

todo i,j,k = 1,2, con R* < R*. Esto refleja que en la práctica los pagos a la firma se

encuentran limitados.

El regulador asigna una tarifa en dos partes a ser cobrada por la firma,

esta consta de un cargo fijo "T" y un precio unitario "p". En el modelo Tij y pij

representan el cargo fijo y el precio unitario, cuando la firma reporta costos ej en el

régimen regulatorio i.

Finalmente el objetivo del regulador es maximizar el beneficio del

consumidor menos los costos de auditoría. El objetivo de la firma es maximizar su

ingreso esperado menos las penalizaciones por auditoría (-R) menos el costo de

producción (c*Q(p)) menos el esfuerzo "e" hecho para reducir costos.

Durante la explicación del modelo, el beneficio del consumidor (S)

queda definido por la siguiente expresión:

S p Q dp

( ) ( )=¥

ò x x

30

Resumiendo, los pasos seguidos en el modelo son los siguientes:

· La firma conoce su parámetro productivo q

· El regulador anuncia las opciones regulatorias disponibles para la firma, y

la firma escoge uno.

· La firma decide cuanto esfuerzo "e" pondrá en reducción de costos.

· La firma conoce sus costos de producción "c" y los reporta al regulador.

Entonces se establecen los precios y ocurre la producción.

· El regulador audita los costos de la firma, e impone los pagos

preespecificados.

A continuación se presenta y explica una solución formal al problema del

regulador en este modelo, en las proposiciones 1 y 2.

Proposición 1: Para a suficientemente pequeño, la solución al problema

es:

(i) A11 = A21 = A22 = 0

(ii) A12 > 0

(iii) R121= R*

(iv) R122 = R*

(v) p11 = p21

(vi) p22 = c2, p12 = c2 + (a*[c2 - c1])/(a`(A12)*[R* - R*]) > c2

(vii) p1 = p*

(viii) p2 = P(e12,q2)* p11(c1) + [1 - P(e12,q2)]* p12(c2) - e12

(ix) T11 - T12 = [p12 - c1]*Q(p12) + a(A12)*R*

31

(x) p11(c1) - p12(c2) < S(c1) - S(c2) = p21(c1) - p22(c2)

(xi) e22 = e2*

(xii) e11 < e1*;

donde:

pij(ck) = [pij -ck]*Q(pij) + Tij + a(Aij)*Rijk; y

ei* = argmax e {P(e,qi)*S(c1) + [1 - P(e,qi)]*S(c2) - e}

Como ya se dijo anteriormente, la pólitica regulatoria propuesta, da a la

firma la oportunidad de escoger entre dos regímenes regulatorios, el régimen

escogido por la firma cuando posee un parámetro productivo q1 se llamará "beneficio

compartido" (B.M.), el sistema regulatorio escogido por la firma cuando posee un

parámetro productivo q2 es price cap (P.C.).

De las ecuaciones se puede ver que la auditoría sólo se lleva a cabo bajo

el régimen regulatorio (B.M.) cuando la firma reporta costos altos.

Con el régimen regulatorio B.M. existen tres tipos de distorsiones que

limitan el bienestar obtenido:

· La auditoría se lleva a cabo si la firma reporta que sus costos son altos

(c2).

· El precio unitario del producto de la firma se fija sobre el costo marginal

cuando el costo de la firma es c2, (p1 > c2).

· Dado que a la firma se le promete menos que la totalidad del incremento

en bienestar social (pues p11(c1) - p12(c2) < S(c1) - S(c2)), pone menos

esfuerzo en reducir costos que el ideal (e11 < e1*).

Estas distorsiones se corrigen cuando la firma escoge el régimen

regulatorio price cap.

32

Para lograr inducir a la firma a escoger el régimen regulatorio price cap,

cuando posee un parámetro productivo q2, se debe aumentar la utilidad esperada por

la firma bajo el régimen P.C. y/o bajar la utilidad esperada bajo el régimen B.M. Esto

se logra limitando los pagos prometidos por una reducción de costos, auditando los

costos de la firma, y reduciendo la utilidad esperada cuando el regulador no detecta

una reducción de costos (reduciendo Q(p12) bajo Q(c2)), así la utilidad esperada por

la firma bajo el régimen regulatorio B.M., se reduce más si q = q2 que si q = q1.

A continuación se presenta como varía la política regulatoria cuando el

entorno cambia:

Proposición 2:

dA

d

de

d

d

d

12 11 2

0 0 0a a

p

a< > >; ;

dA

d

de

d

dp

d

d

d

12

2

11

2

12

2

2

2

0 0 0 0f f f

p

f> < > <; ; ;

dA

d

de

d

dp

d

12

2

11

2

12

2

0 0 0q q q

> < >; ;

El primer cambio corresponde a un incremento en los costos de auditoría,

lo que causa una disminución en la frecuencia de auditoría, un incentivo para la

firma a reducir costos, sin que lo note el regulador, lo que a su vez tiene por

consecuencia que bajo el régimen B.M. aumente la utilidad esperada por la firma.

El segundo cambio corresponde a un cambio tecnológico (por ejemplo),

y en este caso el regulador se abocará a lograr que la firma escoja el régimen P.C. si

q = q2, para lo que aumentará la frecuencia de la auditoría. Además como se

incrementa la auditoría, la firma pondrá menos esfuerzo en reducir costos.

La distorsión de precio mencionada también se incrementa bajo este

régimen regulatorio, lo que produce una reducción en la cantidad producida cuando

se reporta c2. Esta disminución, reduce la diferencia de costo total de producción

33

cuando el costo es c1 y c2, lo que a su vez reduce la ganancia de exagerar costos en el

régimen B.M. Así disminuye el atractivo del régimen B.M. para una firma con

parámetro productivo q2. Así para que la firma escoja el régimen P.C. el regulador

puede ofrecer menos utilidad esperada.

Las conclusiones son análogas cuando aumentan las asimetrías de

información entre la firma y el regulador.

El punto más importante a realzar es la interrelación entre los dos

regímenes regulatorios. Como ya se vio las distorsiones introducidas bajo el esquema

B.M. reducen el bienestar obtenido bajo este esquema, pero también ayudan a

reducir las rentas de la firma cuando está bajo el régimen P.C. Se debe tomar en

consideración también que no se puede definir una política regulatoria óptima sin

tomar en consideración las características propias de la industria en que está inmersa

la regulación.

ii) Conclusiones

Por la simpleza del modelo no es posible obtener amplias conclusiones

de él, primero deberían considerarse al menos los siguientes puntos: la naturaleza

intertemporal de la regulación y el compromiso del regulador puede ser más limitado

de lo supuesto.

A pesar de ser simple el modelo, es posible observar interesantes

conclusiones de él. Primero y más importante es la idea de que cuando la firma tiene

mejor información sobre el ambiente, se puede incentivar la eficiencia, con los

consecuentes incrementos en bienestar social, dando a la firma una elección entre

varios regímenes regulatorios. Las opciones dadas a la firma deben ser

cuidadosamente estructuradas y ligadas, incluso aquellas que no se eligen en el

equilibrio, pues pueden influenciar el incremento de la eficiencia en los regímenes

que intervienen en el equilibrio. Cabe señalar también que las opciones regulatorias

que resultan óptimas en una industria, pueden resultar desastrosas en otras.

Las asimetrías de información en el modelo, se trataron de una forma

muy simple, la productividad de la firma se restringió a "alta" o "baja", y debido a

34

esta estructura binaria, las opciones disponibles para la firma eran dos regímenes

regulatorios, pero si modela la productividad de la firma como un variable continua,

se pueden ofrecer muchas más opciones a la firma. Sin embargo prácticamente habrá

costos significativos asociados al diseño e implementación de regímenes

regulatorios, por lo que es recomendable reducir su número.

Cabe destacar que esta metodología híbrida necesita de auditoría

constante, lo cual no es necesario bajo la regulación price cap pura.

b) Incentivos para diversificar bajo el esquema price cap

Un fenómeno observado frecuentemente en el último tiempo [Brae89], es

que firmas tradicionalmente reguladas, comienzan a competir en mercados

competitivos no regulados. Cabe destacar que en muchos casos el comienzo de la

participación de estas firmas en mercados competitivos, ha estado conectado con

reformas regulatorias.

Este hecho presenta un dilema para los entes reguladores, pues la

participación de la firma en un mercado competitivo puede crear un incentivo

perverso en la firma para desarrollar un subsidio cruzado entre el mercado regulado y

el competitivo, a través del cobro de precios más altos que el óptimo en el mercado

regulado. Por otro lado una prohibición de competir en ambos mercados no es la

solución óptima. En algunos casos pueden existir economías de ámbito entre ambos

mercados, que hacen posible reducciones de costo sólo si la firma compite en ambos

mercados. Un desafío de las políticas regulatorias, es diseñar un sistema que pueda

tomar ventaja de las economías de ámbito sin poner en peligro el beneficio de los

consumidores.

La situación se complica aún más si los mercados regulado y no regulado

están interrelacionados, como por ejemplo el caso de los servicios de telefonía local

(mercado regulado) y servicio de larga distancia (mercado competitivo), así en estos

casos el ente regulador debe estudiar el efecto del sistema regulatorio en el

comportamiento de la firma en el mercado regulado.

35

Frecuentemente este dilema, presenta problemas para asignar los costos,

es decir ¿Qué parte de los costos indirectos de la compañía multiproducto deberían

pertenecer a cada servicio?.

i) Estructura del problema

El modelo a discutir tiene las siguientes características:

· Una firma que actúa en dos mercados.

· La firma es un monopolio en el primer mercado.

· Como en este mercado no existe competencia, la demanda puede ser

relativamente inelástica.

· La cantidad producida en este mercado se denomina "y1", y la función

inversa de demanda es p1(y1).

· El segundo mercado en que actúa la firma, es servido por otras "n" firmas

idénticas entre sí, no reguladas, que producen una cantidad "ye" cada una .

· El servicio en este mercado es homogéneo.

· La firma regulada produce una cantidad "y2" en este mercado.

· El nivel de producción total en este mercado es Q = (y2 + n*ye).

· Todas las firmas de este segundo mercado son tomadoras de precios.

Cada firma no regulada tiene una función de costos Ce(ye), con un costo

marginal Ce`(ye). La función de demanda en este mercado es D(pe). Como cada firma

es tomadora de precios, maximiza su utilidad produciendo una cantidad tal que el

precio sea igual al costo marginal (y al costo medio). Así el precio de equilibrio pe*

queda determinado por las siguientes condiciones:

pe = Ce`(ye) = Ce(ye)/ye

36

Dados pe* e ye

*, el número de firmas no reguladas "n*" queda definido

por la función de demanda:

D(pe) = Q = (y2 + n*ye)

Por otra parte el supuesto de que la firma regulada es tomadora de precio

en el mercado no regulado, pone restricciones a la estructura de costos de esta firma.

Si la función de costo para esta firma es C(y1,y2), y la firma es incapaz de influenciar

el precio de equilibrio en el mercado no regulado, C(y1,y2) debe estar sujeto a la

siguiente restricción:

¶

¶

2

22

0C

y³

Esta condición indica que la función de costo es el mercado no regulado

de la firma regulada no es subaditiva para el rango relevante de demanda.

El modelo asume que la función C(y1,y2) es de la siguiente forma:

C(y1,y2) = F + c1(y1) + c2(y2) (1.16)

Donde F es un costo fijo indirecto de producción, y ci(yi), es el costo de

producción, que puede asignarse sin ambigüedad al servicio "i", con i = 1 ó 2. Un

problema central en las políticas regulatorias, es el costo fijo "F", pues compartido

por ambos servicios.

En el modelo, la cantidad de beneficio del consumidor permanece

constante, ya que pe*, no cambia con variaciones de y2.

ii) Metodología regulatoria

La metodología regulatoria a estudiar es price cap, es decir el regulador

fija un tope al precio que puede cobrar la firma en el mercado regulado, y mientras la

firma respete este máximo, puede entrar y producir lo que desee en otros mercados

no regulados. Si la firma compite en múltiples mercados regulados, el regulador

puede establecer un tope a cierto índice de precios, función de los precios en los

37

mercados regulados, en vez de fijar un tope para cada mercado.

Bajo regulación price cap, la firma maximiza utilidad sujeto a la

restricción de que el precio en el mercado regulado no exceda cierto nivel p1*, de

aquí: p1 £ p1

*.

En este modelo, no se aborda el problema de la fijación y el ajuste

intertemporal del precio (factor "x"), y se asume que el precio es tratado

exógenamente por la firma.

La metodología price cap, tiene propiedades económicas que vale la pena

destacar, primero, la firma no tiene incentivo para sobreinvertir recursos como en el

caso de la regulación por tasa de retorno (efecto Averch - Johnson), pues esto

combinado con la restricción en el precio afecta negativamente su utilidad. Segundo,

la firma no tiene incentivo para alocar mal los costos y escoger tecnología

ineficiente, pues price cap no necesita alocar costos. Tercero, la firma tiene un

incentivo para reducir costos hasta que la productividad marginal de reducción de

costos sea igual al costo marginal de reducir costos. Cuarto, la firma producirá en el

mercado no regulado, hasta que el precio sea igual al costo marginal, pues esto

maximiza su utilidad y la decisión de cuanto producir en el mercado no regulado, no

afecta la restricción en el precio del mercado regulado. Estas características hacen

que el equilibrio alcanzado sea Pareto óptimo. Finalmente si el tope se escoge de

forma adecuada, la firma diversificará si y solo si esto resulta en un equilibrio Pareto

superior a la situación sin diversificación.

Este último punto, se puede entender mejor con la figura siguiente, en

que los ejes representan las cantidades producidas en los mercados no regulado y

regulado, así si la firma no diversifica se encuentra en el eje horizontal (y2 = 0). El

punto A de la figura representa la solución que maximiza la utilidad de la firma sin

restricciones, cuando se le permite diversificar:

38

Figura 1.5: Diversificación bajo regulación price cap

La firma inicialmente no está diversificada, y es regulada con un precio

tope de p1

*, que le permite obtener cero rentas, en esta situación, la firma se

encuentra en el punto E de la figura. Se asume que la diversificación trae una utilidad

positiva cuando el precio tope es p1*. Si se le da la posibilidad de diversificar a la

firma, ésta escogerá el punto que le reporte la mayor utilidad ubicado en una línea

horizontal que parte de A hacia la derecha sujeto a: p1 £ p1*. Si las demandas son

independientes esto significa que y1 debe ser mayor o igual a y1 en "E". Así con estas

características el punto escogido por la firma es M.

Moverse de E a M no altera el beneficio del consumidor, pues p1 y p2 no

se cambian, todo el incremento en bienestar lo obtiene la firma regulada. Como se ve

en la figura, el regulador puede escoger múltiples precios tope que inducen a la firma

a diversificar si esto es Pareto eficiente. Si p1G es el precio del servicio regulado en

G, todo precio tope en el intervalo [p1*,p1G) induce a diversificar si y sólo si es Pareto

eficiente hacerlo.

El análisis de este modelo ha mostrado muchas de las características

positivas de la metodología price cap, sin embargo el ambiente estático y sin

incertidumbre supuesto, esconde algunas dificultades de aplicar este mecanismo.

39

Primero las propiedades que llevan a la eficiencia que posee price cap

pueden no ser tan fácilmente alcanzables con asimetrías de información e

información incompleta, por ejemplo las fronteras de los precios tope eficientes se

asumen conocidas y en la realidad no son factibles de ser determinadas con

exactitud.

Otro problema es el ajuste del precio tope en el tiempo. Una solución

implementada en Inglaterra, es conocida como la fórmula (RPI-x), en que se ajusta el

precio tope con las variaciones del Retail Price Index (IPC en Chile) menos un factor

"x" para inducir mejoras de eficiencia.

En el análisis se supuso, que el tope era totalmente exógeno a la firma y

los consumidores, pero puede en la realidad el organismo regulador permanecer

ajeno a las presiones de grupos de interés. Si no puede, las propiedades de eficiencia

son cuestionables.

Por último en la realidad puede existir más de un servicio a ser regulado,

y frente a este problema existen múltiples soluciones, como regular por separado

cada servicio, o regularlos conjuntamente con un tope sobre cierto índice de precios.

c) Regulación Price Cap un enfoque de largo plazo

El presente modelo se analizará para abordar un problema distinto a los

abordados en los modelos anteriores, el comportamiento dinámico de la regulación

price cap, es decir el problema del ajuste y revisión del precio tope.

El modelo propuesto por Vogeslang [Voge89] se basa en el modelo

previamente propuesto por él mismo y Fisinger, para la fijación y ajuste de los

precios tope, por esta razón será necesario revisar previamente este modelo.

i) Mecanismo V-F

Este mecanismo, considera el problema de la fijación intertemporal de

precios para una firma multiproducto. El objetivo de la firma es maximizar su

utilidad,pt = pt*qt(pt) - C(qt) para cada periodo de tiempo "t", tÎN, N = {1,......,¥}, pt

y qt son los vectores de precio y cantidad producida para los "m" productos de la

40

firma. La firma, enfrenta funciones estacionarias de costo y demanda dadas por C(qt)

y q(pt). Se asume que no hay efectos intertemporales en la demanda y los costos. Se

asume que la firma conoce estas dos funciones, y que el regulador no conoce

ninguna de ellas. Sin embargo el regulador puede observar los precios, las cantidades

producidas y los costos totales en el último periodo. El objetivo del regulador es

maximizar el bienestar social, con la restricción de que la firma tenga una utilidad

mayor o igual que cero. La ecuación que define el mecanismo V-F es la siguiente:

Rt = qt-1*pt - C(qt-1) £ 0

Esta ecuación, dice que la firma en el periodo t sólo puede cobrar precios

tales que aplicados a los costos y la demanda del periodo t-1 no produzcan rentas

sobrenormales. Si la firma en un inicio gana rentas positivas, para el periodo

siguiente tendrá que reducir precios, reducciones que continuarán hasta que se

alcance el óptimo social, que para el caso del monopolio natural está definido por los

precios de Ramsey.

La convergencia de este mecanismo a precios de Ramsey se sujeta en

cuatro supuestos:

· Supuesto 1:

La función de costos de la firma debe exhibir costos medios decrecientes

a lo largo de un rayo, es decir un incremento proporcional en las cantidades

producidas, produce un incremento menos que proporcional en los costos. Así

cuando la firma reduce los precios en un promedio igual a la utilidad del periodo

pasado, debe también incrementar las cantidades producidas, y si los costos se

incrementan menos que proporcionalmente, la firma todavía puede tener una utilidad

positiva, si esto no se cumple, puede incurrir en una pérdida.

· Supuesto 2:

El beneficio de los consumidores no debe reducirse, es decir deben ser

capaces de comprar las mismas cantidades que el periodo pasado a los precios

actuales sin pagar más en total.

41

· Supuesto 3:

Los costos y la demanda de la firma son estacionarios en el tiempo.

· Supuesto 4:

El objetivo de la firma es siempre maximizar utilidad para el periodo en

curso

ii) Modificaciones al mecanismo V-F

· Ajustes diferenciados

Los principales problemas, que hacen poco práctico el mecanismo V-F

vienen de los supuestos tres y cuatro, se comenzará por relajar el supuesto cuatro.

Bajo el esquema V-F la firma tiende a sobreinvertir recursos para

posponer un ajuste severo de la restricción de precio. Para solucionar este problema

se puede incrementar el largo del periodo regulatorio, así la firma puede reducir

costos y obtener rentas sobrenormales mientras dura el periodo. Esta solución reduce

el numero de iteraciones, y por lo tanto aumenta el tiempo de convergencia al óptimo

social, esto puede aumentar los problemas debidos al supuesto tres.

Para solucionar estos problemas, Vogeslang propone una modificación al

mecanismo, diferenciando entre dos tipos de ajuste, el de largo plazo, que se lleva a

cabo entre periodos de varios años, y consisten en una revisión de la restricción de

precio en base a las utilidades del periodo anterior, en el modelo estos periodos se

designan con el subíndice "t". Revisiones de este tipo fuera de plazo pueden ser

gatilladas sólo por situaciones de emergencia. El otro tipo de ajuste es el de corto

plazo, que ocurren en subperiodos de cada periodo, los subperiodos se designan con

el subíndice m, estos ajustes sólo corresponden a cambios en el precio, previa

demostración de que estos cumplen con la restricción de precios. Con esta

modificación la restricción de precios tiene la forma:

RT

p p qt t t

T

t t t1

1

1

1 1

10, , , , , ,* * * ( )*m m q

q

q

m m md p b= - - £-

=

- -å

42

donde T es el número de subperiodos en un periodo y dt,m es una función de

Kronecker, que vale 1 cuando m = 1 y 0 en cualquier otro caso(esto indica que la

revisión de la fórmula considerando la utilidad del periodo anterior sólo se lleva a

cabo al principio de cada periodo). Se define t,0 º t-1,T. b es el factor de descuento

aplicado por la firma, que se asume conocido por el regulador (corresponde al factor

1/(1+r)). Según la formula se aprecia que el nivel de precios se ajusta sólo al

principio de cada periodo, cuando dt,m vale 1, pero que los precios se ajustan en cada

subperiodo.

Si los periodos son lo suficientemente largos la firma no tiene incentivo

para sobreinvertir o cargar precios excesivos sólo para manipular la revisión de la

restricción en el periodo siguiente. Esta es la razón por la cual la fórmula RPI-x

aplicada a la compañía British Telecom se revisa sólo cada cinco años. Se puede

demostrar que este mecanismo converge a precios de Ramsey.

· Ajustes debidos a cambios en precios de insumos:

Si no se ajustan los precios ante cambios en los precios de insumos, el

sistema price cap puede llevar a pérdida a la firma o a ganar rentas sobrenormales,

para evitar este problema, se propone la siguiente modificación:

RT

p p q w wt t t t t t t t t

T2

1 1 1 1 1

0

10, , , , , ,

*,

*, ,* * * ( )* ( )*m m q

qm m m m m m

q

d p b n= - - + - £- - - - -

=

å ,

donde w*t,m = (w1t,m,......,w

kt,m,w

k+1t,m*IPk+1

t,m,......,wnt,m*IPn

t,m), wjt,m es el precio del

insumo j en el subperiodo m del periodo t, e IPjt,m es el indice de ajuste de precios

para el insumo j en el subperiodo m del periodo t y nt,m es el vector de las cantidades

necesarias de cada insumo.

La restricción cambia el precio de acuerdo a las variaciones promedio de

los precios de los insumos ponderadas por la cantidad de cada insumo necesaria para

la producción del bien. Los índices de ajuste de precios ponderan a los insumos

cuyos precios pueden ser influenciados por la firma, pues ésta puede tener incentivos

perversos para manipular estos precios en su ventaja.

43

Otra metodología utilizada para ajustar los precios consiste en ajustarlos

con los cambios del IPC, lo cual es bastante más simple que la metodología

propuesta anteriormente, aunque puede ser posible que no refleje los verdaderos

cambios en los precios de los insumos de la firma, para este método la restricción

queda:

RT

IPC p p qt t t t t t t

T

31 1 1 1

1

10, , , , , , ,* * * ( * )*m m q

qm m m m

q

d p bº - - £- - - -

=

å

Donde IPCt,m-1 es índice de precios al consumidor del subperiodo m-1

basado en el último subperiodo de t-1.

· Ajustes por mejoras en la productividad

El presente título se refiere al cálculo de "X" en la fórmula RPI-X. En las

fórmulas anteriores, se le permitía a la firma quedarse con el exceso de utilidad hasta

el comienzo del nuevo periodo, el factor "X" hace que la firma comparta con el

consumidor las mejoras de eficiencia en cada subperiodo, esto se manifiesta en una

reducción de X % del precio en términos reales para cada subperiodo. La principal

desventaja del factor X es que si la firma no es capaz de reducir costos incurrirá en

una pérdida.

La intención que está tras el factor "X" es dar un incentivo a la firma para

realizar mejoras continuas de eficiencia para así incrementar el bienestar social. Con

el factor X la restricción de precio queda:

RT

IPC X p p q ot t t t t t

T

t4

1 1 1

1

1

1, , , , , , ,* * * [( )* )*m m q

qm m m

q

md p bº - - - £- - -

=

-å

El factor X puede reflejar múltiples factores como economías de sescala,

cambios en tecnología incrementos en la demanda y reducción de los subsidios

cruzados.

44

iii) Conclusiones

El presente modelo a sido de utilidad para analizar el comportamiento

dinámico de la regulación price cap, dando una idea de cómo ajustar y revisar

continuamente los precios y las restricciones a que estos están sujetos de acuerdo a

cambios inesperados en el medio en que opera la firma regulada.

1.9 Regulación price cap en telecomunicaciones

En el anexo E, se presentan casos reales de la aplicación de price cap a la

industria de las telecomunicaciones.

En el anexo E, se visualizan los problemas prácticos que se derivan de la

aplicación de la regulación price cap, algunas conclusiones importantes del caso se

presentan a continuación.

Las lecciones que se obtienen del caso de las telecomunicaciones son:

a) Ante un rango amplio de circunstancias, la regulación price cap obtiene mejores

resultados que la regulación por tasa de retorno.

b) Las reducciones de costos incentivadas por price cap compensan las pérdidas

derivadas de una subestimación del factor X.

c) Los servicios monopólicos y competitivos deben ponerse en distintos grupos de

servicios para los efectos de la regulación. Pero el diseño de los grupos no es

fácil, ya que el grado de competitividad varía mucho en los servicios, e incluso el

patrón de variación varía con el tiempo. Una tarea importante en las revisiones es

rediseñar los grupos de acuerdo a las nuevas condiciones del mercado.

d) No existe base para creer que la regulación price cap causará disminución en la

calidad de servicio.

45

1.10 La actividad de distribución eléctrica

Habiendo descrito alternativas regulatorias para actividades monopólicas,

se describe a continuación las principales características del negocio de distribución

eléctrica, analizando sus características estructurales, sistemas de precios y

relaciones con los negocios de generación y transmisión eléctrica.

El negocio de distribución eléctrica presenta economías de ámbito, o más

bien de densidad, es decir mientras más densamente poblada es el área de concesión

de la empresa, los costos de la firma, por servir a un cliente caen. Es por esta razón

que este negocio es un monopolio natural, que ha estado hasta hace poco tiempo en

las manos del estado, en la mayoría de los países. Pero procesos de desregulación y

privatización se han desarrollado desde principios de la década de los ochenta en

todo el mundo, siendo Chile el pionero a nivel mundial.

Junto con el auge de los procesos de desregulación, se ha puesto

creciente atención al estudio de la regulación aplicada a los mercados eléctricos y

particularmente la regulación de las empresas de distribución que no son susceptibles

de competencia como es el caso de la generación eléctrica.

1.10.1 Descripción del negocio

El servicio de distribución eléctrica [Rudn97], [Pino82] consiste

básicamente en distribuir y comercializar electricidad desde las subestaciones donde

empalma el sistema de transmisión, hasta los consumidores finales. En el negocio de

distribución se distinguen tres servicios que brinda la empresa. El servicio de

subtransmisión se provee típicamente a través de una red eléctrica en anillo que

rodea la ciudad en que se encuentra la concesión, anillo que opera con un voltaje

intermedio entre el de transmisión y el de distribución. Desde este anillo se baja el

voltaje a través de diferentes subestaciones de poder, para abastecer los diferentes

puntos de la ciudad. En Santiago existe un anillo de subtransmisión de 110 KV que

rodea la ciudad, de propiedad de Chilectra. También, se distingue el servicio de

distribución en sí, que consiste de una red que lleva la electricidad al consumidor

final. Por último, se puede distinguir el servicio de comercialización, que consiste

46

en la venta de energía eléctrica y toda actividad relacionada con el cliente final, como

lectura de medidores, facturación, reparto de boletas, contabilidad asociada al cliente,

cobranza y atención de público. En algunos países, el marco regulatorio ha

evolucionado hasta separar el servicio de comercialización del servicio de

distribución y subtransmisión. Así, una empresa comercializadora, no dueña de una

red, puede comprar energía a las generadoras, pagar los peajes de transmisión y

distribución, y ofrecerla a clientes finales, pudiendo formarse competencia en esta

actividad; Inglaterra y Colombia, son ejemplos de este caso.

El sector de distribución eléctrica es un monopolio natural y por tratarse

de un servicio básico, necesita ser regulado para evitar pérdidas de bienestar social

derivadas de precios monopólicos.

La distribución eléctrica no posee economías de escala. Estudios que

respaldan esta conclusión evaluaron los costos medios, como la razón entre la

anualidad del valor de renovación de las instalaciones más los costos anuales de

explotación y la potencia de punta evaluada por la red. Sin embargo, la distribución

es un monopolio natural geográfico, debido a que posee economías de ámbito o

densidad, es decir mientras más clientes sean abastecidos con las mismas

instalaciones, el costo de abastecer un cliente más cae. Así, si se superponen dos o

más empresas en la misma área de distribución, el costo de distribución crece al

doble o más respectivamente.

a) Concesión de distribución:

Para realizar la labor de distribución eléctrica, la empresa debe poseer

una concesión otorgada por el Estado, que le permite entrar al negocio. Se debe

destacar que sólo las empresas concesionarias pueden distribuir, pero que el Estado

no garantiza la exclusividad, es decir la distribución no es un monopolio legal, al

menos en el caso chileno. A pesar de lo anterior por las razones económicas, que ya

se dio, rara vez se da que se superpongan dos redes de distribución.

Las empresas concesionarias de distribución en Chile poseen derechos

garantizados por ley:

47

i) Puede hacer uso de bienes nacionales de uso público10 previa autorización de

la municipalidad respectiva.

ii) Puede hacer uso de servidumbres11 otorgadas por concesión.

iii) Puede solicitar concesión de servicio público

iv) Tarifas reguladas que aseguran rentabilidad a una empresa eficiente

v) Puede cobrar indemnizaciones por uso de líneas y fijar el monto de las

indemnizaciones.

vi) Puede exigir aportes reembolsables12 a los clientes.

También, la concesión de distribución exige ciertas obligaciones sobre la

empresa concesionaria:

10 Bienes nacionales de uso público, son aquellos cuyo dominio pertenece a la nación

toda y su uso a todos los habitantes. Ej. playas, calles, puentes, caminos, etc.

11 Según el Código Civil en su artículo 820, define la servidumbre como un gravamen

impuesto sobre un predio en utilidad de otro predio de distinto dueño. Sin embargo el DFL1 cambia

totalmente las normas generales, al establecer la posibilidad de gravar con servidumbres a predios en

beneficio de terceros sean o no personas jurídicas. No sólo es posible gravar predios, sino también

instalaciones eléctricas.

12 Las empresas concesionarias podrán exigir a los usuarios que soliciten servicios, un

aporte de financiamiento reembolsable para la extensión de las instalaciones existentes hasta el punto

de empalmes del peticionario.

48

i) Debe dar suministro a quien lo solicite dentro de su zona de concesión

ii) Entregar un nivel mínimo de calidad de servicio (en el caso chileno este nivel

se especifica en el reglamento de servicios eléctricos).

iii) Permitir el uso de líneas eléctricas para transporte de energía a cualquier

generador.

iv) Someterse a juicio arbitral si no hay acuerdo con el futuro usuario de las

líneas.

v) Interconectarse con otros concesionarios

vi) Mantener instalaciones seguras.

b) Sistema de precios

Como ya se destacó, existe un consenso en que la distribución es un

monopolio natural, y que por ende sus precios deben ser regulados, sin embargo en la

mayoría de los sistemas eléctricos, los precios estás regulados para consumidores

bajo cierta potencia; siendo el resto de los consumidores libres de negociar los

precios con la empresa de distribución. En Chile, este límite está fijado por la ley en

2 MW, al igual que en Colombia y en Bolivia, en Perú, el límite es de 1 MW, en

Argentina es 100 KW y en Inglaterra el sistema está más evolucionado y todos los

clientes son libres. En la práctica, en la actualidad en Chile, sólo los clientes muy

grandes negocian el precio, el resto se acoge a precios regulados.

La manera de regular los precios a los consumidores pequeños varía de

acuerdo a cada país. Un esquema aplicable a todos los casos considera:

Precio final = Precio de compra a sector de generación -

transmisión + precio regulado de distribución.

El precio de compra al sector generación - transmisión varía según el

país, por ejemplo en Chile, la empresa de distribución, puede comprar energía y

potencia mediante un contrato negociado a precio libre, con una empresa generadora,

aunque el mayor volumen es adquirido a precio regulado, denominado precio de

49

nudo, en la medida que vende a cliente final con precio regulado determinado por la

Comisión Nacional de Energía (en adelante CNE). En Perú el sistema es el mismo,

llamándose el precio de nudo, "tarifa en barra". En Colombia, también existe la

posibilidad de comprar energía mediante contratos a precio libre, definiéndose, hasta

1998, montos mínimos a ser contratados. En Bolivia la empresa de distribución debe

comprar al menos el 80% de la demanda anual con contratos a precio regulado, para

los cuales se realiza un concurso público supervisado por la Superintendencia.; el

saldo, puede ser comprado en el mercado spot. En Argentina, la empresa de

distribución puede comprar con contrato, o bien hacerlo por derecho a precio

estacional estabilizado, sin contrato.

En cuanto a los precios regulados para los consumidores finales, en todos

los países se define un precio máximo a ser cobrado. En Chile estos precios se

determinan de la siguiente forma, al precio de nudo de energía se le suman las

pérdidas para determinar el precio final de la energía. El precio de nudo de potencia

más el Valor agregado de distribución (en adelante VAD)13 determinan el precio de

la demanda máxima. El calculo del VAD se realiza cada cuatro años, la anualidad de

la inversión se obtiene con un horizonte de evaluación de 30 años y con una tasa de

descuento de 10 %. Para indexar las tarifas en sus cuatro años de vigencia, se definen

fórmulas de indexación. El cálculo del VAD lo realizan consultores contratados por

la CNE y por la empresa, ponderándose estos estudios con 2/3 y 1/3 respectivamente.

Para este estudio se considera una empresa modelo eficiente ( esquema tarifario

Yardstick competition ). La rentabilidad de los activos del conjunto de empresas

concesionarias de distribución debe estar entre 6 y 14 % , si no se debe realizar un

ajuste tarifario. El caso peruano es análogo al chileno.

13 El VAD considera, costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación

y atención al usuario, pérdidas medias de distribución en potencia y energía y costos estándares de

inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.

Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el valor nuevo de reemplazo de las

instalaciones.

50

En Bolivia, la Superintendencia aprueba cada cuatro años los precios

máximos y sus respectivas fórmulas de indexación, los precios se calculan tomando

en cuenta los costos de la empresa, considerando una tasa base de retorno sobre el

patrimonio. Las fórmulas de indexación toman en cuenta el precio de insumos, otros

costos y un factor de eficiencia "x" (Sistema tarifario Price Cap). Los estudios, los

realizan consultores contratados por la empresa, previamente calificados por la

autoridad.

En Argentina el precio máximo se calcula sobre la base del precio de

compra de energía más un valor agregado de distribución.

1.11 El Caso Inglés

A continuación se describe y analiza la manera en que se aplica la

regulación price cap en el sector eléctrico en Inglaterra [OFFER94], [Gree97] y

[Mack96], la información se obtuvo de un documento publicado en 1994 por la

OFFER (Office of Electricity Regulation), que describe las propuestas de revisión al

mecanismo regulatorio price cap, aplicado a las empresas de distribución eléctrica

para el siguiente periodo 1994/95 a 1999/2000.

1.11.1 Precio de la electricidad

El precio de la electricidad, debe cubrir cinco costos principales:

a) Generación:

Representa el costo más alto de suplir electricidad a los consumidores.

Los comercializadores de energía pueden comprar directamente la electricidad en el

Pool. Sin embargo, la mayor parte de la generación de energía, se compra por medio

de contratos a precio fijo. En 1993/94 los costos de generación, representaron un

56% del precio de suplir electricidad, para un cliente promedio en su consumo. En

los siguientes gráficos, se muestra la descomposición del precio de la electricidad

para tres tipos de cliente clasificados según su consumo (año 1994)

51

Descomposición del precio de la electricidad para un cliente con

consumo menor que 100 KW

52%

10%7%

26%

5%

Costos de Generación

Costos de Combustibles

Cargo de Comercialización

Cargo de Distribución

Costos de Transmisión

Figura 1.6: Descomposición del precio de la electricidad, para un cliente menor

a 100 [KW]

Descomposición del precio de la electricidad para un

cliente con consumo entre 100 KW y 1MW

59%

10%

4%

22%

5%






Figura 1.7: Descomposición del precio de la electricidad para un cliente entre

100 [KW] y 1 [MW]

52

Descomposición del precio de la electricidad para un cliente

con consumo mayor que 1MW

69%

10%

1%

15%5%






Figura 1.8: Descomposición del precio de la electricidad para un consumidor

de más de 1 [MW]

b) Transmisión:

Los cargos de transmisión representaron el 5% del precio de la

electricidad el mismo año.

c) Comercialización:

Los costos de comercialización de energía representaron sólo el 5% del

precio agregado de la electricidad en el mismo año. En Inglaterra y Gales los precios

de comercialización no se encontraban regulados para clientes con una demanda de

punta de más de 100 KW. Estos clientes son libres de firmar sus propios contratos de

suministro de energía, con empresas generadoras, distribuidoras o comercializadoras.

Durante el año `94 cerca de un cuarto de estos clientes han elegido otra empresa

diferente de la distribuidora para el suministro.

Cabe destacar que actualmente la totalidad de los clientes en Inglaterra

son libres.

53

d) Costo combustible:

En los años 1993/94 este costo representó aproximadamente el 10% del

precio de la electricidad

e) Distribución:

A pesar de haber similitudes, entre las diferentes empresas

concesionarias de distribución en Inglaterra, éstas presentan diferencias significativas

en el tamaño (área de concesión o número de clientes), en la densidad de clientes, en

la cantidad de clientes de diferentes tipos, etcétera. Esto se ilustra en la tabla 1.1, en

la página siguiente, donde se aprecian características cuantitativas de los sistemas de

distribución de las diferentes empresas en Inglaterra, en el año 1994.

Para facilitar la competencia, cada una de estas 14 empresas tiene la

obligación de permitir el uso de sus redes a los comercializadores de electricidad,

servicio por el cual cobra un cargo, que representó el año `94 un promedio de 24%

del precio de la electricidad, aunque este porcentaje varía de acuerdo al tamaño del

cliente, como se aprecia en los gráficos anteriores. Estos cargos están regulados.

Cabe destacar que el negocio de distribución propiamente tal representó

en 1994 el 72,62% del resultado operacional de las empresas de distribución, siendo

el resto del resultado, producto del negocio de comercialización. Para las empresas

escocesas la proporción es menor, pues están integradas verticalmente.

1.11.2 Metodología regulatoria en el periodo 1990/91 a 1994/95

La metodología regulatoria del negocio de distribución eléctrica, aplica

un precio tope reajustable según la fórmula RPI ± X por cada kWh distribuido a

clientes conectados a alta y baja tensión (AT y BT).

La formula regulatoria se expresa como sigue:

Mdt = (1 + (RPI + Xd)/100)*Pdt-1*At

Donde Mdt es el cargo máximo a ser cobrado en cualquier año, RPI es la

tasa de inflación, Xd es el factor de eficiencia X, aplicado al negocio de distribución

54

de cada compañía, Pdt-1 es el precio base, At es un término relacionado con las

pérdidas de energía.

Tabla 1.1 : Características de las empresas de distribución en Inglaterra

Área(Km2)

Número declientes(Millones)

Densidad declientes

(Hab/Km2)

Líneasaéreas

(Km)

Líneassubterráneas

(Km)

Cantidad

distribuida

BT (GWh)

Cantidad

distribuida

AT (GWh)

Eastern 20.300 3,09 152 35.355 51.123 21.366 6.662

East

Midlands

16.000 2,2 138 26.237 40.533 13.469 9.471

London 665 1,94 2.914 52 26.629 15.644 3.481

Manweb 12.200 1,32 108 21.179 22.630 8.604 4.310

Midlands 13.300 2,16 162 27.302 36.566 13.505 8.655

Northern 14.400 1,43 99 17.306 23.033 8.435 3.348

Norweb 12.500 2,13 170 14.653 43.592 13.248 7.118

Seeboard 8.200 1,95 238 12.166 31.205 13.548 2.985

Southern 16.900 2,53 150 28.917 42.031 17.850 6.506

Swalec 11.800 0,94 79 18.788 12.883 5.547 2.068

South

Western

14.400 1,27 88 29.018 17.890 9.123 2.732

Yorkshire 10.700 2 187 15.233 37.480 11.946 7.743

Hydro-

Eléctric

54.390 0,6 11 32.808 11.293 5.929 1.355

Scottish

Power

22.950 1.75 76 24.405 37.174 14.343 4.791

El precio base mostrado en la fórmula Pdt-1, se calcula con cuatro

componentes. Las ponderaciones y precios de las componentes, varían de una

empresa a otra, de acuerdo al mix de clientes que ésta posee. Las cuatro componentes

son:

55

a) BT1 unidades vendidas a clientes conectados en BT, en horas de punta.

b) BT2 unidades vendidas a clientes conectados en BT en horas fuera de punta.

c) BT3 unidades vendidas a clientes conectados en BT a precios uniformes (tarifa

estandar doméstica)

d) HV unidades vendidas a clientes conectados en AT.

En la tabla siguiente se muestra los factores X para las 14 empresas en

este periodo regulatorio:

56

Tabla 1.1: Factores X para las empresas de distribución en Inglaterra,

periodo 1989 - 1994

Empresa X

Eastern +0,25

East Midlands +1,25

London 0

Manweb +2,5

Midlands +1,15

Northern +1,55

NORWEB +1,4

SEEBOARD +0,75

Southern +0,65

SWALEC +2,5

South Western +2,25

Yorkshire +1,3

Hydro-Electric -0,3

ScottishPower -0,5

Se puede apreciar que sólo para dos empresas se define un valor de X

negativo, que les obliga a reducir precios, sin embargo, para el resto, se definen

valores de X positivos, que les permiten incrementos en el precio, sobre la tasa de

inflación.

Los valores de X mencionados permitieron el incremento de los precios

de distribución, desde la privatización hasta el año 1994, razón por la cual las

empresas han reportado un resultado operacional muy grande producto de sus

57

negocios de distribución.

1.11.3 Revisión del control de precios para el periodo 1995/96 a 1999/2000

Para este periodo regulatorio se mantuvo el control de precios de

distribución mediante la metodología RPI - X .

a) Actividadades sin control de precios

Existen algunas actividades, que en el periodo anterior no estaban sujetas

a control de precios:

i) EHV y cargos fijos

EHV son los cargos aplicados a clientes conectados a un voltaje superior

a los 22 kV, o directamente conectados a una subestación. En Gran Bretaña existen

aproximadamente 270 de estos clientes, y son responsables del 8% del consumo total

de electricidad. Las disputas en la definición de los precios de estos clientes son

resueltas directamente por el organismo regulador, por lo que estos cargos se

excluirán del control de precios.

Los cargos fijos (denominados cargos por consumo cero en Inglaterra)

serán excluidos del control de precios, pues cualquier disputa será resuelta por el ente

regulador.

ii) Cargos no relacionados con ventas

Corresponden a cargos por requerimientos de terceros, para que la

empresa realice modificaciones en su sistema de distribución. El volumen de estos

requerimientos es bajo y las disputas se resuelven con arbitraje, por lo que estos

cargos no están sujetos a control.

iii) Medidores especiales y de prepago

Estos casos especiales están fuera del alcance del control de precios.

58

iv) Cargos por conexión

Cargos por conexión, se cobran cuando un cliente se conecta por primera

vez al sistema, o cuando solicita un cambio de materiales para sus necesidades. Estos

cargos se tratan por separado, y se espera que en un futuro exista competencia en la

provisión de estos servicios. La revisión del control de precios limitó las

circunstancias en que los clientes deben pagar por los trabajos necesarios para ser

conectados al sistema. Cualquier disputa sobre estos cargos, es resuelta por el ente

regulador.

v) Cargos por transmisión

Durante este periodo, se mantienen estos cargos definidos por energía

transitada, pero para futuras fijaciones de precios, se estudia incluir estos cargos en el

control de precios, para evitar manipulaciones de estos cargos por parte de las

empresas.

b) RPI proyectado o histórico

El RPI que se usaba en el periodo 1990/91 a 1994/95 correspondía a una

proyección del RPI futuro, realizada cuando se fijan los precios, errores en la

proyección causan divergencias entre el equilibrio buscado y el obtenido. Por esta

razón actualmente se utiliza el RPI histórico, que es conocido al momento de fijar los

precios. Este RPI histórico, corresponde al promedio de las inflaciones anuales,

registradas de Julio a Diciembre previo (los precios se fijan en Marzo). A pesar de

esto, todavía existirá la necesidad de proyectar las unidades vendidas, pero se reduce

el riesgo de proyecciones erróneas. Esta medida reduce también las variaciones de

los precios, producto de fluctuaciones en el RPI en un solo mes.

c) Duración del nuevo periodo regulatorio

Como se ha analizado previamente mientras más largo es el periodo

regulatorio, la firma tiene más incentivo para hacer mejoras de eficiencia. Por otro

lado un periodo regulatorio más corto, reduce la posibilidad de errores y riesgo de

malos resultados producto de ajustar el control basándose en datos sobre cantidad

59

distribuida proyectados para muchos años en el futuro.

Además dentro del presente periodo se liberalizaron los precios para la

totalidad de los 25 Millones de clientes. Por esta razón se estableció un periodo

regulatorio de 5 años, y se tomaron previsiones especiales para la actividad de lectura

y medición, que fue objeto de cambio con la medida mencionada. Así para el nuevo

periodo se separará el precio de distribución en dos componentes, una asociada con

la actividad de lectura y medición, que corresponde a una proporción de 10% de los

ingresos permitidos.

1.11.4 Eficiencia energética

Existen tres temas principales, a investigar en la relación entre el control

de precios y los incentivos para el uso eficiente de la energía.

a) Esquemas de administración desde la demanda (Demand Side Management

Schemes)

La revisión de precios del año `94, autorizó a cobrar a los consumidores

100 millones de libras adicionales (incluyendo Escocia) durante un periodo de cuatro

años, para financiar nuevos esquemas de administración desde la demanda.

Las compañías, previa a la revisión del año `94 ya habían puesto en

marcha algunos esquemas. En estos, se puede incluir la promoción del uso eficiente

de la luz en colegios y hogares de personas mayores. La empresa SEEBOARD, va a

mejorar la aislación de 2600 hogares, y estima que sus cuentas de calefacción se

reducirán en más de 50 libras anuales.

La regulación establece que los esquemas a desarrollar en el periodo

regulatorio actual, deben diseñarse para ahorrar durante su vida útil (máximo de 15

años) un total de 5.675 GWh. Cabe destacar, que las empresas desde antes de la

revisión de precios, ya tenían un incentivo para poner en marcha algunos de estos

esquemas, que ayudan a reducir costos.

Por otro lado, cabe destacar que cualquier inversión sobre las 100

millones de libras se considera un asunto de política fiscal, por lo que el organismo

60

regulador no está autorizado para recomendarla.

b) El comportamiento de los ingresos

Si los ingresos de la compañía se incrementan proporcionalmente con las

unidades vendidas, la empresa tiene un incentivo artificial para vender más

electricidad. En el periodo regulatorio que terminó el `94, los ingresos de las

empresas se incrementan proporcionalmente con las unidades vendidas. Sin

embargo, al parecer los costos de distribución no se mueven tan proporcionalmente

con las unidades vendidas. Para balancear este hecho, junto con la necesidad de dar a

la empresa un incentivo para satisfacer las necesidades de los consumidores, la

revisión de precios del año`94 bajó el peso de las unidades vendidas de un 100% a un

50% en el cálculo del ingreso permitido. El 50% restante se adjudicó al número de

clientes de la empresa. Esta medida, anula el desincentivo de las empresas a alcanzar

la eficiencia energética.

c) Pérdidas

Aproximadamente el 7% de la energía que transita desde el sistema de

transmisión a los clientes finales, por la red de distribución, se pierde antes de llegar

a su destino final. La revisión de precios de 1990, fija un incentivo para la reducción

de las pérdidas, así si la firma reduce las pérdidas, obtiene una proporción del

beneficio aumentado, por ejemplo una reducción de 1 GWh en las pérdidas, aumenta

el ingreso permitido de la firma en 15.000 libras. En la revisión del año `94 esta

proporción se dobló.

d) Impacto de los cambios a la regulación en el año `94

Si las pérdidas se redujeran en un 1% por un periodo de 15 años, el

ahorro descontado sería del orden de 9.000 GWh.

El cambio en la determinación del ingreso permitido ayudará a que las

medidas desde la demanda sean más atractivas sean más atractivas para la firma, ya

que reduce a la mitad el peso de las unidades vendidas. Si esta medida reduce el

aumento del consumo eléctrico en 1/20 por un periodo de 15 años, se ahorrarán otros

61

6.000 GWh.

1.11.5 Análisis de costos

Para realizar una revisión de los precios, se necesita saber cuanto ingreso

se necesitará para cubrir tres items principales: costos operacionales, inversiones de

capital y remuneración de los accionistas. Para esto, el organismo regulador inglés

realizó dos tareas, examinar y comparar las diferentes firmas, para comprender que

factores mueven los costos, para lo que usó regresiones y luego determinó que

camino deben seguir los costos, posibles incremento y reducciones.

También, se debió estimar las inversiones de capital necesarias para el

periodo, las que se dividen en dos categorías principales, inversiones relacionadas

con la carga, e inversiones no relacionadas con la carga. Las primeras son necesarias

por el crecimiento de la demanda y las segundas para reemplazar activos ya

existentes.

Para el periodo, no se considera necesario que el cliente pague por todas

las inversiones de capital, por lo que la remuneración de los accionistas deben incluir

el financiamiento de las inversiones y el capital existente. Lo más difícil de esto, es

estimar la tasa de descuento y como valorar los activos.

Se debe destacar, que el regulador no controla el tipo de inversión

realizado por la firma, siendo esta la que decide. Esto da un incentivo para

economizar e improvisar la productividad de todos sus activos.

a) Costos operacionales

El primer paso para determinar los costos operacionales, en la revisión

del año `94, fue comparar los costos reportados por las firmas en los años 92/93,

encontrándose que los costos varían mucho de una empresa a otra. Así, debió

encontrarse que proporción de estos costos se puede adjudicar a diferencias en

eficiencia, para determinar posibles reducciones de costos durante el periodo

regulatorio actual.

62

El primer paso en la comparación de costos, fue por medio de flujos de

caja excluyendo la depreciación, los cargos de transmisión y los cargos no

relacionables con ventas.

i) Análisis de regresión

La forma de comparar las empresas, fue mediante análisis de regresión

ajustando los costos a alguna variable.

Se sabe, que un factor importante que influye en los costos son las

demandas de punta, en diferentes partes del sistema de cada empresa, estas puntas no

son fácilmente cuantificables, por lo que no pudieron ser usadas. Sin embargo estas

medidas se encuentran fuertemente correlacionadas con tres variables, la demanda de

punta del sistema, las unidades vendidas y el número de clientes, que se usaron en el

análisis. Otra variable correlacionada con los costos, es la densidad de clientes en el

área de concesión de la empresa.

Para la mencionada revisión, se corrieron regresiones, encontrando que

algunas, pero no todas las diferencias en costos en las compañías pueden ser

atribuidas a la eficiencia.

ii) Proyección de la tasa de reducción de costos operacionales

Del análisis llevado a cabo, más información de los planes de negocios

de las compañías, el ente regulador concluyó que sería razonable una reducción

promedio en los costos operacionales de 3% anual, por el periodo de 5 años. Si se

incluyen los cargos sin relación con ventas y las tasas de interés, la reducción

promedio en costos es de un promedio de 2% anual.

Se debe destacar, que las reducciones planeadas por el regulador son

totalmente consistentes, por lo que no debieran ser a expensas de la calidad de

servicio.

63

b) Inversión de capital

La inversión de las empresas en los sistemas de distribución, ha sido de

un promedio de 840 millones de libras al año, de las cuales 450 millones se deben a

reemplazo y reforzamiento de activos y 390 millones a inversiones para seguir el

crecimiento de la demanda.

Para comparar los planes de inversión de las compañías en base a un

patrón común, se creó un modelo basado en las mejores prácticas observadas en las

compañías. El modelo, incluye estimaciones de los tiempos de vida de los activos y

los costos promedio de estos.

De todo el análisis, en conjunto con la necesidad de mejorar

continuamente la calidad de servicio, se determinó, que incrementos significativos en

la inversión, son necesarios para ciertas empresas. Así se permitió una inversión total

de 5.600 millones de libras para el periodo de los años 95/96 a 99/2000, lo que

representa una reducción de 660 millones de libras en los planes de las compañías.

Si por efecto de cambios legales en nuevo periodo, una compañía debe

aumentar su inversión, el ente regulador da la posibilidad de reducir los precios.

d) Requerimientos de financiamiento y valoración de activos

Esta parte del análisis constó de dos tareas principales, estimar la tasa de

descuento y el valor de los activos empleados.

i) Costo de capital

Para estimar el costo de capital se usó el Capital Asset Pricing Model

(C.A.P.M.), junto con otros métodos como el Dividend Growth Model (D.G.M.), y la

observación de los estados contables.

64

Con estos modelos, se determinó que la tasa de descuento a usar sería de

un 7%14

ii) Valoración de los activos

Para esta parte el regulador consideró que el valor nuevo de reemplazo

no era la base más apropiada para calcular los ingresos relativos a los activos

existentes, si un ingreso más bajo puede resultar en una utilidad adecuada para los

accionistas.

Por eso para estimar los ingresos el regulador uso la valoración actual de

la compañía y no sólo el valor de los activos en ella

1.11.6 Proposiciones para el periodo regulatorio 95/96 a 99/2000

a) Balance entre el cambio inicial del precio y el factor de eficiencia X

Los cálculos señalados anteriormente, se tradujeron en significativas

reducciones de precio durante el nuevo periodo regulatorio.

Luego, tras estimar las reducciones en los precios, es necesario saber que

monto de esta reducción se llevará a cabo al comienzo del nuevo periodo y que

monto en el resto del periodo (factor X).

Por teoría financiera, se sabe que los consumidores preferirán una

reducción mayor al comienzo del periodo regulatorio, con un valor pequeño de X.

Por otra parte, las empresas también consideran preferible esta alternativa. Además,

un valor muy grande de X puede dar un panorama falso acerca de las posibilidades

de reducción de costos de la compañía. Por otro lado, si la totalidad de la reducción

de precios se lleva a cabo en el primer año, la transición al nuevo periodo regulatorio

será más difícil y se reducirá el incentivo para futuras mejoras en la eficiencia de las

empresas.

14 Nótese que la tasa libre de riesgo fluctuaba entre un 3% y 4% en los años de revisión

65

De estas consideraciones, el ente regulador concluyó que sería apropiado

un valor de X igual a 2%.

Habiendo calculado el valor de X, se puede calcular el valor de la

reducción inicial de precio, analizando los flujos de caja de las empresas.

b) Posiciones relativas de las empresas

Para calcular las reducciones de costos para cada empresa en particular,

se utilizó la posición de las empresas relativa a las otras, posición que variaba mucho

con respecto a los supuestos utilizados.

Finalmente, las empresas se dividieron en tres grupos que tendrán

diferentes reducciones iniciales en el precio. Las diferentes reducciones se basan en

diferentes costos de operar eficientemente en cada área de concesión.

Así se llegó a los resultados presentados en la tabla 1.3, de la página

siguiente.

De los valores se deduce que los precios serán de un 18% a un 23% más

bajos para el año 2000 de lo que eran al término del periodo regulatorio anterior.

c) Fórmula para el control de precios en el periodo actual

La fórmula actual utilizada para el control de los precios en el periodo

actual se muestra a continuación:

( ) ( )M

RPI X

DP P

P D

P D

C

CP AL L Kdt

t d

t

ut mt

i it

i it

t

t

Lt t t dt=

++é

ëêù

ûú + +æ

èçç

ö

ø÷÷ + -

é

ëêê

ù

ûúú-- -

- -

-

åå

1100

0 51 1

0

0 1 1

1* * , **

**

Donde:

PRPI X P D

P D

C

CPut

t d i it

i it

t

t

ut-

-

-

-

-

-

-= ++æ

èç

öø÷ +

æ

èçç

ö

ø÷÷

åå

1

1 0 1

0 2

1

2

21100

0 5* , **

**

66

PRPI X P D

P D

C

CPmt

t d i it

i it

t

t

mt-

-

-

-

-

-

-= ++æ

èç

öø÷ +

æ

èçç

ö

ø÷÷

åå

1

1 0 1

0 2

1

2

21100

0 5* , **

**

PRPI

PLt

t

Lt-

-

-= +æèç

öø÷

1

1

21100

*

Donde, RPI es el promedio de las tasas anuales de inflación entre Julio y

Diciembre (los precios se fijan en Marzo), D es la cantidad distribuida, C es el

número de clientes, AL y L son las pérdidas permitidas y las pérdidas actuales

respectivamente, K es un factor de corrección y Xd es -2 para todas las empresas.

Tabla 1.1: Reducciones iniciales de precios y factores X para las

empresas de distribución inglesas, periodo 1995 - 1999

Empresa Reducción inicial de precio X

Eastern -11 -2

East Midlands -11 -2

London -14 -2

Manweb -17 -2

Midlands -14 -2

Northern -17 -2

NORWEB -14 -2

SEEBOARD -14 -2

Southern -11 -2

SWALEC -17 -2

South Western -14 -2

Yorkshire -14 -2

Las variables Put-1 y Pmt-1 forman el precio base (elementos de la

actividad de medición); estos valores se obtienen de los valores para los años 93/94,

67

reajustados por el RPI. El valor de PLt-1, depende de los precios finales del periodo

anterior. P0 son los pesos para las unidades BT1, BT2, BT3 y AT mencionados

anteriormente.

1.11.7 Conclusiones a la revisión de 1994

Los controles de precio descritos, permitirán a las empresas eficientes,

cubrir sus costos operacionales, financiar sus inversiones y dar un retorno adecuado a

sus accionistas.

La revisión también incluye dos mediciones de la eficiencia energética,

una dará un incentivo a las empresas para reducir las pérdidas, y el otro removerá los

desincentivos de las compañías para instar a los clientes a usar la electricidad más

eficientemente.

El control hace un balance entre los intereses de los clientes y los

intereses de los accionistas. Los clientes se benefician de una reducción fuerte de los

precios en el principio del periodo, y de reducciones continuadas en los siguientes

cuatro años del periodo.

1.11.8 Algunas lecciones dejadas por la regulación de la distribución en

Inglaterra

Es interesante revisar las consecuencias derivadas de regular la

distribución eléctrica en Inglaterra.

Como ya se ha discutido, el negocio de distribución propiamente tal,

continuará siendo un monopolio, a pesar de la creación de competencia a nivel de

comercialización. Pero existen puntos de controversia acerca de la creación de

competencia.

a) Problemas de la creación de competencia

Primero, en Inglaterra se ha observado que la creación de competencia

por los clientes grandes, con mecanismos simples, levanta grandes problemas

relacionados con la aparición de subsidios cruzados entre los mercados regulados y

68

competitivos.

Los incrementos de eficiencia, al crear competencia a nivel doméstico en

el negocio de comercialización no han sido tan claros. La razón, es que no

necesariamente los costos generados por las nuevas transacciones, se cubrirán con

los beneficios creados por la competencia.

De aquí, nacen nuevas tareas regulatorias acerca de cómo regular la

competencia y la interacción entre la parte monopólica y la competitiva.

b) Misión de la regulación en Inglaterra

El foco de la metodología regulatoria inglesa está puesto en la eficiencia

económica, para esto se supone que la eficiencia siempre se alcanza de mejor manera

con la competencia, por esta razón promover la competencia ha sido y sigue siendo

una tarea primaria del ente regulador inglés (OFFER). Sin embargo, economistas

ingleses critican que no se ha debatido acerca de la coordinación entre los mercados

regulado y no regulado, y acerca de los costos involucrados en crear la competencia.

c) Regulación de la competencia

En este sentido, aparecen tres tareas principales del regulador

relacionadas con los problemas de la competencia, primero la eliminación de los

subsidios cruzados entre los mercados competitivo y monopolístico, segundo la

especificación de la obligatoriedad de dar suministro por alguno de los

comercializadores, y tercero existen tecnologías de medición con altos costos de

transacción, que disipan los beneficios de la competencia.

d) Problemas de asimetrías de información al fijar los controles de precios

Como ya se ha discutido, la revisión de precios de 1994 fue necesaria

porque la regulación RPI + X aplicada en 1990 cuando se privatizaron las empresas

de distribución, permitió a éstas grandes márgenes de utilidad. Así, la revisión de

precios de 1994 planeó grandes reducciones en los precios, que permitirían obtener

solamente la utilidad adecuada a las empresas. Sin embargo, la empresa Northern

Electric tras esta revisión de precios, fue capaz de realizar pagos a sus accionistas

69

que hicieron que sus acciones subieran al doble del valor en que había sido vendida

cuatro años atrás.

Esta situación causó revuelo político en Inglaterra, gatillando una nueva

revisión de precios en 1995, que anunció reducciones adicionales de precios de

aproximadamente otro 10%. A pesar de esto, las nuevas reducciones de precios de

ese año todavía eran generosas con las empresas, de hecho los precios de las

acciones de las empresas continuaron incrementándose, lo que causó que el

organismo regulador inglés, conducido por el profesor Stephen Littlechild, fuera

ampliamente criticado.

1.12 Conclusiones y comentarios

En el presente capítulo se han analizado diversos temas tendientes a

estudiar la metodología regulatoria price cap aplicada al negocio de distribución

eléctrica.

El capítulo, parte con una introducción en temas microeconómicos y

conceptos de costo, de necesario entendimiento para adentrarse en el tema de la

regulación, describiendo conceptos como el óptimo de Pareto, la solución de primera

mejor alternativa (tarificar a costo marginal) y la solución de segunda mejor

alternativa (precios de Ramsey).

Posteriormente, el capítulo se adentra en el estudio y caracterización de

algunos esquemas regulatorios importantes, con conclusiones que se detallan a

continuación

La regulación por tasa de retorno, esquema ampliamente utilizado,

presenta algunos problemas como el desincentivo de la firma para realizar mejoras

de eficiencia, dado que se le asegura la obtención de una tasa de retorno fija, y el

incentivo perverso para sobreinvertir capital que presenta la firma.

Posteriormente, se analizó la regulación por desempeño (Benchmark

regulation), estudiándose en este caso dos metodologías regulatorias, la metodología

yardstick competition y luego la metodología price cap, del estudio de la

metodología yardstick competition se concluyo, que es fácilmente aplicable con

70

firmas idénticas, complicándose el modelo cuando las firmas tienen características

diferentes, dado que exige un regulador con amplio conocimiento del medio

regulatorio (bajas asimetrías de información). Cabe destacar, que esta metodología se

aplica actualmente en Chile para regular el negocio de distribución eléctrica, para

esto se compara a las empresas con una empresa modelo eficiente.

Dentro de este tipo de regulación, se analizó posteriormente la regulación

price cap, revisándose tres problemas distintos de esta metodología, del primer

modelo se concluye que para resolver el problema de las asimetrías de información

entre el regulador y la firma, es de utilidad presentar un modelo híbrido de

regulación en que se le otorga a la firma la opción entre la regulación price cap y otro

tipo de regulación en que se comparten los beneficios de las mejoras de eficiencia

con los consumidores15. El segundo modelo analizado, estudia el problema de la

diversificación en las firmas reguladas por price cap, y los incentivos que éstas

presentan para desarrollar subsidios cruzados entre mercados regulados y no

regulados, la principal conclusión es que existe una banda de precios tope óptima

dentro de la cual la firma no tiene incentivo para desarrollar subsidios cruzados. El

tercer modelo, aborda el problema de la revisión de las fórmulas regulatorias en el

tiempo y el ajuste periódico de los precios en el tiempo, analizando formulas que

indexan los precios de acuerdo a diferentes índices, y los ajustan de acuerdo a índices

que miden la variación de los costos, menos un factor de eficiencia (X).

Después del análisis de estos modelos teóricos este trabajo revisó un caso

real, el caso de la aplicación de price cap en la industria de las telecomunicaciones,

observandose las ventajas y limitaciones prácticas de price cap. De este caso, se

destacan las siguientes características: primero, aunque se subestime el factor de

ajuste productivo óptimo para la firma, la sociedad como un todo se encuentra mejor

desde el punto de vista de Pareto, que en el caso de la regulación por tasa de retorno,

por el hecho de que price cap, no presenta incentivos para la sobreinversión. La

15 La idea de metodologías regulatorias híbridas no es nueva, otros economistas ya la

han planteado como una alternativa válida. Para tener otras referencias del tema refiérase a la

referencia [Sibl89].

71

desventaja de subestimar el factor de ajuste productivo, es que la firma se queda con

la mayoría del beneficio creado por las mejoras de eficiencia, en vez de traspasar

estos a los consumidores. Esta es otra razón por la cual algunos economistas han

propuesto metodologías híbridas para la regulación.

También, es necesario mencionar, el caso de la empresa British Telecom,

cuando comenzó a ser regulada por price cap; en esta ocasión el ente regulador

subestimó el factor productivo cargado a la firma, pero ésta no aprovechó esta

situación, autoimponiéndose una restricción de tasa de retorno por miedo a un

endurecimiento excesivo de la fórmula regulatoria frente a rentabilidades

sobrenormales.

La regulación price cap aplicada en las telecomunicaciones, agrupa a los

servicios regulados, imponiendo un precio tope a un promedio ponderado de los

precios de los servicios en el grupo, esto da mayor flexibilidad a la firma para fijar

los precios en el grupo. Sin embargo, esta flexibilidad aumenta las posibilidades de

realizar subsidios cruzados dentro del grupo, como se ve reflejado en el caso de

British Telecom, en que el regulador agrupó las tarifas fuera de punta y tarifas de

punta en un mismo grupo. Tras implementada la regulación se observó

extrañamente, que las tarifas fuera de punta se incrementaron relativamente con

respecto a las de punta, siendo que el costo marginal de usar el sistema en horas

fuera de punta es casi cero, lo que indica que estas tarifas, debieran ser bajas. Esta

situación, levantó enormes dudas de si acaso los usuarios fuera de punta estaban

subsidiando a los de punta16. Para evitar este problema, el regulador debe tener

cuidado de diseñar los grupos de acuerdo a la competitividad de los servicios, es

decir poner en un mismo grupo, a servicios de competitividad similar.

Luego del análisis de este caso práctico, se revisó el negocio de

distribución eléctrica, haciendo una descripción de las características del sector

eléctrico, los sistemas de precios utilizados y los marcos regulatorios del sector .

16 Se dice que un consumidor está siendo subsidiado, cuando no paga el costo

incremental del servicio que recibe

72

A continuación, se estudia el caso de Inglaterra, en que se regula el

negocio de distribución eléctrica usando la metodología price cap, con el objetivo de

conocer las ventajas, desventajas y dificultades de implementar price cap en

distribución. En este caso, se deben destacar tres temas principales:

1.12.1 Eficiencia energética

El caso inglés, muestra como el regulador, puede, mediante la

modificación de la fórmula de control de precios, aumentar los incentivos de la

firma, para incrementar la eficiencia energética, aumentando la importancia de los

Demand Side Management Schemes (DSM), que son programas dedicados a la

promoción de la eficiencia energética en el consumidor. Para dar este incentivo, el

regulador reduce la importancia de las unidades vendidas en el cálculo de los

ingresos de la firma, de 100% a 50%, dejando el 50% restante a número de clientes.

En conjunto con esta medida el regulador implementó un incentivo

mediante el cual, se dobla la recompensa para la firma por la reducción de las

pérdidas.

1.12.2 Análisis de costos

El caso inglés, muestra también los factores de costos que tiene en cuenta

el regulador para la calibración de la fórmula regulatoria, estos son, que los ingresos

de la firma deben cubrir sus costos operacionales, sus inversiones de capital y dar un

retorno adecuado a sus accionistas. Esta parte es compleja pues el regulador debe

anticipar el comportamiento del medio durante todo el lapso regulatorio hasta la

siguiente revisión. Para esta tarea el regulador inglés realizó análisis de regresión y

consultorías a expertos.

1.12.3 Factor X

Tras haber realizado esta última tarea, el regulador conoce la

potencialidad de reducción de costos de la firma y debe planear como se llevarán a

cabo estas reducciones en el tiempo, teniendo en cuenta que los consumidores se

verán más beneficiados, mientras mayor sea la reducción inicial de precios, pero que

73

esta situación puede resultar en un aprieto financiero para la firma.

Después de revisar estos puntos y de ver que la revisión de la fórmula

regulatoria es compleja, debido a que se debe anticipar ocurrencias de largo tiempo

en el futuro y además se deben superar las asimetrías de información entre la firma y

el regulador, se puede concluir que el alcance de los precios tope óptimos es difícil, y

de hecho en la revisión de 1994 se produjo una subestimación de la potencialidad de

reducción de costos, dando como resultado que una de las firmas casi duplicó su

valor con respecto al que tenía antes de ser privatizada.

También, en estas conclusiones se debe analizar los efectos que tiene

price cap sobre la firma regulada. La regulación price cap expone a la firma a un

mayor riesgo que la regulación por tasa de retorno [Alex96], ya que si los costos de

la firma suben durante el lapso regulatorio, ésta no puede compensar la subida con

un incremento en los precios. Al contrario, si la firma está regulada por tasa de

retorno, el regulador compensará en un tiempo prudente la subida de los costos,

incrementando los precios.

Este hecho se ve confirmado por estudios tendientes a medir el factor b17

de firmas reguladas, los cuales indican que las firmas reguladas por price cap tienen

un b mayor a las firmas reguladas por tasa de retorno. De hecho el factor b de las

firmas reguladas por price cap fluctúa entre 0,5 para las telecomunicaciones en

Suecia y 0,87 para las telecomunicaciones en Inglaterra. Por otro lado los factores b

de las firmas reguladas por tasa de retorno oscilan entre 0,2 para la industria del gas

en E.E.U.U. y 0,62 para las telecomunicaciones en Japón.

Este mayor riesgo, al que se encuentran expuestas las firmas reguladas

por price cap, debe ser tomado en cuenta por el regulador al calibrar la metodología

regulatoria y calcular el retorno justo a los inversionistas.

17El factor b de una empresa es una medida del riesgo no diversificable a que está

expuesta, es decir como se comportan sus utilidades frente a las fluctuaciones de la economía.

74

II. ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PRICE

CAP, A LOS SERVICIOS DE AGUA POTABLE Y

ALCANTARILLADO EN INGLATERRA Y GALES

2.1 Introducción

El objetivo del presente capítulo es estudiar la forma en que se aplica la

metodología price cap en la industria del agua potable y alcantarillado en Inglaterra,

para así, analizar los pasos a seguir en la práctica para la determinación de la

reducción inicial de precios y los factores de eficiencia (que en este caso se

denominan factores K), enfrentando los problemas dados por las asimetrías de

información entre la firma y el ente regulador y la caracterización de empresa

eficiente. Se eligió esta industria dado el mayor volumen de información disponible

sobre el proceso tarifario. El análisis del proceso es extrapolable en forma genérica a

la tarificación de la distribución eléctrica.

Para cumplir el objetivo, se realiza un completo análisis a la revisión de

precios de 1994 y a los pasos que están dándose para la revisión de precios de 1999,

por el organismo regulador OFWAT, tendientes a fijar topes a los precios del agua

potable y servicios de alcantarillado para los periodos regulatorios de los años 1994 a

1999 y 2000 a 2005.

Los incrementos en los precios durante el periodo regulatorio están

limitados por la fórmula RPI + K, donde RPI es un índice representativo de la

inflación, y K es un número específico para cada firma que limita el incremento del

precio por sobre el nivel de inflación.

Las revisiones de precios analizar constituyen un proceso consultivo, en

cuanto a la fijación de sus objetivos y desarrollo del marco regulatorio. En particular

el ente regulador ha buscado envolver a las empresas, sus clientes, los reguladores de

calidad, los Secretarios de Estado para el Ambiente y para Gales, el Parlamento, los

medios de comunicación y la ciudad.

75

2.2 Revisión de precios de 1994

2.2.1 Generalidades

En la revisión de 1994, OFWAT [OFWAT94] fijo límites a los precios

que cobran las empresas de agua potable y alcantarillado, para un periodo de 10 años

de 1995-96 a 2004-05.

Para el calculo de los factores K, OFWAT tomó en consideración las

diferentes circunstancias operativas que enfrentan las empresas, para el cálculo tanto

de los costos operativos como de inversión. También se consideró que estos deben

permitir continuar las mejoras de calidad ambiental y servicio al cliente, exigidas por

la autoridad, pero se encuentran bajo la consideración de lo que los clientes pueden

pagar.

a) Consideraciones regionales

Diferencias regionales surgen en la fijación de precios dado que a la

fecha de ésta, nuevas normas legales, conteniendo obligaciones sobre el tratamiento

de aguas servidas se habían fijado. El efecto de las nuevas normas en los costos de

inversión no es uniforme para todas las compañías, por lo que existe un reflejo de

esto en los factores K. De hecho en el área de concesión de la empresa South West,

los consumidores habían experimentado grandes incrementos en el precio en los tres

años anteriores a la fijación de precios, así que se han contenido futuros incrementos,

dentro del marco legal, deteniendo por algún tiempo la aplicación de los esquemas

ambientales.

El impacto mayor que tienen las nuevas obligaciones en las empresas de

agua potable y alcantarillado, comparado con el efecto en las compañías de agua

potable solamente, se ve también reflejado en los factores K.

b) Límites a los cargos por infraestructura

Se le permite a las empresas el cobro de cargos por infraestructura

(además del costo directo de conexión), cuando las propiedades se conectan al

76

sistema de agua potable y alcantarillado por primera vez. Cuando estos cargos se

hacen a clientes residenciales, se encuentran sujetos a un límite. Estos cargos operan

desde 1989 (año de la privatización del agua potable y alcantarillado), y se fijaron

para que las empresas recobren los costos asociados con dar servicio a clientes

adicionales.

Para la revisión de 1994 OFWAT consideró que estos cargos deberían

estar limitados por el costo de desarrollar la red local, y tener un tope de 200 libras

esterlinas para agua potable y alcantarillado ( se incrementan con la inflación).

c) Factores que afectan los límites de precios

Para fijar los factores K, el regulador ha considerado la operación normal

de la empresa, que consiste en distribuir agua potable y servicios de alcantarillado

para los consumidores, mantener o mejorar los estándares actuales de servicio, y las

consecuencias de las obligaciones legales tendientes a mejorar la calidad del agua y

del ambiente.

Los precios para el periodo 1995-2005 se limitaron por lo necesario para

cumplir con obligaciones ambientales. Así las compañías necesitarán:

i) Proveer los estándares existentes de servicio antes de la revisión, a precios

menores que los anteriores a la revisión en términos reales.

ii) Financiar las mejoras en los estándares de servicio con mejoras de eficiencia

en vez de mayores precios. A pesar de esto los precios permitirán una

inversión de 590 millones de libras esterlinas en la década para mediciones

destinadas a disminuir el vertimiento de las alcantarillas.

d) El costo de la calidad

En la tabla que se aprecia a continuación, se muestra el costo de mejorar

la calidad del agua, que, en la ausencia de los factores de eficiencia, hubiera

incrementado la cuenta promedio en 44 libras esterlinas por sobre la inflación para el

año 2005, descompuesto en un incremento de 13 libras esterlinas anuales para el

incremento de la calidad del agua potable y 31 libras anuales esterlinas para los

77

servicios de alcantarillado.

Tabla 2.1:Descomposición del factor K

Cambio en la cuenta doméstica promedio (^)

1994-95 a 2004-05

Agua potable Alcantarillado Total

Q Mejoras de calidad +13 +31 +44

Reducción en loscostos operacionalesbase

-7 -5 -12

Reducción en larentabilidad sobre losactivos existentes

-6 -6 -12

-X

Crecimiento, nivelesde servicio ymantención del capital

+1 +2 +3

K Efecto neto en las cuentas +1 +22 +23

Los factores asumen incrementos en la eficiencia al llevar a cabo los

programas mencionados. Para esto se compararon los costos unitarios de diferentes

compañías, y las inversiones consideradas al fijar de precios, corresponden a las de

las empresas con menor costo unitario.

OFWAT asumió que las compañías serán capaces de implementar estos

programas a un costo de capital entre 5% y 6% en términos reales y después de

impuestos a las inversiones.

e) Incremento en la eficiencia operativa

Como se muestra en la tabla, OFWAT asumió que existía la posibilidad

de reducir los costos operacionales en un 14% para el año 2004-05. Este porcentaje

varía entre las empresas en un rango de 7% a 20%. Esta reducción se traduce en la

78

reducción de ^12 en la cuenta doméstica promedio en términos reales.

f) Menor rentabilidad del capital

OFWAT concluyó también de su análisis que las empresas podían

financiar sus funciones con una rentabilidad inferior de la que obtenían antes de la

revisión. Así otra fuente de reducción en los precios es la convergencia de las

rentabilidades al orden de 5% a 6% sobre el capital. Esto refleja el menor riesgo que

enfrentaban las empresas en la fijación de precios, comparado con el año de

privatización. Esta reducción representa una reducción en la cuenta anual promedio

de ^12 en términos reales.

Los clientes comerciales también se beneficiarán de esta reducción de

costos operacionales y rentabilidad del capital.

g) Crecimiento y niveles de servicio

El costo de provisión de los crecimientos en la oferta, en general no

representan un incremento muy grande en los cargos.

El financiamiento de ^590 millones (precios de 1993-94) para reducir el

riesgo de vertimiento de las alcantarillas, aumentará en una pequeña cantidad los

cargos de servicio de alcantarillado.

h) Mantenimiento del capital

Los límites de precios fijados permiten a las compañías continuar con los

niveles de inversión en mantención y renovación de activos.

j) Servicios de agua potable y alcantarillado

i) Agua potable

Los incrementos en la eficiencia y un menor retorno sobre el capital

compensaron muchos de los costos relacionados con el incremento de la calidad del

agua potable, a pesar de que muchas compañías han tenido que invertir mucho para

alcanzar el nuevo estándar (de 1994), para remover pesticidas.

79

ii) Tratamiento de aguas servidas

El caso de los servicios de tratamiento y almacenamiento de aguas

servidas es muy distinto, ya que la norma UWWTD (Urban Waste Water Treatment)

fijada al momento de la revisión de precios, significa una inversión del orden de ^6

billones durante los 10 años de la fijación de precios, y va acompañada con

continuos aumentos en los costos operativos. A nivel nacional se estimó en la

fijación de precios que este efecto incrementará las cuentas aproximadamente en ^22

sobre la inflación para el año 2004-05.

A pesar de que los costos de implementar los nuevos estándares puede

ser absorbido por muchas compañías, sin gran cantidad de población costera, esto no

es posible para algunas, especialmente aquellas con gran cantidad de población

costera.

Además de la norma UWWTD, los secretarios de estado anunciaron para

la fijación de precios, una inversión de ^522 millones, que debe ser llevada a cabo

por las compañías que dan servicios de alcantarillado, con el objetivo de mejorar la

calidad de los ríos, en el periodo 1995-2000. Este programa provocará alzas

adicionales al UWWTD en las cuentas de los clientes.

Como resultado de lo anterior, las inversiones permitidas por la fijación

de precios de 1994 son mucho mayores que las que se proyectaron en 1989 al

momento de la privatización.

k) Cuentas de los consumidores

Los factores K limitan el incremento promedio en los cargos que una

compañía cobra a sus clientes, es por esto que los incrementos en las cuentas de

clientes individuales pueden, en general, diferir del factor K.

El incremento promedio queda determinado por un grupo de tarifas, que

toma en cuenta el balance entre el número de clientes con y sin medidor y de los

diferentes cargos, por ejemplo a clientes comerciales y residenciales y por servicios

de agua potable y alcantarillado.

80

Cabe destacar que mientras el grupo de tarifas cumpla con el precio tope,

la empresa tiene completa libertad para fijar las diferentes tarifas.

l) Cambios futuros en los precios tope

Los precios en la revisión de 1994 se fijaron por un periodo de 10 años,

pero pueden ser revisados tras un periodo de 5 años, que es lo que actualmente está

sucediendo con la fijación de precios de 1999, que se analizará más adelante.

2.2.2 Acercamiento a la fijación de precios

En la fijación de precios el regulador debe asegurarse de que las

funciones de las compañías de agua potable y alcantarillado se realicen

apropiadamente en cada área de Inglaterra y Gales y de que las compañías puedan

financiar sus funciones, particularmente mediante retornos de capital razonables.

Sujeto a estas restricciones, el regulador debe actuar en la forma que considere

mejor, para proteger los intereses de los consumidores y promover la eficiencia.

a) Marco para las decisiones

Para fijar los precios el ente regulador debe tomar en cuenta algunas

consideraciones:

i) OFWAT debe saber que implica el desarrollo apropiado de las funciones de

las empresas. Para investigar esto, el regulador ha tomado en cuenta las

visiones de los clientes, y en particular las demandas de los clientes por

cambios en ciertos aspectos del servicio. Conjuntamente con esto, el

regulador ha tomado en cuenta los costos asociados a realizar las inversiones

tendientes a alcanzar estas mejoras de calidad, y las consecuencias de estos

en los límites de precios.

ii) El regulador necesita asegurar que las compañías puedan financiar

adecuadamente sus funciones , incluyendo un retorno sobre el capital

razonable. Esto implica no solamente estimar el retorno sobre el capital

adecuado y el capital base, sino también el riesgo, especialmente el riesgo

financiero que enfrentan las empresas.

81

iii) El regulador se debe asegurar que los intereses de los consumidores sean

protegidas.

iv) El regulador debe asegurarse de que las compañías tengan incentivo para

realizar mejoras de eficiencia. En particular esto es importante en como y en

que periodo se transferirán las mejoras de eficiencia a los clientes a través de

menores precios tope.

b) Componentes de los nuevos precios tope

i) Agua potable y alcantarillado

En general los cargos por servicio de alcantarillado, se han incrementado

mucho más rápido que los de agua potable, reflejando las nuevas normas que

aparecieron a la fecha de la fijación de precios.

Se debe destacar que no existen factores K separados para los servicios

de agua potable y alcantarillado, por lo que el regulador dio una indicación a las

empresas sobre los diferentes efectos de los precios tope en los servicios de agua

potable y alcantarillado, para evitar la aparición de subsidios cruzados entre los dos

servicios.

ii) Operaciones de las empresas y calidad

El factor K para una empresa dada está compuesto de dos elementos:

· -X

Corresponde al factor de eficiencia tradicional presente en la regulación

price cap, que cubre:

1. Niveles de servicio base: Mantenimiento de los niveles existentes de

servicio (incluyendo retorno sobre los activos existentes.

2. Mejoras en el nivel de servicio: Mejoras no motivadas por normas

legales.

82

3. Crecimiento: Programas para la expansión del sistema, mediciones de

la demanda o pérdidas, motivadas por el desarrollo del sistema en orden de alcanzar

la demanda existente.

Otros factores, como el cambio en el sistema de cargos de una empresa.

· +Q

Refleja los cambios en los estándares de calidad del agua potable y del

ambiente, motivados por las normas legales.

El estudio de los planes estratégicos de negocios de las empresas ha

permitido al regulador estimar los recursos necesarios, para obtener los resultados

mencionados.

Para el cálculo de los factores K el regulador ha considerado tres

divisiones de los costos de las empresas, para cada una de las categorías

mencionadas más arriba:

· Costos operacionales

· Mantenimiento del capital

· Retorno sobre el capital

Más adelante se explica como el regulador incorporó estos elementos de

costo.

c) Comparaciones entre compañías

Las decisiones del regulador se han basado en parte en comparaciones

entre las compañías con respecto a sus costos y eficiencia.

El regulador ha utilizado también, para estimar el alcance de las mejoras

de eficiencia de cada empresa, referencias sobre la situación operativa individual de

cada compañía, en conjunto con comparaciones de costos, incurridos por las

diferentes empresas, para desarrollar actividades similares. El estudio de los costos

83

incurridos por las compañías de bajos costos, (o eficientes) ha ayudado al regulador a

saber el monto de los costos que se incorporaron en el cálculo de los precios. Para

realizar estas tareas, el regulador ha utilizado información referida por las empresas

con anterioridad a la revisión de precios, y la información contenida en los planes

estratégicos de negocios.

Cabe destacar que OFWAT ha llevado a cabo la tarea de revisar el

material adscrito por las empresas, poniendo atención especial a la localización de

los costos entre varias categorías.

d) Niveles de servicio

Para mantener los niveles de servicio, las compañías necesitan mantener

sus activos. Para la fijación de precios, OFWAT ha estudiado los niveles de servicio

alcanzados por las compañías con anterioridad a la revisión de precios, y los ha

relacionado con los niveles de gasto en la mantención de sus activos.

e) Funciones financieras

Estudios llevados a cabo por el regulador, revelan que las compañías de

agua potable están sujetas a un riesgo menor que muchos otros sectores de la

economía, es por esto que OFWAT consideró en la revisión de precios, que las

rentabilidades de las empresas podían bajar de los niveles anteriores a 1994 sin

perjudicar la habilidad de éstas para financiar sus funciones. El tema netamente

financiero de la fijación de precios, será abordado más adelante en el capítulo.

2.2.3 Proyecciones del regulador

En la revisión de precios el regulador no predetermina en que deben

invertir las compañías, sino que su desempeño es medido mediante la observación de

sus logros en calidad del agua, estándares de descargo y servicio al cliente, y no

observando cuanto gastan.

El organismo regulador al fijar los precios ha estudiado el nivel de

ingreso necesario para financiar los costos de las compañías. Para este propósito el

regulador ha usado modelos financieros. Sin embargo cabe destacar que las

84

proyecciones del regulador no son estimaciones sino que las compañías necesitarán

desarrollar planes propios para desarrollar sus funciones dentro de los precios tope.

a) Provisión del servicio base

OFWAT durante la revisión esperaba que las compañías fueran capaces

de mantener los niveles de servicio anteriores a la revisión, a niveles de costo

decrecientes en términos reales. El alcance para mejores de eficiencia es mayor para

las compañías menos eficientes, si alcanzan un nivel normal de eficiencia. La forma

en que se realizaron los cálculos de los alcances para mejoras de eficiencia se detalla

en la siguiente sección del documento.

b) Inversión, antes y después de la revisión de 1994

Cuando los Secretarios de Estado fijaron precios para las nuevas

compañías de agua potable y alcantarillado en el año 1989, cuando se privatizaron, lo

hicieron bajo el supuesto, de que la inversión de capital durante la década sería del

orden de ^22 billones, en precios de 1987-88. Este supuesto se basó en las nuevas

obligaciones impuestas a las empresas. Posteriormente en 1990, el Secretario de

Estado anunció anticipaciones en la implementación de los programas ambientales, y

el cese de arrojar los desechos del alcantarillado al mar en 1998.

Así desde la privatización hasta la fecha de la revisión de precios, las

cuentas de los clientes se habían incrementado en un 5% anual sobre la inflación,

principalmente por los montos invertidos por las empresas. Esta situación provocó

reacciones en contra de parte de los clientes.

OFWAT comunicó a las empresas, en el momento en que las cuentas se

incrementaban aceleradamente, que las obligaciones de mejoras de la calidad

deberían proceder de mejoras de eficiencia en vez de incrementos en las cuentas.

Además el regulador indicó a las empresas que las inversiones para incrementar la

capacidad del sistema debían contenerse mediante mediciones, para reducir el

incremento en las cuentas.

Para la revisión de1994 el regulador instó a los Secretarios de Estado a

tomar en cuenta los incrementos en las cuentas de los clientes a la hora de decidir

85

sobre las obligaciones ambientales.

Las decisiones acerca de los programas de calidad del agua (norma

UWWTD), y la esperanza del regulador, de que las inversiones sean financiadas

mediante mejoras de eficiencia, hizo posible proyectar una inversión de ^24 billones

para la década 1995-05, que será más intensiva en los últimos 5 años del siglo,

volviendo a niveles normales durante el comienzo del próximo milenio.

c) Costos operacionales

La presión por una mayor calidad ha sido uno de los factores que

incrementó los costos operacionales durante el quinquenio anterior a la revisión de

precios. Pero sin embargo, las inversiones y mayores costos operacionales, tuvieron

por resultado mejoras importantes en la calidad del agua.

Sobre la base de estudios llevados a cabo por OFWAT, el regulador

considera que existe un gran alcance para mejoras de eficiencia en la inversión en

capital y costos operacionales. Esto, se debe en parte, a que a pesar de que las

rentabilidades deben ser tales que permitan financiar altos niveles de inversión, el

retorno sobre las nuevas inversiones puede ser menor que en las circunstancias

proyectadas en 1989.

d) Proyecciones de costos

La siguiente tabla muestra los costos tomados en cuenta por el regulador al

momento de fijar los precios:

86

Tabla 2.2: Costos reconocidos por el regulador inglés del agua potable

en la fijación de precios de 1994

Costo anual promedio(billones de ^ en preciosde 1993-94)

Totales de la industria 1992-93

1995-96

a

1999-2000

2000-01

a

2004-05

Costo operacional base 2,5 2,4 2,2

0,4 0,4 0,4

Inversión en mantención del capital:

Subterráneo

Sobre la superficie 0,8 0,8 0,8

1,1 1,5 0,7

Costos de mejorar la calidad:

Inversión de capital

Costos operacionales adicionales - 0,2 0,3

0,4 0,1 0,1

Costos de mejorar el nivel de servicio

Inversión de capital

Costos operacionales adicionales -19 19

Costos tendientes a balancear la oferta y la demanda

Inversión de capital 0,4 0,2 0,2

Contribuciones de clientes (incluye -0,2 -0,1 -0,1

19 Menor que ^0,1 billones

87

cargos por infraestructura)

Costos operacionales adicionales -19 19

Inversión bruta de capital menos contribuciones - total 2,9 2,8 2,0

Costos operacionales totales 2,5 2,6 2,5

Las cifras de la tabla indican de que a pesar que, las mejoras de eficiencia

reducen los costos operacionales de proveer los niveles de servicio anteriores a la

revisión, los costos operacionales no caerán, por efecto de las nuevas obligaciones.

2.2.4 Potencial para reducciones de costo a través de mejoras de eficiencia

Para estimar el potencial para realizar mejoras de eficiencia durante la

década 1995-05, el ente regulador revisó el desempeño pasado de la industria del

agua, también el desempeño de otras industrias y de la economía en general.

OFWAT llevó a cabo estudios comparativos sobre los costos tomando en cuenta las

diferencias en las condiciones de operación. Este trabajo incluyó costos

operacionales, el costo de mantener los activos existentes y nuevos costos.

El regulador ha considerado los costos operacionales y la inversión en

capital separadamente pues no se encontró evidencia convincente de que altos

niveles de costos operacionales fueran acompañados por bajos niveles inversión en

capital.


El organismo regulador estudió el potencial para reducciones en costos

operativos, relativo a la inflación. En este estudio, no fue necesario realizar supuestos

sobre la composición de estos costos o sobre factores que puedan reducir o

incrementar elementos específicos de estos costos.

En la fijación de los precios tope, el análisis llevado a cabo revela que es

razonable que, en promedio, se produzcan reducciones en los costos operacionales,

para los servicios existentes, del orden de 2% anual desde 1995 al 2000 y de un 1%

anual desde el 2000 al 2005 (los costos introducidos por las nuevas obligaciones

fueron considerados por separado). Los números son un reflejo de lo que había

88

sucedido, a la fecha de la revisión, en otros sectores de la economía, especialmente

donde ha habido presión para reducir costos. El hecho de que se hayan proyectado

reducciones menores, para el próximo milenio, es un reflejo de la incertidumbre al

anticipar que serán capaces de lograr las empresas.

El potencial para realizar mejoras de eficiencia se puede descomponer en

el potencial de las empresas menos eficientes para alcanzar los niveles de eficiencia

de las más eficientes y en la habilidad de todas las empresas, incluyendo las más

eficientes, para mejorar la tecnología y la administración. El balance preciso entre

estos dos elementos es un punto que se analizó en la revisión de precios.

Para analizar los potenciales mejoras de eficiencia, el regulador utilizó

los costos unitarios de las empresas basando su juicio sobre el tema, en análisis

comparativos de costos operacionales, tomando en cuenta las diferencias en los

medios de operación de las distintas empresas. Las comparaciones se realizaron

utilizando modelos econométricos.

El estudio realizado refleja que los costos se ven afectados por una gran

variedad de factores, muchos de los cuales están relacionados con la densidad de

población en las áreas de servicio. Por ejemplo una densidad alta, generalmente va

asociada con largos menores de ductos que mantener, pero con trabajos mayores de

tratamiento de aguas servidas.

Para los costos operacionales por unidad de agua distribuida, el análisis

llevado a cabo por OFWAT, sugiere que los factores más importantes, que

representan su comportamiento son el largo del sistema de distribución, la cantidad

de bombeo necesaria, la proporción de grandes clientes, el nivel de tratamiento

provisto, y el tamaño de los trabajos de tratamiento de aguas. Para los costos

operacionales por unidad de agua servida recolectada, los factores más importantes

que explican su comportamiento son el largo de la red de recolección de aguas

servidas, la cantidad necesaria de bombeo, la magnitud relativa de los desechos

comerciales y domésticos, el nivel de tratamiento provisto, el tamaño de los trabajos

de tratamiento de aguas servidas y los métodos disponibles para las empresas para

depositar sus desechos.

89

El regulador al hacer sus cálculos también tomó en cuenta información

proporcionada por las empresas acerca de sus situaciones específicas de operación,

además de revisiones de las mejoras de eficiencia realizadas por las empresas en la

primera mitad de los noventa, las proyecciones hechas entonces y el logro de niveles

similares de servicio.

Los elementos de juicio específicos de cada empresa sobre el potencial

de mejoras de eficiencia en el quinquenio 1995-2000, reducirán la brecha de costos

entre las compañías eficientes y las poco eficientes. Este juicio toma en cuenta las

incertidumbres involucradas.

b) Inversión de capital

El organismo regulador también usó un esquema comparativo para los

programas de inversión de capital. El potencial de reducción ha sido calculado

comparando costos a través del costo base de las compañías, esto es el costo unitario

típico para cada programa ("costo estándar") y también con análisis comparativo de

costos para la implementación del UWWTD. Adicionalmente el regulador proyectó

una reducción anual del 1% para la industria, como reflejo del progreso técnico

continuo.

i) Costos estándar

Para este propósito, el regulador solicitó a las empresas el envío de

estimaciones de los costos de construcción y reparación de una variedad amplia de

activos, los costos de 17 proyectos especiales de activos superficiales para el servicio

de agua potable y de 13 proyectos de activos superficiales para el servicio de

alcantarillado. Los resultados se analizaron como se explica a continuación. Cuando

se daba el caso de que los costos de una empresa estaban muy por encima de los de

las más eficientes, se les comunicaba.

Las compañías enviaron nuevamente a OFWAT los costos estándar

revisados en sus planes estratégicos de negocios. La revisión por parte de OFWAT

de los costos de las empresas tomó en consideración las explicaciones de éstas, y el

análisis para confirmar que los costos estándar de las empresas derivaran de las

90

mismas actividades, en conjunto con el análisis de las políticas específicas de cada

empresa para con cada programa. Esta tarea también la realizaron consultores

externos para OFWAT, para tener una referencia externa a las empresas mismas.

Después de tomar en cuenta los factores específicos de cada empresa, el

rango de costos estándar todavía era muy amplio, reflejando diferencias de eficiencia

entre las empresas, las que fueron tomadas en cuenta para la fijación de los precios

tope.

El método de los costos estándar no pudo cuantificar totalmente las

diferencias entre los medios operativos de las empresas. Por esto es que se adoptó

una solución conservadora, basada en el cálculo de una meta para cada costo

estándar (la que fue comparada con los cálculos de los consultores externos).

Como resultado del proceso, el regulador calculó ajustes de costos

ponderados para cada empresa, suponiendo que las empresas que reportaron costos

por sobre la meta calculada puedan llevar a cabo reducciones porcentuales en sus

inversiones de capital que reduzcan a la mitad la brecha entre sus costos estándar y la

meta para el término del periodo regulatorio.

c) Comparación de los costos de la norma UWWTD

La información proporcionada en los planes estratégicos de negocios

acerca del desarrollo de los programas para cumplir con la UWWTD permitió al

regulador comparar a las compañías con programas similares. De esta información se

calcularon metas de inversión de capital, basadas en las empresas de menores costos.

Donde las proyecciones de las empresas excedían las metas, OFWAT asumió que

existía potencial para reducir costos.

Mediante la extensión de los modelos comparativos para el servicio de

alcantarillado, fue posible realizar el mismo cálculo para este servicio.

d) Progreso tecnológico continuo

OFWAT asumió que existe potencial para reducir costos de un 1% anual,

debido a la introducción de tecnologías emergentes a la fecha de la revisión de

91

precios. Debido a las incertidumbres sobre la demora en la implementación de las

tecnologías, se eligió una solución conservadora. Como resultado de esto se les da a

las compañías un incentivo para adquirir tempranamente estas tecnologías.

Este potencial incorpora nuevas tecnologías y transferencias de

tecnologías, las reducciones se han aplicado a los costos después de las mejoras de

eficiencia anteriores.

2.2.5 Costo de provisión del servicio base

El análisis de la reducción potencial del costo de brindar los niveles

básicos de servicio, comenzó con una comparación de los costos existentes para los

consumidores. Para generar una comparación más efectiva, los costos totales se

desagregaron en tres partes: costos operacionales, costos de mantención del capital y

retorno sobre el capital. Las empresas con altos costos por unidad de agua distribuida

y de aguas servidas recolectadas fueron llamadas a dar razones de ello.

El organismo regulador ha calculado cuanto dinero es necesario para

operar y mantener la calidad de servicio de los activos existentes, tomando en cuenta

las circunstancias especiales de cada empresa.

a) Costo operacional base

Para la revisión de precios de 1994 se tomó como año base el 1992-93,

pues era el último a la fecha para el que existían resultados financieros auditados

para todas las empresas. Para asegurar la representatividad del análisis, los resultados

contables se ajustaron donde los costos de 1992-93 eran atípicos, con respecto a los

esperados para el periodo regulatorio. Las mejoras de eficiencia explicadas en la

sección anterior, se aplicaron año a año al costo operacional base desde 1995-96 al

2004-05.

b) Mantención del capital

La mantención del capital es el costo necesario para mantener la

capacidad de servicio de los activos, para los clientes actuales y potenciales. En

términos contables, la mantención del capital se expresa como cargos contra la

92

utilidad.

Los límites de precios fijados se calcularon para proveer montos

destinados a la mantención de capital, considerados necesarios para que cada

empresa mantenga la capacidad de servicio de sus activos y cargos contables que

alcanzan los montos estimados de este costo a ser incurridos en el periodo.

El cálculo del costo necesario y su transformación en cargos contables

requiere información confiable acerca del desempeño presente y pasado de los

activos. Es por esto que las empresas al preparar sus planes estratégicos de negocios,

han llevado a cabo largas investigaciones acerca de la condición y capacidad de

servicio de sus activos, lo que provee un punto de partida para futuras revisiones.

c) Activos de infraestructura

El regulador, para calcular el monto futuro requerido para mantener los

activos de infraestructura, examinó evidencia sobre la relación entre el nivel de

servicio y dicho gasto antes de la revisión de precios. Para este efecto se han

analizado datos históricos. Después de la comparación de estos datos con los montos

propuestos para este efecto en los planes estratégicos de negocios, se calculó el nivel

futuro de este costo necesario para mantener la capacidad de servicio.

Para los efectos de determinar los precios tope, el regulador ha

introducido un cargo de renovación de infraestructura en sus proyecciones, igual al

nivel promedio de gasto en esta materia durante los 15 años desde 1990-91 en

adelante.

d) Activos que no son de infraestructura

Los costos incurridos por cada compañía, en mantención de capital y sus

estimaciones futuras, han sido revisadas y comparadas usando la razón de "costo

anual promedio de mantención de capital a valor bruto de los activos".

Debido a la similitud de los procesos y forma de construcción de los

activos a lo largo de la industria del agua, y el largo tiempo a través del cual han sido

construidos estos activos, el regulador aseguró en la revisión de precios que se

93

necesitará una sólida evidencia de parte de las empresas para justificar un nivel de

costos en esta materia, muy diferente al del resto de las empresas.

Las proposiciones de las empresas para el costo actual de depreciación

(CAD), también se compararon usando la razón CAD a valor bruto de los activos,

usando las propiedades conectadas a 1992-93 como denominador. Al calcular el

CAD para los activos existentes, el regulador tomó en cuenta el valor de los activos

en construcción a marzo de 1993.

Donde las comparaciones entre empresas mostraron diferencias

inexplicables, la vida de los activos fue extendida (y en algunos casos reducida) para

reflejar las vidas relativamente consistentes mostradas en los planes estratégicos de

negocios, y para reflejar un método consistente para clasificar las inversiones entre

no depreciables y de vida corta, mediana o larga.

El regulador tomó en cuenta los CAD, calculados en sus proyecciones

financieras, para calcular los precios límite.

e) Retorno base sobre el capital

Las empresas tuvieron un retorno sobre el capital base, calculado para los

propósitos regulatorios, del 13% en términos reales en 1992-93. El regulador, para la

revisión de 1994, no consideró necesario para las compañías de agua potable

mantener retornos de esta magnitud para poder financiar sus funciones en el periodo

regulatorio en cuestión.

Para fijar los precios, OFWAT asumió que los retornos sobre el capital

base declinarán a niveles apropiados durante el periodo de 10 años tras la revisión20

.

20 Una explicación más detallada de los cálculos financieros se incluye más adelante en

el documento.

94

f) Precio de las inversiones de capital

El regulador aseveró en la revisión, que los cambios en precios que

afectan las inversiones de capital, no se tomarán en cuenta para cambiar los precios

tope entre las revisiones de precios. Por esto, para las compañías afectadas por

precios deprimidos a la fecha de la revisión, el regulador ha asumido que estos se

recuperarán. Estas suposiciones se aplican a la mantención de capital y a otros

elementos del programa de inversiones de capital.

2.2.6 Mejoras en los niveles de servicio

Para las mejoras en los niveles de servicio, el regulador considera que

éstas se debieran alcanzar sin precios más altos, al igual que en otras industrias. Las

mejoras serán una consecuencia directa de las inversiones destinadas a alcanzar los

nuevos niveles de calidad, otras mejoras pueden ser alcanzadas a través de una

manera más eficiente de utilización de las inversiones de capital, o a través de

cambios en procesos operativos, que no signifiquen un costo extra. Las mejoras

también pueden financiarse a través de mejoras de eficiencia mayores que las

asumidas en la fijación de precios.

Las compañías han encuestado a sus clientes acerca de sus prioridades

para las mejoras de los niveles de servicio, y su disponibilidad a pagar por éstas. Este

trabajo ha ayudado a las empresas a priorizar las mejoras en el servicio a ser

alcanzadas a través de mejoras de eficiencia o a través de otras inversiones.

Para la mayoría de las empresas de agua las mejoras propuestas en los

planes estratégicos de negocios deben ser posibles sin una provisión especial en los

precios tope. Sin embargo algunas compañías de agua potable, y la mayoría de las de

alcantarillado, han propuestos mejoras en el nivel de servicio por sobre las factibles

de ser alcanzadas por los métodos descritos.

Para la fijación de precios tope, el regulador explicó que los clientes

deben financiar las mejoras adicionales a través precios más altos, sólo en casos de

excepción. Para tomar las decisiones el regulador, ha tomado en cuenta lo siguiente:

a) El impacto que tendrá cada mejora en los precios futuros, tomando en cuenta los

95

niveles actuales de las cuentas de los consumidores y el impacto de otros

factores, especialmente las nuevas obligaciones al momento de la revisión de

precios.

b) Consideración de situaciones específicas a ciertas empresas.

c) La evidencia existente de que la mayoría de los clientes están preparados para

pagar más por los nuevos niveles de servicios.

2.2.7 Balance entre oferta y demanda

OFWAT, para la fijación de precios, consideró que la inversión necesaria

para balancear la oferta y la demanda debiera, mientras sea posible, ser financiada

por aquellos clientes que poseen un incremento en su demanda, pagándose a través

de cambios en las cuentas, y no por los factores K. Para analizar este punto, el

regulador ha dividido este costo en dos, el costo de dar servicio a nuevos desarrollos,

y el costo de suplir aumentos en la demanda.

a) Costo de servir nuevos desarrollos

Cuando una propiedad nueva se conecta a los servicios de agua potable y

alcantarillado se incurre en costos, debido a que se debe extender la red local, para

conectar las nuevas propiedades. Estos costos debieran ser pagados por los

responsables del desarrollo y por los clientes en las nuevas propiedades.

El regulador cree que, para los clientes en nuevas propiedades, el

elemento volumétrico de los cargos anuales debiera cubrir cualquier recurso y costo

de tratamiento adicional. El elemento volumétrico también contribuye a los costos

incurridos en la red local de distribución. Pero además, las compañías deben recibir

contribuciones de los responsables del nuevo desarrollo, y en el caso de tratarse de

consumidores residenciales, cargos por infraestructura.

El regulador asevera, sin embargo, que los cargos por infraestructura

deben relacionarse con los costos de distribución local solamente, y no con

incrementos en recursos e incrementos en la capacidad de tratamiento de aguas

servidas. Los cargos por infraestructura se deben fijar a un nivel en que se adquiera

96

un balance entre el costo del sistema local asociado con la conexión de nuevas

propiedades y las contribuciones de los responsables del desarrollo más los cargos

anuales apropiados. Los cargos por infraestructura no debieran permitir la existencia

de subsidios cruzados entre los nuevos clientes y el resto de los consumidores.

b) Costo de servir crecimientos en la demanda

Debido a que el consumo de agua no se mide para la mayoría de los clientes

domiciliarios, antes de la revisión, los incrementos de capacidad, generalmente se

pagaban a través da cargos más altos. Para la revisión estudiada, el regulador aseveró

que esto debiera cambiar pues cada vez más clientes son conectados.

El regulador cree que los consumidores debieran tener un fácil acceso a pagar

por el agua a través de un medidor. Donde las empresas han instalado medidores los

clientes podrán optar por un medidor, sin pagar el costo inicial de instalación.

Para la revisión en cuestión, la mayoría de las empresas no presentan grandes

desbalances entre la oferta y la demanda. Sin embargo, ciertas compañías si

presentan este problema, las compañías involucradas entregaron al regulador un

cálculo de la forma más barata de mejorar esta situación. En algunos casos estos

costos se reflejan en los límites de precios.

2.2.8 Mejoras de calidad

Las empresas incluyeron en sus planes estratégicos de negocios,

programas de inversión de capital y costos operacionales totales asociados con

mejoras de calidad. Estas proyecciones representan la culminación de un trabajo

detallado de definición de las funciones de mejoras de calidad, llevado a cabo por

OFWAT, la National Rivers Authority, el Departamento del Ambiente y las

empresas. Además las propuestas de cada empresa en mejoras de calidad ha sido

revisada por los reguladores de calidad, previa a su inclusión en los planes

estratégicos de negocios. Para los efectos de fijación de precios tope, sólo los

programas confirmados por los reguladores de calidad han sido incluidos en la

fijación de precios.

97

Las estimaciones de la inversión para mejoras de calidad incluida en la

fijación de precios se han llevado a cabo con comparaciones entre las empresas y

juicios acerca del potencial para mejoras de eficiencia en costos operacionales, el

costo de capital unitario y la productividad del capital. Comparaciones específicas se

han llevado a cabo, entre las empresas, acerca del costo de actividades específicas

para cumplir la norma UWWTD.

a) Servicio de agua potable

Mejoras en la calidad del agua potable sólo se han incorporado al cálculo

de los precios tope, mientras se encuentre en el marco de una exigencia legal a la

empresa, o en el caso de que las autoridades reguladoras de la calidad han

confirmado la necesidad de futuras mejoras de la calidad para tratar con condiciones

ambientales cambiantes.

b) Servicio alcantarillado

La principal área de inversión para mejorar la calidad de los servicios de

alcantarillado, que ha sido tomada en cuenta para la fijación precios tope, dice

relación con la norma UWWTD.

También se ha incluido en los cálculos inversión relacionada con la

mejora de la calidad del agua de los ríos, por sobre los niveles indicados en la norma

UWWTD. Esto se ha basado en decisiones de los Secretarios de Estado, de una lista

de prioridades elaborada por la National Rivers Authority.

2.2.9 Aspectos financieros

Las secciones previas, que describen la fijación de precios de 1994, se

abocan a describir como se calcularon los niveles de costos permitidos en la fijación

de precios. Una vez terminado esto, los precios tope se fijan a un nivel tal, que

produzcan ingresos apropiados durante los 10 años, para los que se fijan precios.

Para hacer esto, se ha asumido que los consumidores deben pagar los costos

operacionales y de mantención del capital año a año. Luego, el regulador ha

98

calculado el retorno sobre el capital apropiado, sobre el ingreso requerido para cubrir

los costos operacionales, los costos de mantención de capital anualmente y para

remunerar la nueva inversión neta, esto es la inversión de capital sobre los cargos de

mantención de capital (cargos por infraestructura y depreciación).

Para calcular este retorno el regulador ha tomado en cuenta el costo de

capital de la nueva inversión, el retorno apropiado para los activos existentes y el

techo para las utilidades apropiado para los factores de riesgo específicos afectando a

cada empresa, que provea de incentivos a la empresa para llevar a cabo sus funciones

eficientemente. El regulador también ha revisado la posición de los indicadores

financieros de importancia para los proveedores de deuda y financiamiento del

patrimonio, sobre el periodo.

Sobre la base del cálculo del valor de los activos, los retornos que

poseían las empresas hasta antes de la revisión eran del orden de 13% en términos

reales. El cálculo hecho por el regulador, del costo de capital de las empresas de agua

potable y alcantarillado, arroja un resultado de 5 a 6% en términos reales después de

impuestos a los negocios. Para fijar los precios, OFWAT ha asumido que las

rentabilidades convergerán a los valores calculados, en los 10 años siguientes a la

fijación de precios, tomando en cuenta factores específicos de riesgo para ciertas

empresas.

a) Valor del capital

A pesar de que la regulación se basa en la fijación de precios tope, el

regulador debe velar por que las compañías puedan financiar sus funciones. Para

esto, necesita estudiar las consecuencias de los precios tope sobre el nivel absoluto

de utilidad, las razones financieras de interés para los proveedores de deuda y para

los inversionistas y sobre la tasa de retorno.

Para los propósitos de calcular las tasas de retorno, el regulador, a

adoptado la valoración en el mercado al momento de la fijación de precios, ajustada

para tomar en cuenta la nueva inversión de capital neta, permitida en los precios tope

99

iniciales, como medida del capital de las empresas21

. Adicionalmente el regulador ha

incorporado al cálculo, las obligaciones impuestas a las empresas desde 1989, que no

estaban reflejadas en los precios tope a la fecha de la revisión, para el cálculo,

también se hicieron ajustes para reflejar cambios en los precios de la construcción.

Como ya se indicó, el cálculo de los valores de capital, comenzó, con una

medición directa del valor estimado por los mercados financieros del capital de cada

empresa. Para las empresas de agua potable y alcantarillado, el regulador se basó en

la capitalización promedio en los primeros 200 días después de la privatización en

1989. Para las compañías solamente de agua potable no existían estas medidas, por

lo que el regulador realizó cálculos similares.

b) Costo del capital para las nuevas inversiones

Para el cálculo del costo del capital, se tomó en cuenta, la tasa libre de

riesgo, el retorno sobre el patrimonio, y premios por riesgo; usando el CAPM

(Capital Asset Pricing Model) y el método DGM (Dividend Growth Model).

Cálculos con los factores b indican que las empresas de agua potable y

alcantarillado enfrentan un riesgo inferior que las empresas en general, es por esto

que el retorno sobre patrimonio necesario fue estimado entre 5 y 7%22

.

El retorno sobre el patrimonio necesita combinarse con un costo de

deuda, para dar una medida del costo de capital ponderado.

El margen sobre la tasa libre de riesgo, para el endeudamiento de las

empresas, fue estimado en aproximadamente 1%.

21 Después de depreciación

22 A la fecha de revisión de precios, la tasa libre de riesgo en Inglaterra fluctuaba entre 3

y 4%

100

Así, la combinación de estos factores da como resultado una estimación

del costo del capital para las empresas reguladas del orden de 5 a 6% real, después de

impuestos.

Para tomar en cuenta las diferencias de riesgo que enfrentan las

empresas, el regulador permitió un margen adicional de 0,75% en los retornos

después de impuestos, para las compañías pequeñas y con mucha deuda.

c) Retorno sobre el capital

Las rentabilidades obtenidas por las empresas al momento de la fijación

de precios en 1994 estaban bastante por encima de este costo de capital calculado en

la revisión de precios. De hecho , en precios de 1993, el resultado operacional menos

impuestos representaba un 13% de los valores de capital en promedio. El regulador,

en la fijación de precios, fijó los topes de tal forma de que los retornos converjan a

estos valores en el periodo de 10 años por el que se fijan los precios.

Los retornos después de impuestos, tomados en cuenta para la fijación de

precios, toman en cuenta los diferentes riesgos que enfrentan las empresas. Este

problema fue bastante complicado en la fijación de precios, pues el impacto en la

empresas de cambios en los precios de la inversión de capital o en los ingresos

obtenidos de los clientes facturados con medidor, varían para las distintas empresas.

Por ejemplo, el impacto de mantener los precios tope intactos, ante cambios en los

precios de la inversión de capital, dependerá de la escala y composición del

programa de inversiones de cada empresa, en relación con el tamaño de la misma y

del potencial de la empresa para repriorizar los proyectos debido a cambios en estos

precios. De la misma manera, el riesgo del ingreso medido depende también en la

proporción de ingreso proveniente de clientes residenciales y comerciales, y del

número de clientes comerciales grandes que tiene la empresa.

Así para juzgar la velocidad y magnitud de las reducciones en las

rentabilidades de las empresas, se prepararon proyecciones financieras de cada

empresa, que muestran las posiciones de las empresas frente a diferentes

proyecciones del estado futuro de la economía. Los escenarios fueron construidos

tomando en cuenta factores como cambios futuros en la inflación, los precios de la

101

construcción, tasas de interés, y el impacto de cambios macroeconómicos en la

demanda por agua potable, de manera de poder calcular el efecto de estos cambios en

las posiciones financieras de las empresas. Esta metodología fue la base para el

cálculo de los factores K.

Debido a que la inversión requerida por las empresas es más alta en el

primer quinquenio de la fijación de precios, se requirió fijar factores K más altos

para este periodo, para lo que se ha tomado en cuenta también los riesgos del

negocio.

2.2.10 Grupo de tarifas y métodos de tarificación

a) Grupo de tarifas

A pesar de que la modelación financiera, se focaliza en el ingreso y

proyecciones financieras resultantes, los precios tope deben fijarse sobre la base del

cálculo de un grupo de tarifas. Esto toma en cuenta el numero de clientes dentro de 5

categorías de tarificación, distinguiendo entre clientes con y sin medidor, para los

servicios de agua potable y alcantarillado. Los cargos a clientes con medidor se

basan en su demanda por servicios de agua potable y alcantarillado, mientras que los

cargos para clientes sin medidor se basan en el valor de tasación de su propiedad.

Sobre el tema del balance entre las tarifas, el regulador indicó a las

empresas que se espera que balanceen las tarifas, de forma que haya una amplia

igualdad de las tasas de retorno.

El cálculo del grupo de tarifas también refleja supuestos acerca de los

volúmenes de agua distribuida y de aguas servidas recolectadas, además del número

de clientes en las diferentes categorías. Debido a que diferentes estructuras tarifarias,

generan diferentes montos de ingreso, para un mismo factor K, el regulador

monitorea la estructura tarifaria de cada empresa, para asegurarse de que está de

acuerdo a los supuestos del cálculo del grupo de tarifa. Donde sea necesario, el

102

regulador usará su autoridad para imponer acciones correctivas, para corregir

diferencias23

.

b) Nuevos métodos para tarificar

Para la revisión de 1994, se indicó a las empresas, que para el 31 de

marzo del 2000, ya no deberían usar el valor de tasación de la propiedad para

tarificar. Es por esto, que algunas empresas han buscado permiso para introducir,

costos relacionados con la implementación de nuevos esquemas tarifarios, en los

precios tope calculados.

El regulador indicó, en la revisión, que los nuevos métodos deben ser

justos, relacionados con los costos, y por lo tanto al uso del agua. El regulador ha

estudiado dos alternativas que estarían disponibles después de la revisión, que

facilitarán la tarificación a bajo costo, dentro de los límites de los costos

operacionales base. Es por esto que OFWAT ha considerado que los nuevos

esquemas de tarificación, debieran acomodarse dentro de los límites impuestos en la

provisión del servicio base, calculados para la revisión.

2.3 Revisión de precios de 1999

La presente sección de este informe, describe la fijación de precios de

1999, [OFWAT98A] y [OFWAT98B] que se está llevando a cabo en estos

momentos, para las empresas de agua potable y alcantarillado24

, con el objetivo de

estudiar posibles cambios introducidos en el cálculo de los precios tope, como

consecuencia de la experiencia de 5 años tras la revisión de precios de1994.

23 Se debe decir, que el cálculo del grupo de tarifas toma en cuenta planes de tarifas

suscritos por las empresas en 1993, que las empresas se han comprometido a seguir, es por esto que

frente a una diferencia con estos planes, el regulador tomará acciones correctivas.

24Cabe recordar que en la fijación de 1994, se indicó que sería factible una revisión de

precios después de 5 años.

103

2.3.1 Generalidades

La revisión de precios de 1999, pretende alcanzar el balance entre dos

objetivos principales, primero, conservar los incentivos que poseen las empresas para

actuar eficientemente y, segundo, asegurar que los consumidores se beneficien lo

antes posible de mejoras de eficiencia que la industria ya haya alcanzado.

Para esto se mantendrá el marco regulatorio price cap, (RPI+K), para la

fijación en curso, destacándose que al comienzo del nuevo periodo, las empresas no

debieran obtener más utilidades que las estrictamente necesarias para financiar sus

funciones.

2.3.2 Marco para la revisión de precios

A continuación se detalla la composición de K:

K P X Q V SÞ - - + ± ±0

los factores enunciados representan lo siguiente:

P0 : Desempeño pasado

X : Futuras mejoras de eficiencia

Q : Estándares de calidad

V : Mejoras a la seguridad de servicio

S : Mejoras en los niveles de servicio

Cabe destacar que no todos los factores se aplican a todas las empresas, y

OFWAT no publicará los valores por separado de estos factores. Tampoco se fijarán

factores K por separado para los servicios de agua potable y alcantarillado, sino que

se publicarán por separado a modo de indicación.

Cabe destacar que el elemento P0 representa la reducción inicial de

precios, a llevarse a cabo el primer año de la revisión. Este factor traspasará las

mejoras de eficiencia obtenidas por la industria a los consumidores. Se debe notar

104

que las empresas presentaron objeciones ante la incorporación de P0 al marco

regulatorio, argumentando que el método de la revisión de 1994, mediante el cual las

mejoras de eficiencia se pasaban gradualmente a las empresas, presenta mayores

incentivos a la eficiencia para las firmas. Para la revisión de precios, el regulador

fijará valores de P0 y X específicos a cada empresa, los factores P0 de las empresas

que han alcanzado grandes mejoras de eficiencia serán altos, pero sus factores X

serán bajos, siendo a la inversa para las empresas relativamente ineficientes.

a) Periodo entre revisiones de precios

Cabe recordar que la revisión de precios de 1994, fijó precios tope para

un periodo de 10 años, con la opción de revisión después de 5 años, que es lo que

actualmente está sucediendo.

En la presente revisión, el regulador, basado en la experiencia pasada,

considera que un periodo de 5 años entre revisiones es lo adecuado, para encontrar

un balance entre la mantención de un marco regulatorio de largo plazo, que dé

suficientes incentivos a las firmas y la velocidad con que los beneficios de las

mejoras en eficiencia son transferidos a los consumidores.

2.3.3 Aspectos importantes de la revisión de precios

a) Inversión de capital

Al igual que en la revisión de precios de 1994, la manera de calcular la

inversión de capital a incorporar en las proyecciones financieras para la revisión de

precios constituye un método comparativo entre las empresas.

b) Aspectos financieros

i) Valor del capital:

Para la revisión de precios de 1999, se mantendrá el método de cálculo

del valor del capital, explicado para la revisión anterior, el cual consiste en medir el

valor que tenía en los mercados financieros el capital y la deuda de las empresas, tras

la privatización. Esta medida se ajusta para tomar en cuenta la nueva inversión de

105

capital neta. El valor del capital debe representar las eficiencias de capital pasadas,

pasando estos beneficios a los consumidores.

Sin embargo las empresas, en general, se dirigieron al regulador

argumentando que sería más apropiado ajustar el valor del capital, para mejoras de

eficiencia ocurridas en el periodo anterior al corriente al momento de la revisión de

precios. Por ejemplo el valor del capital en el año 2000, sería ajustado sólo por el

cambio actual en la nueva inversión neta comparada con la estimación para el

periodo 1990-95.

El regulador ha tomado en cuenta estos argumentos, y ha decidido, que

para que las empresas tengan suficiente incentivo, se permitirá que éstas retengan los

beneficios de las mejoras en la eficiencia del capital, por un periodo fijo, antes de

que se transfieran a los consumidores. El regulador considera, que un periodo de 5

años es suficiente para mantener los incentivos.

En la práctica, el método de cálculo consiste en comparar la inversión

actual neta más depreciación en el año, con la inversión neta proyectada más

depreciación. Obviamente no se ajustará el valor del capital si la inversión excede la

proyectada.

Las empresas que realizaren inversiones suplementarias, en beneficio de

los consumidores, serán remuneradas con los precios tope.

ii) Costo del capital:

Las mediciones llevadas a cabo por OFWAT del riesgo no diversificable

de las empresas (a través de factores b), indica que este se ha incrementado desde la

última revisión de precios. Los factores que han contribuido a este incremento, son,

el incremento del riesgo regulatorio, la inseguridad política y la creciente

diversificación.

La evidencia estudiada, no indica que se deba incrementar, ni el premio

por riesgo del patrimonio, ni el costo de la deuda.

106

Debido a los factores anteriores, no hay evidencia de que el costo del

capital deba incrementarse por sobre el 5 a6%, usado en la revisión anterior.

iii) Impuestos

En materia de impuestos, el regulador fijará los precios tope con respecto

a un costo de capital, después de impuestos, pero necesitará tomar en consideración

las posiciones específicas de cada empresa. Los cargos por impuestos proyectados

para las empresas, pueden necesitar un ajuste, para tomar en cuenta la estructura de

capital asumida para el cálculo del costo del capital promedio ponderado.

iv) Indicadores financieros

Al igual que en la fijación de precios de 1994, se tomará en cuenta los

indicadores financieros de las empresas para el cálculo del nivel de ingreso

necesario.

v) Depreciación

Si la capacidad de servicio de los activos, (no de infraestructura) es

estable, y su vida contable es equivalente a su vida de servicio, entonces debiera

existir una amplia equivalencia en el largo plazo entre la inversión en mantención de

capital y la depreciación.

Para la nueva fijación de precios, el regulador ha propuesto que la

depreciación sea remunerada a través de los precios tope. El periodo de tiempo sobre

el cual se considerará una amplia equivalencia es 23 años (1992-93 a 2014-15). Así,

el valor actual neto de la depreciación, será comparado con el valor presente neto de

la depreciación sobre el periodo.

vi) Cargos por renovación de infraestructura

Estos cargos contables, corresponden al gran sistema de activos

subterráneos. Cada año se pone un cargo en las proyecciones financieras, contra las

utilidades; este cargo es un promedio de la inversión proyectada en renovación de

infraestructura durante algunos años. Este periodo será de 15 años (1995-2010).

107

La diferencia entre este cargo contra las utilidades y la inversión para un

año dado, dará origen a un incremento, o prepago en el balance, y no afectará la

utilidad.

vii)Horizonte de la información a entregar por las empresas

El regulador ha indicado a las empresas que toda la información que

deben enviar, debe contener un horizonte de 13 años (hasta el 2009-10), en general.

Para el tema de la inversión para balancear la oferta y la demanda, se requerirán

horizontes más extensos, como para el área de mantención de capital (23 años).

2.3.4 Cálculo del potencial para futuras mejoras de eficiencia

Las futuras reducciones de costos son una combinación de dos factores:

i) Supuestos acerca del progreso de la industria en reducción de costos, por

ejemplo a través de mejoras en la tecnología.

ii) Supuestos sobre la velocidad con que las empresas menos eficientes

alcanzarán los niveles de eficiencia de las más eficientes.

Como se indicó anteriormente, los elementos constitutivos de los factores

K son el desempeño pasado de la firma (P0), futuras mejoras de eficiencia (X),

estándares de calidad (Q), mejoras en la seguridad de servicio (V) y niveles de

servicio (S).

a) Factores X

El cálculo de los factores X implica dos tareas principales:

i) Identificación de las futuras mejoras de eficiencia, factibles para la industria

como un todo. Para esto se tomará en cuenta el desempeño actual de esta y de

otras industrias.

108

ii) Identificación de la eficiencia relativa entre las empresas.

Estas tareas, se desarrollarán para los tres costos constitutivos principales

por separado: Costos operacionales, que financian las actividades que se llevan a

cabo día a día, para llevar el servicio a los clientes. Este costo, representa

aproximadamente la mitad de los costos de las empresas. Inversión en mantención de

capital representa las inversiones llevadas a cabo para mantener los niveles de

servicio; se incluye en los estados contables, en forma de cargo anual, un cargo por

renovación de infraestructura para los activos subterráneos, y un cargo por

depreciación para los activos de la superficie. Inversión de capital en mejoras

representa el capital invertido para desarrollar un desempeño mejorado. Este costo se

refiere por ejemplo a las nuevas exigencias sobre niveles de servicio, o seguridad de

servicio.

El método para calcular las mejoras de eficiencia en costos

operacionales, será similar al usado en la revisión pasada, es decir, se comparará el

desempeño de las diferentes empresas.

En cuanto a la inversión en mantención de capital, el análisis que se llevó

a cabo en la revisión pasada de los niveles de servicio de los activos, se extenderá a

los activos subterráneos. También se han desarrollado modelos estadísticos similares

a los usados para estimar los costos operacionales, para desarrollar un análisis

comparativo de la inversión histórica en mantención de capital. Estos modelos serán

de utilidad, para identificar a las empresas de altos y bajos costos, y así poder estimar

posibles mejoras de eficiencia.

El método de cálculo de las mejoras de eficiencia, en inversión de capital

en mejoras, será análogo al de la revisión anterior, es decir, las empresas entregarán

sus estimaciones de los costos de alcanzar los nuevos estándares exigidos, los cuales

serán comparados entre si para poder estimar el potencial para realizar mejoras.

b) El potencial de la industria para mejoras de eficiencia

Para la revisión de 1999, OFWAT encargará el trabajo de revisar los

potenciales para mejoras de eficiencia en los costos operacionales e inversión de

109

capital, a consultores externos. Los negocios en otras empresas, particularmente

aquellas insertas en una industria sujeta a competencia directa, sugieren que existiría

un gran potencial para mejoras de eficiencia en la industria del agua.

Por ejemplo algunas empresas catalogadas como "bajo el promedio en

1994", han reducido sus costos operacionales en más de 20% (para 1996-97).

También las empresas han reportado mejoras de eficiencia del orden de 15% en el

uso del capital. Estas cifras sugieren, que el potencial para mejoras de eficiencia para

las empresas relativamente ineficientes, durante el próximo periodo regulatorio es

mucho más grande que el asumido en la revisión de 1994.

c) Comparación de costos entre empresas

Desde la revisión de precios de 1994, el regulador ha desarrollado

modelos comparativos de la inversión en mantención del capital, con un estilo

similar a los modelos desarrollados para los costos operacionales en la revisión

pasada.

OFWAT ha seguido un desarrollo estadístico para el cálculo del

desempeño de las empresas. Como parte de este proceso, se han derivado ecuaciones

econométricas que describen la relación entre la inversión, las variables de salida de

la empresa (cantidades de agua distribuida, de aguas servidas recolectadas, etc)25

, el

tamaño de la empresa, y un número limitado de factores estadísticos.

Para el proceso de cálculo se han clasificado las empresas, entre aquellas

que tienen un perfil de costos bastante mejor que el sugerido en los modelos

(empresas A), y las que tienen un perfil de costos no tan bueno como lo que sugieren

los modelos (empresas E). Este cálculo se llevó a cabo para el costo operacional y

para la inversión de capital, formándose así una matriz.

25 Estos modelos se describen a cabalidad en el trabajo "Assessing the scope for future

improvments in water company efficiency : A technical paper" publicado por OFWAT el año 1998

[OFWAT98A].

110

d) El costo base

El ejercicio del costo base, en el cual se comparan los costos unitarios de

las empresas, para poder calcular los potenciales relativos para mejoras de eficiencia,

en inversión en mejoras e inversión en mantención del capital, será repetido en la

revisión de 1999. El costo base contendrá niveles de costos estándar, relevantes para

las categorías de costos antes mencionadas. Los niveles estándar se seleccionaron

para reflejar los programas de inversión probables en el periodo hasta el año 2005.

Así como se explicó antes, para la inversión en mantención del capital,

habrá resultados del ejercicio del costo base y de los modelos econométricos. El

ejercicio del costo base servirá para calcular la eficiencia relativa en administración e

implementación de los proyectos de capital. Los modelos econométricos proveerán

una guía general de la eficiencia relativa en inversión en mantención del capital, es

decir, llevar a cabo la actividad indicada de mantención del capital, al costo eficiente,

en los activos que corresponda, en la fecha que sea más óptima.

e) Implicancias de los rankings de eficiencia comparativa, para los elementos

específicos de los factores X

Para la revisión de precios de 1999, el grado de potencial para mejoras de

eficiencia relativa, que se asumirá para las empresas menos eficientes, dependerá de

un número de factores, dentro de los que se incluyen:

i) El ranking resultante en las tablas de eficiencia finales

ii) La robustez del análisis de eficiencia

iii) La meta de desempeño escogida

iv) Cuanto de la diferencia con la meta se removerá

v) Resultados acerca de la relación entre la eficiencia en costos operacionales y

en inversión de capital

vi) Cuanto de las mejoras de eficiencia debieran lograrse por etapas.

111

Para las decisiones acerca de la meta de desempeño a ser tomada en

cuenta para el análisis, el método que se ha escogido es similar al usado en 1994, es

decir se usará el mejor desempeño observado, como meta.

f) Posibles mejoras de eficiencia

Para ilustrar las posibles mejoras de eficiencia, y sus efectos en la reducción

total de costos, en la presente revisión se ha realizado un análisis en que se han

creado tres escenarios distintos de mejoras de eficiencia a ser exigidas, que son al

menos tan exigentes como las mejoras proyectadas en 1994. Estos escenarios son:

i) Escenario 1: Presión estable.

Potencial para mejoras de eficiencia, similar al supuesto en 1994 para el

periodo 1995-96 a 1999-2000. Este escenario, se pone en el caso en que los estudios

que se están realizando por parte de OFWAT, mostrarán que desde la última revisión

de precios, la industria del agua se ha movido a un nivel similar en cuanto a mejoras

de eficiencia, y que aún existe potencial para futuras mejoras. Este escenario, implica

mejoras a nivel de industria de 2 a 2,5% por año, para los costos operacionales y para

la mantención del capital, se asume que las mejoras se dividen equitativamente entre

mejoras generales y las metas específicas según el nivel de eficiencia de las

empresas.

ii) Escenario 2 Desafiante

Potencial para mejoras de eficiencia más grande que el asumido en 1994.

Este escenario asume que los estudios realizados por OFWAT mostrarán que la

industria del agua se ha quedado atrás en mejoras de eficiencia, en comparación con

otros sectores de la economía, sometidos a competencia directa. Este escenario,

implica mejoras en eficiencia del orden de 3 a 3,5% por año, para los costos

operacionales y la inversión en mantención del capital.

iii) Escenario 3 Agresivo

Este escenario, asume, que los estudios desarrollados por OFWAT,

mostrarán que la industria del agua, se ha quedado muy atrás en mejoras de

112

eficiencia, en comparación con otros sectores de la economía. Para este escenario, se

han supuesto, reducciones anuales del orden de 4 a 5% en los costos operacionales y

mantención del capital.

Para los escenarios, se ha supuesto que el potencial para mejoras de

eficiencia a nivel de la industria es:

i) Presión estable 1%

ii) Desafiante 1,5%

iii) Agresivo 2%

También, cada escenario asume diferentes niveles de reducción de la

ineficiencia relativa de algunas empresas con respecto a las más eficientes, estos

supuestos se resumen en la siguiente tabla:

Tabla2.1: Características de los escenarios regulatorios analizados para

los servicios sanitarios en Inglaterra fijación 1999

Costosoperacionales

Mantención delcapital

Inversión enmejoras

Presión estable 50 30 50

Desafiante 60 40 60

Agresivo 70 50 70

El tiempo en el que se llevarán a cabo estas mejoras, puede suponerse

estable a lo largo del periodo, o concentradas en los primeros años. Para el escenario

de presión estable, se supuso que las reducciones se llevaban a cabo a lo largo de

todo el periodo, en cambio para los otros dos escenarios se supuso que las mejoras se

concentran en los primeros años del periodo.

Para cada uno de estos escenarios, el regulador ha realizado el ejercicio

de calcular su impacto en la reducción de los costos en la industria. Además el

regulador ha indicado que las mejoras subsecuentes a la aplicación de la reducción

113

inicial P0, se usarán para mitigar, las presiones al alza de las cuentas producto de las

mejoras de calidad exigidas (Q), mejoras de otros servicios (S), y de la mantención

de la seguridad de servicio (V).

2.3.5 Comentario final

Se puede observar que los cambios realizados al proceso de revisión de

los precios, son marginales, y que además el proceso ha sido un éxito, pues se han

alcanzado valiosas mejoras de eficiencia.

2.4 Conclusiones

Las presentes conclusiones pretenden destacar los puntos neurálgicos,

constitutivos del método para calcular los parámetros relevantes del marco

regulatorio price cap utilizado por OFWAT. Antes de comenzar se debe destacar que

los cambios entre las dos revisiones son marginales.

Primero que nada, los objetivos que mueven estas revisiones de precios,

son:

a) Estudiar ¿qué es lo necesario para que la empresa desarrolle apropiadamente sus

funciones? ¿Qué incluye el cumplimiento de estas funciones?.

b) Asegurar que la empresa pueda financiar estas funciones, incluyendo un retorno

sobre el capital adecuado.

c) Proteger los intereses de los consumidores

d) Promover los incentivos a realizar mejoras de eficiencia

La fórmula regulatoria que utiliza OFWAT para las revisiones de

precios, es simplemente, que los precios se reajustan anualmente a través de un

factor RPI + K. Los componentes de K son:

114

a) X: Nivel base de servicio

i) Mejoras al nivel de servicio

ii) Crecimiento (expansión de la red, reducción de pérdidas)

iii) Otros cambios

b) +Q: Alcance de los nuevos niveles de calidad

Luego, para la revisión de precios, el regulador divide los costos totales

en:


b) Inversión en mantención del capital


Luego, el potencial para realizar mejoras de eficiencia se divide en dos

categorías para su cálculo:

a) Potencial para mejoras de la industria como un todo

b) Potenciales específicos adicionales para cada empresa, dependiendo de su

eficiencia relativa con respecto al resto de la industria

Para calcular el potencial de la industria como un todo para realizar

mejoras de eficiencia, se analiza el desempeño de otras industrias similares y sus

logros.

Para los costos operativos, se analiza el costo unitario con respecto a las

variables de salida (agua distribuida y agua servida recolectada), para esto se toma en

cuenta las diferencias operativas de las empresas, mediante modelos econométricos.

El método consiste en comparar el desempeño de las empresas, llegando a la

elaboración de un ranking, mediante el cual se calcula una meta de desempeño en la

industria, dada por las empresas de mejor desempeño, meta que las empresas

115

relativamente ineficientes deben alcanzar.

Para las inversiones, primero que nada, el regulador revisa los programas

de inversiones de las empresas y decide que inversiones son necesarias. Luego, para

calcular los costos eficientes de las inversiones, se realiza el ejercicio del costo base,

que es el costo unitario típico para cada proyecto (costo estándar), en el cual se

comparan estos costos a través de las empresas (la información se obtiene de

estimaciones de las mismas empresas). Luego el regulador comunica a las empresas

que poseen estimaciones sobredimensionadas de costos, que sus estimaciones se

encuentran sobre el promedio. Luego, las empresas envían nuevas estimaciones en

los planes estratégicos de negocios. Paralelamente a este proceso el regulador

encarga estimaciones a consultores externos, para tener una referencia exógena a las

firmas.

Este método comparativo se utiliza para calcular los niveles adecuados

de todas las categorías de costos mencionadas más arriba.

a) Provisión del servicio base

i) Activos de infraestructura

Para calcular el nivel de inversión, necesaria para los activos de

infraestructura, se comparan las diferentes empresas, usando la relación pasada entre

el nivel de inversión y con el nivel de servicio asociado.

ii) Activos que no son de infraestructura

Se compara a las empresas usando la razón: (Inversión anual promedio

en mantención del capital/Valor bruto de los activos). Lo mismo se utiliza para la

depreciación.

Para el resto de las categorías se sigue la metodología descrita

anteriormente .

Por último, el regulador debe hacer cálculos financieros, dentro de los

que se incluye:

116

a) El valor del capital, sobre el cual se aplicará el retorno sobre el capital

b) Luego se calcula el costo del capital mediante el método DGM (Dividend Growth

Model) y el CAPM (Capital Asset Pricing Model).

c) Por último se calcula el retorno sobre el capital adecuado.

Durante la revisión de precios de 1999, que se lleva a cabo en estos

momentos, se han introducido algunos cambios marginales a la metodología

regulatoria, los que se explican a continuación.

La fórmula regulatoria, reconoce la existencia de 5 parámetros que

conforman los factores K:

a) P0 : Consiste en una reducción inicial de precios, que representa el desempeño

pasado de la firma, se realiza sólo al comienzo de la fijación de precios.

b) X : Representa futuras mejoras de eficiencia

c) Q : Representa las inversiones tendientes a aumentar los estándares de calidad

d) V : Representa mejoras a la seguridad de servicio

e) S : Representa mejoras en los niveles de servicio

Con estos parámetros, el reajuste de los precios se hace según el

siguiente factor (anual) "RPI + K, donde K se descompone en los factores anteriores.

Se redujo a 5 años el periodo regulatorio, como consecuencia de la

experiencia regulatoria acumulada.

Para la revisión de 1994 el valor del capital se ajustó con respecto las

mejoras de eficiencia de las inversiones (eficiencia que se mide con respecto a la

proyección previa de esas inversiones). Para la revisión de 1999, el valor del capital

se ajustará con respecto a las mejoras de eficiencia adquiridas hasta 5 años antes.

Esto es para que las empresas tengan un mayor incentivo para realizar mejoras de

eficiencia.

117

Para la revisión de 1999, se desarrollaron modelos econométricos para la

inversión en mantención del capital.

Por último, cabe destacar que la aplicación de price cap ha sido un éxito,

ya que los incentivos para realizar mejoras de eficiencia han funcionado, alcanzando

algunas empresas reducciones de hasta un 20% en costos operacionales y de hasta un

15% en inversiones de capital, durante el último periodo regulatorio (1994 a la

fecha), lo que está muy por sobre las estimaciones del regulador. Estas mejoras, se

traspasarán a los consumidores a través del factor P0 al comienzo del nuevo periodo.

118

III. CÁLCULO DE EFICIENCIAS RELATIVAS PARA EL SECTOR

DISTRIBUCIÓN CHILENO.

3.1 Introducción

El presente capítulo contiene una simulación de la aplicación de la

metodología price cap estudiada en el capítulo anterior, a la industria de distribución

eléctrica en Chile. Para realizar la simulación, se ha obtenido información de costos

de las empresas, de las Fichas Estadísticas Codificadas Uniformes (en adelante

Fecus). Dicha información, contiene los costos de operación de las empresas,

divididos en Costos de explotación (en adelante Cexp) y Gastos de administración y

ventas (en adelante Gav). En cuanto a los datos de inversión, no son públicos, por lo

que el análisis se limitará a los costos operacionales de las empresas.

Para definir los niveles eficientes de costos, en ambas categorías, se

aproximaron rankings de eficiencia y se tomó como referencia la empresa más

eficiente del ranking estimado (al igual que se hace en Inglaterra). Para elaborar los

rankings, se desarrollaron modelos matemáticos para los costos de explotación y

gastos de administración y ventas, para hacer factible la comparación entre empresas

con áreas de concesión tan distintas.

Se debe destacar, antes de comenzar con el análisis econométrico, que

los resultados de los modelos, están en gran medida sujetos a la cantidad y calidad de

información disponible para el desarrollo de estos. En la simulación, si bien se contó

con información de costos de las empresas de distribución, no se contó con la

posibilidad de verificar la asignación de costos de las empresas, ni de separar

posibles costos relacionados con servicios no regulados. Así, los resultados

entregados a través de los modelos, en ningún caso pretenden dar una medida exacta

de la eficiencia al interior de la industria analizada, sino ilustrar la aplicación de

modelos econométricos en regulación.

Con los modelos desarrollados, se proyectan reducciones de las dos

categorías de costos para las empresas, bajo tres escenarios distintos, el escenario 1

en que se reduce la mitad del Benchmark de eficiencia de las empresas, el escenario

119

2 en que se reduce el 60 % de este y el escenario 3 en que se reduce el 70 % de este.

Los escenarios pretenden reflejar diferencias en las exigencias a las

empresas, que dependerán de factores políticos y legales

Así, posteriormente se calcula el beneficio social actualizado26 derivado

de las exigencias regulatorias a las empresas en los ámbitos analizados, resultando:

Tabla 3.1: Beneficio social social actualizado, exigencia price cap

simulada, por escenario

Escenario Beneficio social actualizado [K$]

escenario 1 11.332.698,20

escenario 2 13.599.237,84

escenario 3 15.865.777,48

Llama la atención el pequeño valor calculado para el beneficio social de

la exigencia regulatoria, para los tres escenarios. Esto sucede porque, del precio de la

energía, un 32 % aproximadamente corresponde a distribución y lo restante a

generación - transmisión y subtransmisión. También, del precio de la potencia, un 40

% aproximadamente corresponde a distribución. Si a estos porcentajes se agrega que

sólo se analizaron los costos operacionales, que corresponden aproximadamente a un

3 a 7 % del VAD, se llega a la conclusión, que los costos operacionales no son tan

relevantes, como la inversión del negocio de distribución y menos, si se compara con

el negocio de generación - transmisión.

3.2 Organización del cálculo

El cálculo desarrollado, pretende ilustrar la aplicación de price cap a la

industria de distribución eléctrica en Chile. Para esto, con la información disponible,

26 Beneficio respecto de la situación inicial a finales de 1997

120

se comparará el desempeño de las empresas de distribución eléctrica, en el ámbito de

los costos operacionales. El objetivo de tal comparación, es estimar

aproximadamente27 las diferencias de eficiencia entre empresas y proyectar

reducciones en los costos operacionales de las empresas, simulando un ejercicio

regulatorio Price cap similar al realizado en Inglaterra, para los empresas de servicios

sanitarios.

Primeramente se explica la obtención de los modelos matemáticos para

los costos operacionales y gastos de administración, incluyendo las fuentes de

información, forma del modelo y variables relevantes.

Posteriormente, se revisa las consecuencias de la aplicación del modelo

para cada empresa, para lo cual se ilustran rankings aproximados de las empresas

analizadas y estimaciones de las reducciones de costos que podrían ser exigidas a

cada empresa ante diferentes escenarios regulatorios, si estos resultados fuesen

definitivos.

3.3 Fuentes de información

La primera tarea a resolver, para realizar el presente análisis, consistió en

la obtención de información lo más fidedigna posible y de dominio público, acerca

de los costos de las empresas, para poder realizar un análisis lo más robusto posible

estadísticamente. Para esto, se recurrió a la información pública de sociedades

anónimas, existente en la Superintendencia de Valores y Seguros, consistente en los

estados financieros de las empresas y notas a estos últimos. Estos documentos, se

denominan Fichas Estadísticas Codificadas Uniformes (en adelante Fecus). De estos

documentos, fue posible obtener los costos de explotación (en adelante Cexp)

anuales y los gastos de administración y ventas (en adelante Gav) anuales para 13

empresas de distribución. Las empresas corresponden a: Emelari, Eliqsa, Elecda,

27 Las diferencias de eficiencia encontradas, corresponden solamente a estimaciones,

pues como se mencionó anteriormente la información disponible no está revisada en su asignación de

costos.

121

Emelat, Emec, Chilquinta, Conafe, Casablanca, Chilectra, Río Maipo, Emelectric,

CGE y SAESA

También se dispuso de información de variables relevantes de las

empresas dividida en las zonas de concesión. La información es la siguiente:

a) Viviendas Censo del 92

b) Supericie de la zona

c) Nº de habitantes

d) Clientes en la zona

e) Energía y Potencia consumida

f) Largo de líneas AT y BT en la zona

g) Capacidad de transformadores en la zona

Para obtener las variables para la empresa como un todo, se realizó lo

siguiente:

a) Para obtener la variable densidad de clientes, se sumó los clientes de todas las

zonas, y se dividió por la suma de las superficies de todas las zonas de concesión.

b) Para obtener la densidad de ventas, se dividió las ventas totales por la suma de las

superficies de todas las zonas de concesión.

c) El resto de las variables se obtuvo sumando las variables disponibles para todas

las zonas de cada empresa.

3.4 Modelos econométricos

Para llevar a cabo la tarea de comparar, aproximadamente, los

desempeños de las empresas, fue necesario desarrollar modelos econométricos, que

ayuden a comparar costos de empresas; que a pesar de ser del mismo rubro, operan

en zonas de concesión radicalmente distintas, lo que lleva a costos unitarios muy

122

distintos, por efecto de economías de densidad.

Para desarrollar modelos para los costos de las empresas, primero que

nada fue necesario identificar las variables relevantes que los explican, dentro de las

que se tiene información.

Los costos de las empresas que serán comparados corresponden a los

costos operativos. Dichos costos se encuentran divididos entre Costos de explotación

(Cexp) y Gastos de administración y ventas (Gav). Los costos de explotación

corresponden a los costos relacionados con las actividades técnicas, y los gastos de

administración y ventas corresponden a los costos de las actividades administrativas.

3.4.1 Modelos econométricos en regulación

Antes de explicar la forma de los modelos, se dará algunas referencias de

uso de modelos econométricos en regulación.

a) Servicios sanitarios en Inglaterra [OFWAT98A]

La metodología estudiada en el capítulo 2 utiliza modelos econométricos

para comparar las empresas en eficiencia, correlacionando los costos con variables

físicas, descriptivas de la zona de concesión, para obtener rankings de eficiencia y

poder estimar niveles eficientes de costos.

La experiencia del regulador inglés, sugiere que las variables relevantes,

más explicativas del costo operativo de las empresas sanitarias, son:

i) Largo del sistema de distribución

ii) Cantidad de bombeo necesaria.

iii) Proporción de demanda de clientes grandes.

b) Estudio de la regulación de distribución en España

Por otro lado, en la referencia [Roma97], se describe un estudio llevado a

cabo en España, en el que se han relacionado el largo de las líneas AT, BT, tanto

123

aéreas como subterráneas y la capacidad instalada de transformadores de las

empresas de distribución eléctrica, con datos demográficos de las zonas de concesión

y potencia contratada por diferentes tipos de clientes, para definir instalaciones

eficientes para las diferentes empresas.

c) Regulación de distribución eléctrica en Inglaterra [OFFER94]

Como se mencionó en el capítulo 1 de la tesis, el regulador inglés del

mercado eléctrico (OFFER) usó modelos de regresión en la fijación de precios para

el periodo 1995 � 2000, con el objeto de identificar las variables explicativas para los

costos de las empresas y comparar el desempeño de éstas. Los análisis llevados a

cabo llevan a la conclusión que variables explicativas de los costos de las empresas

de distribución, son las demandas de punta, en diferentes partes del sistema de cada

empresa, variables que se encuentran fuertemente correlacionadas con tres variables,

la demanda de punta total del sistema, las unidades vendidas y el número de clientes,

que se usaron en el análisis. Otra variable correlacionada con los costos es la

densidad de clientes en el área de concesión de la empresa.

A continuación se muestran y explican los modelos desarrollados para

los Cexp y Gav, en el caso chileno.

3.4.2 Modelo de costos anuales de explotación (Cexp)

a) Desarrollo del modelo

El modelo a desarrollar no toma en cuenta costos de inversión, pues,

como ya se dijo, no son públicos, por lo que los modelos relacionarán los costos

directamente con variables de tipo físico y demográfico28, es decir se supone que las

instalaciones están adaptadas a la demanda. Para determinar las variables relevantes,

se ha tomado en cuenta la experiencia existente acerca del uso de los modelos

28 En el modelo español, los modelos se utilizan para determinar las variables físicas

óptimas, como largo de líneas y capacidad de transformadores. En esta simulación, las variables

físicas y demográficas en conjunto se utilizan para determinar los costos.

124

econométricos en regulación, descrita anteriormente (las variables relevantes en

distribución sanitaria son similares a distribución eléctrica).

Así, para desarrollar un modelo para los Cexp de las empresas fue

necesario tomar en cuenta 6 de las variables relevantes de las que se tiene

información. Esto, porque la división de costos entre Cexp y Gav se encuentra

mucho más agregada que en el caso inglés, en que los reguladores crean modelos

para muchas más categorías de costos [OFWAT98A], estando relacionada cada

categoría con un número más reducido de variables. La forma final del modelo de

Cexp relaciona los costos de explotación menos la compra de energía, en forma de

costo unitario, es decir se divide por las ventas, con las siguientes variables:

i) Densidad de ventas en la zona de concesión (Q [MWh/Km2])

ii) Densidad de clientes en la zona de concesión (C [Clientes/Km2])

iii) Largo de las líneas de alta tensión (Lat [Km])

iv) Largo de las líneas de baja tensión (Lbt [Km])

v) Potencia vendida en AT (Pat [MW])

vi) Potencia vendida en BT (Pbt [MW])

Las primeras dos variables dan cuenta de las economías de densidad de la

empresa. Las tres siguientes dan cuenta del dimensionamiento físico de la empresa.

El modelo tiene la siguiente forma:

Cexpu = A*ea(1/Q) + B*eb(1/C) + D*Lat + E*Lbt + F*Pat + G*Pbt + H

en que Cexpu [K$/MWh] corresponde a [(Cexp - Compra de energía)/Ventas] y A,

B, D, F, G, H, a y b son coeficientes29. El modelo mostrado arriba presenta un buen

29 En el anexo B se explica el método matemático utilizado para calcular los

coeficientes.

125

ajuste con respecto de los datos recogidos, de hecho su coeficiente R2 es del orden de

0,8330 con respecto de los costos reales, su coeficiente F es de 832,77 y el valor

crítico de F es de 1,01*10-11. El siguiente gráfico contrasta los costos reales de las

empresas con los calculados por el modelo.

Ajuste modelo de Cexp

0

2

4

6

8

10

12

Emelat

Eliqsa

Emelari

Elecda

SAESA

Emec

RioMaipo

Chilectra

CGE

Chilquinta

Conafe

Emelectric

Casablanca

Empresas

Costo

unitario[K$/M

Wh]

Costo real

Modelo

Figura 3.1 : Ajuste del modelo de costos de explotación

En el gráfico se puede apreciar que el modelo representa bastante bien

los costos de las empresas, La siguiente tabla muestra los valores de los coeficientes

de la fórmula, en conjunto con el valor de los parámetros T student para cada

coeficiente.

30 Se debe recordar que el coeficiente R2 máximo es 1, lo que indicaría una correlación

perfecta entre los datos.

126

Tabla3.2 : Valores de los coeficientes del modelo de costos de

explotación

Coeficiente Valor CoeficienteT Student

A 858,363865 19652,14

B -7,52934334 54,26

D 0,00315301 22,91

E 1,6442E-05 0,27

F -0,00531382 -21,32

G -6,6867E-05 0,57

H -846,577756 -2924,18

a 1,55 28,85

b 32,95 18,07

b) Comentarios al modelo de Cexp

Existen puntos importantes a destacar del modelo desarrollado, acerca de

los valores de los coeficientes encontrados.

Las economías de densidad quedan expresadas por los valores de los

coeficientes A y a en que se observa que mientras más grande sea la densidad de

ventas de la empresa, más pequeño será el primer término del modelo (A*ea(1/Q)).

Por otro lado los coeficientes multiplicadores del largo de las líneas de

distribución dejan en claro que las líneas AT son mucho más importantes en el costo

que las BT.

También, cabe hacer notar, que dadas las variables físicas Lat y Lbt,

mientras más potencia venda la empresa, con dichas instalaciones, más pequeño

127

será el costo unitario.

Se debe señalar también, que la compra de energía fue excluída de los

costos de explotación para desarrollar el modelo, y ha sido excluida del cálculo de

las ineficiencias relativas, por depender totalmente de los precios de nudo y demanda

de los clientes, variables fuera del control de las empresas de distribución.

Los coeficientes T student, indican que el coeficiente más explicativo de

los costos de explotación, es A, aquel presente en el término que involucra a la

densidad de ventas, lo que indica que ésta es la variable más explicativa en el

modelo. Por otro lado la potencia vendida en BT y el largo de las líneas BT son las

variables menos importantes en el modelo.

Como último punto, cabe destacar que la calidad del modelo está sujeta a

la poca información con que se contó para desarrollarlo, por lo que los resultados que

se obtendrán de él de ninguna manera son una estimación robusta de eficiencia en la

industria analizada, sino que pretenden ilustrar el uso de modelos matemáticos en el

cálculo de costos eficientes para industrias reguladas.

3.4.3 Modelo de los gastos de administración y ventas

Para desarrollar un modelo para los Gav fue necesario relacionar estos

costos con la cantidad de clientes (CL) que sirve la empresa, y con la proporción de

venta de potencia en BT, respecto de la vendida en AT (PROP), calculada como

(potencia vendida en BT/Potencia vendida en AT). Esta variable entrega al modelo

una señal indicativa de los tipos de clientes que posee la empresa. A continuación se

muestra la forma del modelo:

Gav = A*CL + B*PROP+C

El modelo presentado anteriormente fue elegido tras una larga tarea de

búsqueda, del modelo que más se ajustara a los costos observados, en la cual se

probó relacionar los costos unitarios y absolutos con muchas variables, y a través de

modelos exponenciales, logarítmicos y lineales. Después de esta busqueda, se llegó a

la conclusión de que el modelo que más se ajusta a los costos, dada la información

disponible, es simplemente el modelo lineal indicado, que relaciona las variables

128

mostradas con los costos totales.

En este modelo, CL corresponde a la cantidad de clientes que sirve la

empresa, PROP corresponde a (Potencia BT/Potencia AT) y A, B y C son

coeficientes. El modelo se ajusta a los datos observados, con un coeficiente R2 de

0,96, un coeficiente F de 291,15 y un valor crítico de F de 2,91*10-9, lo que indica

que posee una correlación excelente, al igual que el modelo anterior. El gráfico

muestra el ajuste del modelo a los datos observados.

Ajuste Gav

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

Emelat

Eliqsa

Emelari

Elecda

SAESA

Emec

RioMaipo

Chilectra

CGE

Chilquinta

Conafe

Emelectric

Casablanca

Empresas

Gav[K$dic

1997]

Costo real

Modelo

Figura 3.2 : Ajuste del modelo de gastos de administración y ventas

En el gráfico precedente se puede observar claramente que el modelo se

ajusta bastante bien a los datos observados. A continuación se presentan los

coeficientes que dan origen al modelo, en conjunto con los parámetros T student de

cada coeficiente:

· A = 19,95 Parámetro T student = 17,06

· B = 393.314,8 Parámetro T student = 0,78

129

· C= -1.105.741,55 Parámetro T student = -2,54

Los coeficientes T student indican que la variable más explicativa de los

Gav, es la cantidad de clientes que posee la empresa.

A continuación se presenta una tabla que indica la diferencia en % entre

el Gav observado y el predicho por el modelo; las empresas se encuentran ordenadas

de más eficiente a menos eficiente según la estimación del modelo.

Tabla3.3 : Diferencias entre el modelo de Gav y los Gav reales, para

cada empresa

Empresa Modelo[K$ dic 97]

Gav[K$ dic 97]

% diferencia

SAESA 2.313.428 1.028.919 -124,84

Rio Maipo 4.284.871 2.653.949 -61,45

Emec 2.945.971 2.067.000 -42,52

CGE 9.881.588 8.538.543 -15,73

Emelectric 2.441.996 2.376.146 -2,77

Chilectra 22.032.283 22.328.000 1,32

Elecda 1.859.484 1.916.480 2,97

Emelari 767.494 847.916 9,48

Conafe 1.888.519 2.225.990 15,16

Chilquinta 6.438.771 9.243.092 30,34

Eliqsa 598.576 1.116.445 46,39

Emelat 298.439 1.280.959 76,70

Casablanca 12.604 140.585 91,03

Al analizar los datos entregados por el modelo de Gav en cuanto a las

eficiencias relativas de las empresas, se pueden observar empresas con eficiencias

130

estimadas, muy superiores a las predichas por el modelo, y empresas con eficiencias

estimadas, muy inferiores (a pesar de que el R2 del modelo es bastante bueno).

¿Cuál puede ser la razón para observar tantas diferencias de eficiencia,

con respecto del modelo?, primero que nada, la diferencia puede deberse a distintas

calidades de atención al cliente, es decir, pueden existir empresas que son calificadas

como ineficientes por el modelo, pero brindan un servicio al cliente superior al resto

de las empresas.

Pero existe otra razón potencial para las diferencias encontradas y esta es,

que las empresas estudiadas poseen empresas relacionadas de diversos rubros, y

existe la posibilidad de que se registren en los estados financieros, recursos

administrativos, destinados a la administración de empresas relacionadas, o que se

registren costos administrativos de empresas de distribución, en estados financieros

de empresas relacionadas. Así, los resultados regulatorios estimados con este

modelo, al igual que los estimados con el modelo anterior, son sólo una estimación

que podría cambiar de tenerse información más precisa y revisada de costos.

También debe destacarse que existe un problema al trabajar con costos

totales en vez de costos unitarios, y este es que al haber una empresa con costos muy

grandes con respecto del resto, el ajuste del modelo se puede ver perjudicado, para

las empresas con costos más pequeños. Así, queda propuesto para otros trabajos de

investigación, un desarrollo más exahustivo en esta línea, por ejemplo tratando de

revisar la asignación de costos o modelando los gastos de administración y ventas a

través de costos unitarios.

3.4.4 Modelos más exactos

Se debe señalar que existen parámetros adicionales a los involucrados en

el modelo, que serían de utilidad para su mejoría pero que no están disponibles para

el desarrollo de este estudio. Por ejemplo para mejorar el modelo de Cexp, sería de

utilidad conocer el factor de carga medio que enfrenta cada empresa, ya que da una

medida de la capacidad ociosa que posee la empresa. Para mejorar el modelo de Gav,

sería de utilidad un desglose de clientes, según opción tarifaria.

131

Por último, cabe mencionar, que el problema de asignación de costos es

de importancia. De hecho, en Inglaterra el regulador comisiona a consultores

externos el verificar la homogeneidad de asignación de costos entre empresas. Dicha

tarea se encuentra fuera del alcance de este trabajo, pero queda propuesta para

futuros desarrollos.

3.5 Resultados regulatorios estimados

Posteriormente al desarrollo de los modelos econométricos mostrados

anteriormente, se procedió a desarrollar los escenarios regulatorios que serán

aplicados como una muestra de las posibles metas en reducción de costos, exigibles a

las empresas. Para esto, se tomó como referencia, los escenarios desarrollados por

OFWAT para la fijación de tarifas a los servicios sanitarios, en una etapa previa a

consultar a las empresas. Los escenarios que serán aplicados serán los siguientes (se

encuentran ordenados por presión creciente a la empresa):

· Escenario 1 :Reducción del benchmark de eficiencia en un 50% para

cada empresa.

· Escenario 2 : Reducción del benchmark de eficiencia en un 60% para

cada empresa.

· Escenario 3 : Reducción del benchmark de eficiencia en un 70% para

cada empresa.

El benchmark de eficiencia, representa una estimación del porcentaje

máximo de ineficiencia relativa, que sería factible exigir reducir a las empresas en un

caso teórico de exigencia máxima. Los escenarios representan un grado de exigencia

variable sobre las empresas.

En todos los casos se proyecta una reducción uniforme en el tiempo (en

porcentaje).

El cálculo para diferentes escenarios refleja la posibilidad de variación de

los resultados, producto de factores de tipo político y legal.

132

A continuación, se muestran los resultados obtenidos para los Cexp.

3.5.1 Resultados obtenidos para los costos de explotación

a) Elección del benchmark de eficiencia

Para comenzar, se debe elegir la meta con la cual serán comparados los

costos unitarios de las empresas estudiadas, para esto se debe observar la siguiente

tabla, en que se muestran los resultados del modelo, incluyendo la desviación en %

de los Cexp observados, y los estimados con el modelo. Así, si la empresa presenta

un % de desviación negativo, quiere decir que el modelo estima un costo mayor que

el observado y viceversa.

El que el modelo, prediga un costo mayor que el realmente observado en

Fecus, quiere decir que la empresa da señales de tener un mayor costo, por las

variables físicas y demográficas estudiadas en el modelo, con respecto al resto de las

empresas. Es decir, da señal de el costo que tendría la empresa si tuviera la eficiencia

estimada promedio de la industria. Por esto, siguiendo la metodología estudiada en el

caso inglés de los servicios sanitarios, se estimó un ranking para los costos de

explotación. Los resultados se presentan a continuación:

133

Tabla3.4: Diferencias entre los Cexp unitarios reales, y los proyectados

por el modelo desarrollado para los Cexp

Empresa Costo real [(K$dic 97)/MWh]

Modelo [(K$dic 97)/MWh]

%diferencia

Rio Maipo 4,72 6,52 -38,17

Conafe 4,04 5,16 -27,87

Casablanca 3,81 4,26 -11,91

CGE 6,76 7,17 -6,03

Emelectric 5,86 6,21 -5,94

Elecda 4,39 4,48 -1,92

SAESA 6,70 6,61 1,32

Chilectra 2,84 2,69 5,45

Eliqsa 3,67 3,36 8,39

Emelari 5,19 4,73 8,94

Emec 11,07 10,04 9,37

Chilquinta 4,85 4,03 16,97

Emelat 6,54 5,20 20,54

En la tabla, se pueden observar las empresas en orden de eficiencia

estimada decreciente, según el modelo desarrollado para los Cexp. Para efectos de

estimar los benchmark de eficiencia de Cexp, se tomará como referencia la empresa

Río Maipo, que aparece como la más eficiente según la estimación del modelo. Por

otro lado, para el presente estudio, se considerará, que para la empresa más

ineficiente, no se puede proyectar un benchmark de eficiencia superior al 30 % de

sus Cexp, lo que indica que en el escenario 3, en que se exige reducir el 70 % de este

porcentaje, no se proyectarán reducciones superiores al 21 % de los Cexp, para la

134

totalidad del periodo regulatorio. Este valor, corresponde a las mejoras en costos,

observadas en Inglaterra para los costos operacionales, tras el periodo regulatorio

1994 - 1999.

La empresa que sería la más eficiente según el modelo, Río Maipo, se

tomó como referencia, asignándosele un benchmark de eficiencia de 0 %. La

empresa que sería la más ineficiente según el modelo, Emelat, se tomó como

segunda referencia, asignándosele un benchmark de eficiencia de 30 %31. El resto de

los benchmark de eficiencia para las otras empresas se calcularon ajustando una recta

entre estos dos valores, tomando en cuenta las diferencias porcentuales con el

modelo mostradas más arriba. Así, resultan los siguientes benchmarks de eficiencia

en %, de Cexp, para las distintas empresas:

31 En el escenario tres, que corresponde al más desafiante para las empresas, se exige

reducir un 70 % del benchmark de eficiencia, lo cual quiere decir que en el escenario más agresivo, no

se exigirá un reducción mayor al 21 % durante el periodo regulatorio completo, a la empresa más

ineficiente del ranking.

135

Tabla3.5: Benchmark de eficiencia de Cexp

Empresa Benchmark de eficiencia de Cexp [%]

Rio Maipo 0

Conafe 5,26

Casablanca 13,42

CGE 16,42

Emelectric 16,47

Elecda 18,527

SAESA 20,18

Chilectra 22,29

Eliqsa 23,79

Emelari 24,07

Emec 24,29

Chilquinta 28,17

Emelat 30

Por ejemplo un valor de 22,29 % para Chilectra quiere decir que en el

escenario más desafiante, se exigirá a la empresa una reducción del 15,6 % de estos

costos, durante el periodo regulatorio completo.

b) Proyección de las ventas de las empresas

Luego de elegir la meta con la que se compararán los costos de las

empresas, y luego de estimar los benchmark de eficiencia, para cada empresa, se

deben proyectar las ventas para las empresas. Esto porque los costos han sido

comparados en forma de costos unitarios (divididos por las ventas), por lo que para

estimar los montos anuales de reducción expresados en $, se deben proyectar las

ventas de las empresas para los años venideros. En el presente ejercicio, se

136

proyectaron las ventas de las empresas para los 5 años siguientes al último para el

que se tienen datos (periodo de 1998 - 2002).

Para proyectar las ventas, se extrapoló sobre datos de ventas desde 1993

a 1997. Esto porque las empresas presentan un crecimiento bastante uniforme

ajustable bastante bien a una tendencia lineal en el tiempo. El método descrito se

puede usar porque se proyectan datos para una vecindad cercana al último año de la

serie para la que se tienen datos, pero no se puede usar para extrapolar datos a largo

plazo.32

c) Resultados obtenidos en el escenario 1

Para obtener los resultados regulatorios, se multiplicaron los benchmark

de eficiencia, mostrados más arriba, por la reducción del benchmark a ser exigida en

el escenario 1 (50%). Este valor se dividió por 5 (se asume que la reducción de

costos es uniforme en porcentaje a través de un periodo regulatorio de 5 años a partir

de 1998 hasta el 2002). Así con este método se obtienen los siguientes porcentajes de

reducción anual de Cexp para cada empresa:

32 En el anexo C se entregan y explican los ajustes obtenidos.

137

Tabla3.6: Reducción anual de Cexp escenario 1, [%]

Empresa % de reducción anual de Cexp

Rio Maipo 0

Conafe 0,53

Casablanca 1,34

CGE 1,64

Emelectric 1,65

Elecda 1,85

SAESA 2,02

Chilectra 2,23

Eliqsa 2,38

Emelari 2,41

Emec 2,43

Chilquinta 2,82

Emelat 3

Estos valores en %, se multiplicaron por los costos unitarios observados

para cada empresa y por las proyecciones de ventas para cada empresa.

Con este método, se obtienen estimaciones de las reducciones anuales en

$ para cada empresa, por conceptos de costos de explotación unitarios a ser exigidas

en el ejercicio regulatorio simulado. La siguiente tabla contiene dichas estimaciones

para todas las empresas:

138

Tabla3.7: Reducciones de Cexp a ser exigidas en el escenario 1,

expresadas en [K$ 31 dic 1997]

Reducciones anuales de Cexp estimadas [K$]

Empresa 1998 1999 2000 2001 2002

Rio Maipo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Conafe 10.449,8 11.102,7 11.755,5 12.408,3 13.061,1

Casablanca 1.040,4 1.118,4 1.196,4 1.274,4 1.352,4

CGE 250.929,6 269.740,3 288.550,9 307.361,6 326.172,3

Emelectric 42.410,4 45.589,7 48.769,0 51.948,2 55.127,5

Elecda 31.170,6 33.649,5 36.128,4 38.607,2 41.086,1

SAESA 122.553,4 135.210,2 147.867,0 160.523,8 173.180,6

Chilectra 516.318,5 545.996,1 575.673,8 605.351,4 635.029,0

Eliqsa 19.778,6 21.251,6 22.724,6 24.197,6 25.670,5

Emelari 20.787,7 21.987,8 23.187,9 24.388,0 25.588,1

Emec 149.356,9 160.632,8 171.908,6 183.184,5 194.460,4

Chilquinta 187.379,0 201.525,4 215.671,8 229.818,2 243.964,6

Emelat 275.354,8 296.143,1 316.931,3 337.719,5 358.507,8

Estas estimaciones, corresponden al caso en que la empresa cumple

ajustadamente con las reducciones de costos planeadas por la autoridad, y obtiene

por consiguiente la rentabilidad planeada por la autoridad. Pero, bajo estas

condiciones, la empresa posee grandes incentivos para superar estas estimaciones de

costos y obtener rentas sobrenormales, en cuyo caso el beneficio obtenido por la

sociedad aumenta desde el punto de vista de Pareto, aunque las ganancias extra se las

lleva la empresa.

139

Se puede observar que el monto de reducción de costos aumenta a

medida que pasa el tiempo, a pesar de que el porcentaje de reducción de costos es

uniforme. Esto se debe a que las ventas aumentan con el tiempo.

Con las estimaciones de las reducciones de costos, expresadas en [K$],

se puede proyectar el beneficio social actualizado de la exigencia regulatoria, durante

un periodo regulatorio, para los clientes, sumando las reducciones de costos

descontadas a 1998, a una tasa de 10 %. Realizando este cálculo, se obtiene un

beneficio social actualizado de 7.665.29933 [K$], lo que corresponde a 17,49

[MUS$] aproximadamente, a ser traspasado a los consumidores, a través del periodo

regulatorio. Se debe recordar que esta cifra corresponde al beneficio social

actualizado, originado por las exigencias a las empresas durante un periodo

regulatorio, descontado a una tasa de 10 %.

d) Resultados obtenidos en el escenario 2

El único cambio del escenario 2, con respecto del escenario 1, es que en

este escenario se exige una reducción del 60 % del benchmark de eficiencia, para

cada empresa. Con este nuevo parámetro, se obtienen los siguientes porcentajes de

reducción anual de Cexp a ser exigidos a cada empresa durante el periodo estudiado:

33 Todas las cifras entregadas en el informe, corresponden a unidades monetarias del 31

dic 1997

140

Tabla3.8: Reducciones anuales de Cexp en el escenario 2 [%]

Empresa % reducción anual de Cexp

Rio Maipo 0

Conafe 0,63

Casablanca 1,61

CGE 1,97

Emelectric 1,98

Elecda 2,22

SAESA 2,42

Chilectra 2,67

Eliqsa 2,85

Emelari 2,89

Emec 2,91

Chilquinta 3,38

Emelat 3,6

Con estos porcentajes de reducción de costos, se obtienen las siguientes

estimaciones de reducciones de costos a ser exigidas a las empresas:

141

Tabla3.9: Reducciones anuales de Cexp, a ser exigidas en el escenario 2,



Empresa 1998 1999 2000 2001 2002

Rio Maipo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Conafe 12.539,8 13.323,2 14.106,6 14.890,0 15.673,4

Casablanca 1.248,5 1.342,1 1.435,7 1.529,3 1.622,8

CGE 301.115,6 323.688,4 346.261,1 368.833,9 391.406,7

Emelectric 50.892,5 54.707,6 58.522,7 62.337,8 66.152,9

Elecda 37.404,8 40.379,4 43.354,0 46.328,7 49.303,3

SAESA 147.064,0 162.252,2 177.440,4 192.628,6 207.816,8

Chilectra 619.582,2 655.195,4 690.808,5 726.421,7 762.034,8

Eliqsa 23.734,4 25.501,9 27.269,5 29.037,1 30.804,6

Emelari 24.945,3 26.385,4 27.825,5 29.265,6 30.705,7

Emec 179.228,3 192.759,3 206.290,4 219.821,4 233.352,5

Chilquinta 224.854,9 241.830,5 258.806,2 275.781,9 292.757,6

Emelat 330.425,8 355.371,7 380.317,6 405.263,5 430.209,3

Con estas nuevas cifras, se obtiene un beneficio social actualizado de

9.198.359 [K$], lo que corresponde aproximadamente a 20,99 [MUS$].

e) Resultados en el escenario 3

En el escenario 3 se supone una exigencia de reducción de Cexp de 70 %

del benchmark de eficiencia. Con esta exigencia, se obtienen los siguientes

porcentajes de reducción anual de Cexp para cada empresa:

142

Tabla3.10: Reducciones anuales de Cexp, a ser exigidas en el escenario

3, [%]

Empresa % reducción anual de Cexp

Rio Maipo 0

Conafe 0,74

Casablanca 1,88

CGE 2,30

Emelectric 2,31

Elecda 2,59

SAESA 2,82

Chilectra 3,12

Eliqsa 3,33

Emelari 3,37

Emec 3,40

Chilquinta 3,94

Emelat 4,2

Con estos valores, se proyectan las siguientes estimaciones de reducción

anual de costos para las empresas:

143

Tabla3.11: Reducciones de Cexp a ser exidas en el escenario 3,



Empresa 1998 1999 2000 2001 2002

Rio Maipo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Conafe 14.629,8 15.543,7 16.457,7 17.371,6 18.285,6

Casablanca 1.456,6 1.565,7 1.674,9 1.784,1 1.893,3

CGE 351.301,5 377.636,4 403.971,3 430.306,3 456.641,2

Emelectric 59.374,6 63.825,6 68.276,5 72.727,5 77.178,4

Elecda 43.638,9 47.109,3 50.579,7 54.050,1 57.520,5

SAESA 171.574,7 189.294,3 207.013,8 224.733,4 242.452,9

Chilectra 722.845,9 764.394,6 805.943,3 847.492,0 889.040,7

Eliqsa 27.690,1 29.752,2 31.814,4 33.876,6 35.938,7

Emelari 29.102,8 30.783,0 32.463,1 34.143,2 35.823,3

Emec 209.099,7 224.885,9 240.672,1 256.458,3 272.244,5

Chilquinta 262.330,7 282.135,6 301.940,6 321.745,5 341.550,5

Emelat 385.496,8 414.600,3 443.703,8 472.807,4 501.910,9

Con estos valores, se obtiene un beneficio social actualizado de

10.731.419 [K$], lo que corresponde aproximadamente a 24,48 [MUS$] a ser

traspasado a los consumidores en este escenario.

3.5.2 Resultados para los gastos de administración y ventas

Para obtener los resultados para los gastos de administración y ventas, se

debe estimar el benchmark de eficiencia de las empresas, según el modelo

desarrollado. La siguiente tabla muestra las empresas en un orden de eficiencia

144

estimada decreciente, de Gav, conjuntamente con su desviación del modelo:

Tabla3.12: Desviación porcentual entre los Gav reales y el modelo de

Gav

Empresa % de desviación del modelo

SAESA -124,84

Rio Maipo -61,45

Emec -42,52

CGE -15,73

Emelectric -2,77

Chilectra 1,32

Elecda 2,97

Emelari 9,48

Conafe 15,16

Chilquinta 30,34

Eliqsa 46,39

Emelat 76,70

Casablanca 91,03

El ejercicio se desarrolló en forma similar que para los Cexp, ajustando

la empresa más eficiente, con un 0 % de benchmark de eficiencia de Gav en el

periodo, y la menos eficiente a un benchmark de eficiencia de 30 % del Gav en el

periodo.

Así, se pueden estimar los siguientes benchmark de eficiencia de Gav en

el periodo:

145

Tabla3.13: Benchmark de eficiencia de Gav

Empresa Benchmark de eficiencia de Gav [%]

SAESA 0,00

Rio Maipo 8,81

Emec 11,44

CGE 15,16

Emelectric 16,96

Chilectra 17,53

Elecda 17,76

Emelari 18,67

Conafe 19,46

Chilquinta 21,57

Eliqsa 23,80

Emelat 28,01

Casablanca 30,00

a) Resultados en el escenario 1

Para obtener los resultados regulatorios para los Gav en el escenario 1, se

dividió el benchmark de eficiencia mostrado anteriormente, por 5 (se asume que la

reducción de Gav es uniforme en un periodo regulatorio de 5 años) y se multiplicó el

valor resultante por 0,5, pues en este escenario se exige a cada empresa una

reducción de 50 % del benchmark de eficiencia estimado. Con estos valores, se

obtienen los siguientes porcentajes de reducción anual de Gav para cada empresa:

146

Tabla 3.14: Reducción anual de Gav, escenario 1, [%]

Empresa % de reducción anual de Gav

SAESA 0

Rio Maipo 0,88

Emec 1,14

CGE 1,52

Emelectric 1,70

Chilectra 1,75

Elecda 1,78

Emelari 1,87

Conafe 1,95

Chilquinta 2,16

Eliqsa 2,38

Emelat 2,80

Casablanca 3

Con estos porcentajes, se obtienen los siguientes montos de reducción de

Gav para cada empresa:

147

Tabla 3.15: Reducción anual de Gav, escenario 1, expresada en [K$ 31

dic 1997]

Empresa Reducción anual deGav [K$]

SAESA 0,00

Rio Maipo 23.378,58

Emec 23.645,41

CGE 129,471.08

Emelectric 40.308,67

Chilectra 391.478,27

Elecda 34.041,11

Emelari 15.828,12

Conafe 43,308.54

Chilquinta 199.329,95

Eliqsa 26.566,00

Emelat 35.877,38

Casablanca 4.217,55

Con estos valores, y suponiendo que la cantidad de clientes se mantiene

constante en el periodo regulatorio (el incremento de las ventas se produce por

incremento en el consumo de los clientes ya existentes), se proyecta un beneficio

social actualizado de 3.667.399 [K$], por efectos de las reducciones de Gav exigidas

a las empresas, lo que corresponde a 8,37 [MUS$] aproximadamente.

b) Resultados en el escenario 2

En el escenario 2, al igual que para los Cexp, el único cambio consiste en

que se exige a la empresa una reducción de 60 % del benchmark de eficiencia, con

148

lo que se obtienen los siguientes porcentajes de reducción anual de Gav para cada

empresa:



SAESA 0

Rio Maipo 1,06

Emec 1,37

CGE 1,82

Emelectric 2,04

Chilectra 2,10

Elecda 2,13

Emelari 2,24

Conafe 2,33

Chilquinta 2,59

Eliqsa 2,86

Emelat 3,36

Casablanca 3,6

Con estos valores, se obtienen las siguientes estimaciones de reducciones

anuales exigidas en $ para cada empresa:

149

Tabla 3.17: Reducción anual de Gav, escenario2, expresada en [K$ 31

dic 1997]

Empresa Reducción anual de Gav

[K$]

SAESA 0,00

Rio Maipo 28.054,30

Emec 28.374,49

CGE 155.365,29



Elecda 40.849,33

Emelari 18.993,74

Conafe 51.970,25


Eliqsa 31.879,20

Emelat 43.052,86

Casablanca 5.061,06

Con estos valores se obtiene un beneficio social actualizado de

4.400.879, lo que corresponde a 10,04 [MUS$].

c) Resultados en el escenario 3

En el escenario 3, se exige una reducción de 70 % del benchmark de

eficiencia de Gav, en el periodo regulatorio. Con este valor se obtienen los siguientes

porcentajes de reducción anual de Gav:

150



SAESA 0

Rio Maipo 1,23

Emec 1,60

CGE 2,12

Emelectric 2,37

Chilectra 2,45

Elecda 2,49

Emelari 2,61

Conafe 2,72

Chilquinta 3,02

Eliqsa 3,33

Emelat 3,92

Casablanca 4,2

En este escenario, las estimaciones de reducción anual de Gav resultantes

por la exigencia regulatoria son las siguientes:

151

Tabla 3.19: Reducción anual de Gav, escenario 3, expresada en [K$ 31

dic 1997]

Empresa Reducción anual de Gav

[K$]

SAESA 0,00

Rio Maipo 32.730,01

Emec 33.103,57

CGE 181.259,51



Elecda 47.657,55

Emelari 22.159,36

Conafe 60.631,96


Eliqsa 37.192,40

Emelat 50.228,33

Casablanca 5.904,57

Con estos valores, se obtiene un beneficio social actualizado de

5.134.359 [K$], lo que corresponde a 11,71 [MUS$]

3.5.3 Comentarios a los resultados regulatorios

a) Beneficio Social Actualizado

Con los modelos desarrollados, ha sido posible obtener estimaciones, del

beneficio social obtenido por exigencias regulatorias de reducción de ineficiencias

relativas entre empresas, en el ámbito de costos de explotación (Cexp) y gastos de

152

administración y ventas (Gav), componentes principales de los costos operacionales.

A continuación, se muestra un gráfico, en que se observa la variación del beneficio

social total (Cexp más Gav) en [K$] versus el escenario regulatorio elegido:

Beneficio Social Actualizado

11.300.000,00

11.800.000,00

12.300.000,00

12.800.000,00

13.300.000,00

13.800.000,00

14.300.000,00

14.800.000,00

15.300.000,00

15.800.000,00

escenario 1 escenario 2 escenario 3

[K$ 31 dic 1997]

Figura 3.3 : Beneficio social actualizado, por escenario con, simulación de

price cap

Se puede observar, que el beneficio social obtenido aumenta linealmente

con el escenario de reducción de las ineficiencias relativas estimadas, variando desde

11.332.698,20 [K$] en el escenario 1 a 15.865.777,48 [K$] en el escenario 3.

b) Efecto en tarifas

En las tablas siguientes, se aprecia el benefico mensual de las exigencias

de Gav y Cexp, para un cliente promedio de cada empresa, respecto de la situación

en 1997, para los escenario regulatorios 1,2 y 3. Obviamente, por ser las exigencias

diferenciadas para cada empresa, los clientes obtienen diferentes beneficios.

153

i) Escenario 1

Tabla 3.20 : Efecto en tarifa de la exigencia price cap, escenario 1, para

cliente promedio de cada empresa

Valores en [$ 31 dic 1997]

Empresa BeneficioMensual Gav

Beneficio mesualCexp

Total beneficioMensual

Emelari 5,58 34,37 39,95

Eliqsa 8,97 32,18 41,15

Elecda 5,84 25,97 31,80

Emelat 8,94 331,29 340,23

Emec 2,44 74,54 76,98

Chilquinta 9,71 44,07 53,78

Conafe 6,47 7,38 13,85

Casablanca 21,94 26,11 48,05

Chilectra 5,86 36,20 42,06

Rio Maipo 1,66 0,00 1,66

Emelectric 4,33 21,98 26,32

CGE 4,07 38,10 42,17

SAESA 0,00 72,53 72,53

154

ii) Escenario 2

Tabla 3.21: Efecto en tarifas, de la exigencia price cap, escenario 2, para

un cliente promedio de cada empresa

Valores en [$ de dic 1997]


Beneficiomesual Cexp

Beneficiomensual total

Emelari 6,70 41,24 47,94

Eliqsa 10,76 38,62 49,38

Elecda 7,00 31,16 38,17

Emelat 10,73 397,54 408,27

Emec 2,93 89,45 92,38

Chilquinta 11,65 52,89 64,54

Conafe 7,76 8,85 16,61

Casablanca 26,33 31,33 57,66

Chilectra 7,03 43,44 50,47

Rio Maipo 2,00 0,00 2,00

Emelectric 5,20 26,38 31,58

CGE 4,89 45,72 50,61

SAESA 0,00 87,04 87,04

155

iii) Escenario 3

Tabla 3.22: Efecto en tarifa de la exigencia price cap, escenario 3, para

un cliente promedio de cada empresa

Valores en [$ de dic 1997]


Beneficiomesual Cexp

Beneficiomensual total

Emelari 7,81 48,11 55,92

Eliqsa 12,55 45,06 57,61

Elecda 8,17 36,36 44,53

Emelat 12,52 463,80 476,32

Emec 3,42 104,36 107,78

Chilquinta 13,59 61,70 75,29

Conafe 9,06 10,33 19,38

Casablanca 30,71 36,55 67,27

Chilectra 8,20 50,68 58,88

Rio Maipo 2,33 0,00 2,33

Emelectric 6,06 30,78 36,84

CGE 5,70 53,34 59,04

SAESA 0,00 101,55 101,55

Llama la atención el monto tan reducido de los beneficios, para los tres

escenarios. Esto sucede porque como se indicara anteriormente, del precio de la

energía, un 32 % aproximadamente corresponde a distribución y lo restante a

generación - transmisión y subtransmisión. También, del precio de la potencia, un

156

40 % aproximadamente corresponde a distribución. Si a estos porcentajes se agrega

que sólo se analizaron los costos operacionales, que corresponden aproximadamente

de un 3 a un 7 % del VAD, se llega a la conclusión, que los costos operacionales no

son tan relevantes, como la inversión del negocio de distribución y menos, si se

compara con el negocio de generación - transmisión.

3.6 Comentarios finales y conclusiones

La simulación realizada de un ejercicio regulatorio price cap tiene puntos

relevantes que se deben destacar

Primero, sobre el uso de modelos matemáticos en regulación, se debe

observar que no sólo son de utilidad en un ejercicio regulatorio price cap, sino que

constituyen una herramienta regulatoria de utilidad, bajo cualquier marco

regulatorio, incluso para el ocupado en Chile en la actualidad, en que se compara a

las empresas con una empresa modelo. ¿De qué forma son útiles?. Los modelos dan

como resultado rankings de las empresas, dando luces acerca de que empresas son

las más eficientes en Chile, lo que puede ser utilizado para elegir la empresa real que

servirá de marco para la creación de la empresa modelo.

Observando el ranking de Cexp aproximado, se observa que la empresa

Conafe podría ser una buena elección, para servir de parámetro para el

dimensionamiento de los costos de explotación de la empresa modelo, ya que resulta

del análisis que sería la más eficiente, que da servicio en todas las áreas típicas. Cabe

destacar que la eficiencia medida con el modelo desarrollado, no puede ser usada

directamente para fines regulatorios, sino sólo estimativamente, pues hace falta

previamente un trabajo de revisión de la separación de los costos entre servicios

regulados y no regulados

Cabe destacar que el modelo de Cexp se debe usar en conjunto con

cálculos regulatorios que determinen el dimensionamiento de la empresa modelo, ya

que el largo de las líneas AT y BT son variables de entrada al modelo. En el presente

ejercicio sólo se han proyectado mejoras en Cexp suponiendo fijas las variables

físicas.

157

Por otro lado, si se observa el ranking de Gav, se ve que la empresa

SAESA, podría ser un buen parámetro para servir de modelo para los gastos de

administración, ya que sería la empresa más eficiente en Gav según las estimaciones

del modelo. También en este caso, los resultados no pueden ser usados directamente

para fines regulatorios, sino sólo estimativamente, pues previamente se debe revisar

la asignación de costos y obtener información adicional para mejorar el modelo.

Para la utilización de los modelos existe un problema de asignación de

recursos, no sabiéndose si todos los recursos declarados por las empresas en este

costo se comprometen en el negocio de distribución puramente. Por el contrario,

tampoco se sabe si existen recursos usados para el negocio, cargados a una empresa

relacionada. Sobre este punto, se debe destacar que la tendencia del regulador de la

electricidad en Chile, es a exigir a las empresas una asignación de costos correcta

entre sus diversos negocios, para facilitar la tarea regulatoria.

En un ejercicio regulatorio real y completo, los problemas de asignación

de recursos se solucionan, pues el regulador comisiona a consultores el trabajo de

revisar la asignación de recursos para cada empresa. Posteriormente, el regulador

informa a las empresas mal evaluadas por el modelo, para que estas expliquen la

razón de esto, modificando los resultados del modelo cuando corresponda.

Respecto de los resultados regulatorios el trabajo realizado, pretende dar

una medida de los montos de beneficio social, que podrían ser alcanzados por

reducción de las ineficiencias relativas de los costos operacionales entre las

empresas, bajo diferentes escenarios, que reflejan distintas situaciones regulatorias,

dependientes del grado de exigencia aplicado a las empresas por parte del regulador.

Otro punto destacable del análisis es la reducción promedio de tarifas

resultante para cada empresa. Dicha reducción evidencia que los costos

operacionales (Cexp + Gav) de las empresas de distribución son despreciables frente

a la inversión de estas empresas y frente al negocio de generación - transmisión.

Cabe señalar, que la simulación de ejercicio price cap de este trabajo,

expuesta anteriormente, no cuenta con la posibilidad de exigir a las empresas, el

estudio de los resultados y así, no puede retroalimentar los modelos y los resultados,

158

con las observaciones de éstas, proceso que reduce ampliamente la varianza de los

modelos, como sucede en Inglaterra. Por esto, los resultados, si se tratara de una

fijación de precios real, serían sólo una estimación previa de la eficiencia de la

industria, debiéndose en una etapa posterior revisar la información de costos y

mejorar los modelos.

159

IV. ANÁLISIS DE LA VARIACIÓN REAL DE LOS COSTOS

PROYECTADOS EN LA TARIFICACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

EN CHILE

4.1 Introducción

El presente capítulo contiene el análisis del sistema de tarificación

chileno, aplicado al sector de la distribución eléctrica. El objetivo es comparar los

resultados de este sistema, con los del ejercicio simulado de price cap, desde el punto

de vista de las reducciones reales33 de costos proyectadas para las empresas.

Primeramente, se resume el sistema de tarificación en Chile para

introducir al lector en los parámetros que serán analizados. Posteriormente, el

informe contiene un análisis del decreto tarifario vigente (periodo regulatorio 1996 -

2000) y del decreto tarifario anterior (periodo regulatorio 1992 - 1996), con el

objetivo de analizar la forma que tienen las reducciones reales de costos proyectadas

para las distintas empresas.

4.2 Parámetros relevantes en la tarificación de la distribución eléctrica

en Chile

En la tarificación eléctrica chilena a nivel de distribución, existen cinco

parámetros variables que dan cuenta de los costos de distribución y su variación en el

tiempo, estos son:

33Para realizar un análisis en términos reales se utilizarán índices económicos de

diciembre de 1997, al igual que en el ejercicio simulado de price cap se utilizó moneda del 31 de

diciembre de dicho año para los análisis. El objetivo de realizar el análisis en términos reales es

eliminar movimientos de costos producto de los movimientos de la economía nacional e internacional.

160

a) Cargos fijos: Representan los gastos administrativos de las empresas. Existen tres

tipos de cargos fijos: CFE: para clientes con medidor de energía, CFD: para

clientes con medidor de energía y medidor de demanda y CFH: para clientes con

medidor de energía y medidor de demanda horaria.

b) CDAT: Costo de distribución en alta tensión, por unidad de potencia.

c) CDBT: Costos de distribución en baja tensión, por unidad de potencia.

La variación real proyectada por el regulador para estos parámetros,

contiene los supuestos y cálculos de éste acerca de la variación de las economías de

escala (por efecto del aumento de la densidad de clientes y de ventas en la zona de

concesión, a medida que pasa el tiempo) y los traspasos de mejoras de eficiencia de

las empresas a los consumidores.

Así, para conocer los supuestos del regulador chileno acerca de la

evolución de las economías de escala, y, principalmente, como traspasa éste las

mejoras de eficiencia a los consumidores, es necesario analizar la variación en

términos reales de los parámetros mencionados.

4.2.1 Fórmulas para indexar los costos de distribución

El decreto del periodo regulatorio vigente, fija las siguientes fórmulas

para calcular los costos de distribución:

CDAT IA BD

DIA B

IPC

IPCIA B

IPCu

IPCuIA B OA

IPMN

IPMNIA B OA

IRH

IRH= × × + × × + × × + × + × + × + ×1 2 3 4 1 5 2

0 0 0 0 0

( ) ( )

CDBT IB BD

DIB B

IPC

IPCIB B

IPCu

IPCuIB B OB

IPMN

IPMNIB B OA

IRH

IRH= × × + × × + × × + × + × + × + ×1 2 3 4 1 5 2

0 0 0 0 0

( ) ( )

En que los parámetros IA1, IA2, IA3, IA4, IA5, OA1, OA2, IB1, IB2,

IB3, IB4, IB5, OB1 y OB2, son coeficientes entregados por la autoridad en el decreto

tarifario, que se indexan anualmente por factores de economías de escala publicados

en el decreto mencionado.

161

A continuación se explican el resto de los parámetros:

a) D: Índice de productos importados calculado como D = Tc*(1 + Ta); con:

Tc: Tipo de cambio observado para el dólar de E.E.U.U. Se utiliza el

valor promedio del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas.

Ta: Tasa arancelaria vigente para la importación de equipo

electromecánico. Se utilizará el valor vigente el último día hábil del segundo mes

anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas.

b) IPC: Índice de precios al consumidor. Se utilizará el valor correspondiente al

segundo mes anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas.

c) IRH: Índice general de remuneraciones. Se utilizará el valor correspondiente al

tercer mes anterior a aquel en que las tarifas serán aplicadas.

d) IPMN: Índice de precios al por mayor, total productos nacionales. Se utilizará el

valor correspondiente al tercer mes anterior a aquel en que las tarifas serán

aplicadas.

e) IPCu: Índice de precio del cobre, calculado como el promedio del precio medio

mensual de los últimos doce meses de la libra de cobre en la bolsa de valores de

Londres. Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el

tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas y se

referiran a moneda nacional utilizando el valor de Tc indicado anteriormente.

Los valores con subíndice 0, que aparecen en las fórmulas, corresponden

a los valores base, utilizados al comienzo del periodo tarifario.

Estos índices dan al cálculo de los costos de distribución un marco que

refleja el estado económico del país, al momento de aplicar las tarifas. Para realizar

los cálculos en términos reales, se deben mantener fijos estos índices, con el objeto

de que las variaciones analizadas, no sean consecuencia de variaciones en el estado

de la economía, sino consecuencia de la evolución de las economías de escala y

traspaso del beneficio, creado por las mejoras de eficiencia, a los consumidores.

162

Como ya se indicó anteriormente, para el presente análisis se utilizarán los índices

utilizados en diciembre de 1997.

El parámetro B es un factor de corrección por conceptos de aportes de

terceros, publicado en el decreto para todas las empresas.

4.2.2 Formulas para indexar cargos fijos

En el decreto tarifario se define la siguiente fórmula para indexar los

cargos fijos:

CFX CFXIPMN

IPMNCFX

IRH

IRH= × + ×1 2

0 0

En que CFX1 y CFX2 son coeficientes entregados en el decreto tarifario.

4.2.3 Cambios desde el decreto anterior

La estructura explicada anteriormente, se ha mantenido sin variación,

desde el periodo tarifario anterior, cambiando sólo los valores de los coeficientes

utilizados en las fórmulas de indexación de los CDAT, CDBT y cargos fijos, y los

valores de los factores de economías de escala.

4.3 Análisis de las variaciones reales de los costos de distribución y

cargos fijos

En la presente sección se analizan las variaciones de los parámetros

CDAT, CDBT, cfe, cfd y cfh, proyectadas desde 1992 al 2000. Para esto, se han

tomado los decretos tarifarios correspondientes, dejando fijos los índices económicos

para reflejar sólo variaciones reales de los parámetros.

Para realizar los cálculos correspondientes a los parámetros CDAT y

CDBT, existen variaciones distintas, para cada área típica de cada empresa, ya que

existen coeficientes que varían con el área típica, y otros que varían según la empresa

(el factor de corrección por aportes de terceros "B"). Por esta razón el análisis de la

variación de los CDAT y CDBT se debe hacer para cada área típica presente en cada

empresa.

163

Además de lo anterior, junto con la publicación del decreto tarifario

vigente, se cambiaron las definiciones de las áreas típicas. Por esto es que la división

por sector dentro de cada empresa debe ser aún más fina, para reflejar las variaciones

de los parámetros en ciertos sectores que cambiaron de área típica al terminar el

periodo regulatorio anterior.

La evolución de los cargos fijos es idéntica, expresada en %, en los tres

casos (cfe, cfd y cfh) y no varía según empresa, sino sólo por área típica. A

continuación se muestra el análisis de la variación real de los cargos fijos.

4.3.1 Análisis de la variación de los cargos fijos

Para realizar el análisis, primeramente se calcularon los valores de los

cargos fijos para cada año, dejando fijos los índices económicos34, e indexando los

coeficientes CFX1 y CFX2 mediante los factores de economías de escala publicados

en cada decreto35. De esta forma, se obtienen los siguientes valores para el cargo fijo

CFE en cada año:

34 En los valores que tomarían en diciembre de 1997

35 Para calcular la evolución de los cargos fijos, se realizó una equivalencia entre las

áreas típicas existentes antes del cambio de éstas y las actuales. Así, el área típica 1 actual, se asocia

con el área típica 1 antes del cambio, el área 2, se asocia con la 2 antes del cambio, el área 3, se asocia

con el área 2 antes del cambio, y el área 4, se asocia con el área 3 antes del cambio

164

Tabla 4.1: Evolución de parámetro CFE, 1992 - 2000

CFE [($ dic 1997)/cliente]

Año Área 1 Área 2 Área 3 Área 4

1992 805,65 960.80 960.80 946.62

1993 794.37 934.86 934.86 924.85

1994 771.33 886.24 886.24 882.30

1995 738.93 818.00 818.00 823.19

Ene-96 a Oct-96 697.55 735.38 735.38 750.75

Nov-96 a Dic-96 545.53 624.05 622.36 637.13

1997 541.11 616.75 616.26 629.74

1998 532.40 602.38 604.24 615.19

1999 519.57 581.41 586.66 594.03

2000 502.94 554.61 564.01 566.94

De la misma forma, se proyectaron los valores de CFD y CFH, que se

muestran en las tablas a continuación:

165

Tabla 4.2: Evolución de parámetro CFD, 1992 - 2000

CFD [($ dic1997)/cliente]


1992 1417.16 1690.09 1690.09 1665.13

1993 1397.32 1644.45 1644.45 1626.83

1994 1356.80 1558.94 1558.94 1552.00

1995 1299.81 1438.90 1438.90 1448.02

Ene-1996 a Oct-1996 1227.03 1293.58 1293.58 1320.59

Nov-1996 a Dic-1996 984.821 1123.36 1159.98 1197.96

1997 976.844 1110.22 1148.62 1184.07

1998 961.117 1084.35 1126.22 1156.71

1999 937.954 1046.61 1093.45 1116.92

2000 907.94 998.364 1051.24 1065.99

166

Tabla 4.3: Evolución de parámetro CFH, 1992 - 2000

CFH [($ dic1997)/cliente]


1992 2083.70 2484.96 2484.96 2448.28

1993 2054.53 2417.87 2417.87 2391.97

1994 1994.95 2292.14 2292.14 2281.94

1995 1911.162 2115.64 2115.64 2129.05

Ene-1996 a Oct-1996 1804.137 1901.96 1901.96 1941.69

Nov-1996 a Dic-1996 1254.051 1452.56 1528.08 1594.24

1997 1243.893 1435.56 1513.11 1575.75

1998 1223.866 1402.11 1483.60 1539.35

1999 1194.371 1353.32 1440.43 1486.39

2000 1156.151 1290.93 1384.82 1418.61

En las tablas anteriores, el año 1996 aparece dos veces, para mostrar los

valores de los cargos fijos antes y después de la puesta en vigencia del decreto

tarifario actual. Se puede observar que tras la puesta en vigencia del último decreto,

los cargos fijos bajaron en forma considerable en los tres casos y para todas las áreas

típicas. A continuación, se muestra la variación de los cargos fijos en forma gráfica,

expresada en porcentaje del cargo fijo, calculado para 1992. Tal variación es idéntica

para los tres tipos de cargos fijos, variando sólo según área típica.

167

Variación porcentual de los cargos fijos para el área 1

60

65

70

75

80

85

90

95

100

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delcarg

ofijo

de1992]

Figura 4.1 : Evolución porcentual de cargos fijos, área típica 1, 1992 - 2000

Para el área 1, se puede observar que al entrar en vigencia el nuevo

decreto, los cargos fijos disminuyeron un 18,87 % del cargo fijo existente en 1992.

Además, se observa que dentro de cada periodo regulatorio, los cargos fijos no se

mantienen estáticos, sino que varían producto de los factores de economías de escala.

Estos factores, representan la disminución de los costos de las empresas, a medida

que la densidad de clientes aumenta con el tiempo.

168

Variación porcentual de los cargos fijos para el área 2

56

66

76

86

96

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delcarg

ofijo

de1992]

Figura 4.2: Evolución porcentual de cargos fijos, área típica 2, 1992 - 2000

Para el área 2, se aprecia, al igual que en el caso anterior, que al

comenzar el periodo regulatorio vigente, se redujeron los cargos fijos en un 11,59 %

del cargo fijo existente en 1992. También en este caso se observa el efecto de los

factores de economías de escala, dentro de cada uno de los periodos regulatorios,

representado por la tendencia a la baja de los cargos fijos.

169

Variación porcentual de los cargos fijos en el área 3

56

61

66

71

76

81

86

91

96

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delcarg

ofijo

de1992]

Figura 4.3: Evolución porcentual de los cargos fijos, área típica 3, 1992 - 2000

Para el área 3, se observa que la variación es muy similar al caso anterior,

de hecho al entrar en vigencia el decreto tarifario actual los cargos fijos se redujeron

en un 11,76 % del cargo fijo existente en 1992.

Variación porcentual de los cargos fijos en el área 4

59

64

69

74

79

84

89

94

99

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delcarg

ofijo

de1992]

Figura 4.4: Evolución porcentual de cargos fijos, área típica 4, 1992 - 2000

170

Para el área 4, que al igual que en los casos anteriores, al entrar en

vigencia el decreto tarifario actual, se produjo una reducción de los cargos fijos,

igual a un 12 % del cargo fijo existente en 1992. También la variación dentro de cada

periodo regulatorio, por los factores de economías de escala, es similar a los casos

anteriores

a) Comentarios al análisis de cargos fijos

El presente análisis ha revelado la forma que han tenido las reducciones

de los cargos fijos, a lo largo del periodo regulatorio actual y el anterior.

En los gráficos es posible observar claramente las reducciones por

aumento de las economías de escala, dentro del periodo regulatorio. Estas

reducciones responden al supuesto hecho por el regulador acerca del aumento

poblacional dentro de las zonas de concesión, lo que aumenta el efecto de las

economías de escala o de densidad de clientes.

También, para todas las áreas, hubo una reducción apreciable de todos

los cargos fijos, al entrar en vigencia el decreto tarifario actual. Dicha reducción,

significó un traspaso de beneficios desde las empresas a los consumidores.

Así, se puede notar, que las mejoras de eficiencia, se traspasan a los

consumidores sólo al principio de cada periodo regulatorio, dado que las reducciones

durante el periodo regulatorio, corresponden a un aumento de la influencia de las

economías de densidad.

4.3.2 Análisis de la variación de los costos de distribución

Después de analizar la variación de los cargos fijos, se procedió a realizar

un análisis similar para los costos de distribución CDAT y CDBT (en alta y baja

tensión). Para esto, se debe realizar una subdivisión de las zonas de concesión de

cada empresa, y analizar cada subzona por separado, ya que existen varios factores

que han influido en la variación de los parámetros CDAT y CDBT.

El primer factor que influye en la variación de los costos de distribución

es el área típica inicial de cada zona, es decir el área típica a la que pertenecía la zona

171

antes del cambio en la definición de las áreas típicas. El segundo factor que influye

en la variación de los parámetros es la nueva área típica a que ha sido asignada la

zona, tras el cambio en la definición de éstas. El tercer factor son los factores de

economías de escala proyectados para las áreas inicial y final a la que pertenecía y

pertenece la zona. Por último, también influye en la variación de los parámetros la

empresa a la que pertenece la zona, ya que los factores de corrección por aportes de

terceros varían diferente entre los dos periodos regulatorios, para cada empresa.

Un análisis detallado de la variación de los parámetros CDAT y CDBT,

en cada zona de concesión de cada empresa, se incluye en el anexo D. A

continuación, se presentan los resultados del análisis zonal en forma resumida e

integrada.

4.3.3 Análisis de los resultados de la variación de CDAT y CDBT

a) Factores de economías de escala

En el análisis zonal de la variación de los costos de distribución,

realizada en el anexo D, se puede observar en todos los casos analizados los efectos

de los factores de economías de escala. Dichos factores encierran el supuesto del

regulador, acerca de la variación de los efectos de las economías de escala en los

costos de distribución. El efecto de las economías de escala varía en el tiempo, a

medida que la densidad de población y de ventas evoluciona en el área de concesión.

Así, la tendencia a la baja constante de CDAT y CDBT, dentro de un

periodo regulatorio determinado, es consecuencia de estos factores.

Durante el periodo regulatorio anterior, (1992 � 1996), los factores de

economías de escala, fueron responsables de una reducción del 5 [%] del CDAT de

1992, para el área típica 1 y de una reducción del 10 [%] del CDAT de 1992,

aproximadamente, para el resto de las áreas típicas; como se puede ver en los

gráficos del anexo D.

Los valores exactos de la evolución porcentual para cada año, (expresada

en [%] del CDAT (o CDBT) de 1992), para el periodo regulatorio 1992 -1996, se

muestran en la siguiente tabla (son iguales para los CDAT y CDBT):

172

Tabla 4.4 : Evolución porcentual de los CDAT y CDBT, periodo

regulatorio 1992 - 1996

Evolución de los CDAT y CDBT [% de 1992]

Área 1 Resto de las áreas típicas

1992 100 100

1993 99,5 99

1994 98,51 97,02

1995 97,03 94,11

1996 95,09 90,44

Durante el periodo regulatorio actual, la evolución de los CDAT y

CDBT, para todas las área típicas, tiene los siguientes valores, expresados en [%] del

CDAT (o CDBT) de 1996:

Tabla 4.5: Evolución porcentual, parámetro CDAT, periodo regulatorio

1996 - 2000

Evolución de CDAT [% CDAT de 1996]

Área 3 Área 2 Área 1 Área 4

1996 100 100 100 100

1997 98,76 97,96 98,59 98,47

1998 96,33 94,00 95,83 95,49

1999 92,80 88,36 91,83 91,17

2000 88,29 81,36 86,76 85,72

173

Tabla 4.6: Evolución porcentual parámetro CDBT, periodo 1996 - 2000

Evolución de CDBT [% CDBT de 1996]

Área 3 Área 2 Área 1 Área 4

1996 100 100 100 100

1997 99 98,23 98,81 98,7

1998 97,02 94,78 96,47 96,14

1999 94,13 89,83 93,06 92,43

2000 90,41 83,64 88,71 87,71

b) Variación de los CDAT y CDBT al cambiar el periodo regulatorio

En el punto anterior sólo se menciona la evolución de CDAT y CDBT

dentro de periodos regulatorios, pero no se hace mención del movimiento de estos

parámetros al cambiar el periodo regulatorio.

Como se puede apreciar en los gráficos anteriores, el salto de un periodo

regulatorio a otro provoca movimientos muy distintos en los parámetros, para las

diferentes zonas analizadas, por efecto de la redefinición de las áreas típicas, que

entró en vigencia junto con el último periodo regulatorio.

Al saltar de un periodo regulatorio a otro, se observan patrones, según el

área típica de clasificación de la zona en periodo 1992 - 1996 y el área típica de

clasificación de la zona en el periodo 1996 - 2000. Estos patrones, permiten mostrar

que en la variación de los costos de distribución proyectados por el regulador en

Chile, no existe un análisis fino de cada empresa, sino que simplemente áreas

demográficas similares, poseen movimientos similares de costos, sin reparar que las

distintas empresas, pueden tener diferentes potencialidades de reducción de costos. A

continuación se analizan los patrones encontrados.

174

i) Zonas tipo A

En adelante se clasificará como zonas tipo A a las que fueron clasificadas

como área típica 2 en el periodo regulatorio 1992 - 1996 , y que se clasifican como

área típica 2 actualmente.

Estas zonas, presentaron un incremento del CDAT, del orden de un 7 a 9

[% del CDAT de 1992], al saltar de un periodo regulatorio a otro, y un incremento

del CDBT, del orden de 15 a 17 [% del CDBT de 1992].

Dentro de esta clasificación, se encuentran las siguientes zonas. Se indica

la empresa concesionaria, y la zona entre:

· Emelari (Arica)

· Eliqsa (Iquique)

· Elecda (Antofagasta, Calama)

· Chilquinta (San Antonio)

· CGE (Talca, Chillán, Coronel, Los Ángeles y Temuco)

ii) Zonas tipo B

Se clasificará como zonas tipo B, a las que fueron clasificadas como área

típica 3, en el periodo regulatorio 1992 - 1996 , y que se clasifican como área típica 4

actualmente.

Estas zonas presentaron un incremento del CDAT de 4 a 7 [% del CDAT

de 1992], al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual, y un incremento del

CDBT del orden de 28 a 30 [% del CDBT de 1992].

175

Dentro de esta clasificación, se encuentran las siguientes zonas:

· Emec (Combarbalá, Monte Patria, Río Hurtado, Canela y Salamanca)

· Emelectric (Alhué, Cartagena, Cauquenes, Chanco, Chépica, Chimbarongo,Empedrado, Hualañé, La Estrella, Litueche, Lolol, Marchigue, Maule, Navidad,Palmilla, Paredones, Pelluhue, Peralillo, Pichilemu, Placilla, Pumanque, Rauco, RioClaro, Sagrada Familia, San Javier, Talca, Vichuquén, Yerbas Buenas, Cobquecura,Coelemu, Chillán, Ninhue y Quirihue)

· CGE (Curarrehue y Padre Las Casas)

· SAESA (Curaco de Vélez, Puqueldón, Queilén, Quemchi y Quinchao)

iii) Zonas tipo C

Se clasificará como zonas tipo C a las que fueron clasificadas como área

típica 2 en el periodo regulatorio 1992 - 1996 , y que se clasifican como área típica 3

actualmente.

Estas zonas presentaron un incremento del CDAT de 54 a 58 [% del

CDAT de 1992], al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual, y un incremento

del CDBT del orden de 53 a 55 [% del CDBT de 1992].


· Eliqsa (Pica y Pozo Almonte)

· Elecda (Mejillones, Tocopilla)

· Elecda (Tal-tal)

· Chilquinta (Con con, Cartagena, El Tabo, Santo Domingo y Quintero)

· Chilectra (Colina, Lampa y Til til)

· CGE (Hualqui, Penco, San Carlos y Tomé)

176

iv) Zonas tipo D

Se clasificará como zonas tipo D, a las que fueron clasificadas como área

típica 2A en el periodo regulatorio 1992 - 1996 , y que se clasifican como área típica

3 actualmente.





· Emelat (Caldera, Chañaral, Diego de Almagro, Freirina, Tierra Amarilla y Vallenar)

· Emec (Andacollo, Vicuña, Cabildo, La Ligua, Papudo, Petorca y Puchuncaví)

· Chilquinta (Puchuncaví, Hijuelas, La Calera, La Cruz, Limache, Nogales, Olmué,Quillota, Cabildo, Catemu, Llay llay, Panquehue, Putaendo, Rinconada, San Esteban,Santa María, Casablanca)

· Conafe (Molina, Romeral, San Javier, Teno y Villa Alegre)

· Energía Casablanca (Casablanca)

· Río Maipo (Calera de Tango, Curacaví, Isla de Maipo, San Jose de Maipo yTalagante)

· Emelectric (Curacaví, Melipilla y Talagante)

· CGE (Buin, Coinco, Coltauco, Chimbarongo, Doñihue, graneros, Las Cabras,Machalí, Malloa, Mostazal, Olivar, Paine, Peumo, Quinta de Tilcoco, Rengo, Requínoa,San Fernando y San Vicente de Tagua Tagua)

· SAESA (Lanco, Loncoche, Panguipulli, Gorbea, La Unión, Los Lagos, Paillaco, RioBueno, Calbuco, Frutillar, Llanquihue, Puerto Montt, Puerto Varas, Purranque yPuyehue)

177

v) Zonas tipo F

Se clasificará como zonas tipo F, a las que fueron clasificadas como área

típica 2 en el periodo regulatorio 1992 - 1996 , y que se clasifican como área típica 4

actualmente.





· Eliqsa (Huara)

· Chilquinta (Algarrobo)

· CGE (Maule, Coelemu, Coihueco, Florida y San Nicolás)

vi) Zonas tipo G

Se clasificará como zonas tipo G, a las que fueron clasificadas como área


4 actualmente.





· Emelat (Alto del Carmen y Huasco)

· Emec (La Higuera, Paiguano y Zapallar)

178

· Chilquinta (La Ligua)

· CGE (Codegua y Pichidegua)

· SAESA (Toltén, Villarrica, Corral, Futrono, Lago Ranco, Máfil, Mariquina, Fresia,Los Muermos, Maullín, Puerto Octay, Rio Negro y San Pablo)

vi) Zonas tipo H

Se clasificará como zonas tipo H a las que fueron clasificadas como área

típica 2A, en el periodo regulatorio 1992 - 1996 , y que se clasifican como área típica

2 actualmente.

Estas zonas presentaron una reducción del CDAT de 3,7 a 6 [% del




· Emelat (Copiapó)

· Emec (Coquimbo y La Serena)

· Chilquinta (Villa Alemana, Calle Larga, Los Andes, San Felipe)

· Conafe (Curicó y Linares)

· Río Maipo (Peñaflor y San Bernardo)

· CGE (Rancagua)

· SAESA (Valdivia y Osorno)

179

viii)Zonas tipo I

Se clasificará como zonas tipo I a las que fueron clasificadas como área


actualmente.

Estas zonas presentaron una reducción del CDAT de 4 a 6 [% del CDAT

de 1992], al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual, y un incremento del

CDBT, del orden de 1,9 a 3,5 [% del CDBT de 1992].


· Conafe (Viña del Mar)

· Chilectra (Stgo menos Huechuraba, Quilicura, Lo Barnechea, Colina y Lampa)

· CGE (Concepción y Talcahuano)

ix) Zonas tipo J

Se clasificará como zonas tipo J, a las que fueron clasificadas como área


1 actualmente.

Estas zonas presentaron una reducción del CDAT de 4,5 a 5,5 [% del

CDAT de 1992], al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual, y una reducción

del CDBT del orden de 7,5 a 8,5 [% del CDBT de 1992].


· Chilquinta (Quilpué)

· Río Maipo (El Bosque, La Pintana y Puente Alto)

180

x) Zonas tipo K

Se clasificará como zonas tipo K a las que fueron clasificadas como área


actualmente.

Estas zonas presentaron una reducción del CDAT de 35 a 36 [% del

CDAT de 1992], al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual, y una reducción



· Emec (Ovalle, Punitaqui, Illapel y Los Vilos)

· Emelectric (El Monte, Isla de Maipo, María Pinto, San Antonio, San Pedro, SantoDomingo, Colbún, Constitución, Curepto, Curicó, Las Cabras, Licantén, Longaví,Molina, Nancagua, Parral, Pelarco, Pencahue, Pichidegua, Retiro, San Clemente, SantaCruz, Coihueco, Ñiquén, Pinto, Portezuelo, Ránquil, San Carlos, San Fabián, San Nicolásy Treguaco)

· CGE (Pitrufquen, Pucón y Villarrica)

· SAESA (Ancud, Castro, Chonchi, Dalcahue y Quellón)

xi) Casos especiales

Tras la clasificación presentada, existen tres casos especiales, que no se

ajustan a ninguno de los tipos de zonas descritas. Estos casos se describen a

continuación.

181

· Chilquinta (Valparaíso y Viña del Mar): Zona clasificada como área

típica 2, en el periodo regulatorio anterior, y clasificada como área típica 1

actualmente.

Esta zona sufrió un incremento del CDAT de 7,3 [% del CDAT de 1992]

y una reducción del CDBT del orden de 4,3 [% del CDBT de 1992], al entrar en

vigencia el periodo regulatorio actual.

· Chilectra (Lo Barnechea): Zona clasificada como área típica 1 en el

periodo regulatorio anterior, y clasificada como área típica 3 actualmente.

Esta zona sufrió un incremento del CDAT de 39 [% del CDAT de 1992]

y un incremento del CDBT del orden de 69,35 [% del CDBT de 1992], al entrar en

vigencia el periodo regulatorio actual.

· Chilectra (Huechuraba): Zona clasificada como área típica 1 en el periodo

regulatorio anterior, y clasificada como área típica 2 actualmente.

Esta zona sufrió una reducción del CDAT de 4,13 [% del CDAT de

1992] y un incremento del CDBT del orden de 26 [% del CDBT de 1992], al entrar

en vigencia el periodo regulatorio actual.

c) Comentarios finales

Para finalizar el análisis de las reducciones reales de costos, en el caso de

la tarificación de la distribución eléctrica chilena, es necesario, destacar las

conclusiones principales derivadas del análisis.

Cabe destacar primero que dentro de cada periodo regulatorio particular,

los CDAT y CDBT siempre disminuyen, debido a la acción de los factores de

economías de escala. Estos factores disminuyen los CDAT y CDBT, para incorporar

el efecto que tienen en los costos de distribución el aumento de la densidad de

clientes y de ventas en las zonas de concesión. Estos factores son distintos para cada

área típica y para cada periodo regulatorio.

182

Lo más importante a comentar sobre la variación de los costos de

distribución, es el cambio de los parámetros CDAT y CDBT al entrar en vigencia el

nuevo periodo regulatorio. Dicho cambio está influido principalmente por la

redefinición de las áreas típicas, que entró en vigencia al comenzar el nuevo periodo

regulatorio.

Los resultados resumidos anteriormente, a través de una clasificación de

las zonas, muestran que la variación de los CDAT y CDBT, al ponerse en vigencia el

nuevo periodo regulatorio, presenta patrones según el área típica en que se

clasificaba a la zona antes de la redefinición de las áreas típicas y la clasificación

actual. Esto es consecuencia directa del sistema de determinación de los costos usado

en Chile, en que se analizan los costos para distintas clasificaciones de áreas y no

para cada empresa.

Para los parámetros CDAT, se puede decir que se redujeron en forma

real tras el cambio de periodo regulatorio, sólo para las zonas tipo H, I, J y K. En el

resto de las zonas los CDAT, se incrementaron, en cifras que van desde el 4 [% del

CDAT de 1992] hasta el 167 [% del CDAT de 1992]. En general, la tendencia es que

las zonas en que CDAT se incrementó más de un 100 [% del CDAT de 1992],

corresponden a pueblos pequeños.

Cabe destacar que todos los grandes centros urbanos del país se ubican

en las zonas tipo A, H, J e I, y presentaron variaciones, al entrar en vigencia el

decreto tarifario actual, que van desde un incremento de un 8 [% del CDAT de 1992]

hasta una reducción de un 5,5 [% del CDAT de 1992].

Las zonas que presentan incrementos superiores al 30 % de los CDAT

corresponden a pueblos o zonas con densidad de población bajas.

En cuanto a los CDBT, sólo se redujeron en las zonas tipo J y K, que

representan una minoría frente a todo el resto de las zonas.

Así lo más relevante del análisis, es que no existe un patrón por empresa,

para las reducciones de costos, sino por área, lo que es consecuencia directa del

183

sistema usado para la determinación de los costos, en que el problema de los costos

se analiza para cada área.

184

V. COMPARACIÓN ENTRE EL EJERCICIO PRICE CAP Y LA

TARIFICACIÓN ACTUAL EN CHILE

5.1 Generalidades

Antes de realizar la comparación del sistema de tarificación chileno con

el esquema de tarificación price cap, se deben aclarar los siguientes puntos.

Primero, el ejercicio de simulación price cap realizado, corresponde

solamente a una parte de lo que significa una fijación de tarifas price cap completa.

El ejercicio sólo simula la estimación de las reducciones de ineficiencias relativas,

entre empresas, para los costos operacionales, divididos en Costos de explotación

(Cexp) y Gastos de administración y ventas (Gav).

Para esta simulación, la cantidad de información disponible no fue la

óptima, y tampoco fue posible revisar la asignación de costos por parte de las

empresas. Así, para su uso regulatorio, los resultados deberían revisarse a través de

mejoras en los modelos como consecuencia de pulir la información de costos y

considerar más variables relevantes. Estas dificultades presentadas para desarrollar

los modelos, no quitan que el ejercicio price cap si es un reflejo de la aplicación de

modelos econométricos en regulación

Además, para completar la estimación realizada, siguiendo la

metodología estudiada, correspondería informar a las empresas, de los resultados de

los modelos, para que las empresas calificadas como ineficientes expliquen su

situación, o la acepten. Dicha consulta a las empresas, introduce retroalimentación al

modelo, lo que no es posible hacer en el ejercicio simulado.

Por otro lado, para completar una fijación tarifaria price cap, hace falta

realizar un estudio similar al realizado para los costos de operación, pero aplicado a

la inversión requerida en el periodo. Para esto es necesario, primeramente, y en

conjunto con las empresas, definir que inversiones se requerirán, y luego crear

modelos para definir el nivel de tales inversiones.

185

Por último, correspondería ajustar las tarifas de cada empresa para los

niveles de rentabilidad, calculados como apropiados para la industria, en un análisis

financiero de la misma. Dicho análisis se incluye en el anexo A y en el se estima que

las empresas de distribución poseen costos de capital cercanos al 10 % usado por la

CNE, obteniéndose una tasa de descuento apropiada para la industria de 9,77 %. Sin

embargo, en el CAPM realizado, no es posible separar el riesgo proveniente del

negocio regulado, de aquel que proviene de los negocios no regulados, por lo que es

posible que la tasa apropiada para la industria sea menor al 10 % usado por la CNE.

Las tareas mencionadas, que completarían la fijación price cap, y que

escapan al alcance del trabajo, pueden dar como resultado cambios de las tarifas

distintos a las reducciones proyectadas para los costos de operación, ya que la

importancia de estos alcanza valores promedio, del orden de 3 a 7 % del CDAT y

CDBT, para la mayoría de las empresas.

Los parámetros analizados de la fijación tarifaria chilena, son el resultado

de una fijación tarifaria completa, y por lo tanto no sólo reflejan costos operativos,

sino que inversión en el caso de CDAT y CDBT. Por esta razón, se comparará la

forma que tiene la reducción del costo estándar promedio, ponderado por potencia,

en el que se incluyen los costos de explotación, con la reducción proyectada para los

costos de explotación en el ejercicio price cap. Además se compararán los

movimientos de los gastos de administración y ventas, proyectados en la simulación

price cap, con los que han tenido los cargos fijos.

Por lo anterior, se debe tener en cuenta que las comparaciones gráficas

posteriores, sólo pretenden dar a conocer si los parámetros de la fijación tarifaria

chilena, se han comportado y se comportarán de acuerdo a los movimientos

estimados por el ejercicio price cap para los costos de explotación y gastos de

administración y ventas.

5.2 Movimiento dentro de un periodo regulatorio

En el caso de la fijación realizada en Chile, los movimientos de los

costos de distribución en alta y baja tensión (CDAT y CDBT) y de los cargos fijos

(cfe, cfd y cfh), dentro de un periodo regulatorio particular, son conducidos por los

186

factores de economías de escala. Estos factores ajustan los parámetros, para tomar en

cuenta los efectos del crecimiento de las ventas en el tiempo, tanto por el aumento de

la demanda como por el crecimiento demográfico en las zonas de concesión.

En el ejercicio price cap, la tendencia de los costos proyectados, dentro

de un periodo regulatorio particular, es también a la baja, por efecto de las

reducciones de costos de operación proyectadas para reducir las ineficiencias

relativas estimadas,entre empresas.

Es importante destacar que la magnitud de las reducciones de los costos

de las empresas, en el caso chileno, depende absolutamente del área típica de la zona,

pero en el caso de la simulación price cap, depende de la empresa. Esta diferencia, es

consecuencia de que el método chileno analiza el caso por tipos de zona, y en el caso

de la metodología price cap se analiza por empresa.

Ambos procedimientos tienen ventajas y desventajas. Por ejemplo, en el

caso chileno, el analizar el problema por área evita la aparición de subsidios cruzados

entre diferentes zonas de una misma empresa. En el caso price cap, el análisis por

empresa hace posible aprovechar economías que se den para una empresa que sirve

varias zonas de concesión.

5.3 Movimientos de los costos entre periodos regulatorios

En el caso chileno, la transición del periodo regulatorio anterior al actual,

como ya se mencionó, puso en vigencia la redefinición de las áreas típicas. Dicha

redefinición subdividió en forma más fina las zonas de concesión de las empresas y

realizó cambios en las características de las áreas típicas en que se clasifican las

zonas.

Como consecuencia de esto, la variación de los parámetros CDAT y

CDBT es amplia, al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual. La tendencia

para el CDAT es a la baja en los grandes centros urbanos, y al alza en los pueblos

pequeños. Para el parámetro CDBT, la tendencia es al alza generalizada, excepto

contadas excepciones, mencionadas anteriormente. La mencionada alza generalizada

del parámetro CDBT, se compensa por un alza de los parámetros NHUNB y

187

NHUDB37; y por una baja de los factores de expansión de pérdidas, movimientos que

tienden a disminuir las tarifas, a pesar de las alzas de los parámetros de costos.

En el ejercicio regulatorio price cap, se realizó un análisis de un periodo

regulatorio, porque para proyectar un segundo periodo se requieren los resultados de

la aplicación de las tarifas en el primer periodo regulatorio. En todo caso, si se

recuerda el análisis teórico de la metodología, al inicio de un nuevo periodo

regulatorio, el salto de tarifas está conducido por el parámetro P0, que traspasa las

mejoras de eficiencia, adicionales a las proyectadas, a los consumidores. Si la

empresa superó las expectativas de reducción de costos realizadas por el regulador,

P0 reduce las tarifas para traspasar dicha mejora a los consumidores38.

La única forma de que P0 aumente los costos de distribución proyectados,

es que se proyecten inversiones adicionales para el periodo regulatorio próximo, o

que se haya cometido un error, sobrestimando la capacidad de la firma para reducir

costos en la última fijación tarifaria.

5.4 Comparación porcentual y gráfica

La presente sección del capítulo, presenta un análisis comparativo entre

los resultados de la simulación price cap, de tipo numérico y gráfico. Este análisis,

permitirá apreciar de forma más didáctica, las diferencias entre los resultados

arrojados por una y otra metodología, dado que en Chile se analizan los costos por

área típica y la metodología estudiada lo hace por empresa.

37 Más adelante, se incluye un análisis para tarifa final, en que se explican todos los

parámetros mencionados

38 Más adelante, se incluye una discusión gráfica de los movimientos de tarifa, bajo una

fijación price cap completa.

188

5.4.1 ¿Qué se va a comparar?

Antes de comparar datos, se debe explicar, qué datos se compararán y

porqué. El ejercicio regulatorio price cap realizado proyecta reducciones de costos

para los costos operacionales de las empresas de distribución en Chile, divididos

entre Costos de explotación y Gastos de administración y ventas.

La fijación tarifaria en Chile da como resultados los cargos fijos, los

factores de pérdidas medias de potencia y energía y los costos estándares de

inversión, mantención y operación. En el capítulo previo, se analizó la variación de

los cargos fijos y los costos estándares.

Los cargos fijos representan costos fijos por concepto de gastos de

administración, facturación y atención de usuarios del área típica, de esto, por ende

se refieren a los mismos ítems de costos que los gastos de administración y ventas.

Por otro lado, CDAT y CDBT representan los costos de distribución en

alta y baja tensión, por unidad de potencia. Dentro de estos costos se encuentran

incluidos los costos de explotación técnicos del área típica, que son comparables con

los costos de explotación analizados en el ejercicio price cap.

La idea de la presente sección es comparar la señal que se ha dado desde

1992 a las diferentes empresas, mediante el movimiento de los costos que el

regulador proyecta a éstas, con la señal que está dando el ejercicio price cap. Para

esto, se realizará un análisis separado para los cargos fijos, comparándolos con los

gastos de administración y ventas para cada empresa, y otro para los costos

estándares de distribución, que se compararán con los costos de explotación

analizados en el ejercicio price cap.

5.4.2 Comparación entre cargos fijos y gastos de administración ventas

Los movimientos de los cargos fijos, como fue posible apreciar en el

análisis de la variación de los parámetros de costos en la tarificación de distribución,

han sido bastante uniformes desde 1992, para todas las áreas típicas, e idénticos en

forma (porcentualmente), para los tres tipos de medidores.

189

Así, el análisis llevado a cabo anteriormente confirma que en el análisis

de los gastos de administración y ventas, cargados a los cargos fijos, no existe un

análisis a nivel de empresa, sino sólo desglosado por tipo de clientes y área típica.

A continuación se hace una revisión gráfica, de las señales estimadas en

el ejercicio price cap, para los gastos de administración y de la señal entregada por el

regulador chileno, a través de la variación de los cargos fijos, discutiéndose

posteriormente las diferencias y similitudes:

190

Comparación zona de Arica

554

604

654

704

754

804

854

904

954

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación zona de Iquique

554

604

654

704

754

804

854

904

954

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación zona de Antofagasta y Calama

554

604

654

704

754

804

854

904

954

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación zona de Copiapó

544

594

644

694

744

794

844

894

944

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación zona de Coquimbo y La Serena

554

604

654

704

754

804

854

904

954

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación zona de Valparaíso y Viña del mar

492

542

592

642

692

742

792

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Figura 5.1 : Comparación cargos fijos V/S Gav para Emelari, Eliqsa, Elecda,

Emelat, Emec y Chilquinta

191

a) Empresa Emelari

La empresa Emelari presta servicio en la zona de Arica. El gráfico

mostrado, indica la trayectoria porcentual que han tenido los cargos fijos en esa zona,

en conjunto con la señal que estima el ejercicio price cap para los gastos de

administración y ventas en el futuro. Se aprecia que la reducción de las ineficiencias

relativas estimadas, no es tan pronunciada como la proyectada por el regulador en

Chile.

b) Empresa Eliqsa

Para la zona de Iquique, la situación es muy parecida a la anterior, pues

los porcentajes máximos, de reducción de ineficiencias relativas estimadas, para los

Gav de ambas empresas, son muy similares. Sin embargo, se aprecia que en este caso

la diferencia entre el ejercicio price cap y la situación actual es mucho menor

c) Empresa Elecda

Se aprecia que el caso de Elecda, para la zona de Antofagasta y Calama,

es bastante parecido al de Arica, porque los porcentajes máximos de reducción de

ineficiencias relativas estimadas, calculados en el ejercicio price cap son muy

similares.

d) Empresa Emelat

Para la comparación de la empresa Emelat, se usará la zona de Copiapó.

En la figura, se aprecia la reducción estimada, por price cap es más parecida al caso

actual, y mayor que en los casos anteriores, por la ubicación de Emelat en el ranking

de Gav.

e) Empresa Emec

Para la empresa Emec se tomará como base para el análisis la zona de

Coquimbo y La Serena. En la figura, se aprecia que la empresa Emec presenta una

menor reducción por ineficiencias relativas estimadas, por encontrarse mejor ubicada

que el resto de las empresas en el ranking de Gav.

192

f) Empresa Chilquinta

Para la empresa Chilquinta se tomará como base para el análisis la zona

de Valparaíso y Viña del Mar. En la figura anterior se aprecia que la reducción

estimada por price cap, es mayor que la existente en el caso actual.

Comparación zona de Viña de l mar

496

546

596

646

696

746

796

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación zona de Casablanca

538

588

638

688

738

788

838

888

938

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Escenario 3

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Comparación zona de Santiago

501

551

601

651

701

751

801

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Escenario 2

Actual

Escenario 1

Escenario 3

Comparación zona de Peñaflor y San Bernard

554

604

654

704

754

804

854

904

954

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Escenario 1

Actual

Escenario 2

Escenario 3

Comparación empresa Emelectric área típica 3

564

614

664

714

764

814

864

914

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Escenario 2

Actual

Escenario 1

Escenario 3

Comparación zona de Concepción y Talcahuano

499

549

599

649

699

749

799

1992 1994 1996 1998 2000

Año

Carg

ofijo

[$/cliente-m

es]

Escenario 3

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Figura 5.2: Comparación Cargos fijos V/S Gav empresas Conafe, Casablanca,

Chilectra, Rio Maipo, Emelectric y CGE

193

g) Empresa Conafe

Para la empresa Conafe, se tomará como base su zona de concesión en

Viña del mar. En la figura, se aprecia que la forma de la reducción estimada por price

cap es similar a los casos anteriores y muy parecida al caso actual.

h) Empresa Casablanca

Para la empresa Casablanca en la figura, se aprecia que la reducción

porcentual estimada en price cap para la empresa Casablanca es más grande que en

todos los casos anteriores. La razón es la baja ubicación de la empresa en el ranking

de Gav.

i) Empresa Chilectra

Para la empresa Chilectra se tomará como referencia su zona de

concesión en Santiago. En la figura, se aprecia que la reducción estimada por price

cap es similar al caso de Elecda, por poseer porcentajes máximos de reducción de

Gav similares.

j) Empresa Río Maipo

Para ejemplificar, se tomará como referencia las comunas de Peñaflor y

San Bernardo. En la figura se aprecia que la reducción estimada por price cap es

menor que en todos los casos anteriores, porque la empresa se encuentra bien

ubicada en el ranking de eficiencia en Gav.

k) Empresa Emelectric

Como referencia para la comparación en esta empresa, se tomarán todos

los pueblos y ciudades definidos actualmente como área típica 3, cuya concesión está

en poder de Emelectric. En la figura, se aprecia que la forma de la reducción

estimada por price cap, es similar a la de todas las empresas anteriores, y menor que

la actual.

194

l) Empresa CGE

Como referencia para la empresa CGE, se tomará como referencia la

zona de Concepción y Talcahuano. En la figura se aprecia que la forma de la

reducción estimada por price cap es similar al caso actual.

m) Empresa SAESA

En el ejercicio no se proyectaron reducciones por price cap para SAESA,

porque según el modelo desarrollado, sería la empresa más eficiente en Gav.

5.4.3 Comparación entre costos estándares de distribución y el ejercicio

price cap

La presente sección muestra el análisis comparativo realizado entre la

variación que han tenido y tendrán los costos estándares de operación, inversión y

mantenimiento, representados por CDAT y CDBT en la fijación tarifaria, y la señal

entregada por el ejercicio price cap a las empresas con las reducciones de

ineficiencias relativas aproximadas en Cexp.

Se debe destacar que los CDAT y CDBT son las únicas señales acerca de

los costos de las empresas de distribución presentes en los decretos. Los costos de

explotación, analizados en el ejercicio price cap, son un subconjunto de estos costos.

Por esto, se advierte que la comparación sólo se realiza para apreciar la forma de

ambas variaciones, como una forma de saber si la señal de costos entregada por la

autoridad a las empresas, se parece a la entregada a cada empresa por el ejercicio

price cap, a través de las variaciones de los costos de explotación.

El primer problema a resolver, antes de comparar ambas señales es que,

como en Chile se analiza el problema por áreas típicas, no existe una señal unificada

de costos por empresa. Para resolver este problema, se calculó, el costo estándar

[$/KW] promedio cobrado por cada empresa en el periodo 1992 - 2000. Para hacer

esto, se tomó el promedio ponderado por potencia de los costos estándares AT y BT

(CDAT y CDBT), de cada zona de cada empresa, obteniéndose una señal única para

cada empresa. A continuación se muestran dos tablas, que indican el valor de dicha

195

señal en [($ del 31 dic 1997)/KW], para el periodo regulatorio 1992 - 1996 y para el

periodo 1996 - 2000.

Tabla 5.1 : Costos estándares de distribución promedio por empresa,

periodo 1992 - 1996

Empresa Costos estándares promedio [($ 31 dic 1997)/KW] 1992 - 1996

1992 1993 1994 1995 1996

Emelari 4908,24 4859,15 4761,97 4619,11 4438,97

Eliqsa 4659,62 4613,02 4520,76 4385,14 4214,12

Elecda 5057,14 5006,57 4906,44 4759,25 4573,64

Emelat 2716,91 2689,74 2635,95 2556,87 2457,15

Emec 5869,28 5810,58 5694,37 5523,54 5308,12

Chilquinta 4794,28 4746,34 4651,41 4511,87 4335,91

Conafe 4510,28 4476,79 4410,35 4312,35 4186,96

Casablanca 5373,07 5319,34 5212,95 5056,56 4859,36

Chilectra 4339,63 4317,68 4274,01 4209,17 4124,09

Rio Maipo 5089,07 5038,18 4937,41 4789,29 4602,51

Emelectric 7210,15 7138,05 6995,29 6785,43 6520,80

CGE 4214,65 4178,82 4107,82 4003,26 3870,43

SAESA 5060,33 5009,73 4909,53 4762,25 4576,52

196

Tabla 5.2: Costos estándares promedio por empresa, periodo 1996 -

2000

Empresa Costos estándares promedio [($ 31 dic 1997)/KW] 1996 - 2000

1996 1997 1998 1999 2000

Emelari 5204,94 5111,37 4929,20 4668,00 4341,53

Eliqsa 5033,91 4945,89 4774,44 4528,43 4220,62

Elecda 5535,34 5441,76 5259,33 4997,32 4669,03

Emelat 3114,45 3067,98 2977,22 2846,41 2681,57

Emec 6042,04 5955,17 5785,15 5539,79 5230,08

Chilquinta 4898,50 4834,86 4709,96 4529,10 4299,41

Conafe 4643,29 4579,61 4454,84 4274,42 4045,83

Casablanca 7398,71 7322,97 7173,18 6954,56 6673,67

Chilectra 4291,39 4238,61 4134,86 3984,16 3791,81

Rio Maipo 4867,95 4800,01 4666,96 4474,73 4231,49

Emelectric 6964,93 6884,40 6725,78 6494,90 6199,79

CGE 4578,42 4513,19 4385,51 4201,14 3968,12

SAESA 5994,35 5914,91 5759,09 5533,64 5247,92

Los valores mostrados son el reflejo de la combinación de áreas típicas

de cada empresa y de la proporción entre clientes AT y BT de cada zona. Por esto,

no debe llamar la atención, por ejemplo, el valor del parámetro para la empresa

Emelat, que es mucho más bajo que para Chilectra. Emelat, a pesar de servir a una

zona menos densa, tiene mayor proporción de venta en AT.

Llama la atención que, durante el periodo 1992 - 1996, la empresa CGE

haya recibido una señal promedio de costos más baja que Chilectra, situación que se

revierte al cambiar el periodo regulatorio y entrar en vigencia la redefinición de áreas

197

típicas. La situación anterior llama la atención pues Chilectra posee la zona en

concesión más densa del país. CGE debiera haber recibido una señal más alta que

Chilectra, a no ser que posea una mayor proporción de venta en AT que Chilectra.

En todo caso, esta situación, puede explicar la diferencia en el ranking de Cexp de

ambas empresas.

Otra situación que llama la atención es que al, entrar en vigencia la

redefinición de áreas típicas, la señal de costos a las empresas se incrementó en todos

los casos, aunque no en la misma magnitud para todos.

A continuación, se realiza un análisis comparativo por empresa entre la

variación de la señal calculada y la señal de la reducción de Cexp por ineficiencias

relativas estimadas. El análisis se realiza en forma de porcentaje.

Se grafica la variación que ha tenido la señal de costos estándares

promedio, versus la que existiría si se aplicaran reducciones por ineficiencias

relativas aproximadas en el ejercicio price cap.

198

Comparación Emelari

88

90

92

94

96

98

100

102

104

106

1992,00 1994,00 1996,00 1998,00 2000,00

Año

[%delcostosestándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Eliqsa

90

92

94

96

98

100

102

104

106

108

1992,00 1994,00 1996,00 1998,00 2000,00

Año

[%delcostosestándarpromedio

de1992] Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Elecda

90

92

94

96

98

100

102

104

106

108

110

1992,00 1994,00 1996,00 1998,00 2000,00

Año

[%delcosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Emelat

90

95

100

105

110

115

1992,00 1994,00 1996,00 1998,00 2000,00

Año

[%delcosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Emec

89

91

93

95

97

99

101

103

1992,00 1994,00 1996,00 1998,00 2000,00

Año

[%delcosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Chilquinta

88

90

92

94

96

98

100

102

1992,00 1994,00 1996,00 1998,00 2000,00

Año

[%delcosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Figura 5.3: Comparación entre costos estándares promedio del [KW] y

proyección price cap

199

a) Empresa Emelari

Se aprecia que la señal estimada por el ejercicio price cap bajaría los

costos con una pendiente menos pronunciada que el efecto de los factores de

economías de escala por si solos.

b) Empresa Eliqsa

Se aprecia que la trayectoria de la señal dada por la autoridad a la

empresa desde 1992 es muy similar a la de Emelari. La ubicación de Eliqsa en el

ranking de Cexp es mejor, por lo que el ejercicio price cap proyecta reducciones por

ineficiencias estimadas menores para ésta última.

c) Empresa Elecda

El caso de Elecda es muy similar al de Eliqsa, tanto en la trayectoria que

han tenido las señales enviadas por el regulador, como las que proyecta el ejercicio

price cap.

d) Empresa Emelat

Se aprecia que la reducción que price cap para la empresa, es bastante

parecida a la proyectada por el regulador, y más grande que en los casos anteriores.

Esto se produce porque Emelat está más mal ubicada en el ranking de Cexp.

e) Empresa Emec

Se aprecia que la señal del ejercicio price cap señala una reducción muy

parecida a la de Emelat, pero menor, por la mejor ubicación de Emec en el ranking

de Cexp.

f) Empresa Chilquinta

Se aprecia que este caso es muy parecido al de Emelat y al caso actual.

200

Comparación Conafe

89

91

93

95

97

99

101

103

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delcdatde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Casablanca

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delcostosestándar1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Chilectra

87

89

91

93

95

97

99

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delCosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación Emelectric

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delCosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación CGE

91

93

95

97

99

101

103

105

107

109

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delCosto

Estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Comparación SAESA

90

95

100

105

110

115

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[%delCosto

estándarde1992]

Actual

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Figura 5.4: Comparación entre costos estándares promedio por [KW] y señal

price cap de Cexp

201

g) Empresa Conafe

Se aprecia que la reducción price cap es menor que en todos los casos

anteriores, por la buena ubicación de la empresa en el ranking estimado para los

Cexp.

h) Empresa Casablanca

Se aprecia que, a pesar de que para Casablanca la señal dada por el

regulador se incrementó mucho con la redefinición de áreas típicas, el ejercicio price

cap no proyecta mucha reducción para la empresa, pues ésta tiene una buena

ubicación en el ranking estimado para los Cexp.

i) Empresa Chilectra

Se aprecia que el ejercicio price cap presenta una reducción similar a la

proyectada por el regulador Chileno.

j) Empresa Río Maipo

La empresa Río Maipo, podría ser la más eficiente según el modelo de

Cexp, por lo que el ejercicio price cap no proyecta reducciones por ineficiencia

relativa, de Cexp, para esta empresa.

k) Empresa Emelectric

Se aprecia que la reducción no es tan grande. Esto porque Emelectric se

encuentra en la mitad del rankingestimado para los Cexp.

l) Empresa CGE

Se aprecia que la reducción adicional en el caso de CGE es muy pequeña,

porque esta, sería la segunda empresa en eficiencia después de Conafe, según las

esimaciones del modelo de Cexp.

202

m) Empresa SAESA

Se aprecia que la reducción por price cap en el caso de SAESA no es tan

grande, por estar la empresa bien ubicada en el ranking estimado para los Cexp.

5.5 Comparación en tarifa para un consumo estándar

En esta sección se realiza una comparación adicional, entre la simulación

price cap del capítulo tres, y los movimientos proyectados por el regulador chileno

para los costos de distribución. La diferencia es que, esta vez, se comparará a través

de la tarifa para un consumo estándar BT1a de 200 [kWh] mensuales.

Para realizar la comparación, se utilizará un precio de nudo fijo a traves

de todo el periodo de análisis, para observar sólo variaciones por efecto de la

distribución eléctrica. Para las empresas del SING, se utilizará el precio del nudo de

Antofagasta, de la fijación de precios Octubre 97, y para las empresas del SIC, se

utilizará el precio del nudo Alto Jahuel de la misma fijación. Esto, para ser

consistente con las unidades monetarias usadas en toda la investigación, que

corresponden a precios de diciembre de 1997.

Para calcular las tarifas, incluyendo las modificaciones a los costos de

explotación, introducidas por el ejercicio price cap, se calculó a que porcentaje del

CDAT y CDBT, aproximadamente, corresponden los costos de explotación

analizados. En la tabla entregada a continuación, se incluye dicho porcentaje para

todas las empresas analizadas:

203

Tabla 5.3 : Porcentaje del costo estándar promedio por unidad de

potencia, correspondiente a costo de explotación, por empresa

Empresa % del cdat y cdbt,correspondiente a costode explotación

Emelari 4,88

Eliqsa 3,28

Elecda 4,28

Emelat 13,86

Emec 9,02

Chilquinta 4,90

Conafe 6,95

Casablanca 4,86

Chilectra 3,58

Río Maipo 6,69

Emelectric 4,19

CGE 5,80

SAESA 5,87

Llama la atención el alto valor de los CDAT y CDBT, que corresponden

a costos de explotación, para la empresa Emelat, con respecto al resto de las

empresas. Esto sucede porque Emelat posee mucho mayor proporción de venta en

AT que en BT, lo que hace bajar sus costos de inversión en redes BT.

Para introducir las modificaciones proyectadas por el ejercicio price cap

para los Gav, se redujeron los cargos fijos, según el porcentaje proyectado en la

simulación price cap para los Gav.

204

Se debe notar que los cambios de tarifa observados serán pequeños, ya

que la importancia de los Cexp y Cargos fijos en la tarifa final, es pequeña, y la

diferencia entre la proyección de Cexp y cargos fijos en la simulación price cap y en

la actual tarificación, es pequeña.

5.5.1 Evolución de la tarifa

A continuación, se muestra, en forma gráfica, la evolución que ha tenido,

en términos reales, la tarifa para un consumo de 200 [kWh] mensuales, para las

empresas Chilquinta, Chilectra, Emelectric y CGE, usando las mismas zonas

representativas anteriormente usadas para los cargos fijos. Los gráficos también

incluyen la evolución que tendrían las tarifas, de aplicarse los movimientos

resultantes de la simulación price cap, en cada uno de los escenarios. En el anexo F,

se incluye información detallada con la variación de las tarifas en la situación actual

y bajo cada uno de los tres escenarios elaborados en el capítulo tres, para cada una de

las empresas, ejemplificadas por las zonas anteriormente usadas, para comparar los

cargos fijos.

Com pa ra ción de ta rifa pa ra un consum o e stá nda r em pre sa

Ch ilqu in ta

7000 ,00

7200 ,00

7400 ,00

7600 ,00

7800 ,00

8000 ,00

8200 ,00

8400 ,00

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[$]

Ac tual

E scenario 1

Escenario2

Escenario 3

Figura 5.5:Evolución de la tarifa para empresa Chilquinta, zona de Valparaíso

y Viña del mar Comparación situación actual v/s price cap

205

Com pa ra ción ta rifa e stá nda r, pa ra em pre sa Ch ile ctra

7020,00

7220,00

7420,00

7620,00

7820,00

8020,00

8220,00

8420,00

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[$]

A c tua l

E s c enario 1

E s c enario2

E s c enario 3

Figura 5.6: Evolución de la tarifa para empresa Chilectra, zona de Santiago

Comparación situación actual v/s price cap

Com pa ra c ión ta ri fa e stá nda r, e m pre sa Em e le c tr ic

8500,00

9000,00

9500,00

10000 ,00

10500 ,00

11000 ,00

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[$]

A c tua l

E s c enario 1

E s c enario2

E s c enario 3

Figura 5.7: Evolución de la tarifa para empresa Emelectric, área típica 3

Comparación situación actual v/s price cap

206

Com pa ra ción ta ri fa e stá nda r em p re sa CGE

7060,00

7260,00

7460,00

7660,00

7860,00

8060,00

1992 1994 1996 1998 2000

Año

[$]

A c tua l

E s c enario 1

E s c enario2

E s c enario 3

Figura 5.8: Evolución de la tarifa para empresa CGE, zona de Valdivia y

Osorno Comparación situación actual v/s price cap

En los gráficos anteriores, se aprecia que en tres de los casos anteriores,

las diferencias entre las tarifas proyectadas por el regulador y las del ejercicio price

cap, son imperceptibles, y en el caso de la empresa Emelectric, en el escenario 3, esta

diferencia, es mayor, por tener la empresa peor ubicación relativa en los rankings de

efciencia estimados. Esto se debe a que los costos analizados, corresponden a un

pequeño porcentaje de los costos por unidad de potencia en alta y baja tensión.

5.6 ¿Cómo serían los movimientos de tarifa si se desarrollara una

fijación price cap completa?

Hasta el momento, se han comparado los movimientos que tendrían las

tarifas de electricidad, si se aplican los cambios introducidos por el ejercicio price

cap, pero sólo en los costos de explotación y gastos de administración y ventas,

dichos cambios no tienen un gran efecto en la tarifa por el pequeño porcentaje que

representan dichos costos, en la tarifa final (Cexp, es aproximadamente de 3 a 7 % de

CDAT y CDBT).

207

En la presente sección se bosqueja la forma que tendría la reducción en

tarifa para tres empresas tipo, considerando todos los factores que no ha sido posible

incluir en esta investigación. Dichos factores corresponden al estudio de Valor

Nuevo de Reemplazo, (en adelante VNR), y el posterior ajuste de las tarifas

promedio de cada empresa, a un rentabilidad considerada como adecuada39.

5.6.1 Empresa con rentas sobrenormales en el periodo anterior a la

fijación price cap

Esta empresa corresponde al caso de una empresa que, con la exigencia

de rentabilidad anterior a la fijación price cap, que en el caso chileno corresponde a

una rentabilidad promedio de las empresas que no difiera en más de 4 puntos

porcentuales de 10 %, obtenía rentabilidades superiores a las adecuadas para la

industria. Las rentabilidades adecuadas para la industria, se calculan con un análisis

de riesgo de la misma40. El análisis de riesgo de las empresas de distribución indica

que el valor 10 % para las rentabilides de las empresas es adecuado.

39 Este ajuste, no implica, que se asegure a la empresa la obtención de esta rentabilidad,

sino, que se asegura esta rentabilidad a una empresa eficiente.

40 Este análisis se incluye en el anexo A

208

En la figura, se aprecia que al iniciarse el periodo regulatorio price cap,

la tarifa se reduce en un escalón. Esta reducción es producto del traspaso a los

clientes finales de la mayor eficiencia, que ha llevado a la empresa a obtener rentas

sobrenormales.

Se debe recordar que en la metodología price cap estudiada, la

rentabilidad calculada como adecuada, se aplica a las empresas por separado y no a

todas en conjunto, como un promedio.

5.6.2 Empresa con renta normal en el periodo anterior a la fijación price

cap

Esta empresa corresponde al caso de una empresa que, en el periodo

anterior a la fijación price cap, obtenía una rentabilidad considerada como adecuada

para la industria de distribución eléctrica. Esta empresa no presentaría una variación

brusca de tarifa al iniciarse el periodo regulatorio price cap, sino que continuaría con

reducciones distribuidas a los largo del periodo regulatorio price cap.

TiempoPeriodo regulatorio

Tarifa inicial price capTarifa

Tarifa anterior a price cap

Figura 5.9 : Evolución teórica de la tarifa de una empresa

con rentas sobrenormales, bajo una fijación price cap completa

209

5.6.3 Empresa con rentabilidad deficitaria en el periodo anterior a la

fijación price cap

Esta empresa, corresponde al caso de una empresa para la cual, la

exigencia regulatoria de una rentabilidad promedio, que no difiera en más de 4

puntos de 10 %, resulta en una sobreexigencia, aún con niveles de eficiencia

aceptables.

Esta empresa, como muestra la figura, resultaría con un aumento en su

tarifa, tras el comienzo de la fijación price cap, por conceptos de ajustar su

rantabilidad al 10 % adecuado41.

41 Una vez más, se debe recordar que la fijación price cap no asegura a la empresa una

rentabilidad adecuada, sino que asegura la rentabilidad sólo si la empresa es eficiente.

Tarifa inicial

price cap

Tarifa

Tiempo

Periodo regulatorio

Tarifa anterior a price cap

Figura 5.10: Evolución teórica de la tarifa, para una firma con rentas

deficietarias, regulada con price cap

210

La sobreexigencia mencionada no quiere decir que un 10% no sea una

rentabilidad adecuada para esta empresa, sino que la exigencia regulatoria, por

aplicarse al promedio de las empresas, no permita a esta empresa alcanzar esta

exigencia promedio.

5.7 Comentarios finales a la comparación

Cabe destacar que en el ejercicio price cap no se proyectaron saltos en las

tarifas, al comenzar el periodo simulado, como los que se muestran anteriormente.

Esto, porque para proyectarlos se requiere de información de la rentabilidad de largo

plazo, obtenida por las empresas, considerando inversión en capital y depreciaciones,

y no se poseen datos suficientes para este análisis.

Se debe mencionar que la principal diferencia encontrada entre las dos

metodologías regulatorias analizadas, es que bajo price cap, los movimientos

proyectados para los costos no necesariamente siguen un patrón por área típica,

como se aprecia en las comparaciones gráficas anteriores.

Otra diferencia importante entre los dos esquemas regulatorios, es que en

el caso de price cap se necesitan cantidades de información superiores para la

fijación tarifaria, que en el caso chileno. Esto es consecuencia directa de que el

regulador Inglés, obtiene información de todas las empresas reguladas, a diferencia

del regulador chileno, que dimensiona la empresa modelo basado en datos de una

sola empresa real. Así, si el regulador, no es capaz de superar las asimetrías de

información con las firmas reguladas, pueden existir problemas en la aplicación de

price cap.

Cabe destacar también que la expresión en tarifa de los indicados en el

ejercicio price cap son de poca importancia, porque los costos analizados son un

pequeño porcentaje de los analizados en una fijación tarifaria completa. Para poder

apreciar como se serían los movimientos de tarifa, en una fijación price cap

completa, se ha incluido, la sección anterior, en que se bosqueja el ajuste por

rentabilidad particular de cada empresa.

211

Cabe destacar también, que en el esquema regulatorio chileno, el cálculo

de la gestión óptima de la empresa como tal, está poco definido, en las bases de la

CNE, lo que ha llevado a divergencias entre los VAD calculados por la autoridad y

los calculados por las empresas reguladas, que incluso en el año �92, terminaron en

manos de la justicia. Por otro lado el modelo price cap, provee una formulación

matemática del problema a través del desarrollo de modelos econométricos, aún

cuando el esquema regulatorio sufre problemas por la cantidad de información

necesaria.

Como último comentario, se debe advertir que los resultados de los

modelos econométricos desarrollados, están en gran medida condicionados a la

información disponible, que dista de ser una cantidad óptima. Por esto los resultados

de eficiencia estimados podrían cambiar de tenerse la posibidad de revisar la

asignación de costos, sobre todo en los ítems relacionados con la gestión, entre

servicios regulados y no regulados

5.8 Proposición de metodología regulatoria

A continuación se sintetiza el trabajo reportado, con la proposición de

una metodología regulatoria mixta entre price cap y la existente actualmente en

Chile, en que se hace competir a las empresas, con una empresa modelo eficiente.

La proposición consiste, básicamente en aprovechar las ventajas de

ambas metodologías. Para esto, se sugiere continuar con el cálculo de los VNR

desarrollado en Chile, para valorizar las inversiones de las empresas eléctricas. Este

cálculo podría ser enriquecido con modelos que ayuden a dimensionar la empresa,

con instalaciones de mínimo costo, como los modelos desarrollados en la referencia

[Roma97], para disminuir las divergencias entre el regulador y las empresas

reguladas

En cuanto a los costos de operación y mantención, se podría adoptar la

metodología estudiada en el capítulo 2, y simulada en el capítulo 3, para dar al

cálculo de estos costos una menor probabilidad de divergencia entre el regulador y

las empresas. Dicha metodología, crea modelos econométricos para los costos,

relacionandolos con variables relevantes, para identificar que empresas son las más

212

eficientes, considerando sus características físicas y demográficas. La filosofía de la

metodología es buscar reducciones de costos donde hay más ineficiencia, y por lo

tanto más potencial para reducir costos.

En cuanto a los cálculos financieros, se valora como positivo adoptar la

metodología inglesa, e incorporar cálculos tendientes a estudiar las tasas que son

adecuadas para los niveles de riesgo de las empresas de distribución en el estudio de

los VAD. También, se podría aplicar la restricción de una rentabilidad que no difiera

en más de 4 puntos de 10%, a cada empresa y no a las empresas como promedio.

Para los estudios de riesgo � rentabilidad de las empresas, se puede utilizar el mismo

método utilizado en el anexo A, el CAPM (Capital Asset Pricing Model).

En cuanto a las tarifas finales, se sugiere continuar con la metodología

desarrollada en Chile, en que la autoridad fija dichas tarifas para todos los tipos de

clientes regulados, pues esto dificulta la aparición de subsidios cruzados entre los

distintos tipos de clientes de una misma empresa.

Por último, para la indexación de las tarifas, se sugiere continuar con la

aplicación de los índices usados en Chile, pues dan un marco reflejo del estado de la

economía del país, mucho más completo que la simple indexación de tarifas por el

IPC, como sucede en Inglaterra.

Así, la propuesta realizada, no cambia significativamente la estructura

del estudio de VAD, sino que ayuda a reducir ambiguedades para el cálculo de los

costos de operación y mantención y la rentabilidad adecuada, minimizando así la

probabilidad de divergencia entre el regulador y la empresa regulada

213

VI. CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS

En este capítulo, se sintetizan las principales conclusiones de la tesis y se

proponen futuros temas en que se puede profundizar el trabajo realizado.

6.1 Conclusiones

Primero que nada, se debe mencionar los puntos relevantes del esquema

regulatorio price cap aplicado en Inglaterra a los servicios sanitarios, ya que este

esquema sirvió como base teórica para la simulación price cap aplicada al sector

distribución eléctrica chileno.

Los objetivos que mueven las fijaciones de precios en este esquema, son

los siguientes:

a) Estudiar ¿qué es lo necesario para que la empresa desarrolle apropiadamente sus

funciones? ¿qué incluye el cumplimiento de estas funciones?

b) Asegurar que la empresa pueda financiar estas funciones, incluyendo un retorno

sobre el capital adecuado.

c) Proteger los intereses de los consumidores

d) Promover los incentivos a realizar mejoras de eficiencia

La fórmula regulatoria usada por OFWAT, es simplemente que los

precios se reajustan anualmente, durante un periodo regulatorio de 5 años, por el

índice RPI más un factor K, que posee las siguientes componentes:

a) P0: Consiste en una reducción inicial de precios, representa el desempeño pasado

de la firma, se realiza sólo al comienzo de cada periodo regulatorio.

b) X : Representa futuras mejoras de eficiencia

c) Q : Representa las inversiones tendientes a aumentar los estándares de calidad

214

d) V : Representa mejoras a la seguridad de servicio

e) S : Representa mejoras en los niveles de servicio

Para la revisión de precios, el regulador divide los costos totales en las

siguientes categorías:


b) Inversión en mantención del capital


El potencial para realizar mejoras de eficiencia, representadas en la

fórmula por el factor X, se divide en dos componentes:

a) Potencial para mejoras de eficiencia de la industria como un todo.

b) Potenciales específicos adicionales para cada empresa, dependiendo de su

eficiencia relativa, respecto del resto de las empresas del sector.

Para calcular el potencial de la industria como un todo, el regulador

analiza el desempeño de otros sectores de la economía del país y sus logros.

Para encontrar los potenciales de reducción de costos por ineficiencias

relativas en los costos operativos, se analiza el costo unitario con respecto a las

variables de salida (agua distribuida y agua servida recolectada), para esto se toma en

cuenta las diferencias operativas de las empresas, mediante modelos econométricos.

El método consiste en comparar el desempeño de las empresas, llegando a la

elaboración de un ranking, mediante el cual se calcula una meta de desempeño en la

industria, dada por las empresas de mejor desempeño, meta que las empresas

relativamente ineficientes deben alcanzar.

Para analizar el tema de las inversiones, primero que nada, el regulador

revisa los programas de inversiones de las empresas y decide que inversiones son

necesarias. Luego, para calcular los costos eficientes de las inversiones, se realiza el

ejercicio del costo base, que es el costo unitario típico para cada proyecto (costo

215

estándar), en el cual se comparan estos costos a través de las empresas (la

información se obtiene de estimaciones de las mismas empresas). Luego el regulador

comunica a las empresas que poseen estimaciones sobredimensionadas de costos,

que sus estimaciones se encuentran sobre el promedio. Luego, las empresas envían

nuevas estimaciones en los planes estratégicos de negocios. Paralelamente a este

proceso el regulador encarga estimaciones a consultores externos, para tener una

referencia exógena a las firmas.

Por último, el regulador realiza los siguientes cálculos financieros:

a) El valor del capital, sobre el cual se aplica el retorno sobre el capital.

b) Luego se calcula el costo del capital por el DGM (Dividend Growth Model) y el

CAPM (Capital Asset Pricing Model).

c) Por último, se calcula el retorno sobre el capital adecuado.

Sobre la simulación de price cap aplicada al sector distribución eléctrica

en Chile, se debe destacar primero que nada, que el ejercicio realizado corresponde

sólo a la estimación de la reducción de costos operacionales por efecto de reducción

de las ineficiencias relativas aproximadas de las empresas.

Para esto, se han desarrollado modelos econométricos que relacionan los

costos operacionales con variables relevantes físicas y demográficas. Estos modelos,

permiten comparar los costos unitarios de empresas con zonas de concesión con

características distintas.

Los resultados entregados por los modelos, están condicionados a la poca

información disponible para el desarrollo de estos, por lo que las eficiencias

estimadas para la industria analizada, corresponden sólo a aproximaciones, siendo la

metodología expuesta lo destacable del ejercicio y no sus resultados específicos.

El uso de modelos econométricos en regulación, no sólo es de utilidad

para un ejercicio regulatorio price cap, sino que constituye una herramienta

regulatoria de utilidad, bajo cualquier marco regulatorio, incluso para el ocupado en

Chile en la actualidad, en que se compara a las empresas con una empresa modelo.

216

¿De qué forma es útil?. Los modelos dan como resultado rankings de las empresas,

dando luces acerca de que empresas son las más eficientes en Chile, lo que puede ser

utilizado para elegir la empresa real que servirá de marco para la creación de la

empresa modelo.

Los modelos desarrollados para los costos de explotación (relacionados

con ítems de costos técnicos) y para los gastos de administración y ventas, revelan

que las empresas Conafe y SAESA, podrían ser adecuadas como modelo para los

Cexp y Gav respectivamente.

En un ejercicio regulatorio completo, los modelos deben usarse en

conjunto con cálculos que ayuden a determinar el dimensionamiento de la empresa,

ya que el largo de las líneas AT y BT son variables de entrada al modelo.

Otro problema que se debe enfrentar, al tratar con una fijación tarifaria

completa, es el problema de la asignación de costos en las partidas contables a

analizar. En la presente tesis, se ha tomado información de los estados de resultados

no consolidados, presentes en las Fecus de las empresas, prestando atención sólo a la

parte operacional de estos. En una fijación completa, esto no basta, siendo necesario

por parte del regulador, un trabajo de revisión de las asignaciones de costos por parte

de las empresas. Para realizar este trabajo, es necesario de la cooperación de las

empresas a analizar.

Respecto de los resultados regulatorios obtenidos, pretenden dar una

medida de los montos de beneficio social a obtener, debido a la reducción de

ineficiencias relativas en el sector distribución. Los resultados evidencian que los

costos analizados representan una pequeña parte de los costos totales analizados en

una fijación tarifaria completa.

Del análisis de la variación de los costos proyectados por el regulador

chileno, se debe destacar, que los parámetros CDAT (Costo de distribución en alta

tensión por unidad de potencia [$/kW]) y CDBT (Costo de distribución en baja

tensión por unidad de potencia [$/kW]), disminuyen dentro de cada periodo

regulatorio por efecto de los factores de economías de escala, que toman en cuenta el

217

efecto sobre estos costos del aumento de las economías de densidad en las zonas de

concesión.

Por otro lado al entrar en vigencia el periodo regulatorio actual y con él,

una redefinición de las áreas típicas se observan fuertes movimientos al alza en

CDAT y CDBT, especialmente para zonas con bajas densidades poblacionales, y

movimientos al alza moderada y a la baja para los centros urbanos más grandes.

Lo más relevante de este análisis es que no existe un patrón por empresa,

para las reducciones de costos, sino por área, lo que es consecuencia directa del

sistema usado para la determinación de los costos, en que el problema de los costos

se analiza para cada área. Esta es la principal diferencia entre el esquema price cap

inglés y el esquema chileno, ya que al analizar el problema regulatorio para cada

empresa, no necesariamente se obtienen patrones por área típica.

Otra diferencia importante entre los dos esquemas regulatorios, es que en

el caso de price cap se necesitan cantidades de información superiores para la

fijación tarifaria, que en el caso chileno. Esto es consecuencia directa de que el

regulador Inglés, obtiene información de todas las empresas reguladas, a diferencia

del regulador chileno, que dimensiona la empresa modelo basado en datos de una

sola empresa real. Así, si el regulador, no es capaz de superar las asimetrías de

información con las firmas reguladas, pueden existir problemas en la aplicación de

price cap.

La principal ventaja del esquema estudiado, es plantear el uso de

modelos econométricos para el cálculo de costos eficientes para las empresas

reguladas, reduciendo la posibilidad de conflicto entre las empresas y el regulador.

Para sintetizar el trabajo realizado en la tesis, se propone una

metodología regulatoria, que rescate las ventajas de ambas metodologías. Para esto,

se sugiere continuar con el cálculo de los VNR, tendiente a valorizar las inversiones

de las empresas. A este cálculo se podría agregar modelos que ayuden a dimensionar

a la empresa con instalaciones de mínimo costo, como los desarrollados en

[Roma97], para disminuir las divergencias entre regulador y regulado.

218

En cuanto a los costos de operación y mantención, se podría adoptar la

metodología estudiada en el capítulo 2, y simulada en el capítulo 3, que propone el

uso de modelos modelos econométricos para calcular niveles de costo eficientes para

las empresas analizadas.

En cuanto a los cálculos financieros, podría ser de interés adoptar la

metodología inglesa, e incorporar cálculos tendientes a estudiar las tasas que son

adecuadas para los niveles de riesgo de las empresas de distribución en el estudio de

los VAD. También, podría aplicarse la restricción de una rentabilidad que no difiera

en más de 4 puntos de 10%, a cada empresa y no a las empresas como promedio,

para así, no permitir que existan empresas capaces de tener una rentabilidad

sobrenormal y otras incapaces de tener la rentabilidad considerada óptima por el

regulador aún con niveles de costos eficientes. Para los estudios de riesgo �

rentabilidad de las empresas, se puede utilizar el método CAPM (Capital Asset

Pricing Model).

En cuanto a las tarifas finales, se sugiere continuar con la metodología

desarrollada en Chile, en que la autoridad fija dichas tarifas para todos los tipos de

clientes regulados, pues esto dificulta la aparición de subsidios cruzados entre los

distintos tipos de clientes de una misma empresa.

Por último, para la indexación de las tarifas, se sugiere continuar con la

aplicación de los índices usados en Chile, pues dan un marco reflejo del estado de la

economía del país, mucho más completo que la simple indexación de tarifas por el

IPC, como sucede en Inglaterra.

Así, la propuesta realizada, no cambia significativamente la estructura

del estudio de VAD, sino que ayuda a reducir ambigüedades para el cálculo de los

costos de operación y mantención y la rentabilidad adecuada, minimizando así la

probabilidad de divergencia entre el regulador y la empresa regulada

6.2 Futuros desarrollos

El presente trabajo deja planteados desarrollos que no fueron cubiertos

por la presente investigación. Por ejemplo el desarrollo y la aplicación de modelos

219

econométricos o computacionales para dimensionar las inversiones óptimas de las

empresas, como los encontrados en la referencia [Roma97] o en el mismo caso inglés

de los servicios sanitarios.

El trabajo también deja propuesta una tarea de asignación de costos que

no fue tratada en la tesis, por falta de información. Para desarrollar esta tarea, se debe

contar con el apoyo de las empresas, pues se requiere información que no es de

dominio público. Aquí se debe mencionar que la tendencia del regulador chileno de

la electricidad es a exigir una asignación de costos muy fina y correcta para facilitar

la tarea regulatoria.

220

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42.

224

A N E X O S

225

ANEXO A: ANÁLISIS DE RIESGO DEL SECTOR DISTRIBUCIÓN

A.1 Introducción

El presente anexo contiene un análisis de riesgo financiero, realizado

para el sector distribución eléctrica, tendiente a encontrar una tasa de descuento

adecuada para el sector distribución eléctrica en Chile.

El análisis realizado consiste básicamente en la estimación del costo del

capital de algunas de las empresas de distribución chilenas, específicamente de las

transadas en bolsa, mediante la aplicación del modelo CAPM, utilizando

rentabilidades mensuales desde 1994 a la fecha (Septiembre 1998).

El anexo se inicia con una sección introductoria, tendiente a explicar la

teoría que soporta el presente análisis.

A.2 Teoría financiera de riesgo y rentabilidad

A.2.1 Riesgo asociado a una inversión

Toda inversión realizada tiene un riesgo asociado, que se mide mediante

la varianza de las rentabilidades observadas con respecto de la rentabilidad esperada

de tal inversión. El riesgo de una inversión se puede clasificar en dos componentes,

una, corresponde al riesgo diversificable, y otra correspondiente al riesgo de

mercado.

a) Riesgo diversificable

El riesgo diversificable de una inversión particular, corresponde al

riesgo, propio del tipo de inversión, que no depende de los movimientos de la

economía como un todo, por ejemplo, si se trata de una inversión forestal, parte del

riesgo diversificable se compone por la variabilidad del precio de la celulosa, riesgo,

que atañe particularmente a aquel sector, y no a la economía como un todo. El riesgo

diversificable, como su nombre lo indica, puede ser ampliamente reducido mediante

la diversificación, esto por que los precios de las diferentes acciones no evolucionan

de igual modo, y una baja de rentabilidad de una acción en particular, puede ser

226

compensada por una subida anormal en la rentabilidad de otra acción. Así mientras

más acciones conformen un portfolio de inversiones, más se reducirá su riesgo

diversificable, como se aprecia en la siguiente figura:

Figura A.1 : Riesgo de un portfolio de inversiones

b) Riesgo de mercado

El riesgo de mercado es aquel que no se puede eliminar mediante

diversificación, y se origina por la existencia de ciertos riesgos, que amenazan a la

economía como un todo, es decir a todas las potenciales inversiones. Como ejemplo

de este tipo de riesgo se puede destacar la crisis asiática, que no solamente ha

afectado a la economía chilena sino a la de todo el mundo.

A.2.2 Calculo del riesgo de un portfolio de inversiones

El riesgo de un portfolio diversificado de inversiones queda determinado

por su varianza, que está dada por la siguiente expresión:

s s2

1 1

portfolio

i

N

i j ij

j

N

x x= ×=

×

=

å å

227

En esta expresión xi, representa la proporción de la inversión total,

invertida en el instrumento i, y sij, representa la covarianza entre la rentabilidad el

instrumento i y el j. Se debe notar que cuando i=j, sij corresponde a la varianza del

instrumento i.

a) El riesgo de mercado y los factores beta

Si se quiere conocer la contribución específica de un instrumento

particular, al riesgo de un portfolio de inversiones, no es de utilidad la varianza de la

rentabilidad de este, pues como ya se señaló, la diversificación reduce el riesgo

particular de cada acción, sino que se requiere medir su riesgo de mercado, lo que es

equivalente a medir su sensibilidad respecto de los movimientos del mercado. Esta

sensibilidad se denomina beta (b).

Así, las acciones con betas mayores que 1 tienden a ver amplificados los

movimientos del mercado en sus rentabilidades, y las acciones con beta entre 0 y 1 se

mueven con el mercado, atenuando las variaciones de éste.

Así, el riesgo de mercado de un portfolio de inversiones queda definido

por la media ponderada de los betas de los instrumentos que lo componen.

Matemáticamente:

bs

si

im

m

=2

En esta expresión, sim es la covarianza entre el instrumento i y el

mercado y s2m es la varianza del mercado.

A.2.3 Valor agregado de la diversificación

En la breve introducción conceptual, se ha visto como la diversificación

reduce el riesgo de la inversión, para las personas individuales. Pero se debe destacar

que esto no tiene el mismo sentido para las empresas, porque la diversificación para

los inversionistas individuales es muy fácil. Una persona individual puede comprar

acciones forestales hoy y liquidarlas mañana, pagando los corretajes, pero esto no es

fácil para las empresas.

228

Así, si un inversionista puede diversificar eligiendo entre un amplio

número de instrumentos distintos, no pagará más por una acción previamente

diversificada.

Así, si la contribución al riesgo de un portfolio de inversiones de una

acción individual, se mide por su riesgo de mercado (beta), los inversionistas

desearán ser recompensados por asumir este riesgo solamente, ya que el riesgo

propio de cada negocio puede ser eliminado por diversificación.

A.2.4 Relación entre riesgo y rentabilidad

La inversión menos arriesgada, que se puede realizar en un país

determinado, corresponde a los papeles del banco central, pues poseen una

rentabilidad fija, en otras palabras tienen un beta igual a 0. Por otro lado, el portfolio

de mercado posee un beta de 1; esta diferencia de riesgos no es asumida sin que la

rentabilidad esperada del portfolio de mercado sea mayor que la tasa libre de riesgo.

La diferencia de la rentabilidad esperada del portfolio de mercado y la tasa libre de

riesgo se denomina prima por riesgo del mercado (rm-rf). Matemáticamente, se puede

trazar una recta entre la rentabilidad libre de riesgo y la rentabilidad de mercado

(betas de 0 y 1 respectivamente).

Esto es la base del CAPM, simplemente, el modelo indica que la prima

por riesgo esperada por un inversionista de cierta acción, varía en directa proporción

con el beta de dicha acción. Matemáticamente, esto es

ri - rf = b*(rm - rf) (A.1)

Este modelo es el que se utilizó para estimar los costos de capital de las

empresas de distribución eléctrica, tal que los inversionistas estén dispuestos a

asumir el riesgo de mercado encerrado en estas empresas.

A continuación, se presenta la metodología seguida y los resultados

obtenidos en este análisis de riesgo.

229

A.3 Metodología seguida en el análisis de riesgo

Para estimar los factores beta de las empresas de distribución, se

utilizaron datos de rentabilidades mensuales de estas empresas, datos de variaciones

mensuales del IPSA (indice representativo de la rentabilidad de mercado) y los

valores de la rentabilidad media mensual de los papeles del banco central en este

periodo, como medida de la tasa libre de riesgo en cada mes43. Así se procedió a

realizar la siguiente regresión44 para cada empresa:

rit - rft = b*(rmt - rft) + et

donde rit representa la rentabilidad de la empresa de distribución i en el periodo t, rft,

representa la tasa libre de riesgo en el periodo t, rmt, representa la rentabilidad de

mercado en el periodo t y et es un error aleatorio de media 0. A continuación se

muestran los resultados de los factores beta para las empresas analizadas, en

conjunto con las zonas en que presta servicio cada empresa, y sus clasificaciones

según área típica:

Tabla A.1 : Empresas incluidas en el análisis de riesgo, zonas de

concesión, y áreas típicas respectivas

EMPRESA COMUNA AREATIPICA

BETA

Emelari Arica 2 0,6387

Iquique 2 0,4226

Pica y Pozo Almonte 3

Eliqsa

Huara 4

43 Toda la información, fue conseguida en la bolsa de comercio de Santiago.

44 En el anexo, se pueden observar gráficos de los ajustes realizados por regresión, en

conjunto con los errores aleatorios e para cada empresa y el estadístico R2 de cada regresión.

230

Antofagasta y Calama 2 0,9268

Mejillones y Tocopilla 3

Elecda

Taltal 3

Copiapó 2 0,5299

Caldera, Chañaral, Diego deAlmagro, Freirina, Tierra Amarilla yVallenar

3

Emelat

Alto del Carmen y Huasco 4

Coquimbo y La Serena 2 0,7398

Andacollo y Vicuña 3

La Higuera y Paiguano 4

Ovalle y Punitaqui 3

Combarbalá, Monte Patria y RíoHurtado

4

Illapel y Los Vilos 3

Canela y Salamanca 4

Cabildo, La Ligua, Papudo, Petorca yPuchuncaví

3

Emec

Zapallar 4

231

Valparaíso y Viña del Mar 1 0,8985

Concón 3

Quilpué 1

Villa Alemana 2

Puchuncaví 3

Hijuelas, La Calera, La Cruz,Limache, Nogales, Olmué y Quillota

3

Calle Larga, Los Andes y San Felipe 2

Cabildo; Catemu, Llay-Llay,Panquehue, Putaendo, Rinconada,San Esteban y Santa María

3

La Ligua 4

San Antonio 2

Cartagena, El Tabo y Santo Domingo 3

Algarrobo 4

Casablanca 3

Chilquinta

Quintero 3

232

Cerrillos, Cerro Navia, Conchalí,Estación Central, Independencia, LaCisterna, La Florida, La Granja, LaReina, Las Condes, Lo Espejo, LoPrado, Macul, Maipú, Ñuñoa, PedroAguirre Cerda, Peñalolén, Pudahuel,Quinta Normal, Recoleta, Renca, SanJoaquín, San Miguel, San Ramón, yVitacura

1 0,879

Santiago, Providencia 1

Huechuraba y Quilicura 2

Lo Barnechea 3

Chilectra

Colina, Lampa y Til-til 3

El Bosque, La Pintana y Puente Alto 1 0,6434

Peñaflor y San Bernardo 2

Rio Maipo

Calera de Tango, Curacaví, Isla deMaipo, San José de Maipo yTalagante

3

Colina Colina 3 0,0873

233

Rancagua 2 0,6138

Buin, Coinco, Coltauco,Chimbarongo, Doñihue, Graneros,Las Cabras; Machalí, Malloa,Mostazal, Olivar, Paine, Peumo,Quinta de Tilcoco, Rengo, Requínoa,San Fernando y San Vicente deTagua-Tagua

3

Codegua y Pichidegua 4

Talca 2

Maule 4

Chillán y Los Angeles 2

Concepción y Talcahuano 1

Temuco 2

Pitrufquén, Pucón y Villarrica 3

Curarrehue y Padre Las Casas 4

Coronel 2

Hualqui, Penco, San Carlos y Tomé 3

CGE

Coelemu, Coihueco, Florida y SanNicolás

4

234

Lanco, Loncoche, Panguipulli yGorbea

3 0,0576

Toltén y Villarrica 4

Valdivia 2

La Unión, Los Lagos, Paillaco y RíoBueno

3

Corral, Futrono, Lago Ranco, Máfil yMariquina

4

Osorno 2

Calbuco, Frutillar, Llanquihue,Puerto Montt, Puerto Varas,Purranque y Puyehue

3

Fresia, Los Muermos, Maullín,Puerto Octay, Río Negro y San Pablo

4

Ancud, Castro, Chonchi, Dalcahue yQuellón

3

Saesa

Curaco de Vélez, Puqueldón,Queilén, Quemchi y Quinchao

4

De los resultados presentados anteriormente, se puede observar que

existen tres grupos de empresas, según el valor de los factores beta encontrados.

· Las empresas SAESA, EDELMAG y COLINA, cuyo factor beta es

del orden de 0,1 o inferior, lo que refleja poca correlación con el mercado.

Bajo riesgo diversificable. Se puede observar que para estas regresiones, el

estadístico R2 es más pequeño que para el resto de las regresiones, indicando

una correlación muy mala, lo que va en directa relación con el beta

encontrado.

235

· Las empresas CGE, RIO MAIPO, ELIQSA, EMEC, EMELARI y

EMELAT, cuyos factores beta oscilan entre 0,4 y 0,73. Se puede observar

que los estadísticos R2 de estas regresiones son mejores que los del grupo

anterior, lo que va en directa relación con los factores beta.

· Por último, las empresas CHILECTRA, CHILQUINTA y ELECDA,

con betas oscilando alrededor de 0,9. También se puede observar que los

estadísticos de estas tres regresiones son los mejores de todos, indicando una

mayor correlación con el mercado.

De los resultados obtenidos, la primera conclusión que se debe obtener es

que las empresas de distribución poseen todas un riesgo que atenúa los movimientos

del mercado, representado por sus factores beta, todos menores que 1. Pero aún así,

los factores beta varían ampliamente desde factores cercanos a cero, hasta factores

alrededor de 0,9. Estas diferencias, pueden ser consecuencia de diferentes grados de

diversificación al interior de las empresas, diferentes estructuras de deuda,

diferencias en las zonas de concesión de las empresas (densidad de carga, tipos de

clientes, etcétera) y diferencias en los estilos de gestión de las mismas.

A.3.1 Cálculo de costos de capital

Una vez obtenidos los factores beta para las empresas, se procedió a

hacer el cálculo de los costos de capital del patrimonio de cada empresa. Para esto, se

reemplazó los valores de beta para cada empresa en la ecuación (1). El valor de rf fue

obtenido como el promedio de las tasas de rentabilidad anuales de los papeles del

Banco Central, observadas en cada mes desde 1994 a la fecha, y corresponde a 6,63

%. El valor de rm fue obtenido como el promedio de las variaciones anuales del

IPSA durante los últimos 50 años, lo que corresponde a un valor de 12 %. Con estos

valores se obtienen los siguientes resultados:

236

Tabla A.2: Costo de capital de las empresas analizadas

Empresa Costo de capital [%]

CGE 9,93

CHILQUINTA 11,45

CHILECTRA 11,35

RIO MAIPO 10,09

COLINA 7,1

ELECDA 11,61

ELIQSA 8,9

EMEC 10,6

EMELARI 10,06

EMELAT 9,48

SAESA 6,94

De los valores obtenidos, se puede apreciar la gran variabilidad de costos

de capital de las empresas, que fluctúan entre valores del orden de 7 % a valores

superiores al 11 %, situándose el promedio, en 9,77 %. Probablemente, la conclusión

más importante que se puede obtener del presente análisis es que el 10 % que está

siendo exigido como promedio a la industria, no refleja las diferencias encontradas

en las empresas. Para solucionar esto, se podrían crear grupos de empresas con

costos de capital similares, como los señalados más arriba, y exigir a cada grupo un

valor cercano a la tasa promedio del grupo. Por supuesto, se debe destacar que para

implementar un cambio en la ley de este estilo, es muy importante la

retroalimentación de información, existente en Inglaterra entre el regulador y las

empresas, dado que estas pueden dar luces sobre algunas de las razones que explican

estas diferencias.

237

Así, si este ejercicio se tratara de una fijación tarifaria real, se debería

informar a las empresas de los resultados encontrados, y exigirles explicaciones y

comentarios de estos, para luego tomar una decisión regulatoria en conocimiento de

información proveniente de las empresas.

238

ANEXO B: MÉTODO MATEMÁTICO DE CÁLCULO DE LOS

COEFICIENTES DE LOS MODELOS ECONOMÉTRICOS

El método para calcular los coeficientes de mejor ajuste para los modelos

es un método matricial. Primero debe formarse la matriz V, en que Vij es el valor de

la variable j-ésima para la empresa i-ésima, después debe formarse el vector C tal

que la componente Ci es el costo de la empresa i-ésima o la variable que se quiere

modelar. Por último se tiene el vector D en que Dj es el coeficiente que múltiplica a

la variable j-ésima en el modelo, el vector D corresponde al que se quiere encontrar.

Así se tiene la siguiente relación matricial:

[C] = [V]*[D]

El problema es que la matriz V no es cuadrada y por lo tanto no es

invertible, por lo que se debe transformar a cuadrada. Para esto se multiplicará por la

izquierda por Vt.

[V]t*[C] = [V]t*[V]*[D]

La matriz [V]t*[V] es cuadrada e invertible, por lo que se multiplica por

la izquierda por ([V]t*[V])-1, resultando:

([V]t*[V])-1*[V]t*[C] = [D]

Así el vector de los coeficientes [D] ha quedado despejado. Cabe

destacar que cuando una de las variables de la matriz V se relaciona en forma

exponencial, logarítmica, o de cualquier otra forma que no sea linealmente, con la

variable a modelar, debe ser incluida en la matriz V con la función previamente

aplicada. Por ejemplo en el modelo de Cexp la variable Q se relaciona en forma

exponencial con los Cexp, por lo que en la matriz V se debe incluir la exponencial de

Q y no la variable sola.

Respecto de los coeficientes a y b fueron calculados heurísticamente,

para obtener el mejor ajuste R2, dado que se observó que incluyendo estos

coeficientes en el modelo, el ajuste mejoraba considerablemente. Estos coeficientes

también deben ser previamente incluidos en la matriz V.

239

ANEXO C: PROYECCIONES DE VENTAS PARA LAS EMPRESAS

Para proyectar los beneficios sociales derivados de la reducción de

ineficiencias relativas en Cexp, en el capítulo 3, fue necesario proyectar las ventas de

las empresas para un periodo 1998 - 2002 pues los Cexp fueron analizados en el

modelo, en forma de costos unitarios, sobre los que se proyectan las reducciones

porcentuales de costos.

Para proyectar las ventas de las empresas se realizaron regresiones

lineales para las siguientes empresas (la columna contigua muestra el coeficiente R2

del ajuste)

Tabla C.1: Coeficiente R2 de las proyecciones de ventas

Empresa R2

Eliqsa 0,9416

Emelari 0,9621

Elecda 0,6295

SAESA 0,9666

Emec 0,9837

Chilectra 0,9922

CGE 0,9911

Conafe 0,9993

Se escogió un modelo lineal para proyectar ventas, pues no se contó con

suficientes datos históricos (pues no están disponibles, dado que muchas empresas

son de reciente fundación), para crear un modelo más sofisticado. Además, el

modelo lineal tiene un ajuste excelente a casi todas las empresas y se puede usar

dado que se extrapola sólo para 5 años en el futuro.

259

ANEXO E: REGULACIÓN PRICE CAP EN TELECOMUNICACIONES

En la presente sección se analizan casos reales acerca de las reformas

regulatorias en la industria de las telecomunicaciones [John89], [Norr90] y [Boxa

89], tendientes a reemplazar la regulación por tasa de retorno por la metodología

regulatoria price cap

E.1 Introducción

E.1.1 Problemas de la regulación por tasa de retorno

Los problemas fundamentales de la regulación por tasa de retorno, de los

cuales ya se ha mencionado algunos, se señalan a continuación:

a) La debilitación de los incentivos de la firma para realizar mejoras de eficiencia,

debido a que se le asegura una determinada tasa de retorno.

b) El incentivo para realizar inversiones de capital excesivas.

c) El incentivo para desarrollar subsidios cruzados entre mercados competitivos y

mercados regulados.

d) Los altos costos administrativos, derivados de la determinación de la tasa de

retorno.

De hecho la FCC (Federal Communications Commission), organismo

regulador de las telecomunicaciones en E.E.U.U. , en los años de 1987 y 1988, antes

de la adopción de price cap, prohibió la inversión de US$ 163 Millones, y ordenó la

reducción de los cargos de acceso en un monto total de US$ 900 Millones.

E.1.2 Interés en price cap en telecomunicaciones

El interés en price cap, nace del aparente éxito de esta metodología en la

regulación de British Telecom, tras su privatización en 1984.

La FCC posteriormente adoptó price cap para regular a AT&T y los

Local Exchange Carriers (LEC), servicios de comunicación entre Estados, que se

260

encuentran bajo la jurisdicción de FCC. Los diferentes servicios se agruparon en

"grupos" de servicios. Cada grupo de servicios está sujeto a un precio tope para un

precio promedio ponderado, determinado por el índice de precios GNP, como una

medida de los cambios en los costos exógenos a la firma, menos un 3% (X) anual,

que refleja las ganancias en productividad. La comisión estima que la productividad

se incrementará en un 2,5%, sin aplicar price cap, y que la metodología dará

incentivos que incrementarán la productividad en un 0,5% adicional. Después del

tercer año se realizó una revisión a la política regulatoria.

La metodología price cap posee los siguientes beneficios:

a) Recompensa a la firma por mejoras de eficiencia.

b) Los precios tope en los servicios monopólicos, reducen la habilidad de la firma

de desarrollar subsidios cruzados.

c) Es más fácil de administrar.

d) La firma enfrenta flexibilidad para fijar los precios dentro de cada grupo de

servicios, lo que presenta un incentivo para alcanzar el óptimo social, dado por

los precios de Ramsey.

A pesar de estos beneficios, la metodología presenta los siguientes

problemas potenciales:

a) El regulador no puede ignorar la tasa de retorno de la firma al fijar la formula de

precios y ajustar estos en el tiempo (limitación legal). Así los incentivos

perversos desarrollados bajo el régimen de tasa de retorno, no pueden ser

totalmente eliminados en price cap.

b) La dificultad de calcular un factor de productividad (X) óptimo, recalcando que

pequeñas diferencias de éste traen grandes diferencias en dinero.

261

c) El peligro de la aparición de subsidios cruzados dentro de cada grupo de

servicios.

d) La posibilidad de reducción en la calidad de servicio. Contrariamente a la

regulación por tasa de retorno, la regulación price cap presenta un incentivo para

ahorrar costos empeorando la calidad de servicio.

e) La dificultad de fijar que firmas deben regularse por price cap.

E.2 El factor de ajuste productivo

Bajo los supuestos de costos constantes, el bienestar social, es decir el

beneficio de los consumidores más el de la firma, se maximiza cuando el beneficio

de los productores es cero, así en esta situación, el precio tope que óptimo es el que

asegura el cumplimiento de esta condición. La situación es complicada si la firma

obtiene rentas sobrenormales al principio de la aplicación de price cap, producto de

los incentivos perversos de sobreinversión provocados por la regulación por tasa de

retorno, dado que el factor productivo debe calcularse para reducir la ineficiencia

inicial y los ajustes posteriores de productividad. Otro punto que dificulta el cálculo

del factor X es que los cambios en productividad no son constantes sino que fluctúan

en el tiempo.

E.2.1 Subestimaciones del factor productivo

En el supuesto de que el ente regulador comete un error al fijar la

formula de control de precios, permitiendo a la firma ganar rentas sobrenormales, la

sociedad se encuentra mejor desde el punto de vista de Pareto, que bajo la regulación

por tasa de retorno, ya que bajo la metodología price cap la firma no presenta

incentivos para sobreinvertir.

De lo anterior se concluye que la regulación price cap lleva a soluciones

económicamente eficientes, sin embargo una subestimación de la capacidad de

reducir costos de la firma, lleva a injusticias desde el punto de vista de la distribución

de los ingresos.

262

a) Restricciones voluntarias de tasa de retorno, el caso de British Telecom

En 1984 se adoptó la metodología price cap (RPI - X), para regular a

British Telecom en Inglaterra, inmediatamente después de su privatización.

En este caso el factor X fue fijado en un 3% anual, para un grupo de

servicios formado por cargos por arriendo de líneas y servicios domésticos de

llamadas locales y de larga distancia. Conjuntamente se fijó un precio tope de RPI +

2 para los arriendos de líneas residenciales, para rebalancear la tarifa, práctica común

en muchos países.

Tras terminado el primer periodo fue posible observar que la firma no

llevó a cabo el total del incremento en el precio permitido por el regulador (8,6%),

sino que incrementó los precios sólo en un 5,5%. En la siguiente revisión de precios

dada esta situación se fijo un nuevo X igual a 4,5%.

¿Por qué British Telecom no tomó ventaja de la situación anterior?. La

respuesta es, para evitar un endurecimiento excesivo de la fórmula regulatoria para la

revisión de 1989, si se hubieran observado utilidades más altas.

La experiencia británica muestra que aunque se subestime el valor de X,

la regulación price cap, lleva a una solución mejor que la regulación por tasa de

retorno.

E.3 Flexibilidad en los precios

La metodología price cap, incrementa la libertad de la firma para fijar los

precios dentro de un grupo de servicios. Sin embargo esto genera un peligro, pues la

firma puede desarrollar subsidios cruzados entre los distintos servicios del grupo.

Para evitar esto, el regulador debe poner en un mismo grupo, servicios con grados

similares de competitividad.

E.3.1 Diseño de grupos de servicios, el caso británico

El caso británico, descrito brevemente arriba, da lecciones sobre los

problemas de un diseño erróneo de los grupos de servicios a ser regulados. En este

263

caso, los servicios monopólicos y competitivos no han sido separados en distintos

grupos. Los problemas generados por esto se visualizan en el aumento de las tarifas

de larga distancia en horario fuera de punta, relativamente a las tarifas de horario de

punta. Este incremento relativo es curioso, dado que el costo marginal de usar la red

en horario fuera de punta es casi cero, por lo que la eficiencia económica dice que

estas tarifas deberían tender a disminuir.

Este ajuste tarifario, refleja el hecho de que la competencia de British

Telecom, Mercury Communications, ejerce diferentes grados de competencia en las

horas de punta y fuera de punta. De hecho las horas fuera de punta son usadas

ampliamente por clientes residenciales y no por clientes de negocios, y el mercado de

clientes residenciales es menos competitivo que el de los clientes de negocios. La

razón de esta diferencia, es que el costo de tener acceso a las líneas de Mercury, es

mayor para los clientes residenciales que para los clientes de negocios, dado que

estos últimos tienen un tráfico de llamadas de larga distancia mucho mayor que los

primeros.

El costo de una red de telecomunicaciones se ve afectado, por el tamaño

de la capacidad instalada, y el tamaño de la capacidad instalada, depende del tráfico

en horas de punta. Para promover un diseño óptimo de la red, los consumidores de

horas de punta deben pagar al menos el costo incremental requerido para otorgarles

el servicio, si no pagan este costo, otro grupo de clientes debe subsidiar a los de

punta. Estas consideraciones despiertan la duda sobre si los consumidores de horas

fuera de punta están subsidiando a los de punta.

Para dar respuesta a esta pregunta, el organismo regulador ingles OFTEL

comenzó un estudio analizando las cuentas de clientes residenciales representativos,

para asegurar que las cuentas de estos clientes no se incrementen más rápido que la

inflación.

Esto sería una buena medida si la cantidad consumida no fuera función

de los precios, pero estas dos cantidades están relacionadas y por lo tanto el estudio

de OFTEL no entrega luces sobre la existencia de subsidios cruzados.

264

E.4 Calidad de servicio

Preocupación causa el hecho de que la regulación price cap puede

presentar un incentivo perverso para los carriers para disminuir la calidad de

servicio, en busca de maximizar utilidades. Esta afirmación es cuestionable, pues las

reducciones en calidad de servicio afectarían a los mercados competitivo y regulado,

dado que comparten algunas instalaciones. Sin embargo la calidad de servicio debe

ser exigida para evitar la realización de este incentivo.

E.5 Conclusiones al caso de las telecomunicaciones

El presente caso ha sido de utilidad para visualizar los problemas

prácticos que se derivan de la aplicación de la regulación price cap, algunas

conclusiones importantes del caso se presentan a continuación.

El principal problema subyacente al aplicar la regulación price cap es

desarrollar incentivos para la eficiencia en la firma y al mismo tiempo asegurarse que

los consumidores compartirán apropiadamente las ganancias de eficiencia.

Este problema aumenta la controversia acerca de la elección del factor de

eficiencia, pues mientras más bajo sea este mayor será la probabilidad de que los

consumidores pierdan con la regulación.

Las lecciones que se obtienen del caso de las telecomunicaciones son:

265

a) Ante un rango amplio de circunstancias, la regulación price cap obtiene mejores

resultados que la regulación por tasa de retorno.

b) Las reducciones de costos incentivadas por price cap compensan las pérdidas

derivadas de una subestimación del factor X.

d) Los servicios monopólicos y competitivos deben ponerse en distintos grupos de

servicios para los efectos de la regulación. Pero el diseño de los grupos no es

fácil, ya que el grado de competitividad varía mucho en los servicios, e incluso el

patrón de variación varía con el tiempo. Una tarea importante en las revisiones es

rediseñar los grupos de acuerdo a las nuevas condiciones del mercado.

d) No existe base para creer que la regulación price cap causará disminución en la

calidad de servicio.

266

ANEXO F: VARIACIÓN DE TARIFA PARA UN CONSUMO ESTÁNDAR,

EN LA SITUACIÓN ACTUAL, Y BAJO LOS TRES ESCENARIOS

A continuación, se muestra la evolución que ha tenido, en términos

reales, la tarifa para un consumo BT1a de 200 [kWh] mensuales, para cada una de

las empresas estudiadas. Para ejemplificar, se estudiarán las mismas zonas

representativas de cada empresa, que fueron comparadas para los cargos fijos.

Primero se muestra una tabla para el periodo 1992 � 1996, luego otra para el periodo

actual, y por último tres tablas para cada uno de los tres escenarios.

Tabla F.1: Evolución de la tarifa para un cliente BT1a, de 200 [kWh] de

consumo mensual, por empresa, periodo 1992 � 1996.

Empresa [$ dic 1997]

1992 1993 1994 1995 1996

Emelari 10.118,58 10.061,54 9.951,35 9.792,59 9.595,83

Eliqsa 10.118,58 10.061,54 9.951,35 9.792,59 9.595,83

Elecda 10.156,75 10.099,33 9.988,38 9.828,51 9.630,35

Emelat 8.834,34 8.776,15 8.663,67 8.501,54 8.300,53

Emec 8.853,47 8.795,08 8.682,23 8.519,54 8.317,83

Chilquinta 8.329,66 8.496,01 8.411,90 8.289,72 8.135,13

Conafe 7.929,17 7.904,47 7.854,73 7.782,68 7.689,21

Casablanca 8.906,45 8.847,53 8.733,62 8.569,40 8.365,74

Chilectra 8.478,44 8.452,98 8.401,71 8.327,40 8.230,97

Río Maipo 8.825,51 8.767,40 8.655,10 8.493,23 8.292,55

Emelectric 11.307,67 11.229,09 11.074,08 10.849,64 10.568,73

CGE 8.248,43 8.223,24 8.172,52 8.099,00 8.003,62

SAESA 8.872,60 8.814,02 8.700,78 8.537,54 8.335,13

267

Tabla F.2: Evolución de la tarifa para un cliente BT1a de 200 [kWh] de

consumo mensual, por empresa, periodo 1996 - 2000


1996 1997 1998 1999 2000

Emelari 9.453,42 9.390,07 9.266,52 9.088,88 8.866,08

Eliqsa 9.442,93 9.379,76 9.256,57 9.079,46 8.857,30

Elecda 9.469,15 9.405,52 9.281,43 9.103,02 8.879,24

Emelat 8.121,78 8.058,59 7.935,34 7.758,13 7.535,87

Emec 8.099,06 8.036,26 7.913,80 7.737,72 7.516,86

Chilquinta 7.353,69 7.319,19 7.251,27 7.152,35 7.025,62

Conafe 7.342,94 7.308,56 7.240,90 7.142,34 7.016,07

Casablanca 9.389,94 9.340,25 9.241,92 9.098,32 8.913,61

Chilectra 7.522,95 7.488,43 7.375,52 7.222,42 7.026,81

Río Maipo 8.380,63 8.318,12 8.135,86 7.902,06 7.624,62

Emelectric 9.324,15 9.275,12 9.178,10 9.036,40 8.854,13

CGE 7.565,98 7.530,95 7.417,04 7.262,46 7.064,98

SAESA 8.128,78 8.065,46 7.941,97 7.764,42 7.541,72

En las tablas se aprecia que, a pesar de la tendencia al alza del parámetro

CDAT y CDBT, para la mayoría de las zonas, al entrar en vigencia el nuevo periodo

regulatorio, las tarifas se redujeron para todas las empresas, en ese momento, aún

manteniendo fijo los precios de nudo. El fenómeno detectado se produce por una

baja en los parámetros PPAT, PEAT, PPBT y PEBT, que son los factores de

expansión de pérdidas de energía y potencia, en alta y baja tensión y por un alza en

los parámetros NHUNB y NHUDB, que son el número de horas de uso, para el

cálculo de la potencia base, coincidente con la punta del sistema completo y del

268

sistema de distribución. Así, el cambio en estos parámetros, compensa la subida de

CDAT y CDBT.

A continuación, se muestra como evolucionaría la tarifa para el consumo

mencionado, si se aplican las reducciones calculadas en la simulación price cap. Los

resultados se muestran por escenario.

F.1 Escenario Nº 1

Tabla F.3: Evolución de la tarifa para un cliente BT1a de 200 [kWh]

mensuales, con los cambios de price cap, en el escenario 1


1.997 1.998 1.999 2.000

Emelari 9.390,07 9.271,05 9.118,29 8.927,84

Eliqsa 9.379,76 9.257,42 9.103,91 8.912,29

Elecda 9.405,52 9.287,06 9.122,81 8.920,41

Emelat 8.058,59 7.934,63 7.769,77 7.570,59

Emec 8.036,26 7.924,11 7.769,04 7.578,06

Chilquinta 7.319,19 7.247,77 7.150,80 7.030,95

Conafe 7.308,56 7.242,27 7.150,96 7.037,14

Casablanca 9.340,25 9.236,84 9.095,60 8.919,94

Chilectra 7.488,43 7.374,87 7.226,20 7.039,62

Río Maipo 8.318,12 8.151,99 7.943,69 7.699,43

Emelectric 9.275,12 9.180,29 9.047,97 8.881,54

CGE 7.530,95 7.418,62 7.271,29 7.086,15

SAESA 7.448,71 7.959,06 7.807,85 7.619,25

269

Comparando esta tabla con las anteriores, se nota que los cambios son

mínimos, con respecto del caso actual. Esto es porque la importancia de los cargos

fijos y los costos de explotación (Cexp, aproximadamente 3 a 7 % de los CDAT y

CDBT) es muy pequeña en la tarifa, y para el cálculo de la tarifa con las

modificaciones de la simulación, se ha dejado todo el resto de los parámetros, tal

como los indica el decreto tarifario.

A pesar de las pequeñas diferencias, se observa que en el escenario 1, la

tarifa price cap es más alta en todos los casos, comparada con el caso actual.

270

F.2 Escenario Nº 2


mensuales, con los cambios price cap, escenario 2


1997 1998 1999 2000

Emelari 9.390,07 9.268,01 9.114,56 8.923,47

Eliqsa 9.379,76 9.254,00 9.100,03 8.907,99

Elecda 9.405,52 9.284,38 9.117,46 8.912,44

Emelat 8.058,59 7.928,59 7.757,82 7.552,90

Emec 8.036,26 7.921,35 7.763,59 7.570,00

Chilquinta 7.319,19 7.244,75 7.144,77 7.021,97

Conafe 7.308,56 7.239,98 7.146,39 7.030,30

Casablanca 9.340,25 9.232,58 9.087,09 8.907,21

Chilectra 7.488,43 7.372,58 7.221,62 7.032,78

Río Maipo 8.318,12 8.150,90 7.941,51 7.696,17

Emelectric 9.275,12 9.177,62 9.042,63 8.873,57

CGE 7.530,95 7.416,49 7.267,06 7.079,83

SAESA 7.448,71 7.958,32 7.806,41 7.617,17

Para el escenario 2, los resultados en tarifa son un poco inferiores al

escenario 1, y ya se comienza a observar que algunas empresas como Chilquinta y

Casablanca reciben una tarifa menor que el caso actual, para el final del periodo.

271

F.3 Escenario 3


mensuales, con los cambios price cap, escenario 3

Empresa

1997 1998 1999 2000

Emelari 9.390,07 9.264,98 9.110,83 8.919,10

Eliqsa 9.379,76 9.250,58 9.096,15 8.903,69

Elecda 9.405,52 9.281,69 9.112,11 8.904,47

Emelat 8.058,59 7.922,56 7.745,87 7.535,21

Emec 8.036,26 7.918,59 7.758,13 7.561,95

Chilquinta 7.319,19 7.241,72 7.138,75 7.012,98

Conafe 7.308,56 7.237,69 7.141,82 7.023,46

Casablanca 9.340,25 9.099,64 8.949,92 8.765,82

Chilectra 7.488,43 7.370,28 7.217,04 7.025,94

Río Maipo 8.318,12 8.149,82 7.939,34 7.692,91

Emelectric 9.275,12 9.046,27 8.908,62 8.736,93

CGE 7.530,95 7.414,37 7.262,82 7.073,51

SAESA 7.448,71 7.957,59 7.804,97 7.615,09

En este escenario, ya son 4 las empresas que reciben una tarifa menor

para el final del periodo, comparando con el caso actual. Estas empresas son Emelat,

Chilquinta, Casablanca y Chilectra

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