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Informe N° 524-2013-GART

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Distribución Eléctrica

Resolución del Recurso de Reconsideración

interpuesto por Luz del Sur contra la

Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD

Expediente N° 450-2012-GART

Diciembre 2013

de 13

Resolución del Recurso de Reconsideración interpuesto por Luz

del Sur contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD

1. Introducción

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD (Resolución 203), publicada en

el Diario Oficial El Peruano el 16 de octubre de 2013, OSINERGMIN fijó el Valor Agregado

de Distribución (VAD) y Cargos Fijos para el periodo 01 de noviembre de 2013 al 31 de

octubre de 2017 (2013-2017).

Dentro del plazo establecido, hasta el 07 de noviembre de 2013, Luz del Sur interpuso

Recurso de Reconsideración (Registro N° 8934-2013-GART) contra la Resolución 203,

recibido el 07 de noviembre de 2013.

El recurso fue sustentado por los representantes de Luz del Sur en Audiencia Pública llevada a

cabo el 28 de noviembre de 2013, en la Sala de Reuniones de la Gerencia Adjunta de

Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN.

De acuerdo con el Procedimiento de Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017,

corresponde a OSINERGMIN el análisis y resolución del recurso, lo cual es materia del

presente informe.

Cabe indicar que toda la información del procedimiento, incluidos los recursos de

reconsideración presentados contra la Resolución 203, se encuentran a disposición de los

interesados en la página web www.osinerg.gob.pe (opción: Regulación Tarifaria,

Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Tarifaria Noviembre

2013).

2. Petitorios

De acuerdo con el recurso interpuesto por Luz del Sur, los petitorios son los siguientes:

2.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU): Declarar la nulidad parcial

de la Resolución 203 en el extremo que no reconoce la PTU dentro de los costos del

personal de la empresa modelo para la fijación del VAD 2013-2017.

2.2 Gradualidad de las Pérdidas No Técnicas (PNT): Dejar sin efecto la gradualidad

establecida para las PNT.

2.3 Factor de Diversidad de las Subestaciones de Distribución (SEDs): Reconsiderar el

factor de diversidad de las SEDs.

de 13

3. Sustento de los Petitorios

La síntesis de los sustentos de los petitorios del recurso interpuesto por Luz del Sur es la

siguiente:

3.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU)

Luz del Sur considera que la Resolución 203 es nula parcialmente porque en materia de PTU

se presentan a su entender los siguientes vicios de nulidad: (i) no cumple con aplicar la

legislación vigente, (ii) no está motivada y (iii) desconoce los precedentes de fijación tarifaria

infringiendo diversos principios del procedimiento administrativo.

En la secuencia indicada en el párrafo anterior, los argumentos principales de Luz del Sur se

refieren a que (i) OSINERGMIN ha incumplido el Artículo 150° del Reglamento de la LCE,

aprobado por Decreto Supremo 009-93-EM y el Manual de Costos, aprobado por Resolución

Ministerial 197-94-EM/VME (Manual de Costos) al haber omitido incluir la PTU como un

gasto de personal comprendido dentro de la TIR, que con ello se infringe la regla de tipicidad

a pesar de que constituye un gasto de personal según la legislación laboral, un pago

obligatorio para mantener la fuerza laboral, que son un beneficio social y se paga antes de

impuestos constituyendo un gasto tributario deducible, que así lo reconoce la NIC 19 y que no

existe norma que señale expresamente que se excluye la PTU de la TIR; (ii) agrega Luz del

Sur que la Resolución 203 no cumple con el requisito de motivación al no contener

claramente las razones legales, técnicas o económicas que llevaron a OSINERGMIN a no

incluir la PTU como gasto de personal y (iii) señala que la mencionada resolución es nula

porque desconoce precedentes de fijaciones tarifarias de años anteriores, lo que considera que

va contra los principios de buena fe y confianza legítima, predictibilidad y prohibición general

de ir contra los propios actos previstos en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento

Administrativo General (LPAG).

Por lo mencionado, solicita reconocer la PTU dentro de los costos del personal de la empresa

modelo para la fijación del VAD 2013-2017.

3.2 Gradualidad de las Pérdidas No Técnicas (PNT)

Luz del Sur solicita reconsiderar la reducción gradual de las PNT debido a la generalización

de los hurtos de energía en casi todos los distritos de Lima y al incremento del índice de

criminalidad en los últimos años. Señala que, en la fijación del año 2005, se establecieron las

PNT considerando el índice de criminalidad de la zona en la que actúa la empresa y los

mecanismos con que cuenta para reducir dichas pérdidas. Además, indica que las PNT tienen

una relación directa con el índice de criminalidad.

Sustenta su pedido con información de delitos en Lima Metropolitana y Callao y del índice de

criminalidad, así como con información fotográfica de hurtos de energía en diferentes distritos

de Lima.

Finalmente, menciona que los hurtos de energía se han sofisticado, requiriéndose mayores

recursos, y que la rigurosidad en aspectos formales de la normativa de recupero de energía,

promueve la reincidencia de los hurtadores.

de 13

Por lo mencionado, Luz del Sur solicita reconsiderar la reducción gradual de las PNT, ya que

no tiene sentido dicha reducción mientras exista un índice de criminalidad elevado con

tendencia a aumentar.

3.3 Factor de Diversidad de las Subestaciones de Distribución (SEDs)

Luz del Sur solicita reconsiderar el factor de diversidad de las SEDs, sustentando su pedido en

el informe elaborado por el Ing. Guillermo Castillo Justo, el cual adjunta a su recurso.

Al respecto, el informe advierte que en la determinación del factor de simultaneidad (inverso

del factor de diversidad), hay que tener presente el nivel de integración de las demandas, así

como a que nivel está referida la demanda simultánea, ya que en un mismo punto del sistema

eléctrico se pueden obtener distintos valores. Asimismo, el informe señala lo siguiente:

El Consultor VAD y Luz del Sur han presentado las explicaciones teóricas de la

determinación del factor de simultaneidad a diferentes niveles del sistema eléctrico y los

resultados obtenidos, a diversos niveles de agregación, basados en una gran cantidad de

registros, por lo que adoptar valores producto de la experiencia como lo plantea

OSINERGMIN no es coherente y adecuado.

OSINERGMIN cuestiona que el factor de diversidad no haya sido aplicado para las ocho

zonas de densidad de carga, afirmando que no se puede determinar el factor con valores

globales. Sin embargo, termina aplicando factores globales en la empresa modelo.

OSINERGMIN afirma que no es posible obtener un factor de diversidad que se aplica en

baja tensión (BT) utilizando factores de instalaciones aguas arriba, lo cual es válido si se

hubiera utilizado las demandas máximas de los clientes de BT. Sin embargo, el Consultor

VAD utilizó las demandas coincidentes de los clientes de BT con la demanda máxima del

sistema eléctrico, siendo necesario utilizar factores de instalaciones aguas arriba para

determinar las demandas máximas de los clientes de BT en un proceso inverso, a efectos

de dimensionar las SEDs.

El ejemplo gráfico que utiliza OSINERGMIN se basa en un método que no es aplicable,

ya que se requeriría tener registros de los diagramas de carga de todas las SEDs en un

mismo día, el día de demanda máxima del sistema eléctrico, lo cual no existe.

Adicionalmente, se usa como factor de simultaneidad de las SEDs un valor de 0,905

cuando en realidad corresponde al factor de coincidencia. Asimismo, se comete un error al

utilizar diagramas de carga de SEDs cuando la densidad de carga de BT ha sido

determinada con las demandas de los clientes de BT.

Finalmente, el informe concluye que por los análisis efectuados por el Consultor VAD y los

cálculos complementarios de Luz del Sur, basados en registros de mediciones, es

técnicamente válido utilizar un factor de diversidad de 1,35 para el dimensionamiento de las

SEDs a partir de la demanda máxima simultánea del sistema eléctrico.

de 13

4. Análisis de OSINERGMIN

4.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU)

El análisis de los argumentos legales, se encuentra consignado en el Informe Legal N° 519-

2013-GART.

Sin perjuicio del análisis legal, debemos señalar que la PTU viene siendo reconocida a través

del Costo de Capital o Tasa de Actualización de 12% previsto en el Artículo 79° de la LCE.

Por lo tanto, incorporar la PTU como un costo de operación y mantenimiento, a la vez que

significa una redundancia en el reconocimiento de costos, impactaría también en la viabilidad

de la aplicación del criterio de Empresa Modelo, tal como a continuación se demuestra.

El cálculo del VAD de acuerdo con el Artículo 64° de la LCE debe basarse en una Empresa

Modelo eficiente, este concepto previsto en la LCE fue adoptado de la regulación chilena, uno

de los pocos países que utiliza dicho criterio para la regulación de los monopolios naturales.

El criterio de la Empresa Modelo busca “emular la competencia”1 ya que su intención es que

las tarifas sean iguales al costo medio de largo plazo de una empresa eficiente. Esto les

permite a las empresas reguladas obtener una rentabilidad normal sobre su capital, tal como

ocurriría si la empresa fuese competitiva.

Para entender cómo se fijan las tarifas con el concepto de la Empresa Modelo en general,

basta ver un ejemplo simple de una empresa monopólica que necesita invertir un monto K en

capital físico para proveer q unidades demandadas por los usuarios y gasta c Nuevos Soles por

cada unidad producida. La vida útil del capital es T años al cabo de los cuales su valor

remanente es igual a cero. Si el Costo de Capital2 de la industria donde se desenvuelve la

empresa es r y la tarifa fijada por el organismo regulador es p, entonces el valor presente neto

de las utilidades que tendría la empresa, es:

∑

Siendo que la intención de la regulación es que la rentabilidad del capital sea “normal”; esto

se logra si:

∑

Es decir, el valor presente de los flujos descontados (o actualizados) a la tasa del Costo de

Capital de la industria donde se desenvuelve la empresa es igual al costo de inversión inicial.

1 Los criterios de la regulación por Empresa Modelo citados se pueden ver en: REGULACIÓN DE SERVICIOS

PÚBLICOS: ¿HACIA DÓNDE DEBEMOS IR?, Alexander Galetovic y Ricardo Sanhueza

(http://www.cepchile.cl/dms/archivo_3029_2428/rev85_agaletovic_regulacion.pdf 2 El Costo de Capital se denomina también como Tasa de Descuento o Tasa de Actualización y en el caso

específico de la Distribución Eléctrica en el Perú, este valor corresponde a 12% (real anual) tal como lo define el

Artículo 79° de la LCE.

de 13

El regulador al determinar el precio regulado p, lo hace a partir de la siguiente ecuación que

se deriva de la fórmula (1):

Donde: ∑

( )

Nótese que esta determinación de tarifas a partir de la fórmula (1), parte de una situación de

equilibrio, haciendo que el valor presente neto de las utilidades de la empresa debe ser igual a

cero3.

En un esquema como el anteriormente señalado, no debe existir ligazón entre los costos

considerados y las utilidades determinadas en el cálculo, porque de lo contrario ambos

conceptos se retroalimentarían cayendo en un círculo vicioso y perverso, donde mayores

costos por participación de utilidades llevarían a incrementos de tarifas y dichos incrementos

tarifarios luego generarían mayores utilidades, impactando a su vez en mayores costos por

utilidades, luego en incrementos tarifarios, etc., tornando finalmente en impracticable la

utilización del modelo.

Para no caer en este círculo vicioso, el esquema regulatorio señala que los costos utilizados

para calcular las tarifas, deben ser los costos de operación e inversión de una empresa

“Eficiente” o “Modelo” y no de la Empresa Real; entendiéndose que dichos costos deben ser

los evaluados hasta antes de impuestos (antes de las utilidades), de lo contrario se cae en el

riesgo de retroalimentación antes señalado.

Los requerimientos de rentabilidad y los gastos originados a partir de las utilidades de la

Empresa Modelo, están considerados en el Costo de Capital o Tasa de Actualización que se

utiliza en la determinación de las tarifas, ésta tasa que se define como una tasa justa y

razonable, considera los riesgos de la actividad en que se desenvuelve la Empresa Modelo y

permite cubrir los requerimientos de los Agentes de Interés (Inversionistas, Trabajadores,

Estado) a partir de las utilidades. En este sentido, dichas utilidades se asignan a los

inversionistas como dividendos (por acciones comunes o acciones preferentes), a los

trabajadores como participaciones y al Estado como Impuesto a la Renta. Por lo tanto, dichos

requerimientos de rentabilidad, están considerados dentro del Costo de Capital, establecido en

el Artículo 79° de la LCE.

Desde otra perspectiva, a través del análisis económico-financiero de una inversión o

empresa, se llega también a la conclusión que la PTU debe ser considerada en el Costo de

Capital y no en los Costos de Operación y Mantenimiento considerados en la evaluación de la

TIR, ya que para determinar la rentabilidad de una inversión o proyecto, se debe llegar a la

siguiente relación:

En la relación mostrada en la figura anterior y tomando como base el equilibrio de los

inversionistas, se entiende que el Costo de Capital representa el costo de los fondos provistos

por dichos accionistas (Costo del Capital Propio o Equity), el cual se paga con los dividendos

3 El sustento hasta este punto se puede ver en la publicación de Galetovic y Sanhueza, antes citada.

de 13

obtenidos a partir de las utilidades de la empresa (al igual que la PTU). Por lo tanto, si de

dichas utilidades se reserva legalmente un determinado porcentaje para ser entregado a los

trabajadores de la empresa como participación obligatoria (PTU), lo lógico es que se preserve

el equilibrio del inversionista, multiplicando por el factor 1/(1-porcentaje de la PTU) el Costo

del Capital Propio o Equity, para dar lugar a un nuevo requerimiento de Capital Propio o

Equity, que tome en consideración el reconocimiento de la PTU, tal como muestra la siguiente

figura, para el caso del PTU igual a 5%.

La forma de reconocimiento del PTU anteriormente mostrada, es la única que llega al justo

reconocimiento del PTU (como un porcentaje determinado), ya que si dicha participación se

agrega como un valor (en Nuevos Soles) dentro del flujo de fondos sobre el cual se determina

posteriormente la TIR, se produce un círculo vicioso y perverso, donde la PTU como costo

(valor en Nuevos Soles) de un periodo llevaría al incremento de la TIR y de tarifas, por lo

tanto en el siguiente periodo se tendrían mayores utilidades, las que a su vez elevarían el valor

de la PTU, impactando en mayores tarifas, utilidades y valor de la PTU, y así sucesivamente,

de los siguientes periodos; rompiéndose así el equilibrio de remuneración a los inversionistas,

quienes pasarían a tener ingresos imprevistos e injustificados, a costa de las tarifas que

pagarían los usuarios, en este caso, del servicio público de electricidad.

En ese sentido, desde el punto de vista regulatorio y económico, la PTU forma parte de la

rentabilidad de la empresa modelo y no son inherentes a la operación de dicha empresa, lo

contrario, originaría una distorsión del concepto de la empresa modelo y su inaplicabilidad.

Por lo mencionado, tomando en consideración el análisis de los argumentos legales del

Informe Legal N° 519-2013-GART, el Informe Técnico N° 067-2013-OEE, así como el

análisis regulatorio y económico citado, este extremo del recurso de Luz del Sur debe

declararse infundado.

4.2 Gradualidad de las Pérdidas No Técnicas (PNT)

La empresa sustenta su pedido en el incremento del índice de criminalidad en Lima. Sin

embargo, no presenta información que vincule dicho índice con los hurtos de energía que

permita su cuantificación, a efectos de evaluar los niveles de PNT.

Si bien podría existir cierta relación entre los niveles de PNT y el índice de criminalidad, es

importante tener en cuenta las actividades y los resultados de las empresas, ya que dichos

niveles son afectados por los mecanismos con que cuentan las empresas y sus acciones para el

control de PNT.

En ese sentido, a partir de la información de los balances de energía presentados por las

empresas para efectos del cálculo del factor de ponderación del precio de la energía (Ep),

OSINERGMIN ha estimado los niveles de PNT considerando los ingresos de energía a nivel

de media tensión y las ventas de energía con sus pérdidas técnicas asociadas, las cuales se

determinaron en función de los factores de expansión de pérdidas técnicas estándar

incrementados en 10% para considerar las pérdidas técnicas reales, debido a las características

propias de las instalaciones de distribución eléctrica reales y sus condiciones de explotación

de 13

(capacidad, antigüedad, niveles de sobrecarga, desequilibrios, etc.). Los resultados en los

últimos tres años son los siguientes:

Según los resultados, independientemente de los niveles de PNT, se observa una tendencia a

la reducción en las empresas de Lima (Edelnor y Luz del Sur) y del sur del país (Seal y

Electro Puno), es decir, una tendencia inversa a la del índice de criminalidad. En el caso, de

Electro Dunas, Edecañete y Electrosur muestran una tendencia a mantener los niveles de

PNT. Por otro lado, las empresas de Distriluz y las ubicadas en la Amazonía presentan una

tendencia creciente.

De la evaluación de los resultados de las empresas con mejores rendimientos, se concluye que

es factible la reducción de las PNT a pesar del incremento de los índices de criminalidad, ya

que también inciden mecanismos y acciones de control y reducción de PNT que vienen

aplicando las empresas.

En conclusión, la reducción gradual establecida por OSINERGMIN está sustentada en los

resultados de los niveles de PNT que presentan las empresas con mejores rendimientos, la

cual constituye una señal que incentiva a las empresas de distribución eléctrica a la búsqueda

de eficiencia a partir de la reducción de sus PNT.

Por lo mencionado, este extremo del recurso de Luz del Sur debe declararse infundado.

(1) Porcentajes referidos al ingreso de energía eléctrica a nivel de baja tensión.

Porcentajes de Pérdidas Reales No Técnicas (1)

4,18% 3,76% 3,38%

0,67% 0,60% 0,39%

0%

5%

10%

15%

20%

2010 2011 2012

Edelnor

Luz del Sur

0,62%1,36%

3,61%

10,98% 10,98%

14,49%

4,55% 4,15%

8,97%

8,16%

6,19%

9,34%

0%

5%

10%

15%

20%

2010 2011 2012

Electrocentro Electronoroeste

Electronorte Hidrandina

10,28%

7,41%

5,51%

7,33%

5,78%5,94%

2,59% 2,40% 2,45%

4,05% 3,43% 3,00%

0%

5%

10%

15%

20%

2010 2011 2012

Electro Puno Electro Sur Este

Electrosur Seal

2,02%

4,91%5,69%

7,46% 8,52%

10,97%

0%

5%

10%

15%

20%

2010 2011 2012

Electro Oriente Electro Ucayali

9,80%8,88% 9,00%

9,00%7,93% 8,14%

0%

5%

10%

15%

20%

2010 2011 2012

Edecañete Electro Dunas

de 13

4.3 Factor de Diversidad de las Subestaciones de Distribución (SEDs)

El informe opina que el planteamiento presentado por Luz del Sur es riguroso y correcto

basado en los registros disponibles, sin sustentar esta afirmación, es decir, sin presentar los

análisis y verificaciones que confirmen lo indicado.

El informe sostiene que la gran dificultad para obtener y procesar los registros impide obtener

los factores de diversidad para cada una de las ocho áreas de densidad, sin embargo, se asume

que se disponían de los registros necesarios para obtener el valor desagregado por lo que esos

registros podrían haberse agrupado en las 4 zonas de densidad (sin considerar el efecto de la

contaminación que no incide en esta determinación) para efectuar el cálculo. En la propuesta

de factor de diversidad de OSINERGMIN se planteó un valor global de 1,25 para las 4 zonas

de densidad por no disponer de la información correspondiente a los registros desagregados.

El informe indica que la afirmación de OSINERGMIN acerca de que no es posible determinar

un factor de diversidad que se aplique a la densidad de carga de BT para determinar la

demanda máxima sobre cada SED, utilizando factores de diversidad de instalaciones aguas

arriba de las SED como son los alimentadores de MT y las SET AT/MT, donde además se

incorpore la demanda de los clientes de MT sería válida siempre y cuando la densidad de

carga de BT se hubiera calculado utilizando las máximas demandas de los clientes BT, pero

no en el caso dado que la densidad fue calculada utilizando las demandas de los clientes BT

coincidentes con la máxima demanda de distribución de la empresa, donde es necesario llevar

sus demandas máximas hacia la máxima demanda del sistema de distribución utilizando

precisamente los factores de diversidad aguas arriba de las SED, por lo que resulta totalmente

lógico aplicar un proceso inverso para regresar a las demandas máximas de los clientes, que

es el objetivo para dimensionar las SED. Esta afirmación es una contradicción en sí misma ya

que inicialmente se indica que la afirmación del OSINERGMIN sería válida si la densidad de

carga se hubiera calculado utilizando las máximas demandas de los clientes BT y en la última

frase indica que es totalmente lógico aplicar un proceso inverso (el que plantea Luz del Sur

partiendo de la demanda simultánea en MT) para regresar a las demandas máximas de los

clientes, que es el objetivo para dimensionar las SED. La realidad es que la densidad de carga

de BT se calcula considerando la demanda simultánea al ingreso de la red BT, o sea al nivel

de las SED, y no considerando la demanda máxima de los clientes BT. Por ese motivo el

factor de diversidad a determinar es el que relaciona la demanda máxima no simultánea con la

demanda simultánea (con la que se calcula la densidad de carga BT) de las SED. En ningún

momento se requiere determinar la demanda máxima de los clientes BT, como plantea el

desarrollo conceptual de Luz del Sur.

El informe precisa que el método planteado por el OSINERGMIN (sustentado por el ejemplo

gráfico) no es aplicable por la falta de mediciones, ya que solo se disponen diagramas de

carga de las SED de Luz del Sur registrados, en promedio, para un día al año. Esta

aseveración contradice las afirmaciones de que el cálculo planteado por Luz del Sur está

basado en el procesamiento de un número importante de registros de cargas de instalaciones

de la empresa en todos los niveles de tensión.

El informe indica que el valor de 0,905 planteado en el documento de Luz del Sur es en

realidad el factor de coincidencia entre SED, FCoSED, y no FsimSED. En efecto, en la respuesta

a la observación se invirtieron erróneamente los nombres de los factores, debiendo ser:

de 13

FCoSED = 0,905 y FsimSED = 0,88. No obstante la aclaración, no se afecta los resultados que

sirvieron para sustentar la posición de OSINERGMIN.

Finalmente, el informe indica que en el ejemplo gráfico OSINERGMIN comete otro error

importante al utilizar diagramas de carga de SED, cuando las densidades de carga de BT han

sido calculadas no a partir de las demandas registradas a nivel de SED, sino a partir de

demandas de clientes BT. Esto no es así ya que, según se demuestra más adelante, la densidad

de carga de BT que se utiliza como dato de ingreso para el cálculo de las SED en el modelo

geométrico ha sido determinada por el Consultor VAD a partir de la demanda simultánea al

ingreso de la red de BT, o sea al nivel de las SED, y no a partir de la demanda a nivel de los

clientes de BT.

Respecto al cálculo de la densidad de carga de BT por el Consultor VAD, en la Tabla 100 del

Informe Final Definitivo del Consultor VAD, “Caracterización del mercado” de la página

248, se presentan los valores utilizados para el cálculo de la densidad de carga BT que es la

que se ingresa al modelo geométrico de cálculo de las instalaciones de la empresa modelo

para cada área de densidad. Los valores referidos se presentan en la siguiente tabla:

Según se puede observar la demanda BT total considerada para toda el área zonificada, donde

se aplica el modelo geométrico, asciende a 778 543 kW. Esta demanda no incluye a la

correspondiente a las zonas de sierras y playas que fueron analizadas por un modelo diferente

(PECO).

En el mismo Informe Final Definitivo del Consultor VAD, en la página 267, se presenta la

siguiente Tabla 112 “Balance de energía y potencia empresa modelo ST1”:

Zona Demanda BT [kW]

Área [km

2]

Densidad

BT [MW/km

2]

MAD 409 784,00 86,32 4,75

AD1 151 351,00 55,40 2,73

AD2 132 011,00 77,36 1,71

MD 83 342,00 124,44 0,67

BD 2 055,00 20,75 0,10

TOTAL 778 543,00 364,27

de 13

Del análisis del balance surgen los siguientes valores de demandas coincidentes para toda la

empresa modelo (es decir incluyendo la demanda de las zonas de sierras y playas):

Demanda total de ventas en Baja Tensión = 721 146 kW.

Demanda total de ingreso a Baja Tensión = 796 543 kW.

Según se observa en el mismo balance de energía y potencia la demanda ingresada a la red BT

incluye las pérdidas en subestaciones MT/BT (o SED) por lo que queda claro que se trata de

la demanda que ingresa a las SED.

Si comparamos los valores de demanda BT que se utilizaron para la zonificación vemos que

son un 8% superiores a las ventas totales en BT (incluyendo los clientes en zonas de sierras y

playas) y un 2,3% inferiores (18 000 kW) a la demanda ingresada a la red BT (incluyendo la

de 13

demanda de las zonas de sierras y playas). Esta diferencia de demanda es la correspondiente a

las zonas de sierras y playas.

De lo indicado surge que el cálculo de la densidad de carga fue efectuado considerando la

demanda coincidente al nivel de ingreso a la red de baja Tensión, es decir a nivel de las SED,

y no a nivel de los clientes de BT.

A efectos de verificar el factor de diversidad de los SED de 1,35 propuesto por Luz del Sur, se

realizó un análisis de la carga de los transformadores que consistió en calcular el estado de

carga de los SED en la red de distribución de Luz del Sur considerando los factores de

diversidad propuestos por Luz del Sur y por el OSINERGMIN.

Para desarrollar el cálculo se identificaron inicialmente, a partir de la información presentada

por el Consultor VAD en el Informe Final Definitivo, la cantidad de subestaciones MT/BT y

la capacidad instalada total en las zonas urbana y dispersa de sierras y playas, valores que se

presentan en la tabla siguiente:

A partir de estos valores y de la demanda coincidente de BT con la que se efectuó la

zonificación del mercado urbano, y considerando los factores de diversidad planteados por

Luz del Sur y por el OSINERGMIN de 1,35 y de 1,25 respectivamente, se calculó el factor de

uso promedio de los transformadores instalados en las SED, según se muestra en la tabla

siguiente:

Según se observa de ser correcto el factor de diversidad de 1,35, esto implicaría que el factor

de uso promedio de todos los transformadores instalados en las SED existentes sería de 0,97,

lo que es un valor elevado ya que implica que la totalidad de las SED instaladas están

prácticamente a su capacidad máxima.

Sin embargo, si consideramos el factor de diversidad de 1,25, resulta un factor de uso

promedio de 0,87, valor que resulta prudente y razonable frente a las dificultades de obtener la

información completa para el cálculo del factor de diversidad. Asimismo, este valor es

razonablemente más cercano a los factores de utilización de las SED MT/BT empleados por

el Consultor para el modelamiento de las redes, conforme se puede apreciar en la Tabla 94 de

su Informe Final Definitivo, donde presenta los parámetros de su Modelo Geométrico (página

208 del informe).

Por lo mencionado, surge como conclusión que el factor de diversidad para las SED de 1,35

planteado es elevado y no tiene un sustento válido, mientras que el factor de diversidad de

SED MT/BT Zonas urbanasZonas dispersas

(sierras y playas)TOTAL

Cantidad 6 168,00 457,00 6 625,00

KVA Instalados 1244 235,00 36 747,00 1280 982,00

Demanda BT coincidente 778 543,00 kW 778 543,00 kW

Factor de potencia 0,90 0,90

Factor de diversidad CT MT/BT 1,35 1,25

Demanda máxima para las SED 1167 814,50 kVA 1081 309,72 kVA

Capacidad instalada en SED 1244 235,00 kVA 1244 235,00 kVA

Factor de uso promedio 0,94 0,87

de 13

1,25 se valida con los resultados de los kVA considerados para las SEDs, así como el

resultado del factor de uso medio de las SEDs, por lo que en este extremo del recurso de Luz

del Sur debe declararse infundado.

5. Conclusiones

El recurso interpuesto por Luz del Sur contra la Resolución 203 debe declararse infundado en

todos los extremos que forman parte de su recurso.

Lima, 12 de diciembre de 2013.

[lgrajeda]

Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN 12/12/2013

1

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Oficina de Estudios Económicos - OEE Informe Técnico Nº 067-2013-OEE/OS

Análisis y respuesta a los Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD respecto al Reconocimiento de la Participación de los Trabajadores a las

Utilidades

1. Antecedentes

Mediante memorando 0687-2013-GART la Oficina de Estudios Económicos (en adelante, la

OEE) remitió el Informe Técnico N° 054-2013-OEE/OS (en adelante, IT) donde se emitió opinión a

los comentarios y sugerencias de las empresas realizadas sobre el reconocimiento de la

participación de los trabajadores a las utilidades (en adelante, Participación) como un costo de la

empresa eficiente para el cálculo del Valor Agregado de Distribución (en adelante, VAD).

Mediante memorando 0856-2013-GART se solicitó el análisis y respuesta a la OEE sobre los

recursos de reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD

(en adelante, Resolución) que fijó el VAD y Cargos Fijos 2013-2017 en el extremo referido a la

Participación. Al respecto, se remiten los recursos de reconsideración presentados por Edelnor, Luz

del Sur, Edecañete, Distriluz, y Electrodunas.

En el presente Informe Técnico se evalúan los recursos de reconsideración respecto a la

exclusión de la Participación de los gastos de personal reconocidos para el cálculo del VAD fijados

mediante la Resolución. En el Informe Técnico se analiza los aspectos económicos de las cuestiones

en discusión y se emite la respuesta a los argumentos presentados. Se emite opinión únicamente de

los extremos relacionados a aspectos económicos de los mismos. El resto de extremos serán

absueltos por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.

2. Recursos de reconsideración

2.1. Edelnor

Se indica que la Participación es un costo que se suele considerar en la experiencia internacional

y que debe ser asumido por la empresa modelo eficiente (numeral 18). En la Ley de Concesiones


2

Eléctricas (en adelante, LCE) y el reglamento (en adelante, RCLE) se señala expresamente que se

debe tomar en cuenta estándares internacionales (numeral 19). Al respecto, se señala que el caso

citado en el IT no es aplicable ya que se trata de beneficios de los trabajadores que son

voluntariamente entregados por la empresa, mientras que la Participación un costo asumido

obligatoriamente (numerales 33 y 34 del informe del estudio Bullar, Falla y Asociados).

Se señala que la Participación no debe incluirse dentro de la tasa de descuento ya que

desequilibraría el modelo. Se considera que la tasa de descuento fijada en la LCE no permite

recuperar los gastos asociados a la Participación (numeral 40 del informe del estudio Bullar, Falla y

Asociados). Incluir las Participaciones implicaría reducir el pago del capital de las empresas, lo que

impediría cubrir su costo de oportunidad (numeral 42 del informe del estudio Bullar, Falla y

Asociados).

2.2. Luz del Sur

No presenta argumentos que requieran opinión de la OEE.

2.3. Edecañete

No presenta argumentos que requieran opinión de la OEE.

2.4. Distriluz

La Participación no forma parte de la rentabilidad de las empresas de distribución ya que es un

derecho a favor del trabajador y no del accionista (numeral 16 y 17). La Participación es una

obligación legal independiente de la distribución de dividendos a favor de los accionistas (numeral

19).

2.5. Electrodunas

Presenta un argumento similar a Distriluz.


3

3. Análisis

3.1. Edelnor

a. Sobre la experiencia internacional

En relación a la experiencia internacional, en el IT se hace referencia al tratamiento de los bonos

por desempeño en el esquema regulatorio chileno del sector saneamiento.

El caso de los bonos por desempeño resulta relevante debido a que es un gasto que depende de

los resultados económicos de la empresa, característica que es común a la Participación. En efecto,

de acuerdo a lo señalado en el D.L. 892 la Participación es un pago que se calcula a partir de la

renta imponible del ejercicio gravable neto,1 es decir del resultado que está en función del nivel de

eficiencia que se obtenga de la empresa en su conjunto.

El sustento de la exclusión de los bonos de las remuneraciones de la empresa modelo eficiente

no gira en torno a si el gasto es voluntario o no, como lo señala el informe Bullard, Falla y Ezcurra

que forma parte de recursos de reconsideración de Edelnor. Los bonos por desempeño no son

considerados como un costo debido a los problemas asociados a compensar un gasto de la empresa

que depende de sus resultados y del nivel de eficiencia alcanzado. Es así que en las conclusiones del

documento de BDO Consultores se realiza la siguiente recomendación:2

“(…) se recomienda que los bonos por desempeño que se consideran renta variable no se

incluyan como parte de las remuneraciones de una empresa eficiente, pues existen

argumentos económicos y antecedentes de estudios tarifarios que sugieren su exclusión (…)

En efecto, en ningún caso una empresa premiará una gestión o acto de eficiencia en un

monto superior a los beneficios percibidos por dicho evento que hizo más eficiente a la

empresa, ello implica que de ser financiado por la tarifa (por el usuario), la empresa

1 El artículo 4 de la D. L. N° 892 señala que: “La participación en las utilidades a que se refiere el Artículo 2 del presente Decreto, se calculará sobre el saldo de la renta Imponible del ejercicio gravable que resulte después de haber compensado pérdidas de ejercicios anteriores de acuerdo con las normas del Impuesto a la Renta.” 2 GDO Consultores Ltda. (2008), Análisis de Costos de Remuneraciones en la Empresa Eficiente Sometida a Regulación Tarifaria”, Subsecretaría de Economía, pág. 194-195.


4

tendría doble ingreso a su eficiencia; aquella incluida en la tarifa y otra producto de su

mejor desempeño.

Es evidente que el pago de bonos por desempeño buscan mejorar la eficiencia de la

empresa y con ello mejorar sus ingresos, luego si el dueño estuviese dispuesto a traspasar

parte de dicha ganancia al usuario cuando se produjesen, sería razonable incluir como

parte de la tarifa el costo de alcanzar dichos beneficios, situación sobre la cual no se

encontraron evidencias durante el desarrollo del presente estudio.”

Es decir, los bonos por desempeño no son considerados como un costo de personal de la

empresa eficiente debido a que su inclusión generaría una doble fuente de ingresos. Si se reconoce

en la tarifa la empresa recibiría un ingreso por dicha fuente y otro por la eficiencia asociada al

gasto.

El argumento anterior también resulta aplicable a las Participaciones. Si se incluye la

Participación dentro de los costos de personal de la empresa modelo eficiente, la empresa

concesionaria obtendría un ingreso por la tarifa reconocida y otro asociado a la eficiencia obtenida a

la cual está relacionada a dicho gasto.

Adicionalmente, como se indicó en el IT, la Participación se calcularía en función a los

resultados históricos de las empresas. En este caso, si se considera la Participación como un costo

de la empresa modelo eficiente se estaría incluyendo en la tarifa los resultados históricos,

distorsionando el esquema de incentivos al limitar el traslado de las ganancias en eficiencia de un

periodo a otro. Si se incorpora la Participación dentro del costo de personal se estaría reconociendo

las eficiencias de periodos regulatorios pasados, los cuales deberían ser trasladados a los usuarios,

generando un rezago en el traslado de la eficiencia obtenida. Por ello, la Participación no se debería

considerar como parte de los costos de la empresa modelo eficiente.

b. Gastos de Participación implícitos en la tasa de actualización

El esquema regulatorio considera un flujo de caja que tiene como ingresos la inversión

(anualidad del valor nuevo de reemplazo) y los costos de operación y mantenimiento de la empresa

modelo eficiente, buscando que se cumpla con el principio de sustentabilidad (equilibrio


5

financiero). La tasa de actualización se utiliza para obtener la anualidad de la inversión3 y evaluar el

flujo de caja.4 La tasa de actualización está vinculada a un flujo de caja que toma en cuenta los

costos de inversión y de operación y mantenimiento, y no se consideran otros gastos posibles que

puede incurrir una empresa concesionaria como los intereses por deuda, los gastos por depreciación

o el pago de impuestos. La tasa de descuento establecida considera la naturaleza del flujo de caja

señalado.

Hay un vínculo entre el flujo de caja y la tasa de actualización a utilizar. En el caso de un

monopolio, si se asume que la empresa se autofinancia y se consideran los gastos antes de la

depreciación de los activos, la empresa recupera sus costos de largo plazo si se cumple:

( )

( )* ( )

K qp c

Q p R r (1)

donde p es el precio, Q la cantidad, c el costo de operación (unitario), K el costo fijo asociado a

la inversión y R viene ser el factor que considera la tasa de actualización r .5

Por otro lado, en el caso que se considere el pago de impuestos y el efecto de la depreciación de

los activos en el flujo de caja, la empresa recupera sus costos de largo plazo si se cumple:

( ) G(D , , )

( )* ( ')*(1 )tK q r

p cQ p R r

……………………(2)

3 El artículo 65 de la Ley de Concesiones Eléctricas señala: “El costo de inversión será la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79 de la presente Ley.” El artículo 144 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas indica: “La anualidad de la inversión a que se refiere el artículo 65° de la Ley, será calculada ,multiplicando al monto de la inversión el factor de recuperación de capital, obtenido éste con una vida útil de 30 años y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la Ley.” 4 El artículo 71 de la Ley de Concesiones Eléctricas señala: “Si las tasas, antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la tasa de Actualización señalada en el artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados de Distribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.” 5 Bustos, A. y A. Galetovic (2002), Regulación por Empresa Eficiente: ¿Quién es Realmente Usted? Centro de Estudios Públicos, N° 86, p145-182.


6

donde G(.) incorpora el efecto de los gastos de depreciación sobre el flujo de caja,6 Dt es la

depreciación tributaria, es la tasa impositiva, y 'r es la tasa de actualización después de

impuestos.7

La tasa de actualización a utilizar depende del tipo de flujo. Si no se considera la depreciación y

ni los impuestos la tasa de actualización es r (ecuación 1), y si se toman en cuenta estos dos

aspectos la tasa de actualización es 'r (ecuación 2) que es igual a (1 )r . Luego, si se utiliza la

tasa de actualización r y se incluyen los efectos de la depreciación e impuestos (ecuación 2) se

compensaría en exceso al capital, dado que ( )R r < ( ')R r , generando distorsiones al esquema

regulatorio y generando posibles incentivos a la sobreinversión.

La Participación es un gasto que se calcula sobre el saldo de la renta imponible, es decir del

resultado antes de impuestos. Asimismo, el impuesto se calcula sobre el saldo descontado del pago

de la Participación. Por ello, la Participación se incluiría como una tasa que afecta el flujo de caja de

los activos, similar al tratamiento de la tasa impositiva (ecuación 2). De esta forma la Participación

está relacionada a la tasa de actualización.

En el marco regulatorio no se considera el cálculo de un flujo de caja que incluya explícitamente

la Participación. El esquema parte del modelo simple de la ecuación 1. La inclusión de la

Participación requeriría el cálculo de otros rubros como la depreciación cuyo tratamiento no se

especifica en el marco regulatorio. Como se señaló en el IT, la forma de cálculo de la depreciación

es un aspecto importante por los efectos que pueden tener la aplicación de ciertas metodologías. Al

respecto, se pueden generar trayectorias de precios no compatibles con el principio de suficiencia y

la rentabilidad considerada para los activos afectando de manera negativa el diseño regulatorio.8

Debido a que no existe un tratamiento explícito de la Participación y no se incluyen rubros

relevantes para su cálculo en el marco regulatorio, en el IT se señaló que en la tasa de actualización

se reconoce implícitamente la Participación. Un tratamiento similar recibirían los gastos por

impuestos los cuales no están incluidos explícitamente en la LCE ni en el RCLE.

6 La depreciación genera ahorros a la empresa derivados del menor pago de impuestos. 7 Bustos, A. y A. Galetovic (2002), Op Cit., p164. 8 Bustos y Galetovic (2002), Op. cit. Asimismo, se puede especificar cualquier trayectoria para la depreciación compatible con la restricción que los ingresos netos de costos operativos cubran el retorno del capital y la depreciación. Newbery, D. M. (1997), Determining the Regulatory Asset Base for Utility Price Regulation. Utilities Policy, 6(1), p1-8.


7

Adicionalmente, la tasa de actualización compatible con un flujo de caja que incorpore los

gastos por Participaciones debería ser menor a la utilizada en la ecuación 1 y a la reconocida en la

LCE. Si se incluye las Participaciones como gasto y no se ajusta la tasa de actualización se estaría

pagando en exceso al capital, lo que podría generar efectos de sobre inversión y las ineficiencias

asociadas.

Edelnor sostiene que la tasa de actualización no permitiría recuperar los gastos asociados a la

Participación, impidiendo recuperar su costo de oportunidad. Al respecto, merece mencionar que la

tasa de actualización fijada en la LCE es compatible con un flujo asociado a la ecuación 1. En ese

sentido, dicha tasa permite remunerar las inversiones. En el caso de considerar las Participaciones

como parte del costo de la empresa modelo eficiente, se tendría que calcular una tasa de

actualización compatible con dicho flujo, la cual sería menor a la especificada en la LCE.9 En otro

caso, se generarían problemas de sobreinversión e ineficiencia.

3.2. Distriluz

La Participación se determina en función al saldo de la renta imponible de acuerdo al D. L. N°

892, requiriéndose para su cálculo considerar costos no señalados en el marco regulatorio vigente.

El cálculo de la Participación está vinculado al resultado de la empresa, recibiendo un tratamiento

similar a los gastos por impuestos. Si se incluye los gastos por Participación se tendría que

considerar una tasa de actualización que incorpore el efecto de las mismas en el flujo de caja.

La Participación se puede considerar un derecho a favor del trabajador. Sin embargo, dicho

aspecto no afecta la forma como se calcula la Participación de acuerdo a lo dispuesto en el D. L. N°

892 y sus implicancias económicas-financieras en el flujo de caja de la empresa modelo eficiente.

Asimismo, la tasa de actualización referida en la LCE considera implícitamente la Participación, de

manera similar a otros gastos como los impuestos.

9 En el artículo 79 de la LCE indica: “La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley será de 12% real anual. Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previo estudio que encargue la Comisión de Tarifas de Energía a consultores especializados, en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más el premio por riesgo en el país. En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía y Minas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.”


8

4. Conclusiones y recomendaciones

La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria solicitó la opinión de la Oficina de Estudios

Económicos respecto a los recursos de reconsideración presentados por Edelnor, Luz del Sur,

Edecañete, Distriluz, y Electrodunas en el extremo referido reconocimiento de la participación de

los trabajadores a las utilidades como un costo de la empresa eficiente para el cálculo del Valor

Agregado de Distribución.

En éste Informe Técnico la Oficina de Estudios Económicos analiza los aspectos económicos de

los recursos presentados y se emite la respuesta técnica.

En relación al extremo del recurso presentado por Edelnor respecto a la experiencia

internacional, la Oficina de Estudios Económicos opina que el caso de los bonos por desempeño en

el esquema regulatorio chileno del sector saneamiento resulta relevante debido a que es un gasto

que depende de los resultados económicos de la empresa, característica que es común a la

participación de los trabajadores en las utilidades. El sustento de la exclusión de los bonos de las

remuneraciones de la empresa modelo eficiente no gira en torno a si el gasto es voluntario o no. Los

bonos por desempeño no son considerados como un costo debido a los problemas asociados a

compensar un gasto de la empresa que depende de sus resultados. En particular, su inclusión

generaría una doble fuente de ingresos. Si se reconoce en la tarifa la empresa recibiría un ingreso

por dicha fuente y otro por la eficiencia asociada al gasto. Dicho argumento también es aplicable al

pago por participación de los trabajadores en las utilidades.

En relación al extremo del recurso de Edelnor referido a la inclusión de los gastos por

participación de los trabajadores en las utilidades, la Oficina de Estudios Económicos opina que la

tasa de actualización, fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas, considera un flujo de caja de la

empresa modelo eficiente que no incluye rubros relevantes para el cálculo de la participación de los

trabajadores en las utilidades, y que no existe un tratamiento explícito del mismo. Por otro lado,

debido a que la participación de los trabajadores en las utilidades se calcula sobre el saldo de la

renta imponible, es decir del resultado antes de impuestos, recibiría un tratamiento similar al gasto

tributario. La participación de los trabajadores en las utilidades está relacionada a la tasa de

actualización. En el caso que se considere su inclusión como parte del costo de la empresa modelo

eficiente, se tendría que calcular una tasa de actualización compatible con dicho flujo, la cual sería


9

menor a la especificada en la Ley de Concesiones Eléctricas. En otro caso, se generarían problemas

de sobreinversión e ineficiencia.

Por último, respecto al extremo del recurso de Distriluz, la Oficina de Estudios Económicos

opina que la participación de los trabajadores en las utilidades se puede considerar un derecho a

favor del trabajador. Sin embargo, dicho aspecto no afecta la forma como se calcula la Participación

de acuerdo a lo dispuesto en el D. L. N° 892 y sus implicancias económicas-financieras en el flujo

de caja de la empresa modelo eficiente. La tasa de actualización referida en la LCE considera

implícitamente la Participación, de manera similar a otros gastos como el impuesto a la renta.

Dr. Arturo Vásquez Cordano Gerente de Estudios Económicos

Eco. Humberto Ortiz Ruiz Especialista I – Estudios Económicos

resolución del recurso de reconsideración … · recurso de reconsideración (registro n°...

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