1 TRABAJO FINAL PRESENTACION CASO I REVISION TARIFARIA ELECTRICA - PROVINCIA DE SAN JUAN GRUPO N°...

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TRABAJO FINAL PRESENTACION “CASO I”

REVISION TARIFARIA ELECTRICA - PROVINCIA DE SAN JUAN

GRUPO N° 1:

Dr. FIGUEROA JEREZ Gustavo.

Dra. GUZMAN CARDY Laura Rocío.

Ing. PEREZ Fernando Atilio.

Cr. SCHLICHTER Horacio Jorge.

Ing. BIBÉ Diego.

Tutor: ARCILLA Federico

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CONTENIDOS

I) MARCO JURIDICO

II) PROCESO - AUDIENCIAS PUBLICAS

III) VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA TARIFA –

RESULTADOS DEL CASO SAN JUAN

IV) CONCLUSION DE LA METODOLOGIA ANALIZADA Y

PROPUESTA DE MEJORA

V) RESUMEN METODOLOGIA REP. DOMINICANA

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I) MARCO JURIDICO

Art.42 C.N.

Leyes Nacionales: 15336 y 24065 – Marco Regulatorio Nacional

Ley Electricidad San Juan: 6668

Art. 1º: Dist. Transp. Y Generación sujeta a jurisdicción provincial en tanto no estén alcanzado por la nacional

Art. 2º: Objetivos para la política provincial

Específicamente la tarifa se trata en el Cáp. VII (Art. 39 al 50)

Art. 42º: Define que los servicios serán ofrecidos a tarifas justas y razonables, permitiendo cubrir los costos

operativos razonables

Las tarifas de las dist. Incluirá un termino representativo de los costos de adquisición de electricidad

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I) MARCO JURIDICO

Específicamente la tarifa se trata en el Cáp. VII (Art. 39 al 50)

Art.. 43: tendrá en cuenta el costo de distribución para cada nivel de tensión y esta constituida por:

a) costo de las redes puesta a dispos. Del usuario

b) costo de O&M

c) costo comercialización y administración

Art. 44º: Los contratos de concesión prevén un cuadro tarifario inicial valido por años.

Además especifica que en ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un usuario o categoría de usuario podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios

Art.45º: Finalizado el periodo inicial el EPRE fijara las tarifas max para el periodo siguiente

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I) MARCO JURIDICO

Capitulo VII (Art. 39 al 50)

Art.. 47: Los distribuidores dentro del ultimo año deberán solicitar al EPRE la aprobación de los cuadros tarifarios que se propongan aplicar

Art.48º: Los Transp. Y dist. aplicaran como max las tarifas aprobadas por el EPRE

Art.50º: El Poder Ejecutivo provincial podrá subsidiar tarifas

Capitulo VIII (Art. 51 al 67)

Art.. 53. inc d): Establecer las bases y procedimientos para el calculo de las tarifas, controlando que las mismas sean aplicadas de conformidad con el marco regulatorio.

inc.i) Organizar y aplicar el régimen de Audiencias Publicas

inc.m) Requerir de los actores del mercado las informaciones necesarias

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AUDIENCIAS

PARTICIPANTES


Centro de Ingenieros, Foro de Abogados , Consejo Profesional ser Ciencias Económicas, Consejo Empresario, Federación Económica y Asociación de Empresarios para la Construcción, Juntas de Riego, Cámara Vitivinícola, Federación de Viñateros, Asociación de Viñateros y Frutihorticultores, Cámara de Comercio Exterior-Centro de Ingenieros Agrónomos e INTA, Confederación General del Trabajo, Escuela Industrial Domingo Faustino Sarmiento, Escuela Industrial Domingo F. Sarmiento, Usuario Federación Sanjuanina de Uniones Vecinales, Fundación Universitaria para Empresas, Representante Cámara de Diputados Provincial, Defensor del Usuario., Defensoría del Pueblo, Representante de Consejo de Acompañamiento.

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AUDIENCIAS

PRIMERA Evaluación de la proyección del mercado y demanda de electricidad (2001-2006)

Costos de estructuras constructivas típicas, expansión y reemplazo

SEGUNDALa estructura del cuadro tarifario – categorias tarifarias

TERCERACostos de estructuras típicas, obras de expansión, y reemplazo de instalaciones obsoletas

Costos eficientes de operación, mantenimiento y gestión comercial y administrativa


CUARTA Régimen de suministros

QUINTA

Definición del cuadro tarifario

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III) VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA TARIFA

•IngresoTarifa:

Nota: Los índices de calidad y la ENS no fueron analizados en la revisión tarifaria de San Juan.

•Demanda•Evaluación Base Capital•Tasa de rentabilidad•Costos de O&M •Costos Com. y Adm.•Inversiones•Pérdidas•Índices de Calidad•Valorización de la ENS•Aspectos ambientales y de seguridad

•Generación

•Transporte

•Distribución VAD

Remuneración Pot. Y EnergíaCostos de O&M + Pérdidas

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T x Qi = Costi + Depreci + r x BCRi-1

Costo Cap.

Evolución de la Base

Capital

Evolución de los costos

VAD.Precio

Energ. Y Pot

Ingresos Tarifarios

Proyección de la

demanda

Rentabilidad

Base de Capital inicial

Costos de explotación

Plan de inversiones

Costo Gen. Y Transp.

+

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ESTUDIO DE LA DEMANDA

•Costos explotación eficientes de la red

•VAD unitario

•InversionesObjetivos y Alcance


Pasos y Etapas

•Zonificación y caracterización

•Proyección analítica de la demanda

•Distribución de cargas

•Desagregación zonas homogéneas

•Identifi. Áreas típicas (Urb. Sub. Esp)

•Residenciales

•Generales

•Industriales

•Relieves de cargas

•Distribución lineal en áreas suburbanas

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Proyección Analítica de la demanda

RESIDENCIALES

Crecimiento demográfica

Proyección consumidores

Indicadores eléctricos

Proyección demanda

GENERALESProyección consumidores

Indicadores eléctricos

Proyección demanda

INDUSTRIALES Proyección demanda


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COMPARACION DE PROYECCIONES DE DEMANDA TOTAL DE ESJ S.A.

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

MW

h

CONSUMO HISTORICO PROY.UNSJ-1992 PROY.UNSJ-1998 PROY.SIGLA S.A.

III) VARIABLES ANALIZADAS EN EL CASO SAN JUAN

Resultados de la proyección Analítica de la demanda

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DISTRIBUCIÓN DE CARGAS

Distribuidora

Ente Regulador

Se midió densidad de carga de áreas fijas = radios censales. Se calculó a partir de la densidad de población y el consumo unitario.

Midió densidad de carga de áreas de influencia de CT.Se buscaron bandas isodensas, que crecen y se expanden en el tiempo.

Métodos

Distribuir linealmente la demanda sobre la red

Áreas suburbanasÁreas urbanas

Relieve de cargas


Puntuales

Especiales

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COSTO DE EXPLOTACION

Son los costos para operar, mantener, comercializar y administrar: personal, materiales, alquileres, servicios, pérdidas, impuestos, etc.)

Metodología

Adaptación a la red existente

Diseño de la empresa modelo

Análisis de eficiencia - Comparación Benchmarking

EPRE estableció 2 grupos

Grupo1: ADEERA – J. Riego - CGT – Def Pueblo – Def Usuario y otras entidades sociales

Grupo 2: SIGLA - ESJ - CISJ - CPCE - ASEMCO - Dip. Chica


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SI GLA S.A. Energía San J uan S.A.Consejo Profesional de Ciencias

Económicas

Utiliza la información existente y efectúa

un diagnóstico histórico de la gestión.

Consiste de un análisis de los

servicios involucrados

Por comparación directa de valores sin

consideración de correlaciones esta-

dísticas.

Estudio de presupuesto base cero: Realiza

un análisis de la situación actual

proponiéndose las medidas necesarias para

defi nir los costos efi cientes.

I dentifi ca las tareas de cada

servicio y de los recursos

involucrados.

I dentifi ca funciones y defi ne un

organigrama efi ciente - Optimiza la gestión

y las funciones, condicionados por

restricciones especifi cas y niveles de

calidad - Determina los costos efi cientes

acordes con el tipo de actividad y el

mercado laboral.

Optimiza la gestión de cada tarea

y determina el costo efi ciente.

Compara los Costos por Usuario de 1998

de Energía San J uan S.A. con respecto a

la media de tres Distribuidoras que

califi ca como efi cientes.

Estudios de Benchmarking: Finalmente se

compara con otros estudios para validar los

resultados obtenidos. Resulta correlación

adecuada en estudios de Benchmarking

Considera como requerimiento los

niveles de Calidad de Servicio

exigidos.

De acuerdo a la dif erencia que existen

en este indicador, se ajustan los costos

históricos de 1999.

COSTO DE EXPLOTACION


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Resultados de los costos de explotación

PROPUESTA 2001 2002 2003 2004 2005 PROMEDIO

SIGLA S.A. 4,137 3,878 3,970 4,052 4,128 4,033 Energía San Juan S.A.

4,175 4,165 4,155 4,145 4,135 4,155

Diputado J. J. Chica

_ _ _ _ _ 4,250


SIGLA S.A. 5,935 4,995 5,114 5,220 5,318 5,316 Energía San Juan S.A.

5,193 5,122 5,052 5,002 4,952 5,064


_ _ _ _ _ 5,570


SIGLA S.A 7,133 6,783 6,850 6,916 6,984 6,933 Energía San Juan S.A.

6,973 7,010 7,022 7,010 7,012 7,005


_ _ _ _ _ 6,900

Comparación Costos Comer. propuestos [MM$/AÑO]

Comparación Costos Adm. Propuestos [MM$/AÑO]

Comparación Costos O&M propuestos [MM$/AÑO]

2001 2002 2003 2004 2005 PromSIGLA S.A. 17,205 15,656 15,934 16,188 16,43 16,283ESJ 16,341 16,297 16,229 16,157 16,099 16,225Dip Chica 16,72EPRE 17,2 15,6 15,9 16,2 16,4 16,26

Costos - O&M, Comer, Adm

Comparación Costos Totales propuestos y aprobados Res

289/00[MM$/AÑO]


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INVERSIONES

para reponer instalaciones

reposición

para atender el crecimiento de la

demanda$ estructuras

típicas

$ directos

Mucha Diferencia entre SIGLA (21 MM$)y ESJ(39 MM$). Métodos diferentes

$ indirectos (%$D)

Poca dif.entre SIGLA (39%) y ESJ (42%). Fueron cuestionados

Aceptó los costos directos de SIGLA y el 17% de los indirectos excepto para obras importantes que el cos. Direct. Fue 39%

EPRE


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INVERSIONES - Métodos

SIGLA: parte de una red real y define una red óptima en un plazo de 10 años

Distribuidora: Asume valores de amortización contable teórico y utiliza el VNR y no toma en cuenta el estado de las instalaciones

SIGLA: concluye una inversión total de 21.4 mill de dólares

Distribuidora: por el otro método propone un plan de inversiones de 39 mill de dólares

EPRE: aceptó los valores de SIGLA

INVERSIONES - Resultados


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VALUACION DE LA BASE DE CAPITAL

Activos financieros Activos físicos

SIGLA: Definió una BC inicial que se incrementa año por año con las inversiones y se descuentan

las depreciaciones

ESJ: utiliza el método del VNR. Es decir desconoce los montos efectivamente inmovilizados


Valor del negocio, del mercado, al momento

de la privatización (protege la inversión)

VNR, CIP, desarrollo de la red (mantiene la

capacidad productiva)

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COSTO CAPITAL - RENTABILIDAD

II) VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA TARIFA

La tasa de retorno es definida como el retorno mínimo esperado que debería alcanzar una empresa dentro de un sector económico dado el riesgo del negocio

Se deberá tener en cuenta el capital propio y el del endeudamientoPor lo tanto, la tasa de retribución que contempla estos dos conceptos es el WACC (Ponderación Promedio del Costo de Capital)

PropioCapital del Costo

CAPM Modelonponderació de Coef.

o FinancierCapital del Costo

nponderació de Coef.

1

cfmfd krkr

ED

Etr

ED

DWACC

Para determinar el Costo de Capital propio el módelo más usado es el CAPM (Cost Asset Pricing Model)

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: y DE

:t Tasa de impuesto a las ganancias.

:rf

Tasa libre de riesgo. Es el precio (en términos de tasa) necesario para inducir a un agente económico a postergar su consumo y ahorrar, a fin de consumir más en períodos posteriores (teóricamente, esta tasa es la tasa de crecimiento de la economía más la inflación esperada).

:km fr

Esperanza matemática del premio requerido por el riesgo del negocio. Es el precio que los agentes económicos, con comportamientos racionales, requerirán para invertir en activos con riesgo. Está compuesto de dos ítems: prima de mercado (diferencial de rendimiento del mercado y la tasa libre de riesgo) y β (beta) medida relativa del riesgo del activo individual con relación al portafolio de mercado.

:kc

Riesgo país, es el diferencial de la tasa del rendimiento de un bono del Tesoro del Gobierno de los EEUU y la ofrecida por los bonos soberanos de un tercer país. El parámetro de medición del mismo más aceptado es el informado a través del índice EMBI+ preparado por J. P. Morgan.

Tasa marginal del endeudamiento de la Empresa.:rd

Capital y Deuda respectivamente.

COSTO CAPITAL - NOMENCLATURA

II) VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA TARIFA

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CASH – FLOW2000 2001 2002 2003 2004 2005

Tasa de Crecimiento de la Potencia 5,34% 4,78% 4,27% 3,83% 3,43% 3,09%Tasa de Crecimiento de los Clientes 3,9% 3,2% 2,7% 2,4% 2,1% 1,9%

CONCEPTO BASERUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

I. REQUERIMIENTOS TOTALES DE INGRESOS "RI" 32,5 34,78 36,20 37,53 38,76 39,91

FLUJO DE FONDOS (MM$)

RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005II. EGRESOS OPERATIVOS 17,2 15,6 15,9 16,2 16,4

RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005MARGEN OPERATIVO (EBITDA) 17,6 20,6 21,6 22,6 23,5

RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005III. IMPUESTOS Y TASAS 5,0 6,0 6,3 6,6 6,9

RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005MARGEN NETO 12,6 14,6 15,3 16,0 16,6

RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005IV. INVERSIONES 4,2 5,8 4,2 3,6 3,6

INVERSIONES EXPANSION 2,1 3,7 2,2 1,6 1,6INVERSIONES REPOSICION 2,1 2,0 2,0 2,0 2,0

RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005RESULTADO 8,40 8,83 11,11 12,42 13,1

INICIAL 2001 2002 2003 2004 2005INVERSIONES EXPANSION 2,1 3,7 2,2 1,6 1,6INVERSIONES REPOSICION 2,1 2,0 2,0 2,0 2,0BASE CAPITAL (INVERSIONES - DEPRECIACIONES) 97,6 0,8 2,2 0,5 -0,2 -0,3BASE CAPITAL ANUAL DINAMICA 97,6 98,5 100,7 101,2 101,0 100,7

FLUJO DE FONDOS 11,24% -97,6 8,40 8,83 11,11 12,42 113,8

RUBRO TIR BCo2001 2002 2003 2004 2005 +

BCf


BC dinámica

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COSTOS V. Presente Porcentaje 2001 2002 2003 2004 2005 Costos operativos 59,83 43,8% 17,2 15,6 15,9 16,2 16,4 Impuesto 22,21 16,3% 5,0 6,0 6,3 6,6 6,9 Costos deoportunidad del capital 41,12 30,1% 11,0 11,1 11,3 11,4 11,4 Depreciaciones 13,36 9,8% 3,4 3,6 3,7 3,8 3,9 REQUERIMIENTOS DE INGRESOS POR COSTOS 136,52 100,0% 36,5 36,2 37,2 37,9 38,5

CONCEPTO BASERUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

I. REQUERIMIENTOS TOTALES DE INGRESOS "RI" 32,5 34,78 36,20 37,53 38,76 39,91

FLUJO DE FONDOS (MM$)

1 2 3 4 5d=descuento 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9d^i 0,90 0,81 0,73 0,65 0,59 Valor presente de los Gastos 59,83 15,45 12,63 11,56 10,55 9,62 Valor presente de los impuestos y tasas 22,21 4,48 4,82 4,57 4,31 4,04 Valor presente de las Inversiones 15,95 3,78 4,67 3,06 2,34 2,10 Valor presente de los Ingresos 136,5 31,3 29,3 27,3 25,3 23,4Valor Presente Ingresos = BCo + (G + Inv+ Imp ) *d^i - BCf

Valor Presente

Año - Período

136,5

B. Capital TotalInicial 2000 2001 2002 2003 2004 2005

1 2 3 4 50,90 0,81 0,73 0,65 0,598,40 8,83 11,11 12,42 113,8

97,64 7,5 7,1 8,1 8,1 66,8

-97,64 97,64

i= Período

CONCEPTO

Valor Actual Neto = - BCo + Valor Presente Flujo de fondo =

Valor Presente del Flujo de fondosFLUJO DE FONDOS

d = Descuento = 1 / (1+d) ^ i

FLUJO DE FONDOS (MM$)RUBRO

CASH – FLOWIII) VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA TARIFA

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T1 R1 <= 480 kWh/bimestre T1 R1 <= 220 kWh/bimestreT1 R2 > 480 kWh/bimestre T1 R2 >220 y <=580 kWh/bimestre

T1 R3 > 580 kWh/bimestre

T1 G1 <= 306 kWh/bimestre T1 G1 <= 240 kWh/bimestreT1 G2 > 306 kWh/bimestre T1 G2 >240 y <=580 kWh/bimestre

T1 G3 > 580 kWh/bimestre

T1 AP solo cargo variable T1 AP solo cargo variable

T2 > 10 kW y <50 kW T2 - SMP >= 10 kW y < 20 kWT2 - CMP >= 20 kW y < 50 kW

T3 - BT una sola tarifa T3 - BT una sola tarifaGrandes Demandas en Baja Tensión (tarifa 3-BT)

COMPARACION DE LOS CUADROS TARIFARIOS

Pequeñas Demandas Alumbrado Público (tarifa 1-AP)

Medianas Demandas en baja tensión (tarifa 2)

Tarifa CC Tarifa Rev Tarifaria

Pequeñas Demandas - Uso Residencial (tarifa 1-R)

Pequeñas Demandas ? Uso General (tarifa 1-G)

RESULTADO FINAL DE LA REVISION TARIFARIA

CONT. CONCESION y RES. EPRE 289/00

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RESULTADO FINAL DE LA REVISION TARIFARIA

CONT. CONCESION y RES. EPRE 289/00

T3 - MT una sola tarifa T3 - MT 13,2 R Con uso de redT3 - MT 13,2 B En bornesT3 - MT 33 una sola tarifa

T3 - AT una sola tarifa T3 - AT una sola tarifa

RSD Sin difirimiento de impuestosRCD Con difirimiento de impuestos

T4-BT una sola tarifa T4 CMP sin discriminacion de energiaT4 BT Pot mas discrim energ

T4-MT una sola tarifa T4 - MT 13,2 R Con uso de redT4 - MT 13,2 B En bornesT4 - MT 33 Con uso de red

T4-AT una sola tarifa T4-AT una sola tarifa

Grandes Demandas en Media Tensión (tarifa 3-MT).

Grandes Demandas en Alta Tensión (tarifa 3-AT).

Riego Agrícola (tarifa RA).

Tarifa por Peaje en Baja Tensión

Tarifa por Peaje en Media Tensión

Tarifa por Peaje en Alta Tensión

COMPARACION DE LOS CUADROS TARIFARIOS

Tarifa CC Tarifa Rev Tarifaria

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IV) CONCLUSIONES Y PROPUESTAS

•Transparencia del proceso en cada una de las 5 audiencias publicas

•Participación de todos los sectores involucrados

Se considera como positivo la:

•Profundidad y el análisis detallados de los temas abordados

• Índices de Calidad y ENS

• Tarifa Social

• Verificar la incidencias de los costos “actividad no regulada en la tarifa

• Revisión de los aspectos ambientales y de seguridad

• Verificación y control de las proyecciones estimadas para el quinquenio 2001 – 2006 (Inversiones-Demanda y Costos)

En la próxima revisión tarifaria se debería incluir los siguientes temas:

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ORGANIGRAMA DEL SECTOR ELÉCTRICO EN LA REPUBLICA DOMINICANA

SUPERINTENDENCIA DE

ELECTRICIDAD

EMPRESA DISTRIBUIDORA

DE ELECTRICIDAD DEL SUR

EMPRESA DISTRIBUIDORA

DE ELECTRICIDAD DEL NORTEAES

CORPORACION DOMINICANA DE

EMPRESAS ESTATALES DE

ELECTRICIDAD MEM


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REVISIÓN TARIFARIA EN LA REPUBLICA DOMINICANA

• La revisión tarifaria será realizada por la SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD.– LA SUPERINTENDENCIA es el órgano estatal

encargado de regular la actividad energética en la RD. No mantiene un carácter objetivo ya que depende exclusivamente del Estado, por lo que no es autárquico como lo es el ENRE.

• Dicha revisión será realizada a solicitud de las distribuidoras de electricidad (EDENORTE, EDESUR y AES) y se podrá reajustar los precios en base a un análisis de costos de acuerdo a fórmulas establecidas por la SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD.


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• La fórmula se expresará en función de precios o índices publicados por el BANCO CENTRAL de la República Dominicana.

• El precio de la energía eléctrica en el mismo nivel de tensión debe ser igual para todos los usuarios ya que los recursos asignados son los mismos.– La ley de Electricidad establece que las tarifas no pueden

discriminar a ningún usuario, lo cual ocurre para los clientes residenciales (BTSI) y comerciales (BTS2)


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• El VAD será determinado por la Superintendencia cada 4 años.

• La revisión tarifaria podrá realizarse en cualquier momento a pedido de las distribuidoras o de cualquier ente interesado o de la misma Superintendencia en si.

• Las revisiones son realizadas mayormente por las alzas en el precio del combustible.

• Las tarifas energéticas se basan en un alto porcentaje en un elemento social.


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FIN DE LA PRESENTACION

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