Aspectos economicos calculo_tarifas_electricas

Raúl Pérez – Reyes y Raúl García Carpio Regulación de la Distribución de Electricidad
Regulación de Tarifas de
Distribución de Electricidad
Raúl Pérez–Reyes Espejo
Gerente de la Oficina de Estudios Económicos
OSINERGMIN

2
Contenido
• Marco Regulatorio y Formación de Tarifas a Clientes Finales
• Características de la Distribución
• Mecanismos Regulatorios
• La Regulación de la Distribución en el Perú
• Evaluación del Marco Regulatorio y Agenda Pendiente

Marco Regulatorio y Formación de
Tarifas a Clientes Finales

Marco Regulatorio
En el sector eléctrico se pueden distinguir cinco actividades:
Generación:
Actividad potencialmente competitiva, donde existen varias tecnologías
(hidroeléctricas y térmicas).
Transmisión: instalaciones encargadas de llevar la electricidad de las zonas
de producción a las de demanda.
En el Perú existe un plan de inversiones en transmisión que es licitado,
ganando las empresas que ofertan los menores costos.
Operación: a cargo de una entidad que busca lograr el equilibrio entre la
oferta y la demanda conformada por los agentes del sistema.
Distribución y Comercialización Minorista: monopolios naturales regionales
regulados mediante un esquema de incentivos.

Formación de tarifas a clientes Residenciales Finales
(Caso Simplificado para Noviembre 2010 en Lima)
Generación Transmisión Distribución Comercialización
Precio de
Potencia
Marginal
por
Kw-mes
(PPM)
S/.
16.50
Precio de
Energía
Marginal
Punta por
Kwh
(PEMP)
Ctvs. S/.
9.97
Precio de
Energía
Marginal
Fuera de
Punta por
Kwh
(PEMF)
Ctvs. S/.
8.00
Peaje de
Conexión al
Sistema
Principal de
Transmisión
por
Kw-mes
(PCSPT)
S/.
10.04
Valor
Agregado de
Distribución
Media
Tensión por
Kw-mes
(VAD MT)
S/.
11.42
Valor
Agregado de
Distribución
Baja Tensión
por
Kw-mes
(VAD BT)
S/.
42.58
Cargo Fijo
Mensual por
Cliente
(CFM)
S/.
2.21
FC: Factor de Carga =0.6
PP: Participación del consumo Punta =0.3
PFP: Participación del consumo Fuera de Punta =0.7
Conversión en un Cargo Único por Energía (Cue):
 
100 100 100
720 720 720
100 100 100
16.50 9.97 0.3 8 0.7 (10.04) (11.42 42.58)
0,6 720 0.6 720 0.6 720
27.24 ( )
( ) 150
CUe PPM PEMP PP PEMF PFP PCSPT VAD MT VAD BT
FC FC FC
CUe
CUe ctms de sol por KWh
Consumo Mensual Kwh
          
  
          
  


1
( ) 150 150 27.24 2.21
100
/ 43.06 ( )
Pago Mensual nuevos soles CUe CFM
Pago Mensual S no incluye efecto del FOSE
      


(Caso Simplificado para Noviembre 2010 en Chiclayo) –ST 2
Precio de
Potencia
Marginal
por
Kw-mes
(PPM)
S/.
16.50
Precio de
Energía
Marginal
Punta por
Kwh
(PEMP)
Ctvs. S/.
10.89
Precio de
Energía
Marginal
Fuera de
Punta por
Kwh
(PEMF)
Ctvs. S/.
8.85
Peaje de
Conexión al
Sistema
Principal de
Transmisión
por
Kw-mes
(PCSPT)
S/.
10.04
Valor
Agregado de
Distribución
Media
Tensión por
Kw-mes
(VAD MT)
S/.
8.63
Valor
Agregado de
Distribución
Baja Tensión
por
Kw-mes
(VAD BT)
S/.
36.23
Cargo Fijo
Mensual por
Cliente
(CFM)
S/.
2.24
 
100 100 100
720 720 720
100 100 100
16.50 10.89 0.3 8.85 0.7 (10.04) (8.63 36.23)
0,6 720 0.6 720 0.6 720
25.99 ( )
( )
FC FC FC
CUe
Consumo Mensual Kwh
          
  
          
  

100
1
( ) 100 100 25.99 2.24
100
( ) 28.23 ( )
Pago Mensual nuevos soles no incluye efecto del FOSE
      


(Caso Simplificado para Noviembre 2010 en Chiclayo) –ST 3
Precio de
Potencia
Marginal
por
Kw-mes
(PPM)
S/.
16.50
Precio de
Energía
Marginal
Punta por
Kwh
(PEMP)
Ctvs. S/.
10.89
Precio de
Energía
Marginal
Fuera de
Punta por
Kwh
(PEMF)
Ctvs. S/.
8.85
Peaje de
Conexión al
Sistema
Principal de
Transmisión
por
Kw-mes
(PCSPT)
S/.
10.04
Valor
Agregado de
Distribución
Media
Tensión por
Kw-mes
(VAD MT)
S/.
17.48
Valor
Agregado de
Distribución
Baja Tensión
por
Kw-mes
(VAD BT)
S/.
52.78
Cargo Fijo
Mensual por
Cliente
(CFM)
S/.
2.24
 
100 100 100
720 720 720
100 100 100
16.50 10.89 0.3 8.85 0.7 (10.04) (17.48 52.78)
0,6 720 0.6 720 0.6 720
31.87 ( )
( )
FC FC FC
CUe
Consumo Mensual Kwh
          
  
          
  

50
1
( ) 50 50 31.87 2.24
100
( ) 18.18 ( )
Pago Mensual nuevos soles no incluye efecto del FOSE

      


8
Formación de Tarifas a Clientes Finales
• En la práctica, los clientes de servicio público o regulados tienen a su
disposición diferentes opciones tarifarias en las cuales, en base a una
serie de factores que consideran sus patrones de consumo, se
transfieren todos los costos de provisión del servicio.
• La elección de las opciones tarifarias dependerá del nivel de tensión,
patrón de carga y equipos de medición.
• La mayor parte de los clientes regulados (91.5%) se encuentran en la
opción tarifaria BT5, diseñada para los clientes residenciales, que
consiste en un cargo por energía unitario, y un cargo fijo mensual,
además de los costos de alumbrado y reposición y mantenimiento de
conexión.
• En estos cargos se incluyen los subsidios cruzados entre
consumidores (los que consumen más de 100 KWh subsidian a los
que consumen menos de 100 KWh).

9
Características Económicas y Regulación de la
Distribución

10
Características Económicas de la Distribución (I)
• Tiene características de Monopolio Natural. Según algunos autores
sería un monopolio “natural débil” en el sentido de que sería
necesario regular la entrada para impedir el uso ineficiente de los
recursos (economías de escala no significativas).
• Desde esta red se suministra el servicio a los clientes finales
residenciales, comerciales, pequeña industria, alumbrado público.
• En la distribución existen economías, que principalmente se
explican por la densidad de los clientes: es menos costoso el
suministro unitario para una zona de concesión con alta densidad
que uno con baja densidad.
• Tradicionalmente ha sido regulada con la metodología del “costo
del servicio”, aunque desde mediados de los 80´s se reconoce la
necesidad de crear incentivos a la eficiencia y no reconocer los
costos presentados por los concesionarios: ineficiencias
productivas.

11
Características Económicas de la Distribución (II)
• Si en un área de concesión existiesen dos empresas distribuidoras la inversión
necesaria por consumidor más que se duplicaría debido a la existencia de
economía de escala y densidad: es necesario regular la entrada (restringir el
número de empresas).
Edelnor 2,809,560 1,067,072 2,633
Luz del Sur 3,022,695 833,516 3,626
Electro Oriente 156,818 172,338 910
Electro Puno 240,843 174,683 1,379
Electro Sur Este 367,009 306,071 1,199
Electro Sur Medio 202,247 166,080 1,218
Electro Ucayali 57,094 52,312 1,091
Electro Sur 143,918 119,610 1,203
SEAL 353,866 295,080 1,199
Electro Centro 531,805 502,327 1,059
Electro Nor-oeste 352,743 313,091 1,127
Electro Norte 263,535 278,784 945
Hidrandina 592,787 538,724 1,100
Fuente: OSINERGMIN - GART (2009)
EMPRESA
VNR-Fijación 2009 (miles
de nuevos Soles)
Número de Clientes
2009
VNR por Cliente
(nuevos soles)

12
Mecanismos Utilizados (I)
De acuerdo a Bernstein (1999) se han aplicado básicamente dos grandes tipos
de mecanismos:
• La Regulación por costos (costo del servicio o tasa de retorno), ya sea con
fijaciones tarifarias frecuentes o poco frecuentes.
• La Regulación por desempeño (performance based ratemaking), que abarca
los siguientes mecanismos:
• Escalas deslizantes: Ajuste de precios a fin de que el retorno de la firma se
encuentre en determinado rango.
• Price Caps.
• Revenue Caps.
• Menú de Contratos: Las firmas pueden elegir menús de precios máximos y pagos
fijos.
• Yardstick Competition con una empresa modelo.

13
Regulación por Tasa de Retorno
Características:
• Este es el esquema histórico de regulación en los Estados Unidos.
• Caso arquetípico: regulación de las telecomunicaciones: AT&T.
• Conceptualmente busca obtener el segundo mejor (muy intuitivo).
• Se trata de encontrar un vector de precios que permitan cubrir los costos de
las empresas: “fair and just tariffs”.
• Los ingresos de la empresa regulada es calculada de acuerdo a los costos
de operación y mantenimiento y los costos del capital:
Ingresos = COyM + rK + Depreciación
Donde:
r: tasa de retorno reconocida
K: base de capital (rate base) o activo fijo neto
• Esquema intensivo en obtención de información, por ende, costoso.
• La inversión, el horizonte de tiempo del activo y la tasa de descuento
permiten calcular la remuneración al capital y la depreciación.

14
Regulación por Tasa de Retorno
Comentarios:
• El esquema basado en costos no provee de incentivos insuficientes
para la reducción de costos e innovación (ineficiencia productiva).
• Es un esquema que genera incentivos a la sobrecapitalización (efecto
Averch – Johnson: ineficiencia productiva).
• Existen dificultades para calcular la tasa de retorno “justa” (modelos
financieros: WACC, CAPM).
• Altamente intensivo en información (altos costos de la regulación).
• Excesivo riesgo puesto en los consumidores.
• Esquema poco adecuado si la tasa de innovación de la industria es alta.
• Incentivos para el subsidio cruzado hacia segmentos competitivos.
• Da incentivos para una provisión de un estándar de calidad alto.
• Esquema adecuado cuando existe incertidumbre o concesionarios son
muy adversos al riesgo.
• El rezago regulatorio genera incentivos a la reducción de costos
(diferencia de grado con precios tope).

15
Regulación por Comparación (“Yardstick”) (I)
• Esquema de regulación con incentivos de historia reciente (Shleifer;
1985).
• Esquema adecuado cuando información de otras empresas son
informativas de una empresa regulada y no existen problemas
importantes de incertidumbre o aversión al riesgo.
• Relevante cuando existen problemas de información asimétrica entre
el regulador y la empresa regulada (esfuerzo en reducción de
costos).
• El esquema supone pagos a las empresas reguladas en función a
costos de otras empresas reguladas.
• Con N empresas similares, para la empresa k con costos fijos Fk y
costos unitarios ck, un regulador que fija precios pk y transferencias
Tk escogerá:
 
j
k
F
T
N1j k



 
j
k
c
p
N1j k




16
• Para el caso de 4 monopolios regionales, en un primer y segundo
momento se tendrá:
• La regla de precios es que el precio regulado de una empresa, es
igual al promedio simple de los costos de las tres empresas
reguladas restantes. Esto equivale a:
Precio
Costo
Precio
Regulado 1
A B C D
Precio
Costo
1 Precio
Regulado 1
A B C D
Precio
Regulado 2
1
0.7
Primer Periodo Segundo Periodo
i j
j i
1
P = c
N-1 
 
 
 

Yardstick
Regulación por Comparación (“Yardstick”) (II)

17
Regulación por Comparación (Yardstick) (III)
Comentarios:
• Permite que el regulador puede colocar restricciones razonables aunque
no tenga información detallada sobre las capacidades de empresas
individuales.
• Los estándares futuros para la empresa no necesitan estar ligados a su
desempeño pasado (no hay necesidad de identificar costos históricos).
• Es necesario que se cumplan algunas condiciones sobre las empresas:
- Sean similares en tamaño.
- Enfrenten condiciones operativas similares.
- No exista comportamientos colusivos.

18
Empresa Modelo Eficiente (1)
• En el marco regulatorio peruano se utiliza el mecanismo de “empresa modelo
eficiente” (producción de una cantidad demandada al mínimo costo
técnicamente alcanzable). Galetovic y Bustos (2003) analizan las propiedades
de este mecanismo y sus diferencias con el de “Tasa de Retorno” y “Price Cap”,
encontrando que:
 Supone fijar las tarifas en base a los costos medios de largo plazo, lo óptimo
cuando la empresa se debe autofinanciar, a diferencia de los otros esquemas.
 Incentiva a un proceso de inversión ordenado y desarrollo de la red conforme a los
requerimientos de la demanda.
 La empresa asume el riesgo de “obsolescencia” al ser comparada con una
inversión con la tecnología vigente, aunque ello debe reflejarse en la tasa de
descuento.
 A su vez, el período fijo y exógeno de revisiones tarifarias fomenta la eficiencia
productiva al igual que el “price cap”.
 Requiere de información detallada dada la necesidad de separar los costos de la
empresa modelo de los de la empresa real, lo que sin embargo también sucede en
la práctica con el esquema de “Price Cap”.

19
Empresa modelo eficiente (2)
• Uno de los problemas del esquema de competencia por comparación
es el relacionado con la disponibilidad de datos, es por ello que se
puede optar por utilizar una empresa modelo eficiente, contra la cual se
hace competir al monopolio regulado.
• Para ello se construye un modelo de costos bottom-up (modelo de
ingeniería) que permita la prestación del servicio.
– Se considera la cantidad demandada (nivel de consumo y ubicación
geográfica) que se requiere abastecer, a un nivel de calidad de servicio.
– Se puede considerar como referencia geográfica de inversión, la inversión
realizada (scorched node) o la inversión óptima de la empresa regulada
(scorched earth).
• Basándose en la opinión de expertos o en estadísticas comparativas,
se establecen parámetros de eficiencia: margen de comercialización,
costos de operación y mantenimiento, depreciación de activos fijos, etc.
• Se determina el costo de capital (enfoque CAPM) para una empresa
que opera en el mercado de capitales.

20
 Considere una zona urbana, a la que se le quiere brindar el servicio
de electricidad.
 Se requiere diseñar una red que permita
brindar el servicio a los usuarios
 La red de distribución debe de considerar
la red primaria, secundaria y la
subestación.
 Las redes primarias deben de ser definidas
según tecnologías: aérea y/o subterránea.
 El diseño de red permitirá establecer la
inversión que se requiere para desplegar
dicha red.
 Se procederá luego a calcular las
anualidades que permiten cubrir la
depreciación de los diversos activos así
como el costo de oportunidad del capital
invertido.

21
X
X
X
X
Configuración
en Anillo
X
X
X
Configuración
en Árbol (Ramal)
X
X X X
Configuración
en Estrella
• La configuración de la red, como está diseñada físicamente, determinará la
infraestructura requerida por la empresa, y por lo tanto es un elemento importante
del costo de inversión.
• La topología de la red estará determinada por diversos factores: nivel de
confiabilidad deseado (respaldo), características topográficas, permisos estatales
(regiones, municipios e INC) y características de la demanda a satisfacer (nivel y
composición del consumo promedio y en la hora pico o de máxima demanda).

22
• Mediante los algoritmos matemáticos, derivados de la teoría de los
grafos, se determinará la topología de la red de distribución
eficiente: cuantas configuraciones de anillo, estrella o de árbol de
mínima expansión se dispone.
• Luego de ello es necesario determinar los elementos de red
necesarios para darle a esa topología la capacidad de abastecer la
máxima demanda de la empresa distribuidora, a nivel de cada
subestación.
• Después de ello, con información de precios de los elementos de
red (preciarios), a valor corriente y de mercado, se determina el
valor de la inversión que se requiere para satisfacer la demanda de
energía en el área de concesión costeada.
• La determinación de los precio de la actividad regulada, la
distribución de electricidad se puede abordar desde dos
perspectivas, que en tanto se asuman los mismo supuestos
debiesen de dar similares resultados.
– El enfoque de flujos descontados.
– El enfoque de las anualidades de inversión.

23
El enfoque de flujos descontados.
• Bajo este enfoque la tarifa resulta de obtener un valor presente neto
igual a cero para los flujos de caja asociando que la duración de la
empresa equivale a la vida útil de los activos.
• Esto implica que la tarifa resulta de resolver la ecuación en la que el
VPN de los flujos son iguales a cero:
• Donde Gi es el gasto operacional de una empresa eficiente en el
periodo de tiempo “i”, Di representa el gasto en depreciación de
activos del periodo “i”, “t” es la tasa de impuesto a la renta, “r” es el
costo de capital promedio ponderado (wacc) de la empresa
regulada, qi representa a la demanda de la empresa en el periodo
“i” y p es el precio o tarifa uniforme a lo largo de toda la concesión
que permite repagar la inversión inicial, K0, y las inversiones hechas
a lo largo de la concesión, Ki.
 
   
 
   
0
1 1 1 1
1 1
=K + +
1 1 1 1
RN N N N
i ii i
i i i i
i i i i
t p q t GK tD
r r r r   
 

   
   

24
• Despejando el precio en la anterior ecuación, se tiene que el precio
regulado de la distribución es igual a:
El enfoque de las anualidades de inversión.
• Bajo este enfoque la tarifa resulta de sumar las anualidades de las
distintas inversiones y los gastos anuales de operación eficientes.
• Para definir el gasto operacional eficiente se establece que este
gasto anual representa un porcentaje “λ” de la inversión inicial, K0.
 
 
   
 
 
0
1 1 1
1
1
K + +
1 1 1
=
1
1
N N N
ii i
i i i
i i iR
N
i
i
i
t GK tD
r r r
p
t q
r
  



  


  


25
El enfoque de las anualidades de inversión …
• Respecto del gasto de depreciación y el costo de capital, estos son
calculados mediante un factor anual que se aplica sobre la inversión
inicial, K0. Dicho factor “f” es igual a:
• Este enfoque es similar al enfoque de RTR, en cuanto a las fórmulas,
pero difiere en la determinación y magnitud de la inversión
reconocida y en que bajo el enfoque de empresa modelo eficiente los
activos son valorados a precios de mercado: a valor de reposición.
• Luego la tarifa regulada es igual a:
 
n
r
f
1 1 r

 
  
   
 
R
0 0n
G
r
p K K
1 1 r

 
   
   

26
Regulación de la Distribución en el Perú

27
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (I)
• Se reconoce la característica de monopolio natural y las tarifas se fijan
conceptualmente en base a un costo medio eficiente que resulta de la provisión
adecuada de incentivos para la reducción de costos.
• Se reducen los problemas de sobrecapitalización usando el concepto de
“empresa modelo” basado en reconocer costos eficientes para las distintas
empresas.
• Se definen sistemas eléctricos típicos (basados en densidad de instalaciones,
clientes y carga), siendo el OSINERGMIN el encargado de definir las
características y número de sectores (actualmente son 6), sobre la base de los
cuales se calculan los costos eficientes del suministro.
• La tarifa de distribución se calcula cada cuatro años y considera:
- Costos asociados al usuario independiente del consumo.
- Pérdidas estándar de energía y potencia.
- Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento por unidad de
demanda suministrada (VAD).

28
CoelvisaSector Especial
RuralSector 5
Urbano RuralSector 4
Urbano Baja DensidadSector 3
Urbano Media densidadSector 2
Urbano Alta DensidadSector 1
DescripciónSectores Típicos (2005-2009)
Sector1
Sector2
Sector3
Sector1
Sector2
Sector3
Sector4
Sector1
Sector2
Sector3
Sector4
Sector1
Sector2
Sector3
Sector4
Sector5
Sector6(Especial)
1993 1997 2001 2005 - 2009
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (II)

29
Sectores Típicos y Sistemas Modelo (fijación noviembre 2009)
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (III)
Sector Descripción
Empresa
Responsable
Sistema Eléctrico
Modelo
Sector Típico 1
Urbano de Alta
Densidad
Edelnor Lima Norte
Sector Típico 2
Urbano de Media
Densidad
Electronoroeste Piura
Sector Típico 3
Urbano de Baja
Densidad
Seal Camaná
Sector Típico 4 Urbano – Rural Electrocentro
Junín-Shelby Vicco-
Smelter
Sector Típico 5 Rural Electro Sur Este Combapata
Sector Especial Villacurí Coelvisac Villacurí
Sistemas Eléctricos
Rurales (SER)
Calificado por el
MINEM
Electro Puno PSE Sandia II Etapa
Fuente: OSINERGMIN - GART

30
• Los costos asociados al usuario independientes del consumo son los
siguientes: lectura de medidor, procesamiento de factura, reparto de factura y
cobranza de factura.
• Respecto a las pérdidas, en el reglamento de la LCE se estableció que las
empresas deberían alcanzar un nivel estándar luego de tres fijaciones tarifarias.
En la primera fijación se deberá reducir por lo menos el 50% de la diferencia
entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares.
Este cronograma preanunciado de reducción de pérdidas reconocidas en las
tarifas generó incentivos en las empresas para alcanzar niveles de pérdidas
incluso menores a las reconocidas, pues en caso contrario incurrían en pérdidas
financieras. Las pérdidas que más se redujeron fueron las pérdidas no técnicas
(robos de energía).
El preanuncio redujo los incentivos a que las empresas no realizaran el esfuerzo
óptimo, pues las metas no dependían de sus esfuerzos anteriores sino que eran
exógenas (“Efecto Ratchet”). En la regulación del 2005 las pérdidas reconocidas
serán fijas e iguales a 7%.
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (IV)

31
Cronograma de Reconocimiento de Pérdidas en las Tarifas de Distribución
Se estableció que a partir de noviembre del 2005 solo se reconozca un 7% de pérdidas técnicas y
0% de pérdidas por hurto de energía.
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (V)

32
• El VAD se calcula como un costo total anual que corresponde a la Anualidad
del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), correspondiente al costo estándar de
inversión de un “sistema económicamente adaptado”, más los Costos de
Explotación (CE) o costos fijos de operación y mantenimiento.
VAD = aVNR + CE
• El VNR es “el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar
el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes” (art. 76, LCE).
• Luego se calcula un VAD unitario considerando la proyección de la máxima
demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años.
DemandMáxima
CEaVNR
UnitarioVAD


• El cálculo del VAD supone la realización de importantes estudios de costos
tanto del VNR como de los Costos de Explotación.
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (VI)

33
Obtención de las Anualidades
I
A A A A
Se tiene una inversión inicial “I”, que amortizarse con un flujo anual uniforme
“A” en un período de “n” años:
Si el inversionista posee un costo de oportunidad “r”, para que la inversión
se realice debe cumplirse que el valor presente de los flujos descontados
sea igual al monto invertido:
2
... (1)
(1)(1) (1)n
AA A
I
r r r
  
  

34
1
(1) ... (2)
(1) (1)n
A A
rIA
r r

 
Multiplicando esta expresión por (1+r) se obtiene:
Restando (2) menos (1) tenemos:
(1 )
1
1
(1 )
1
1
(1 )
n
n
n
A
rI A
r
rI A
r
rI
A
r
 

 
  
 




35
Como ejercicio se puede calcular la anualidad para una empresa
distribuidora cuyo VNR reconocido es de US$ 300 millones, se considera
una vida útil de 30 años y se utiliza una tasa de descuento de 12%.
30
0.12*300
1 1
1 1
(1 ) (1 0.12)
US$37.4millones
n
rI
A
r
A
 
 
 


36
Etapas del Estudio de Costos del VAD
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (VII)

37
Estudios de Costos del VNR, suponen la elección de las tecnologías más
adaptadas:
1.Media Tensión
a) Redes aéreas
b) Redes subterráneas
c) Equipos de protección y seccionamiento
2.Baja Tensión
a)Subestaciones de distribución MT/BT asignadas de acuerdo a la
zonificación
b)Red aérea
c)Red subterránea
d)Alumbrado público
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (VIII)

38
En cuanto a los costos de explotación también se calculan en base a una
serie de estándares:
• Costos de Explotación Técnica
– Actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de
la empresa modelo.
– Considera los costos de materiales, mano de obra, transporte y
equipos necesarios para la ejecución de las actividades de O &
M.
• Costos de Explotación Comercial
– Costos de las actividades de atención al usuario.
• Costos Indirectos
– De acuerdo a la organización “ad hoc” de la empresa modelo
– Asignación de los costos de gestión, administración, contabilidad
y otros de la empresa modelo.
– Se deduce los costos de otras actividades no reguladas a través
del VAD.
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (IX)

39
• La LCE (Art. 70) establece la validación del VAD a través del cálculo de la TIR
para conjuntos de concesionarios tomando en consideración:
•Los ingresos proyectados considerando demandas estimadas y sectores
típicos.
•Los costos de operación y mantenimiento.
•El VNR de las instalaciones.
Artículo 71° de la LCE señala que la TIR no debe diferir en más de cuatro puntos
porcentuales de la tasa de actualización establecida en la LCE (de 12%),
llevando a un recálculo del VAD hasta que alcance uno de estos límites.
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (X)

40
Verificación de la TIR Ingresos
Costos
Flujo Neto
8% ≤ TIR ≤ 16%
FIN
Ajuste del
VAD
VNR
NO
SI
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (XI)

41
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (XII)
Fuente: Informe de Mega Red Ingenieros para la GART (regulación de noviembre de 2009)

42
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (XIII)
Fuente: Informe de Mega Red Ingenieros para la GART (regulación de noviembre de 2009)
En la última fijación de tarifas no se requirió realizar un reajuste del VAD para
ningún grupo de empresas.

43
Yardstick
Benchmark
Fuente: GART - OSINERG.MIN
VNR
Empresas de Distribución
VAD Aprobado
Determinación
de Sectores
COyM
Empresas de Distribución
Estudio de
Costos del VAD
Empresa Modelo
Tarifa Base
VAD
Constantes y Variables
de Cálculo
8%<=
TIR<=16%
Ajuste VAD
Ingresos
SI
NO
Resumen
Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (XII)

44
La Problemática de la Expansión de la Distribución
• La expansión de los sistemas de distribución está sujeta a varios
factores tales como:
- Los costos incrementales de los nuevos suministros.
- El consumo per cápita de los nuevos usuarios (usualmente menos
del 20% del promedio)
- La capacidad de pago de los potenciales usuarios.
• Estos problemas generan la necesidad de evaluar mecanismos como:
- Subsidios cruzados que permitan tarifas accesibles y sostengan el
consumo: financiamiento del servicio universal.
- Revisión de los incentivos a la cobertura de los mecanismos
tarifarios: pago por el costo incremental, creación de tarifas
especiales (tarifa rural).
- Redefinición del área de concesión geográfica.
- Financiamiento de largo plazo para empresas estatales.
- Reglas de gobierno corporativo y transparencia de gestión de
empresas estatales de distribución.

Propuestas del Libro Blanco – (Universidad de Comillas – GART)
Otorgar concesiones utilizando áreas geográficas
• Incrementar de forma eficiente el nivel de electrificación rural
del país.
• Paso de concesiones por banda a concesiones por área de
servicio.
• Cobertura territorial de las áreas del país a ser electrificadas
mediante las zonas de concesión.
• Transferencia de Proyectos de Electrificación Rural a la
distribuidora para su operación y mantenimiento.
• Aumento de costos de la distribuidoras serán reconocidos en
el VAD.
• Se recomienda continuar con el FOSE.

Remuneración de las empresas distribuidoras: utilización
de cada empresa como unidad de eficiencia
• Mejor representación de la realidad geográfica y de mercado de
cada empresa distribuidora.
• Estudios tarifarios a nivel de empresa.
• Continuar utilizando sectores típicos, pero dentro de cada
empresa
• Estudio conjunto para empresas pequeñas

Remuneración de las empresas distribuidoras: comprobación de
rentabilidad por separado para cada una de las empresas
• Establecer las situaciones particulares de empresas con altas o
bajas rentabilidades
• Ajustar la rentabilidad de las empresas que no estén en el rango de
12 ± 4%
• El incremento de tarifa estará sujeto a:
 Objetivos de inversión
 Reducción de costos operativos
 Proyectos que promuevan el uso productivo de electricidad
 Instaurar un proceso de contabilidad regulatoria

Remuneración de las empresas distribuidoras: incentivo
explícito a la mejora de calidad de servicio
• Promover mejoras en los indicadores de calidad de suministro en lo
relativo a interrupciones y niveles de satisfacción de los clientes a
través de SAIDI, SAIFI y un índice de calidad comercial
Otros aspectos relevantes:
• Regulación de las instalaciones de Distribución a partir de las
instalaciones aprobadas en la regulación de la sub-transmisión.
• Conciliar la regulación de distribución y transmisión secundaria y/o
complementaria
• Se propone que el proceso de optimización de las redes de distribución
para el cálculo del VAD se lleve a cabo a partir de las subestaciones
AT/MT aprobadas en la regulación de la sub-transmisión

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