AGENCIA ESPAÑOLA DE COOPERACIÓN INTERNACIONAL

III CURSO DE REGULACIÓN ENERGÉTICA DE ARIAE ”Las Redes de Energía Eléctrica y del Gas Natural”

Experiencia Argentina con la Revisión Tarifaria Integral

Cartagena de Indias – Colombia Julio César Molina

– Nov. 2005

AGENDA

1.

2.

Retrospectiva del Sector Eléctrico Argentino.

Resultados de la Transformación.

3.

4.

La Crisis. La Renegociación Contractual.

5.

Las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI).

6.

Reflexiones finales.

JCM – Nov. 2005

Retrospectiva del Sector Eléctrico Argentino

“Historia, émula del tiempo, depósito de las acciones, testigo de lo pasado, ejemplo y aviso de lo presente, advertencia de lo por venir...”

Cervantes , Quijote, I. IX

JCM – Nov. 2005

Etapa Inicial (1880 – 1943)

1882.-

Iluminación de los Pabellones de la Exposición Continental en Plaza Once.

1886.-

Se inaugura en La Plata, la primera central eléctrica del país.

1887.-

Inst. de la 1° central eléctrica y red de A° P° en el centro de la Capital Federal.

1907.-

CATE (Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad)

1921.-

CHADE (Compañía Hispano Argentina de Eletricidad)

1936.-

CADE (Compañía Argentina de Electricidad), CIADE (Compañía Italo Argentina de Electricidad) Interior del país: EBASCO. Grupo ANSEC (nueve compañías):1) Los Andes; 2) Norte Argentino; 3) Sur Argentino; 4) Este Argentino; 5) Central Argentina; 6) Hidroeléctrica Tucumán; 7) General de Electricidad de Córdoba; 8) Luz y Fuerza Córdoba; 9) Electricidad de Alta Gracia.

Todo este proceso culminó con la constitución de cinco grandes grupos que fueron: 1) CADE; 2) CIADE; 3) ANSEC; 4) SUDAM y 5) COMPAÑIA SUIZO ARGENTINA

JCM – Nov. 2005

Etapa pre - transformación (1943 – 1992).

Instituciones: Significativa carga política en el tratamiento jurídico y económico del servicio público.

Organizaciones: Comportamientos propios, desarticulados, no coordinados.

Incorrecta selección de objetivos, gestiones ineficientes, gasto inusitado de las empresas.

Consecuencias:



Inadecuaciones Tarifarias.



Restricciones en el consumo (Décadas: 40´; 50´; 70´; 80´;...)

“EMERGENCIA CRÓNICA”

JCM – Nov. 2005

Precios de Servicios de Empresas Públicas Argentinas 1945-1985

FUENTE: Navajas y Porto JCM – Nov. 2005

Restricciones al Consumo

Normativa:

Decreto N° 5.557/43; Decreto N° 10.744/43; Decreto N° 8.209/44; Decreto N° 13.670/45; Decreto N° 10.151/49; Decreto N° 7.584/50; Decreto N° 13.664/50; Resolución Ind. y Com. N° 409/52; Resolución Ind. y Com. N° 857/53,...........................

Resolución (S.C.Int.) N° 311, 424, 478, 496/88; Resolución (S.E.) N° 451, 549, 672, 716/88; Decreto N° 1756/88; Década del ´90: SIN RESTRICCIONES Resolución S.E. N° 415/04, Resolución S.E. N° 552/04, Resolución S.E. N° 754/04, Resolución S.E. N° 1063/05

JCM – Nov. 2005

Etapa de la transformación (1992 – 2001)

Instituciones: Introducción y promoción de competencia; transparencia; reasignación de funciones económicas e institucionales. Organizaciones: Introducción del sector privado en condiciones de riesgo; regulación para actividades monopólicas- creación del ENRE- .

Consecuencias:



Positivos resultados (Tarifa; Rentabilidades; Calidad; Cobertura



Necesidad de cambios Institucionales (reformas de 2da.generación)



Necesidad de cambios Organizacionales (mejor coordinación; cooperación, gobernancia del mercado)

“NO PUDIERON EFECTIVIZARSE LOS CAMBIOS”

JCM – Nov. 2005

Resultados de la Transformación

JCM – Nov. 2005

Evolución de las Tarifas de distribución antes (1980-1991) y después de la restructuración (1992-2002), por kWh y en $ constantes de 2001.

0,225 0,200 0,210 Gestión EDENOR, EDESUR y EDELAP 0,175 0,150 Gestión SEGBA 0,165 0,143 0,131 0,123 0,161 0,125 0,120 0,114 0,100 0,106 0,113 0,092 0,091 0,075 0,050 0,067 0,077 0,064 Gestión EDENOR, EDESUR y EDEAP 0,040 0,025 0,000 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 TMGkWh facturada por SEGBA Transferencias Tesoro a SEGBA (pagadas por todo el país) TMGkWh de EEE de peaje a GU TMGkWh Total de SEGBA TMGkWh Total de EEE TMGkWh para "usuarios no cautivos" TMGkWh de SEGBA para rentabilidad 8% (Contrato Concesión) TMGkWh de EEE para usuarios cautivos Fuente: UADE JCM – Nov. 2005

Evolución de las tarifas ( junio 2001 – marzo 1991)

    Indice de precios mayoristas 115,8 Gas Natural 149,0 Corredores viales Telefonía básica 142,7 124,4 

Energía Eléctrica Residencial:

• • • •

bajo consumo alto consumo Industrial: bajo consumo alto consumo 101,2 29,3 75,9 57,6

Fuente: FLACSO Base = 100 (marzo91) JCM – Nov. 2005

Rentabilidad

Sector Rentabilidad/Patrimonio neto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 17,4 17,3 14,3 15,1 14 14,2 Promedio 1994/1999 15,4 Concesionarios viales 40,3 26,6 19 23,8 19,1 s/d 25,8 Gas natural 13,7 11,8 10,1 10,5 10,2 10,3 Energía eléctrica Telefonía -0,4 13,3 5,8 13,5 6,9 10,3 7,5 12,4 8,3 15,1 5,5 13,3 11,1 5,6 13 Agua y servicios cloacales

FUENTE: FLACSO

20,1 28,9 25,4 21,1 17,1 27,6 23,3

JCM – Nov. 2005

EVOLUCIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO – Promedio ponderado por facturación DISTRIBUCIÓN EDENOR

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

EDESUR

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

EDELAP

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

PROMEDIO SEGMENTO Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

-6,82% -5,03% -3,24% -2,94% -9,39% -8,24% -6,60% -6,41% 0,18% -1,19% -1,70% -2,63% 5,64% 1,67% 7,13% 1,83%

-4,96% -3,95%

-1,93% -2,71%

-7,62% -7,04%

20,69% 10,59%

0,45% -1,21%

1,85% 1,97%

6,15% 1,77%

7,89% 6,83% 7,59% 4,12% 11,20% 10,32% 6,22% 6,13% 1,68% 1,79%

7,41% 5,25%

0,81% 2,26%

8,26% 7,88%

9,35% 11,25% 8,59% 8,69% 9,84% 12,35% 2,13% 2,94% 10,25% 11,96% 9,47% 9,76% 9,85% 11,68% -39,69% 3,52% 9,87% 10,97% -8,98% 1,93% 3,32% 1,50%

8,67% 9,53%

4,17% 3,53% 2,53% 3,41% 4,37% 5,26% 4,34% -0,96%

5,88% 7,42% 9,44% 10,44% 9,46% 10,75% -22,80% 2,80%

Nota: Rentabilidad sobre PN = Resultado Neto / (Patrimonio Neto – Ganancia Neta del Ejercicio) Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total JCM – Nov. 2005

EVOLUCIÓN DE LA TASA DE RENTABILIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO – Promedio ponderado por facturación TRANSPORTE 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 TRANSENER

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

TRANSNOA (sin revalúo)

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

TRANSNEA

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

TRANSPA

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

DISTROCUYO

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

TRANSBA

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

PROMEDIO SEGMENTO

Rentabilidad sobre PN Rentabilidad sobre Activo

7,40% 7,60% 3,40% 5,75% 2,56% 2,29% 3,22% 3,94%

6,58% 7,10%

8,07% 7,52% -8,16% 1,75% 1,87% 0,89% 5,47% 6,69% 3,24% 3,35%

5,33% 6,17%

6,76% 8,17% 3,56% 1,51% 3,51% 8,45% 5,75% 8,25% 4,88% 4,98%

6,10% 7,34%

6,42% 8,50% 7,47% 2,11% 15,96% 13,38% 6,35% 8,31% 5,25% 5,95% 1,60% 2,13%

6,49% 7,34%

5,03% 5,41% 8,29% 3,25% 16,19% 23,75% 6,06% 8,55% 4,51% 6,10% 3,90% 4,92%

5,82% 6,31%

6,21% 5,06% 11,20% 3,97% 15,96% 18,55% 7,25% 9,59% 5,95% 8,21% 6,05% 7,60%

7,11% 6,58%

Nota: Rentabilidad sobre PN = Resultado Neto / (Patrimonio Neto – Ganancia Neta del Ejercicio) Rentabilidad sobre Activo = Resultado Operativo / Activo Total

2000 2001 2002

6,77% 6,70% 6,97% 3,07% 8,04% 15,93% 8,88% 11,01% 7,12% 10,36% 6,24% 7,78%

6,87% 7,35%

7,15% 6,56% -117,29% 2,23% 3,95% 1,93% 5,66% 18,43% 8,24% -1,48% 10,14% 12,97% 8,53% 12,72% 5,59% 7,61%

6,58% 7,52%

2,02% 4,30% 1,95% 5,71% 2,22% 2,78%

-71,68% 2,29%

JCM – Nov. 2005

Cobertura y su característica distributiva

Cloaca

Servicio

Gas Natural Electricidad Teléfono Agua Corriente

1

30,0 41,4 72,2 9,5 44,8

2

54,2 68,3 87,5 27,6 67,0

Servicio

Cloaca Gas Natural Electricidad Teléfono Agua Corriente

1

27,0 53,7 99,6 31,7 51,9 FUENTE: Navajas (1999) en base a datos del INDEC

2

45,5 79,5 99,7 55,7 70,5

EGH 1985/86 Quintiles 3

61,1 77,0 92,4 36,0 72,6

EGH 1996/97 Quintiles 3

58,1 89,3 99,9 74,5 78,4

4

73,2 89,1 91,1 54,5 83,7

4

72,5 94,9 100,0 84,0 85,3

Decil IPCF

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Total

FUENTE: FLACSO

Cobertura 1985/86 1996/7 (a)

66,1 80,5 87,7 90,5 92,8 95,0 96,8 96,1 97,5 99,4

90,3 (b)

99,1 100,0 99,6 99,7 99,8 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

99,8 5

88,4 95,0 98,8 68,8 92,7

5

87,4 98,9 100,0 91,7 94,9

TOTAL

61,4 74,2 88,2 39,3 72,2

TOTAL

58,1 83,3 99,8 67,5 76,2

Variación © = (b)/(a)-1

49,9 24,2 13,4 10,2 7,5 5,3 3,3 4,1 2,6 0,6

10,5 Extensión de la cobertura Puntos Extensión sobre porcentuales población no cubierta (d)=(b)-(a) (e)=(d)/(100-a))

33,0 19,5 11,8 9,2 7,0 5,0 3,2 3,9 2,5 0,6 97,3 100,0 96,7 96,8 97,2 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

9,5 97,9

JCM – Nov. 2005

Evolución Calidad de Servicio

TIEMPO TOTAL DE INTERRUPCIONES POR KVA TTIK

24 22,10 20 19,09 16 12 8 4

TTIK

14,72 13,08 11,43 9,79 8,15 6,51 7,37 6,20 4,62 4,71 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

AÑO

JCM – Nov. 2005

Calidad - Sistema de Transporte en Alta Tensión

INDISPONIBILIDADES FORZADAS DE LÍNEAS - TASA DE FALLA

3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 E n e -9 5 A b r 9 5 J u l 9 5 O ct -9 5 E n e -9 6 A b r 9 6 J u l 9 6 O ct -9 6 E n e -9 7 A b r 9 7 J u l 9 7 O ct -9 7 E n e -9 8 A b r 9 8 J u l 9 8 O ct -9 8 E n e -9 9 A b r 9 9 J u l 9 9 O ct -9 9 E n e -0 0 A b r 0 0 J u l 0 0 O ct -0 0 E n e -0 1 A b r 0 1 J u l 0 1 O ct -0 1 E n e -0 2 A b r 0 2 J u l 0 2 O ct -0 2 TASA DE FALLA EJECUCIÓN DE GARANTÍA JCM – Nov. 2005

La Crisis

“Las recientes dificultades argentinas son inusuales solo por su severidad ya que el país tiene una historia de crónicos problemas económicos, monetarios y políticos”

Diario La Nación (29/06/2003)

JCM – Nov. 2005

Crisis actual del sector eléctrico Manifestaciones mas evidentes de la crisis:



Deterioro Tarifario.

Desequilibrio de las prestaciones.

Marcada Inequidad.



Incipientes problemas de abastecimiento.

Los problemas esenciales y básicos son:



Deformación de los resultados de la transformación



Precarieadad y fragilidad Institucional y Organizacional.

Proceso de Inflación Normativa.

Precarización de los medios adecuados de la regulación.

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis ( Deterioro Tarifario )

Precios Medios de Suministro a Cliente Final 70,0

50 20 49 51 54 54

60,0

52 42 61

50,0 40,0 35 22 21 21 25 26 35 19 30,0 20,0 11 13 16 19 22 18 15 13 15 10,0 0,0 11 4 4 11 11 11 11 11 11 11 Arg 2001 Agr 2004 Gas + Transporte Arg Eq Chile Colombia Valor Agregado Generación Brasil Perú España Francia Italia Valor Agregado Distribución

Nota 1: Precios finales suponiendo mismo precio de gas en generación.

Nota 2: Tasa de descuento utilizada para el valor agregado de generación corresponde a la aplicable en cada país.

Nota 3: Valor Agregado de Generación calculado sobre la base de Ciclo Combinado.

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis

Estimación del producido del Sector Eléctrico por segmento A PRECIOS CONSTANTES DE DICIEMBRE DE 2004 (***) PERIODO ENERO 2002 - OCTUBRE 2005 Energía Potencia Transporte Distribución TOTAL MEM Ocurrido (1)

Relación respecto ocurrido Diferencia respecto ocurrido

10.197,41 3.156,34 898,71 14.576,28

28.828,74 Ingreso / Facturación (en $MM) Según condiciones previas Ajuste Índices Argentina pesificación (2)

22.894,47 8.091,77

(3)

22.894,47 6.091,99 2.680,23 43.491,99

77.158,46

167,6% 48.329,72

1.707,09 28.102,84

58.796,39

104,0% 29.967,65

El Total MEM expresado en dólares al tipo de cambio de referencia 2,88$/U$S resulta de Total MEM U$S MM Ocurrido (1)

10.009,98

Según condiciones previas pesificación (2)

26.791,13

Ajuste Índices Argentina (3)

20.415,41

Diferencia respecto ocurrido U$S M M

16.781,15

10.405,43

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis

Porcentaje de hogares y personas por debajo de la línea de indigencia en el GBA

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis

Porcentaje de hogares y personas por debajo de la línea de pobreza

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis

(Cantidad de Hogares Indigentes y Pobres)

Condición Hogares Indigentes Hogares Pobres Hogares no Pobres Número de Hogares 493,865 1,362,107 1,593,857 Porcentaje sobre la Población Total Fuente: Elaboración en Base a OSPM 16.71% 46.08% 53.92% JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis

Usuarios Desconectados (mayo – junio/2002)

JCM – Nov. 2005

Manifestaciones de la Crisis

Usuarios Morosos (mayo – junio/2002)

JCM – Nov. 2005

Cuestiones Esenciales

(Distorsión de los resultados de la transformación)



DISTORSIÓN

• Indexar Tarifas por inflación de USA violó la ley de convertibilidad, perjudicando a los usuarios en millones de dólares.



REALIDAD

• Ley 24.065, art. 42°, inc. d). Las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio en los costos, que este no pueda controlar.

• Modelo de Regulación: PRICE – CAP,

(T j = T o

x RPI – X +/- Q + I) • Entre 1992 y 2000 la inflación acumulada de USA y ARG. Fueron prácticamente iguales. • Indexación en servicios públicos es práctica normal internacionalmente (protege al usuario al bajar costo de capital).

• Sin indexación las tarifas deberían haber sido mayores o el valor de venta de las empresas hubiese sido menor. JCM – Nov. 2005

Cuestiones Esenciales

(Distorsión de los resultados de la transformación)



DISTORSIÓN

• Las empresas eléctricas tuvieron altísima rentabilidad, lo que demuestra falta de regulación y tarifas elevadas.



REALIDAD

• La rentabilidad no fue homogénea en todos los servicios públicos regulados. Por lo que no debe genralizarse y tomar valores promedios entre distintos servicios públcios • El sector eléctrico tuvo una rentabilidad de alrededor de 5 % en el período 1992/97 • La rentabilidad posibilitada en los 2° quinquenios de concesión, luego de las revisiones tarifarias correspondientes, a través del procedimiento de Audiencias Públicas, tanto en el ámbito nacional y distintas jurisdicciones provinciales fueron: Sector Transporte : TRANSENER S.A.: 10,54 %; TRANSNOA S.A. = 12,77 %; TRANSNEA S.A. = 12,77 %; TRANSPA S.A. = 12,77 %.

Sector Distribución: ESJ S.A. (San Juan) = 11,27 %, EDECAT S.A. (Catamarca) = 11,23 %, EDERSA (Entre Ríos) = 11,27 % JCM – Nov. 2005

Cuestiones Esenciales

(Distorsión de los resultados de la transformación)



DISTORSIÓN

• Las inversiones en el servicio público de electricidad fueron al menos escasas.



REALIDAD

• En el período 1992 – 2002 el total invertido por el sector en transporte y distribución fue de U$S 3.501.522.305,00. Gráfico muestra total de Inversiones en Transporte y Distribución (valores constantes a Dic. – 2001) 700.000.000

600.000.000

500.000.000

$ 600.223.182

400.000.000

$ 434.878.017

$ 409.959.760

$ 303.130.970

$ 367.737.183

$ 311.300.065

300.000.000

200.000.000

$ 161.682.906

100.000.000

$ 14.534.728

0

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 $ 423.624.618

$ 347.510.058

2000 2001 $ 126.940.817

2002

JCM – Nov. 2005

Cuestiones Esenciales ( Inflación Normativa )

Ley 25.561

Decreto N° 293 (12/02/02) Decreto N° 370 (22/02/02)-Resolución ME N° 20 (18/03/02) Resolución ME N° 38 (09/04/02)-Resolución ME N° 53 (15/04/02) Decreto N° 1.090 (25/06/02)-Resolución ME N° 308 (16/08/02)-Resolución ME N° 317 (22/08/02) Decreto N° 1.834 (16/09/02)-Decreto N° 1.839 (16/09/02)-Resolución ENRE N° 476 (08/10/02) Resolución ME N° 487 (11/10/02)-Resolución ENRE N° 1 (18/10/02)-Resolución SE N° 148 (25/10/02) Resolución ENRE N° 3 (14/11/02)-Resolución ENRE N° 4 (11/11/02)-Resolución ME N° 576 (05/11/02) Decreto N° 2.437 (02/12/02) - Decreto N° 120 (23/01/03) - Decreto N° 146 (23/01/03) Decreto N° 311 (03/07/03)-Resolución Conjunta ME y MPOSP N° 188 y N° 44 (06/08/03)

Ley 25.790

“Proyecto” Ley General de Servicios Públicos JCM – Nov. 2005

Cuestiones Esenciales ( Declinación Normativa )

• • • • • • • • • •

Ley 24.065

Promover la

competitividad

de los mercados (Artic.2°).

Alentar las

inversiones privadas

(Artic.2°).

Protección de los

derechos de los usuarios

(Artic.2°).

Tarifas

justas y razonables

(Artic.40°).

Asegurar el

mínimo costo

razonable para el usuario (Artic. 40° inc. d).

Asegurar la

seguridad del abastecimiento

(Artic. 40° inc. d).

Precios máximos de

eficiencia

(Artic. 42°).

Tarifa asociada a forma de prestación, ubicación geográfica u otra característica

que el ente califique como relevante

(Artic.40° inc. b).

Posibilitar una

rentabilidad razonable

(Art.41°).

La Regulación como un

Proceso Dinámico, Flexible

, (Artics.43°,46°, 48°).

Ley 25.561

Artículo 9°: Criterios para La Renegociación.

• Competitividad de la economía y distribución de ingresos.

• • • • Intereses de los usuarios y Accesibilidad de los servicios.

Seguridad de los sistemas.

Calidad y Planes de Inversión.

Rentabilidad de las empresas.

• • • •

Ley 25.790

Extiende la E.P. y el plazo para la renegociación de los contratos de S.P. La renegociación

no se halla limitada o condicionada

por los Marcos Regulatorios que rigen los contratos.

El P.E. puede realizar acuerdos parciales.

El P.E. debe remitir la propuesta de renegociación al Poder Legislativo (debe expedire en 60 días).

JCM – Nov. 2005

Cuestiones Esenciales (Precarización Organizacional)

APTITUD ORGANIZACIÓN para la REGULACIÓN Unidad de Renegociación



Pericia

. 

Desarrollo de regulaciones

?

?

coherentes y contínuas.



Respuesta flexible a cambios : económicos,sociales, tecnológ.

?



Menor grado de influencias

?

políticas/partidarias.



Menor Asimetría de Información

. ?



Implementación de procedimientos

?

participativos (transparencia).



Racionalidad y Razonabilidad

?

Comisión Legislativa

? ?

? ?

? ?

?

Regulador

+ + + + + + + JCM – Nov. 2005

Volver a las Fuentes

( IRREMEDIABLE DECISIÓN )

Ley 24.065

Ley 25.561

Inflación Normativa Ley 25.790 Carta de Entendimiento

Ley 24.065

•

Más de 3 AÑOS.

•

Se produjo un gran deterioro Institucional y Organizacional.

•

Se generó deterioro e inequidad tarifaria, aparecen problemas de abastecimiento.

•

Se produjeron soluciones parciales ¿ adecuadas ?. C. de E.

•

Se establece el regreso a las Instituciones y Organizaciones pre-existentes; en la búsqueda de soluciones SUSTENTABLES

JCM – Nov. 2005

La Renegociación Contractual

JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



Contenidos básicos del Acta

o Estipulación de los efectos de la entrada en vigencia del acuerdo y las instancias y actividades previstas durante el período de transición contractual.

o Determinación de condiciones jurídicas, técnicas, económico-financieras y técnicas de prestación del servicio público durante el período de tranición.

o Definición de un Régimen Tarifario de Transición.

o Establecimientos de pautas para aplicar en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) y las condiciones que regirán la prestación una vez finalizado el período de transición.

o Establecimiento de un Régimen de Tarifa Social.

JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



P rincipales contenidos del Acta

•

Aspectos Tarifarios

o Régimen Tarifario de Transición.

Aumento del 23 % sobre los CPD (excepto categoría T1R).

Aumento adicional del 5 % sobre el CPD (excepto T1R) será asignado a obras en áreas rurales (ampliaciones del sistema de distribución).

El incremento en la tarifa media (abastecimiento + CPD) no podrá superar el 15 % .

Ajuste de tarifas cada 6 meses en base a un índice general de variación de costos (IVC). Si la variación es +/- 5 %el ENRE inicia el proceso y evalúa si corresponde el ajuste de ingresos Si la variación es > o = al 10 %, el concesionario puede presentar un pedido de revisión extraordinario.

JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



P rincipales contenidos del Acta

•

Aspectos de calidad.

o Régimen de calidad de prestación de servicio.

Durante el período de transición, las sanciones que resulten de cada medición semestral podrán ser destinadas a la ejecución de inversiones que se establezcan en la RTI, siempre y cuando el concesionario haya logrado mantener una calidad de servicio semestral superior a los índices de calidad media de referencia.

Si la calidad es inferior las sanciones deben pagarse y serán incrementadas según el incremento que registre la remuneración producto de los aumentos y ajustes otorgados.

JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



P rincipales contenidos del Acta

•

Aspectos referidos a las ampliaciones de redes.

o Régimen de ext. y ampliación de redes (zonas no electrificadas).

Se define área electrificada (debe ser redefinida en la RTI).

• 

Electrificada:

en MT solicitud de servicio o aumento de capacidad a distancia 2000 mts. de la instalación más próxima. En BT  400 mts.

•

No Electrificada:

en MT solicitud de servicio o aumento de la capacidad a una distancia > a 2000 mts. de la instalación más próxima. En BT la distancia es > a 400 mts.

• Solicitud en área electrificada: la obra esta a cargo del concesionario • Solicitud en área no electrificada: el concesionario tiene derecho a solicitarle al usuario una Contribución Especial Reembolsable (CER) por los gastos y la inversión excedente a la correspondiente a los 2000 o 400 mts.. Toda la obra (planificación, proyecto y ejecución) y el mant. queda a cargo del concesionario. JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



P rincipales contenidos del Acta

•

Proyección Económica - Financiera.

Es para el año 2005 y contiene cantidades físicas y pesos para facturación, recaudación, costos operativos, inversiones, amortizaciones, impuestos y tasas más un excedente de caja.

La concesionaria debe informar trimestralmente al ENRE la ejecución de la proyección económica – financiera. JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



P lan de Inversiones

• Se establece el Plan de Inversiones que deberá ejecutar durante el año 2005.

• El excedente de caja de la proyección económico-finaciera puede utilizarse para retribuir el capital propio y de terceros en la medida que el concesionario haya dado cumplimiento al plan de inversiones.

• El concesionario se compromete a no efectuar pago de dividendos durante los años 2004 y 2005 sujeto aplena vigencia del acuerdo.

• Se detallan las obras a relizar durante el año 2005 que suman $ 15 MM de los cuales $ 1,8 MM son en proyectos no técnicos.

• Las ampliaciones en el sistema de distribución en el área rural se listan por separado y suman un valor de $ 3 MM.

JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



Obligaciones Particulares

• Si el concesionario cumple con sus obligaciones (plan de inversiones, de calidad, puesta de la información en tiempo y forma para la proyección económica-financiera) puede: régimen el seguimiento de o Pagar en 20 cuotas semestrales las multas aplicadas por el ENRE cuya notifiación sea anterior al 06/01/02 y que se encontrásen pendientes de pago a la fecha de vigencia del acuerdo.

o Pagar en 15 cuotas semestraleslas multas cuyo destino sean bonificaciones a terceros, cuya notificación haya tenido lugar en el período comprendido entre el 06/01/02 y la entrada en vigencia del acuerdo.

o Cancelación de la primera cuota a los 180 días de la entrada en vigencia de la RTI (Revisión Tarifaria Integral) o Los importes serán recalculados al momento de su efctivo pago por el incremento promedio que registre el CPD JCM – Nov. 2005

El Acta Acuerdo



Obligaciones Particulares

•

Limitaciones en materia de modificaciones societarias

o Durante el período de transición contractual los accionistas titulares del paquete mayoritario no podrán modificar su participación ni vender sus acciones.

•

Trato Equitativo

o El concedente se compromete a disponer un trato similar y equitativo al que se otorgue a otras empresas de ransporte y distribución de electricidad, en tanto ello sea pertinente a juicio del concedente.

•

Modificaciones normativas

o De haber modificaciones normativas el ENRE evaluara los efectos del cambio en los costos y de corresponder readecuara las tarifas.

JCM – Nov. 2005

Revisiones Tarifarias Integrales ( RTI )

JCM – Nov. 2005

Las Cartas de Entendimiento y la RTI



La Revisión Tarifaria Integral (RTI)

• Se establece la realización de una RTI, conforme lo estipulado en el Capítulo X “Tarifas de la ley 24.065, su reglamentación, normas complementarias y conexas, aplicándose las pautas contenidas en la propia Acta Acuerdo y que son: o La RTI está a cargo del ENRE.

o Determinación de mecanismos y procedimientos de redeterminación de la remuneración del Concesionario ante el supuesto de variaciones de precios de la economía.

o Diseñar e implementar métodos adecuados para incentivar y medir en el tiempo las mejoras de eficiencia.

o Régimen de calidad del servicio y penalidades: a) diseñar un sistema de control de calidad de servicio que se asiente en la utilización de relaciones sistemáticas entre las bases de datos técnicas, comercial, de costos y de mediciones de calidad a los fines de impulsar sistemas de control y señales eficientes; JCM – Nov. 2005

Las Cartas de Entendimiento y la RTI



La Revisión Tarifaria Integral (RTI)

• Se establece la realización de una RTI, conforme lo estipulado en el Capítulo X “Tarifas de la ley 24.065, su reglamentación, normas complementarias y conexas, aplicándose las pautas contenidas en la propia Acta Acuerdo y que son: o Régimen de calidad del servicio y penalidades: ...b) evaluar la conveniencia de establecer áreas de calidad diferenciadas; c) evaluar las ventajas y desventajas de los sistemas solidarios de multas en relación con los sistemas de individualización de usuarios.

o Actividades no reguladas: análisis del impacto de estas actividades, ventajas, desventajas y riesgo que la realización de dichas actividades tiene en el servicio.

o Costos del Servicio: Se elaborará un análisis sobre costos razonables y eficientes de la prestación.

o Auditoría Técnica y Económica de los Bienes Esenciales.

o Base de Capital y Costo de Capital o Mantenimiento del Pass - through JCM – Nov. 2005

Ley 24.065 - Capítulo X - Tarifas



Bases Fundamentales de la Tarifación en la ley

Artículo 40°.

“.

..Los servicios suministrados por los transportistas y distribuidores serán ofrecidos a

tarifas justas y razonables,...”

En general se relaciona lo

JUSTO

con la forma de aplicación de la tarifa, mientras que lo

RAZONABLE

hace a lo económico (quantum).

Una tarifa sería RAZONABLE si prevé una adecuada retribución al concesionario, y sería JUSTA si no implica discriminaciones arbitrarias entre usuarios.

JCM – Nov. 2005

Ley 24.065 - Capítulo X - Tarifas



Los principios tarifarios en la ley Nac. N° 24065

•

Sostenibilidad Económica - Financiera Artículo 40°, inciso a).

“...Proveerán a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una tasas de retorno determinado conforme lo dispuesto en el artículo 41° de esta ley”.

•

Eficiencia Asignativa Artículo 40°, inciso b)

“...Deberán tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el costo entre los distintos tipos de servicios, considerando la forma de prestación, ubicación geográfica y cualquier otra característica que el ente califique como relevante”.

JCM – Nov. 2005

Ley 24.065 - Capítulo X - Tarifas



Los principios tarifarios en la ley Nac. N° 24065

•

Eficiencia Productiva Artículo 40, inciso d).

“...Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo razonable para los usuarios compatible con la seguridad del abastecimiento”.

•

Equidad Artículo 44.

.

“...Ningún transportista ni distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas, cargos, servicios o cualquier otro concepto excepto que aquellas resulten de distinta localización, tipo de servicios (o cualquier otro distingo equivalente que razonablemente apruebe el ente).

Artículo 70.

Contempla objetivos sociales a través de la creación del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica destinando un 60 % a Compensaciones Regionales de Tarifas.

JCM – Nov. 2005

El Desafio Regulatorio

Está en la necesidad de considerar

diversas combinaciones de instrumentos

como una forma de

cumplir simultánea y equilibradamente

los principios tarifarios,

minimizando

la necesidad de enfrentar mediaciones o

arbitrajes

(trade-offs) complejos.  SOSTENIBILIDAD vs. EFICIENCIA  EFICIENCIA vs. EQUIDAD  EQUIDAD vs. SOSTENIBILIDAD JCM – Nov. 2005

Principios e Instrumentos de la tarifación PRINCIPIOS INSTRUMENTOS Sostenibilidad Estructura Tarifaria Eficiencia Impuestos Equidad Subsidios/Programas Sociales

Cuando deben respetarse varios principios con un

instrumento

(vgr. Estructura Tarifaria) surgen

conflictos

(trade-offs) que derivan en resultados de

óptimos restringidos

(segundo mejor) JCM – Nov. 2005

Principios - Nivel y Estructura Tarifaria

Sostenibilidad =

f

(Nivel Tarifario - RAZONABLE) Eficiencia Productiva =

f

(Nivel Tarifario - RAZONABLE) Eficiencia Asignativa =

f

(Estructura Tarifaria - JUSTA) Equidad =

f

(Estructura Tarifaria - JUSTA)

SUSTENTABILIDAD =

f

REGULACIÓN

JCM – Nov. 2005

Esquema Simplificado de una Revisión Tarifaria

ESQUEMA SIMPLIFICADO Campaña de mediciones.

Proyección de Demanda.

Caracterización de la demanda.

Determinación de índices de aplicación.

Red de Referencia Empresa Modelo Costos Comercial Costos de O&M VNR; CIP Cálculo de Costos de Suministro.

Pérdidas y Bal. de E y P.

Costos de Capital Costos de Distribución Costos de conexiones

Análisis y propuesta de Régimen Tarifario

Propuesta del Cuadro Tarifario. Costos de abasteci miento

JCM – Nov. 2005

Cuestiones escenciales de la RTI en pleno debate



Base de Capital Regulada (BCR)



Tasa de Retorno



Calidad de Servicio



SER (Servicios Eléctricos Representativos)



Estructura Tarifaria (Equidad Distributiva)

JCM – Nov. 2005

Base de Capital Regulada (BCR)



Enfoque Financiero

Considera la determinación de la base de capital a partir del valor de la empresa como negocio, para lo que se pueden identificar distintas variantes .

1) PRECIO DE LA OFERTA.

Se basa en que la tarifa debe alcanzar valores tales que permitan un retorno razonable sobre el capital invertido

2) VALOR CONTABLE DE LOS BIENES DE USO

.

Determina la Base de Capital de acuerdo al Valor Contable de los Bienes de Uso.

3) VALOR DEL NEGOCIO.

Se basa en la obtención de una renta sobre el valor actual real del negocio.

JCM – Nov. 2005

Base de Capital Regulada (BCR)



Enfoque Físico

Determina el capital requerido en la forma de

activos físicos,

valuación para prestar el servicio de distribución.

con su correspondiente Se

independiza

de las consideraciones sobre el valor de la empresa (pagado en el momento de la compra o determinado a partir de un flujo futuro de fondos) o los criterios contables utilizados, y se centra en establecer las instalaciones que requiere una empresa distribuidora de energía eléctrica para prestar el servicio en forma eficiente en el área de concesión asignada.

.

Sin embargo este método, al considerar por ejemplo el VALOR NUEVO DE REPOSICIÓN de los bienes de uso dedicados al negocio eléctrico, tiene poca relación con el valor del negocio ya que el mismo se trata de una empresa en marcha con o sin activos involucrados, y no se puede obviar el valor asignado al mercado, la estrategia comercial, el management, la marca, y otros conceptos que no entran dentro del activo valorizado.

JCM – Nov. 2005

Base de Capital Regulada (BCR)



Enfoque Físico

Variantes a considerar según los siguientes puntos de vista: 1) Forma de valorización a nuevo de las instalaciones

Valor Nuevo de Reposición Valor Nuevo de Reemplazo

2) Período a considerar para establecer las instalaciones requeridas

VNR estático o clásico VNR dinámico Costo Incremental Promedio (CIPLP)

3) Forma de dimensionar las instalaciones requeridas

Inventario de instalaciones existentes Adaptación de las instalaciones existentes a la demanda del año base JCM – Nov. 2005

Base de Capital Regulada (BCR)

Enfoque Activo Financiero Activo Físico Ventajas

• Simplicidad.

• Transparencia.

• Preserva el poder de compra de la inversión original.

• Provee un valor de activos fácilmente auditables.

• Escasa incertidumbre regulatoria.

• Bajos costos regulatorios.

• Orientada a mantener la capacidad productiva de la firma.

• Permite ajuste por obsolescencia técnica o ante decisiones de inversiones erróneas.

• Promueve la entrada de competidores “eficientes” (aquellos que utilizan tecno logías óptimas).

• Permite trasladar a los usuarios los beneficios del avance tecnológico.

Desventajas

• No relaciona las decisiones de inversión (monetarias y físicas).

• • Preserva el valor del capital independiente mente del grado de obsolescencia técnica.

Menos incentivos a la inversión eficiente (aunque este efecto depende del esquema regulatorio utilizado).

• Complejidad.

• Costosa.

• • Mayor incertidumbre regulatoria.

Podría introducir mayor volatilidad en las • • • tarifas.

En presencia de asimetría informativa y revisiones tarifarias restrospectivas, podría desalentar el avance tecnológico. Mayor exposición a oportunismo regulatorio Ganancias (pérdidas) si el VNR es mayor (menor) que el valor pagado por la firma.

JCM – Nov. 2005

Tasa de Retorno

Ley 24.065, Capítulo 10, Artículo 41°.

“Las Tarifas deben posibilitar una razonable tasa de rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia”

Debiendo dicha tasa:

 Guardar relación con el grado de

eficiencia y eficacia

operativa de la empresa.

 Ser similar a la de otras actividades de

riesgo similar

comparable nacional e internacional.

JCM – Nov. 2005

Tasa de Retorno

WACC



C d

 1 

T c



D C



C e E C



C e



r f



r

arg   

E rm



r risk free

arg

entina

...

el CAPM seguirá siendo popular entre aquellos que deciden inversiones, puesto que: (a) brinda una mecánica muy valiosa para estimar la percepción del riesgo que otros actores informados tienen respecto de un negocio determinado y (b) algunas de sus desventajas pueden paliarse parcialmente con modificaciones apropiadas.

Pereiro Luis E. y Galli M.; La determinación del Costo de Capital ...

f

  ...

mientras que en si ha sido objeto de de variadas críticas en años recientes es lícito decir que virtualmente cualquier otro modelo de valuación de activos que se usa para determinar un costo apropiado de capital para servicios regulados, se construye inevitablemente sobre estimaciones de los mismos componentes comunes que integran el CAPM.

Wright S., Mason R., Miles D.; A study into certain aspects of the cost of... - 2003

JCM – Nov. 2005

Tasa de Retorno

Tasas empleadas en jurisdicciones Latinoamericanas 15% 14% 13% 12% 11% 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0%

JCM – Nov. 2005

Calidad del Servicio Costes asociados a la calidad



Distribuidora

• Inversiones • Costos de O&M 

Usuarios

• Coste de la falta de calidad (Coste de la ENS, coste de interrupción...)

Debe alcanzarse un equilibrio entre ambos

JCM – Nov. 2005

Costo Social Neto de la Calidad

COSTO C (CAL)

CSN

CSO (min) ∆CS

I(NOC) I(NCE)

∆I

NCE

∆C NOC CSN I (CAL)

K=  I  CAL NOC - K=  C  CAL NOC

CALIDAD (CAL)

JCM – Nov. 2005

Objetivos de la Regulación de la Calidad



Adecuar la remuneración de la distribuidora al nivel de calidad ofrecido

• Relación precio pagado y producto comprado 

Minimizar el Coste Social Neto (CSN)

• Criterio socio-económico 

Garantizar un nivel mínimo de calidad a todos los clientes

• Criterio socio-político JCM – Nov. 2005

Calidad del Servicio Adecuación de la remuneración a la calidad ofrecida



Utilización de índices de sistema (TTIK, FMIK)

• • Permiten asociar Nivel de Calidad con Nivel de Inversiones o Determinación de Nivel de Calidad Base asociada a la Remuneración Base Permiten modular la remuneración en función de la calidad REAL ofrecida o o Calidad ofrecida > Calidad base  Incentivos Calidad ofrecida < Calidad base  Penalizaciones JCM – Nov. 2005

Calidad del Servicio Garantía de nivel mínimo de calidad



Utilización de índices individuales

• Única forma de garantizar un mínimo a cada cliente • En caso de incumplimiento, compensaciones 

Compensaciones

• • Deben ser suficientes para que el cliente pueda inmunizarse frente a la mala calidad hasta alcanzar el mínimo garantizado Pueden ser disuasorias (CENS elevado) JCM – Nov. 2005

Modulación de la Remuneración

Ingresos de la Distribuidora ($)

Máximo Asociado a la calidad óptima

Penalizaciones asociadas a índices de sistema Saturación de la remuneración a partir del nivel de calidad óptimo

Ingresos para calidad de referencia

Penalizaciones asociadas a índices individuales Incentivos asociados a índices de sistemas

Pérdida de la Concesión Calidad Mínima Garantizada

Calidad De Referencia

Calidad Optima desde el punto de vista Social

Calidad

JCM – Nov. 2005

Sectores Eléctricos Representativos ¿Que Representan?

 Los

SER

se conciben como una “muestra” de instalaciones típicas para abastecer un mercado eléctrico homogéneo en determinadas características.



Hipótesis

: • A la homogeneidad del mercado debe corresponder homogeneidad de las instalaciones • Existe, al menos aproximadamente, cierto homeomorfismo: algo que se define por la repetición “infinita” de la misma estructura (ej: panal de abejas) JCM – Nov. 2005

Sectores Eléctricos Representativos ¿Para que se utilizan?



Cálculo del ingreso necesario para ofrecer los servicios (de distribución) estipulados.

• Comparación estadística paramétrica de “costos eficientes” • Composición de costos por agregación de “bloques constructivos” o o

Retorno del capital inmovilizado en instalaciones Depreciación que compensa por el desgaste de las instalaciones

o

Costos variables: O&M, generales, administración, comerciales.

JCM – Nov. 2005

Sectores Eléctricos Representativos Ventajas

El esquema de

SER

goza de dos ventajas fundamentales:

Minimiza la discusión regulador - regulado

, y establece un punto de referencia que facilita la comparación de los costos, no sólo de cada empresa contra su referencia sino de las empresas con iguales sectores típicos entre sí.

Minimiza la información requerida de parte de las empresas (respecto a esquemas alternativos)

. Esto constituye una ventaja importante si se supone que la información no se procesa rigurosamente y que en general no es tan buena como en otras experiencias que aplican benchmarking.

JCM – Nov. 2005

Estructura Tarifaria

ESTRUCTURA DE PRECIOS OBJETIVOS Eficiencia Financiamiento Equidad p = CMg + No No p = CMe No + No Ramsey Mínima + No pérdida Ramsey – Feldstein Mínima + + pérdida

JCM – Nov. 2005

Estructura Tarifaria

 Un esquema de subsidios directos a los usuarios más pobres podría permitir dedicar la

estructura tarifaria

a promover la eficiencia.

 El objetivo de equidad distributiva en la

estructura tarifaria

exige explicitar los criterios aplicables a efecto de evitar la dicrecionalidad regulatoria y posibilitar el surgimiento de subsidios cruzados. La

estructura tarifaria

puede presentar algunas ventajas en cuanto a rapidez y facilidad de implementación y los cotos de administración.

 Cuando son las tarifas el único instrumento disponible par aumentar la equidad,

la estructura

cumple dos funciones adicionales: a) seleccionar a los beneficiarios de la política social y b) financiar la ayuda a tales beneficiarios.

JCM – Nov. 2005

Estructura Tarifaria

(conclusiones de un estudio del CEARE)

a) Los resultados en términos distributivos son significativamente mejores (coeficientes de concentración más cercanos a -1) cuando se adopta una tarifa en

bloques crecientes

que cuando se focaliza el beneficio exclusivamente entre los que consumen menos de 300 kwh/bim. Ello es como consecuencia que hay una relevante cantidad de pobres que consumen más de 300 kwh/bim y que pueden acceder a un descuento para su primeros 300 kwh de consumo. b) Por otra lado reduciendo el cargo fijo se obtiene mejores resultados en términos distributivos que solo reduciendo el cargo variable del primer bloque (T1R1), debido a una significativa participación de los más pobres en los consumos inferiores a 300 kwh/bim.

Dos ventajas adicionales c) En términos de implementación genera menos conflictos.

d) No es necesario recategorizar a los usuarios que cambian de nivel de consumo, como lo es en la otra alternativa.

JCM – Nov. 2005

Reflexiones Finales

JCM – Nov. 2005

La Experiencia Argentina

Nos señala que:

 No hay un recetario universal. Las innovaciones y cambios deben ajustarse a cada realidad.

 Deben superarse limitaciones culturales encajadas en costumbres y tradiciones.

 Los cambios no pueden concebirse por fuera de las instituciones y organizaciones de la política, pero estas deben producir su propia innovación limitando fuertemente su injerencia en cuestiones regulatorias que necesariamente exigen una visión de largo plazo.

 Debe articularse adecuadamente los distintos intereses de grupos de presión en pos del interés general.

 Debe observarse el irrestricto respeto tanto de los derechos de propiedad, como la equidad social.

 Debe promoverse la competencia, incentivando la búsqueda del beneficio como consecuencia de una mayor eficiencia, ofreciendo un mejor producto a un menor precio. JCM – Nov. 2005

La Experiencia Argentina

Todo ello nos lleva inexorablemente a:

 Retornar a la ley (Marco Regulatorio Eléctrico).

 Regenerar las condiciones de competencia en el MEM.

 Proteger el campo sujeto a regulación de los riesgos de las interferencias políticas.

 Desarrollar en el campo judicial un más acabado conocimiento de los principios regulatorios.

 Entender que la promoción y defensa de la competencia, no es óbice para la planificación.

 Tener en cuenta que el desarrollo de mercados complejos demanda siempre un mejor y más fuerte Gobierno.

JCM – Nov. 2005

Muchas Gracias

JCM – Nov. 2005