Análisis Del Porcentaje de Pérdidas No Técnicas, Jorge Mercado (1)
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ASOCODIS ANÁLISIS DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA INFORME FINAL
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ASOCODIS
ANÁLISIS DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
INFORME FINAL
Mayo de 2004
ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DEL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
INTRODUCCIÓN
PRIMERA PARTE: BASES CONCEPTUALES PARA EL MANEJO REGULATORIO DEL NIVEL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
1. Aproximación microeconómica.
2. El efecto de la asimetría en el tratamiento de las pérdidas en un sistema.
SEGUNDA PARTE: NIVEL PISO DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
1. Comparación con el comportamiento de los programas de reducción de pérdidas de empresas distribuidoras /comercializadoras de otros países de América Latina.
2. Determinación económica del nivel mínimo de pérdidas desde la perspectiva de las empresas distribuidoras/ comercializadoras.
TERCERA PARTE: DETERMINANTES DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
1. Variables determinantes de las pérdidas no técnicas
2. Estimación de parámetros a partir de la información de las empresas
ANEXO : REVISIÓN DE LA PROPUESTA DE LA CREG EN PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
1. Nivel de pérdidas no técnicas único a nivel nacional.
2. Nivel mínimo de pérdidas no técnicas alcanzable.
3. Los determinantes de las pérdidas no técnicas y el esquema de incentivos.
INTRODUCCIÓN
En el tema de las pérdidas de energía deben considerarse tanto aquellas que son asignadas a los distribuidores como aquellas que se consideran responsabilidad de los comercializadores. Esto es, los dos puntos en discusión en la división de las pérdidas son:
Qué porcentaje de pérdidas se acepta para el cálculo de los peajes de distribución; y,
Qué porcentaje adicional de pérdidas se reconoce a los comercializadores, con fines tarifarios.
La CREG se ha pronunciado sobre los primeros, considerando que se puede utilizar un porcentaje y distribución únicos para el país.
En forma muy general, podemos considerar tres elementos de análisis en lo referente a las pérdidas de energía eléctrica, sin tener en cuenta la distribución de responsabilidades:
1. Las llamadas pérdidas técnicas, que dependen de la configuración o topología de la red, del diseño eléctrico de los sistemas, y de la inversión o reposición de la red.
2. Una parte de las pérdidas no técnicas, las cuales están asociadas con la gestión de las empresas, especialmente en las actividades de medición, facturación e inversión.
3. Una parte de las pérdidas no técnicas, la cual depende de energía consumida de difícil recuperación, debido a las condiciones socioeconómicas y del entorno (coyuntural ó permanente) de los usuarios involucrados.
La forma de llegar a un valor adecuado de pérdidas alcanzables parte del hecho de que podemos relacionar tipos de pérdidas a ciertas condiciones que consideramos explicativas de los mismos. Esto es, partiendo del supuesto de que podamos identificar todas las variables explicativas de los fenómenos de todo tipo de pérdidas, entonces podremos encontrar los coeficientes de la relaciones. Con ellos sabremos el efecto de cada una de las medidas que tomemos en el porcentaje de pérdidas, lo que a su vez nos permite saber a que punto podremos llegar desde el estado actual, y sobre que variables controlables se puede establecer un sistema de incentivos.
No obstante, inicialmente, como una forma cercana a la realidad de establecer un piso de pérdidas no técnicas, se utilizará la información de las empresas que han implementado planes de reducción de pérdidas en partes de su mercado o en la totalidad del mismo, con
el fin de determinar una relación beneficio/costo que nos permita deducir un piso económico para dichas pérdidas.
Por otra parte, la propuesta regulatoria de la CREG parece seguir la premisa de que es posible tener sólo la consideración de las pérdidas técnicas, puesto que las no técnicas deben tender a su eliminación, con el sistema adecuado de incentivos.
Partiendo de lo planteado por la CREG, este documento plantea una aproximación a la estimación y nivel de pérdidas no técnicas a reconocer en un determinado sistema de distribución.
En general, se pretender dar respuesta a tres interrogantes:
¿Es igual la distribución de las pérdidas no técnicas en todos los mercados? ¿Hasta dónde se puede llegar en su reducción? ¿Cómo se deben asignar las responsabilidades en el manejo de las pérdidas no
técnicas?
En el documento se consideran los siguientes objetivos principales:
Hacer un análisis crítico al documento en que ha basado la CREG su propuesta regulatoria de pérdidas no técnicas.
Sustentar, con base en el documento conceptual y la información disponible de las empresas sobre planes de reducción de pérdidas, un nivel mínimo de pérdidas alcanzable, esto es, de un valor piso de pérdidas no técnicas a reconocer al distribuidor, que guarde consistencia con un sistema de incentivos.
Estimar una relación entre las pérdidas no técnicas y sus posibles determinantes; esto es, hacer una aproximación inicial a la identificación las principales variables, técnicas y sociales, que explican las pérdidas no técnicas de energía.
PRIMERA PARTE
BASES CONCEPTUALES PARA EL MANEJO REGULATORIO DEL NIVEL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
1. Aproximación microeconómica
El enfoque conceptual que debe darse a un programa de reducción de pérdidas requiere de la utilización de las herramientas teóricas del análisis beneficio- costo de la evaluación económica de proyectos.
El análisis beneficio-costo1 (o evaluación socio-económica) es un procedimiento utilizado para evaluar alternativas de inversión desde el punto de vista de la sociedad, de tal manera que se asignen en forma eficiente los recursos económicos. Se trata, en resumen, del seguimiento de los siguientes pasos:
Calcular variaciones compensadoras2 (o cambios en el excedente) de cada individuo por efecto del programa o inversión por ejecutar;
Hacer una agregación de las variaciones compensadoras, asumiendo igual ponderación para cada individuo si se trata de un análisis de eficiencia;
Hacer una comparación intertemporal del agregado de las variaciones compensadoras; y,
Concluir si la sumatoria de las variaciones compensatorias del programa por aumentar el bienestar es superior a la sumatoria de las variaciones compensadas de la acción alternativa a que se renuncia por incrementos en el bienestar de esta. De acuerdo con el criterio de Hicks y Kaldor, si esto es así, el programa llevaría a una mejoría en el bienestar de los individuos.
En un sentido más general, la evaluación económica no se limita al análisis de un solo grupo o un solo consumidor, sino que busca identificar los efectos de una determinada acción económica sobre la sociedad. Así, el análisis beneficio-costo se orienta hacia los cambios en el consumo de diferentes bienes y servicios, y en el uso de recursos, insumos y factores. Es decir, en lugar de enfocarse en los efectos sobre diferentes consumidores, trata los efectos sobre el consumo y la producción en forma agregada.
Se presentan a continuación los elementos fundamentales del análisis beneficio-costo con la aplicación de los mismos al tratamiento del problema de las pérdidas de energía.
1 Aquí se presenta una síntesis de la teoría del análisis beneficio-costo. Para una exposición más detallada ver Castro, Raúl y Mokate, K., (1998). Evaluación económica y social de proyectos de inversión. Bogotá, CEDE - Universidad de los Andes.2 Aunque la medición de la contribución sobre el bienestar de las personas por efecto de un proyecto se mide por el criterio de la variación compensadora, en la práctica, como esta última no es observable, los cambios del bienestar se observan al mirar los cambios en el excedente del consumidor.
Beneficios
A continuación, se hacen las descripciones teóricas de tres esquemas de escenarios básicos que muestran gráficamente los efectos que un programa de reducción de pérdidas puede tener, en cuanto a los beneficios económicos.
Escenario 1
En este primer caso se parte de un porcentaje permitido de pérdidas, con su valor de energía asociado (Po). Se impone un nuevo límite (menor) a las pérdidas permitidas, pero las pérdidas reales permanecen inalteradas, porque no se lleva a cabo ningún programa de inversión en recuperación de pérdidas.
Se observa que al permanecer la curva de oferta (costos marginales) inalterada se produce una transferencia de recursos del proveedor del servicio a los usuarios, dado que su costo de producción es mayor al que le es permitido pasar. También se observa que si el precio regulado nuevo es en realidad el que corresponde a los costos del prestador del servicio, se presentaría un desplazamiento de la curva de oferta a la derecha lo que se traduciría en una cantidad demandada adicional. Esto es, habría una utilización adecuada de los recursos.
Escenario 2
En este segundo caso se parte de un porcentaje permitido de pérdidas, con su valor de energía asociado (Po). Se impone un nuevo límite (menor) a las pérdidas permitidas, pero las pérdidas reales llegan al valor permitido, porque se lleva a cabo un programa de inversión en recuperación de pérdidas.
P
D
O
PCP
PR
q
A pesar de que la elasticidad precio de la curva de oferta es cero en este caso, se produce una reducción de los costos marginales de producción del servicio a los usuarios, dado que el nivel de pérdidas que tiene que asumir en la nueva situación es menor que el nivel de pérdidas del punto de partida. Dado que el precio regulado nuevo es el correspondiente a los costos del prestador del servicio, se presenta un desplazamiento de la curva de oferta a la derecha, lo cual representa una cantidad demandada adicional.
Puede observarse en el gráfico que se produce un beneficio económico neto tanto por incremento del excedente del consumidor (quien de nuevo recibe una transferencia del prestador del servicio sobre las unidades consumidas con anterioridad al programa) como por un beneficio al prestador del servicio por las unidades adicionales demandadas en la nueva situación. Debe anotarse que para que este beneficio neto se produzca y haya en realidad un aumento del bienestar de la sociedad, la nueva situación de nivel de pérdidas tiene que ser no solamente alcanzable sino que se tiene que cumplir.
Escenario 3
Es este un caso generalizado y extendido relativo al caso 2, en el sentido de que las elasticidades precio tanto de la curva de oferta como de la de demanda son diferentes de cero.
Pero, al igual que en los casos anteriores, se parte de un porcentaje permitido de pérdidas, con su valor de energía asociado (Po) y se impone un nuevo límite (menor) a las pérdidas permitidas.
D
Q0 q1
0
p
P0
P1
q
La ejecución de un programa de inversión en recuperación de pérdidas produce una reducción de los costos marginales de producción del servicio a los usuarios, dado que el nivel de pérdidas que tiene que asumir en la nueva situación es menor que el nivel de pérdidas del punto de partida (en este caso se puede notar con mayor claridad la disminución de los costos marginales de prestación del servicio, para cualquier nivel de producción del mismo). De nuevo, dado que el precio regulado nuevo es el correspondiente a los costos del prestador del servicio, se presenta un desplazamiento de la curva de oferta a la derecha, lo cual representa una cantidad demandada adicional.
Puede observarse en el gráfico que se produce un beneficio económico neto tanto por incremento del excedente del consumidor (quien de nuevo recibe una transferencia del prestador del servicio sobre las unidades consumidas con anterioridad al programa) como por un beneficio al prestador del servicio por las unidades adicionales demandadas en la nueva situación.
Es condición necesaria y suficiente para que este beneficio neto se produzca y haya un aumento del bienestar de la sociedad, que la nueva situación de nivel de pérdidas se cumpla en la realidad por parte del prestador del servicio, puesto que de lo contrario no se utilizan adecuadamente los recursos.
Costos
Por su parte, los costos económicos en que se debe incurrir para obtener los beneficios económicos descritos anteriormente, son primordialmente una función de la energía recuperada.
D
q1
0
p
P0
P1
q
No obstante, hay un cambio en el costo de cada kWh recuperado en la medida en que se avanza en un programa de recuperación de pérdidas. Como ocurre generalmente, si se parte de un nivel alto de pérdidas, las inversiones iniciales del programa producen una recuperación mayor.
¿Cómo determinar cuánto es eficiente recuperar?
El ejercicio conceptual del análisis beneficio-costo nos sirve igualmente al propósito de responder la pregunta.
El problema que debe resolverse es el de una maximización de los beneficios menos los costos (beneficios netos), recordando que esto es equivalente a buscar que el bienestar de la sociedad, obtenido con la ejecución del proyecto, sea el máximo.
En la segunda parte de este informe se hace un desarrollo detallado de los aspectos conceptuales y de aplicación de este enfoque del problema.
2. El efecto de la asimetría en el tratamiento de las pérdidas en un sistema distribución de energía eléctrica
Aunque la consideración de los efectos de la asimetría en el tratamiento de las responsabilidades sobre las pérdidas en un sistema de distribución/comercialización pueda hacerse intuitivamente, a continuación se muestra el efecto mencionado, mediante un ejercicio general.
P1P1
P0P0
PP
q1q1q0q0
aa
bb
cc
Supongamos un sistema de distribución/comercialización con dos grupos de usuarios A y B, con las siguientes características:
Grupos Pérdidas % EnergíaA X WB Y Z
Si consideramos el sistema completo, podemos afirmar que las pérdidas reales del mismo son un promedio ponderado de las pérdidas de cada grupo, considerando las energías correspondientes. Esto es:
PT = (WX + ZY) / (W + Z)
donde:
PT: Pérdidas totales del sistema.
X > Y Lo que se quiere mostrar es que si se permite asimetría en la asignación de pérdidas (por requerimientos diferentes a los entrantes frente a los incumbentes, por ejemplo), la composición del mercado hará que uno de los actores quede con un porcentaje de pérdidas reales superior al promedio del sistema, aunque el porcentaje total de pérdidas del sistema no haya variado.
En el ejemplo, si el incumbente queda con A y los entrantes comercializan B, entonces se cumple que:
El porcentaje de pérdidas del incumbente, X, es mayor que (WX + ZY) / (W + Z), las pérdidas del sistema. Consecuentemente, El porcentaje de pérdidas del entrante, Y, es menor que (WX + ZY) / (W + Z).
Lo anterior puede ser probado matemáticamente si establecemos que:
X - (WX + ZY) / (W + Z) > 0
Esto es equivalente a probar que:
X (W + Z) – WX – ZY > 0
Simplificando, llegamos a que X es mayor que el porcentaje promedio del mercado si,
Z (X – Y) > 0
lo cual es cierto, dado que Z es mayor que cero y X es mayor que Y.
Si representamos gráficamente el desarrollo anterior tendríamos lo siguiente:
Z (Bs) (Ws, Zs) W (As)
% Pérdidas
X
Y
WsX+ZsY(Ws+Zs)
% Pérdidas
A
Y
La interpretación es muy sencilla: quien toma el mejor mercado en términos de pérdidas disminuye su porcentaje con respecto al promedio del mercado y tendría una ventaja comercial si el % de pérdidas aceptado por el regulador es el promedio del mercado, por ejemplo. La situación contraria ocurre con el comercializador que atiende el mercado con más pérdidas, porque por obvias razones tendrá un % de pérdidas que estará cada vez más por encima del promedio aceptado. Todo lo anterior sucede sin que se aumenten las pérdidas del sistema.
Un ejemplo de aplicación podría ser el caso de CODENSA3, con una composición de un número grande de usuarios residenciales, pero un consumo bastante importante de los usuarios no residenciales. Es el mercado típico que invita a la entrada de comercializadores independientes si no existen condiciones particulares de entrada.
3 Los datos y gráficos son tomados del estudio desarrollado por ECONOMICA CONSULTORES para CODENSA.
En la gráfica siguiente es claro el incremento en el nivel de pérdidas de CODENSA sobre el promedio, en la medida en que se produce penetración de su mercado.
Conclusiones
Es necesario cumplir las metas con el fin de obtener un aumento real del bienestar, lo cual es el objetivo de toda política con impacto económico.
El Estado o quien le represente tiene un incentivo claro en lograr que las metas de reducción de pérdidas se cumplan, por los beneficios explicados en el punto anterior, dado que el fin de sus políticas es aumentar el bienestar.
Si el esquema no permite que la empresa ejecute el plan de reducción de pérdidas, lo único que se logra es una pérdida permanente de recursos de esta y se pone en peligro la prestación del servicio.
Un esquema de asignación de pérdidas asimétrico necesariamente implica una carga financiera injusta para unos y una ganancia extraordinaria para otros, dentro de un mismo sistema de distribución/comercialización.
SEGUNDA PARTE
Comparación índice de pérdidas real Codensa vs. Indice de pérdidas sobre el mercado
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
Ene -Abril98
Mayo - Ago98
Sept - Dic98
Ene -Abril99
Mayo - Ago99
Sept - Dic99
Ene -Abril2000
Mayo - Ago2000
Sept - Dic2000
Ene -Abril2001
Mayo - Ago2001
Sept - Dic2001
Porcentaje de pérdidas Codensa
Porcentaje de pérdidas sobre el mercado
NIVEL PISO DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
Para tratar de llegar a un porcentaje de pérdidas no técnicas mínimo que pueda ser sustentado, se desarrollarán los siguientes análisis:
Comparación con el comportamiento de los programas de reducción de pérdidas en empresas distribuidoras/ comercializadoras en otros países.
Determinación económica del nivel mínimo de pérdidas desde la perspectiva de
las empresas distribuidoras/ comercializadoras.
1. Comparación con el comportamiento de los programas de reducción de pérdidas de empresas distribuidoras /comercializadoras de otros países
En todos los modelos regulatorios, se considera un determinado nivel de pérdidas técnicas admitidas, para el cálculo de la remuneración apropiada de la actividad de distribución.
Todos los modelos regulatorios analizados utilizan coeficientes para reconocer el mayor valor de las compras, con lo cual admiten determinado nivel de pérdidas total – incluyendo tanto las “técnicas” como las “no técnicas” -, recayendo la responsabilidad de ambas en la gestión de redes a cargo de las distribuidoras. Tal responsabilidad es más nítida en aquellos modelos en los que la actividad de distribución incluye la de comercialización4.
El método para la determinación de los coeficientes de pérdidas admitidas no es uniforme entre los modelos analizados. El criterio que se utiliza para ello depende del grado de evolución de la regulación de la actividad.
Argentina
En Argentina se reconocen coeficientes de pérdidas diferentes para cada distribuidora, aún cuando en el proceso inicial de privatización se impusieron los mismos coeficientes para áreas compartidas por algunas de ellas. Al partir las primeras gestiones empresariales, después de la privatización, de altos niveles de pérdidas, el fuerte incentivo a reducirlas por la existencia de los mencionados coeficientes de reconocimiento máximo, llevó a una decidida y exitosa gestión que en cinco años redujo sustancialmente las pérdidas totales5.
Los coeficientes de pérdidas totales reconocidos en la distribución del área metropolitana de Buenos Aires (las principales distribuidoras de Argentina, que concentran el 40% de la demanda total), que se aplican sobre los costos de compra de energía y potencia – y que
4 Caso de los modelos de Argentina, Brasil, Chile, España, Inglaterra y Perú.5 En el área metropolitana de Buenos Aires, se comenzó en 1992 con pérdidas mayores al 27% y se llegó a 1998 con pérdidas reducidas a su tercera parte.
fueron fijados desde el inicio de la gestión de los concesionarios privados - son los siguientes:
Potencia EnergíaAlta Tensión 1,03 1,028Media Tensión 1,079 1,072Baja Tensión 1,143 1,128
AT: Tensión igual o mayor de 66 kV.MT: Tensión mayor de 1 kV y menor de 66 kV.BT: Tensión menor de 1 kV.
Cabe señalar que el método regulatorio de los coeficientes fijos de pérdidas reconocidas, ha sido un poderoso aliciente para que las compañías ordenen la gestión externa de sus redes, lo cual estaba sumamente descuidado en la gestión pública previa a la privatización.
En los primeros ocho años de gestión bajo el régimen de incentivos a la recuperación de pérdidas, se obtuvo la siguiente evolución por empresa:
Año 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999Pérdidas Total [%]
EDENOR 29,2 26,1 20,2 17,0 14,4 11,9 10,7 10,0EDESUR 26,0 22,1 16,2 12,0 10,1 8,3 8,1 7,8
Fuente: Memoria y Balance Anual de las empresas.
Se observa en el cuadro que en los primeros 4 ó 5 años ambas empresas lograron reducir el nivel total de pérdidas a alrededor de la mitad de su valor inicial, con un ritmo de reducción del orden de 3 puntos % por año. Luego el ritmo de reducción se hace algo más lento, pero la tendencia sigue siendo decreciente al cabo de 8 ó 9 años, si bien hacia el final del período la reducción interanual del nivel de pérdidas es bastante pequeña.
En los últimos años consignados el nivel total de pérdidas empieza a aproximarse a los que anteriormente se han referido como ejemplos de una situación de gestión “madura”. Corresponde señalar que en el caso de estas dos empresas el período inicial de estabilidad de tarifas fue establecido en 10 años. Claro está que esta información que acaba de analizarse es muy consistente para las dos empresas porque, aunque gestionadas por operadores distintos, ambas prestan el servicio en zonas de similares características: cada una atiende aproximadamente la mitad de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano circundante.
Edenor
Todas las pérdidas de energía tienen efectos adversos para Edenor. Debido a ellas, Edenor se encuentra obligada a comprar energía adicional para satisfacer la demanda aparente, con lo cual se incrementan los costos.
La Compañía se encuentra incapacitada para recuperar el costo de la energía comprada superior al factor de pérdida contractual (que promedia el 10%) incluido en el Contrato de Concesión. La reducción de las pérdidas no técnicas, por lo tanto, reduce el volumen de energía que la Compañía debe adquirir para satisfacer la demanda aparente que no puede facturar, e incrementa el volumen de energía eléctrica efectivamente vendida.
La reducción de las pérdidas de electricidad ha sido y continúa siendo prioritaria para Edenor debido al impacto directo sobre sus ingresos.
En oportunidad de la privatización de Edenor, las pérdidas de energía totales ascendían a aproximadamente el 30% de la energía comprada. En ese momento, las pérdidas no técnicas se estimaron en el 21% de la energía comprada, correspondiendo más de la mitad de esa cifra a fraudes y hurtos.
En respuesta al alto nivel de las pérdidas, Edenor implementó un plan de reducción de las pérdidas en 1992 que ponía el acento, fundamentalmente, en la medición precisa del consumo de energía a través de inspecciones periódicas, la actualización de las listas de clientes y categorías tarifarias, la reducción de las conexiones ilegales, el suministro del servicio a villas de emergencia y la reducción de las pérdidas técnicas.
Además de la carga financiera impuesta a Edenor, las conexiones ilegales afectaban la calidad del servicio disponible a través de la red de distribución de Edenor.Edenor implementó un programa para normalizar el servicio prestado a alrededor de 350.000 hogares mediante la instalación de medidores nuevos y la regularización de las conexiones ilegales.
En las villas de emergencia, Edenor instaló medidores colectivos que registran el consumo total de cada villa.
Actualmente, las acciones tendientes a reducir las pérdidas comprenden a grandes lineamientos, por un lado lograr que los clientes paguen por la energía que consumen, y por el otro realizar inversiones en las redes de modo de arribar a las pérdidas técnicas óptimas (energía que se transforma en calor por la circulación de la corriente a través de los conductores de electricidad).
El siguiente cuadro presenta el detalle estimativo de las pérdidas de energía técnicas y no técnicas utilizando la tasa anual móvil (TAM), que se registraron en el área de Concesión de Edenor durante los períodos indicados.
Segba había transferido las redes con pérdidas técnicas y niveles de robos y fraude cercanos a 30% de la energía distribuida.
Edenor y Edesur invirtieron en los primeros 10 años, cada una de ellas, más de US $ 1.000 millones en la modernización, ampliación y acondicionamiento de sus redes de tensión, lo cual hizo posible que las pérdidas de energía se redujeran a estándares internacionales (9%), mientras que el tiempo promedio de cortes bajó, por ejemplo en el caso de Edesur, de 18 a 3,5 horas en el año. Entretanto, la cantidad de interrupciones bajó a menos de una tercera parte de las que los usuarios padecían en 1992.
Chile
En el modelo chileno, la regulación establece un nivel reconocido de pérdidas técnicas y no técnicas, de potencia y de energía que se incorporan como valor agregado de la distribución. Dichos valores se corresponden con los valores técnicos de pérdidas en las redes adaptadas y el monto de pérdidas no técnicas que es económico reconocer; el término económico se refiere a que eliminar ese monto de pérdidas insumiría un costo superior al beneficio de la reducción. El hecho de que la tarifa reconozca un cierto nivel de pérdidas no técnicas (en general no más del 20 a 30 % de las pérdidas técnicas) significa una suerte de subsidio donde todos los que pagan cubren hasta un cierto nivel el hurto de los que no pagan6.
Los valores de pérdidas están definidos por área típica. Algunos de estos valores son:
Área PPBT PEBT PPAT PEATÁrea 1 1,0939 1,0703 1,01 1,0068Área 2 1,1036 1,0763 1,022 1,0109Área 3 1,1046 1,0832 1,036 1,0207Área 4 1,1254 1,099 1,049 1,0275
donde:
6 Véase mayor amplitud en la información correspondiente a Chile, Apéndice II.
PPAT: pérdidas de potencia en media tensión PPBT: pérdidas de potencia en baja tensiónPEAT: pérdidas de energía en media tensiónPEBT: pérdidas de energía en baja tensión
En general los factores reconocidos son inferiores a los que se dan en la práctica.
Se comparan los niveles de pérdidas declarados por cuatro empresas de tres países (dos de ellas las anteriormente mencionadas), que fueron privatizadas en distintos momentos, luego de sendas reformas de la regulación vigente.
Años desde la privatización Año :1 Año: 2 Año: 4 Año: 8 Año: 12
PérdidasTotal (%)
CHILECTRA (Chile)
23 19 17 13 9
EDELNOR (Perú)
20 15 -- -- --
Fuentes: (1) J.Manzano et al. “Control of non-technical losses in South America: has this problem been solved?”. Proceedings of CIRED, 1996.
(2) Memoria y Balance Anual de las empresas.
La pauta de evolución de las pérdidas que muestra la tabla es muy similar a la del Cuadro anterior. No obstante, es interesante señalar que en los cuatro casos la reducción de pérdidas del Año 1 al Año 2 es de similar magnitud (4 ó 5 puntos %), pero el ritmo de reducción adquiere diferente intensidad en años subsiguientes, al menos para las tres empresas que se pueden comparar en este aspecto por tener más años con operadores privados. Es posible que las diferencias de intensidad en la evolución dependan de una serie de factores, entre los que deben incluirse el esfuerzo realizado por las empresas destinando inversiones específicas para combatir las pérdidas, la gestión comercial, la existencia de planes específicos con asistencia gubernamental y el contexto macroeconómico en el cual se emprendieron estas acciones.
Perú
Según el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas se reconoce un porcentaje de pérdidas estándar más un porcentaje de pérdidas comerciales, donde el total decrece hasta alcanzar las pérdidas estándares técnicas el 31 de octubre de 2005.
Los resultados de pérdidas obtenidas para el año 1997 (14,5% de promedio del Perú) representaron una disminución del 2,6% respecto de 1996 y del 5,1% respecto de 1995 respectivamente. Asimismo, estuvieron ligeramente por debajo de las pérdidas reconocidas en las tarifas de ese año (15,0%)7.
7 Anuario Estadístico 1998 de la Comisión de Tarifas Eléctricas del Perú.
El cálculo de los valores reconocidos se realiza en los estudios previos a la revisión del cuarto año de los cuadros tarifarios, en los estudios que encargan las empresas y el que solicita la CTE. Los cálculos de pérdidas técnicas se realizan sobre el diseño de red adaptada que se determina para cada sector típico de distribución con el estado de cargas del año base, y los niveles de pérdidas no técnicas se establecen en base a las tendencias de recupero observadas en el período tarifario anterior, y a valores razonables de costo/beneficio involucrados en la gestión de recobro.
Los valores iniciales y finales establecidos para el período 1997/2001 varían por empresa y por año y contemplan una sobre valoración de entre el 75% y el 30% respecto de los valores estándares; se indican a continuación los factores de expansión por pérdidas correspondientes a energía en baja tensión, por sector típico, máximos y mínimos:
Sector Típico 1997 20001 – mínimo 1.1559 1.13501 – máximo 1.1559 1.13502 – mínimo 1.1559 1.13502 – máximo 1.2791 1.21143 – mínimo 1.1743 1.15283 – máximo 1.3017 1.23174 – mínimo 1.1743 1.15284 – máximo 1.2136 1.1777
Luz del Sur
AÑOS % PÉRDIDAS1998 8.01999 8.22000 8.22001 7.82002
En el año 1994, las pérdidas totales eran del 20%, y hasta el 2002 se tiene inversiones acumuladas de US $ 295.7 millones.
La composición del mercado muestra un porcentaje de participación residencial de 90% que representa el 39.6 % del consumo en gWh.
Edelnor
AÑOS % PÉRDIDAS1998 10.01999 9.92000 9.32001 9.32002 9.3
En la nueva revisión tarifaria se decidió reforzar los incentivos a la mejora en el nivel de pérdidas lo cual se realizó a través de un ajuste en la remuneración base. De acuerdo con el comportamiento de cada distribuidora durante el último periodo tarifario se ajusta en +/- 0,25% la remuneración base. Las empresas que mejoraron obtienen un premio mientras que las que aumentaron sus pérdidas reciben una disminución de la remuneración.
En cuanto a las pérdidas no técnicas, se teme que con la separación del segmento de distribución, del de lectura de medidores, éstas aumenten. Este tema se considerará en los convenios entre las empresas distribuidoras y las compañías que realicen la lectura de medidores de modo tal que los mismos provean incentivos apropiados para detectar y combatir el hurto de energía.
Colombia
La forma de comportamiento de las curvas anteriores no difiere en nada de lo observado a nivel internacional. Caídas pronunciadas al inicio y disminuciones más suaves a medida que se avanza con los programas. En el caso de Codensa, la entrada de comercializadores al mercado inicialmente atendido por la empresa genera un aumento en las pérdidas del incumbente; no obstante, la senda descendente continúa una vez descontado este hecho.
La tendencia alcanzada por EPM, por ejemplo, muestra que empresas de sus características en Colombia, es decir, urbanos, concentrados presentan un límite de pérdidas totales que se sitúa alrededor del 12%.
Para empresas con las características de Epsa, mercados más dispersos, la tendencia se sitúa alrededor del 14%.
En los análisis realizados a los esquemas regulatorios para la actividad de distribución alrededor del mundo es una constante afirmar que la estructura de incentivos por máximo porcentaje de pérdidas permitido con una escala descendente ha funcionado porque se ha logrado llevar los índices reales a niveles cercanos al objetivo regulatorio. El ingrediente común de todos los casos referidos en la literatura es que se trata de esquemas de concesión de áreas geográficas exclusivas, producto de un proceso de convocatoria a la participación privada, con valoración ex-ante de las obligaciones en cobertura y pérdidas (partiendo siempre del nivel real de pérdidas existente al momento de iniciarse la concesión), y con posibilidad de ajuste si las condiciones del supuesto inicial varían considerablemente y apoyo con recursos del Estado.
PROGRAMAS DE PÉRDIDAS EN LATINOAMERICA
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
35,00%
40,00%
1 2 3 4 5 6 7 8
PERIODO
% P
ÉR
DID
AS
Edenor [BA]
Edesur [BA]
Chilectra [S]
Edelnor [Lima]
CODENSA
EPM
EPSA
E.COSTA
Conclusiones
El nivel de pérdidas eficientes en el largo plazo está entre 7% y 10% aproximadamente, al menos en mercados con una importante componente urbana;
Desde una situación de “altas pérdidas”, las pérdidas adicionales presentan una evolución a la baja con “rendimientos decrecientes” tendiendo en el largo plazo al límite de las pérdidas eficientes;
La tasa de decremento de las pérdidas está en el rango de 25% a 35% por año aproximadamente.
El denominador común que se observa en los modelos regulatorios que se han iniciado con elevados índices de pérdidas, es que el resultado de aplicar coeficientes teóricos de referencia al mercado mayorista del costo de compra de energía (y en su caso, potencia) como incentivo a la recuperación de pérdidas, ha dado resultados satisfactorios. En estos mercados se observa una tendencia decreciente del nivel de pérdidas totales, aunque la reducción es cada vez menor, como debe ser una evolución esperada del índice. Es difícil asegurar que se esté cerca del nivel de “saturación” (se invierte para mantener el nivel de pérdidas) pues las inversiones proyectadas incluyen además cantidades diferentes a las de mantenimiento. No obstante, de acuerdo con la evolución en el tiempo de empresas en Argentina y Chile, las empresas colombianas mencionadas estarían a cuatro o cinco años de alcanzar un nivel de pérdidas económicamente razonable, en el mejor de los casos (nótese que si las tarifas no son garantizadas, el patrón de inversión es diferente y puede extenderse en el tiempo).
Si el comportamiento mostrado por las empresas que atienden Buenos Aires es un reflejo de la tendencia a largo plazo de los mercados maduros con alto componente urbano, el nivel mínimo de pérdidas totales que alguna empresa en Colombia podría obtener (sin incluir Zonas Rojas ni barrios subnormales) es de alrededor del 10%.
Adicionalmente, si consideramos que los valores mostrados para los casos del Reino Unido (7%) y el de los Estados Unidos (6% - mencionado en el documento de la CREG) son valores alcanzables en el largo plazo por empresas con mercados maduros, altamente urbanos y condiciones regulatorias y económicas estables, por lo que representan básicamente pérdidas técnicas, podríamos inferir que el porcentaje mínimo alcanzable de pérdidas no técnicas por empresas operando en el mercado eléctrico colombiano debería estar entre el 3 y el 4%. Este valor no incluiría condiciones especiales como la existencia de Zonas Rojas.
2. Determinación económica del nivel mínimo de pérdidas desde la perspectiva de las empresas distribuidoras/ comercializadoras
El ejercicio conceptual del análisis beneficio-costo nos sirve igualmente al propósito de responder la pregunta anterior.
El problema que debe resolverse es el de una maximización de los beneficios menos los costos (beneficios netos), recordando que esto es equivalente a buscar que el bienestar de la sociedad con el proyecto sea el máximo.
Así, se tiene el siguiente problema de maximización de beneficios netos:
La expresión anterior puede ser interpretada muy fácilmente a partir de la gráfica: el primer término de la expresión representa las áreas B y C o el beneficio que se genera para la sociedad al implementar el programa de recuperación de pérdidas; el segundo término representa los costos de implementación del programa, en términos del nivel de energía que se estime recuperar.
P1P1
P0P0
PP
q1q1q0q0
aa
bb
cc
P1P1
P0P0
PP
q1q1q0q0
aa
bb
cc
A B
C
Aunque el planteamiento del problema pretende ser general, no lo es en sentido estricto. En primer lugar, la forma funcional de la curva de demanda puede llevar a expresiones no lineales de los beneficios; no obstante, la extensión a ese tipo de funciones se puede hacer muy fácilmente, sin que cambie la estructura del problema.
En segundo lugar, los beneficios del programa se han mostrado como provenientes únicamente del aumento de la cantidad de energía facturada; sin embargo, existe una fuente adicional de beneficios y es la reducción de los costos variables del prestador del servicio, porque, en el caso de la implementación del programa, reduce sus compras de energía.
Finalmente, la función de costos de recuperación de pérdidas es una combinación de dos formas funcionales, la de inversión en reducción del nivel y la de mantenimiento del nivel; a pesar de no especificar ninguna forma funcional para el problema planteado, es válido asumir al menos que la función de costos en creciente en la medida en que se reduce el nivel de pérdidas.
Por otra parte, aquí se ha simplificado el problema, por presentación, suponiendo que tanto los costos como los beneficios ocurren en un período de tiempo. En realidad, tanto los costos como los beneficios ocurren en el tiempo, primero por la imposibilidad física de desarrollar toda la inversión de un programa de recuperación de pérdidas en un solo año, y en segundo lugar, porque los beneficios de recuperación de pérdidas tienen impacto en el futuro, esto es, un kWh recuperado es un beneficio hoy y en los períodos siguientes.
Así las cosas, un problema más cercano a la realidad debería plantearse en términos de una maximización del valor presente de los beneficios netos (beneficios menos costos) generados por la implementación de un programa de recuperación de pérdidas. Si construyésemos las curvas de beneficios totales (para la sociedad, esto es, productores y consumidores en este caso) y costos totales, tendríamos lo que se muestra en el gráfico a continuación. Notamos que nuestro punto de equilibrio estaría en el lugar donde la diferencia entre los benéficos totales y los costos totales, en valor presente, sea máxima.
La existencia de un máximo estaría garantizada por las propiedades de la curva de beneficios netos, aunque intuitivamente podemos asumir que existe tal punto ya que sabemos que los beneficios tiene un comportamiento decreciente mientras que los costos son crecientes en la medida en que se avanza en la reducción de pérdidas.
Una forma alternativa de mirar el problema es a través de un análisis marginal. En este situación, lo que queremos determinar son tanto los beneficios marginales como los costos marginales de un programa de reducción de pérdidas en sus diferentes etapas. Al igual que en el caso de costos y benéficos totales, los efectos marginales se dan en el tiempo.
% Pérdidas Totales
$ BeneficiosCostos
q*
q
q
p
q*
q
q
p
Beneficios Totales(Consumidor + Productor)
Costos Totales
Beneficios Totales Netos
En el gráfico anterior se tienen beneficios marginales (en valor presente) representados en forma de escalón, para unos supuestos específicos del comportamiento de los mismos (el valor de la energía recuperada permanece constante); de igual manera, se está asumiendo que los costos se comportan de manera exponencial. Se pueden generalizar las formas funcionales, sin que el problema cambie su estructura.
En este caso, el punto de equilibrio lo obtenemos en el cruce de las curvas de costos marginales y beneficios marginales. Podemos llegar al mismo punto óptimo si trabajamos con la curva de costos marginales, tal como se muestra gráficamente a continuación:
Disminución de Pérdidas
$
Ptoóptimo
Ptoinicio
Costos Mtto anual
tiempo
Inversión anual
Costo Programa
Ejercicio de aplicación
Con el fin de tratar de estimarse el potencial de reducción de pérdidas no técnicas, se analiza la información correspondiente a una de las empresas que han emprendido planes de reducción de pérdidas en el pasado. La idea es tratar de obtener una evaluación de los beneficios netos en diferentes fases de los programas, de tal manera que se tengan bases para establecer un piso potencial de reducción de pérdidas.
El ejercicio general que debe realizarse con cada una de las empresas, una vez cuenten con información confiable sobre programas de pérdidas, es descrito a continuación:
1. Curva de costo marginal de recuperación de pérdidas, la cual debe ser función del nivel de pérdidas. Debe tenerse en cuenta tanto lo correspondiente a recuperación marginal como lo asignado a mantenimiento.
2. Curva de beneficio marginal de recuperación de pérdidas, estimada de acuerdo con los resultados del programa de pérdidas, la cual debe ser función de los valores de compra y venta de la energía.
3. Construir la curva de beneficios netos marginales, a partir de la sustracción de las curvas descritas en 2. y 1.
4. El punto en que la curva de 3. sea igual a cero marca el nivel de pérdidas óptimo para la empresa.
El ejemplo gráfico que se muestra a continuación corresponde a EPSA. Aunque se están utilizando datos reales, el ejercicio pretende servir de guía sobre lo que se busca y no necesariamente es indicativo de las formas funcionales que pueden resultar de la aplicación específica a cada caso.
IRP VTM CRP CRPC10.937 152,40
8.750 134,95 162,39 135,827.425 143,25 153,33 71,826.840 143,41 216,28 47,936.750 145,84 213,14 51,864.626 149,66 210,88 40,26
CRP: Costo de recuperación de pérdidas, por unidad.CRPC: CRP ajustado por inflación.
ANÁLISIS BENEFICIO - COSTO MARGINALEVALUACIÓN PROGRAMA DE PÉRDIDAS
$ 0,00
$ 100,00
$ 200,00
$ 300,00
$ 400,00
$ 500,00
$ 600,00
20,5% 19,0% 17,4% 16,0% 14,6%
NIVEL DE PÉRDIDAS
$ /
kWh
Beneficio
Costos
ANÁLISIS BENEFICIO - COSTO MARGINALEVALUACIÓN PROGRAMA DE PÉRDIDAS
$ -150,00
$ -100,00
$ -50,00
$ 0,00
$ 50,00
$ 100,00
$ 150,00
$ 200,00
$ 250,00
$ 300,00
$ 350,00
20,5% 19,0% 17,4% 16,0% 14,6%
NIVEL DE PÉRDIDAS
BE
NE
FIC
IOS
NE
TO
S [
$/kW
h]
Para el ejercicio mostrado (caso EPSA) el nivel óptimo de pérdidas comerciales totales se encuentra alrededor del 16%. Con esto, si se utilizan los valores de pérdidas técnicas estimados por la CREG, nos llevaría a que el nivel de pérdidas no técnicas mínimo al que debería llegarse en forma económicamente óptima es de 2.1%, para el caso presentado como ejemplo.
Implicaciones regulatorias
Existe una dificultad intrínseca en los sistemas regulatorios en donde la actividad de distribución/comercialización no se realiza por concesión o por asignación de áreas geográficas de prestación del servicio, porque el operador determina el nivel de inversión basado en el esquema de incentivos que el regulador establezca.
Es claro que la determinación del nivel óptimo es individual por empresa, dadas las variables que intervienen en la determinación de las curvas de beneficios y costos marginales.
Llegar al valor óptimo de pérdidas es, tal como lo dice la CREG, producto de un balance entre los beneficios por disminución de pérdidas y los costos de capital para su control, el incremento en los costos de auditoría y el costo de mejoramiento de las prácticas administrativas.
Para diseñar un esquema de pérdidas que pueda funcionar, debe manejarse un volumen de información considerable que haga transparente al regulador la situación de cada uno de los mercados, las condiciones de operación de la empresa respectiva y la definición de lo que el prestador del servicio puede gestionar.
TERCERA PARTE
DETERMINANTES DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
1. Variables determinantes de las pérdidas no técnicas
El ejercicio inicial consiste en establecer si se pueden explicar tanto las pérdidas no técnicas como su variación a partir de las variables señaladas por la lógica económica. Esto es, se debe buscar que el modelo que se estudie incluya todas las variables que expliquen las pérdidas correspondientes.
La estimación de los valores de la incidencia de cada una de las variables en el porcentaje de pérdidas se hace a través de métodos estadísticos aplicados a una muestra de corte transversal o a datos panel.
Sin orden de prioridad, de acuerdo con la literatura sobre el tema, se ha llegado al consenso que los principales aspectos que provocan este tipo de pérdidas se pueden clasificar por grupos y serían los siguientes:
Ambientales
Condiciones socio-económicas desfavorables para las compañías distribuidoras. Estas mismas condiciones socio económicas, también provoca en los usuarios la
imposibilidad del pago normal de las facturas y en muchos casos originando una apropiación ilícita de energía.
Institucionales
Apreciación de bajo riesgo de sanción (impunidad) Incremento de las tarifas de energía.
Financieras
Falta de recursos financieros y humanos para implementar proyectos y programas de reducción.
Continuidad de los programas para asegurar resultados permanentes. Desplazamientos de estos programas dando mayor prioridad a los programas de
inversión, ya que los anteriores reflejan menos beneficios visibles para las gestiones operativas a corto plazo.
Obsolescencia de la infraestructura, lo que permite la agudización de este problema ya que se facilita la acción sobre las redes de distribución y la medición.
2. Estimación de parámetros a partir de la información de las empresas
Para los ejercicios numéricos de este aparte se han utilizado los datos correspondientes a variables que a priori se consideran relevantes en la explicación de las pérdidas.
En el primer grupo de empresas (con programas de recuperación de pérdidas) se han tomado los valores reportados por las mismas ya sea al consultor o a la CREG; para el segundo grupo de empresas que se reportan, los datos que se presentan son los que aparecen reportados en el SIVICO.
En las tablas iniciales que se presentan a continuación, se utilizan las siguientes convenciones:
%PT: Porcentaje de pérdidas comerciales totales.%E 1-2: Porcentaje de usuarios en estratos 1 y 2.RCV: Rotación de cartera vencida, en días.% USM: Porcentaje de usuarios sin medición.VTM: Valor de la tarifa media, en pesos por kWh.%OT: Porcentaje de energía comercializada por otros comercializadores distintos al
incumbente.IRP: Inversión en recuperación de pérdidas, en millones de pesos corrientes.NBI: Indicador de necesidades básicas insatisfechas.
EMPRESAS %PT % E 1-2 RCV (días) % USM VTM %OT IRPCODENSA
1998 21,69% 40,60% 12,20% 102,86 3,0% 22.122 1999 11,03% 43,00% 5,20% 107,21 6,4% 86.323 2000 11,24% 42,00% 2,60% 134,40 18,5% 78.352 2001 16,58% 43,00% 1,40% 165,50 28,3% 46.393 2002 15,96% 43,75% 0,90% 172,70 31,7% 25.336 2003 14,75% 43,85% 0,70% 198,90 32,97% 22.358
EPM 1998 18,30 46,83 1,36 75,67 1,42 40.000
1999 14,80 48,55 1,00 81,86 1,87 75.0002000 14,60 49,23 0,80 95,90 3,42 25.000
2001 12,50 49,36 0,50 116,87 3,14 10.0002002 11,30 49,72 0,50 126,12 4,77 15.0002003 11,50 49,73 0,50 143,32 5,14 15.000
ELECTRICARIBE 1998 60,50 85,00 35,50 131,16 6,14 1999 61,76 104,00 24,56 114,53 11,78 2000 62,22 165,00 29,70 132,51 14,69 2001 39,36 64,27 322,00 28,52 125,73 11,82
2002 32,2% 92,77 251,00 25,74 137,49 13,21 228962003 30,2% 96,12 309,00 22,87 188,52 5,52 19153
ELECTROCOSTA 1998 58,18 71 32,40 18,74 1999 75,10 67 27,20 110,02 9,66 2000 75,21 111 27,28 118,99 3,12 2001 33,5 76,73 222 27,94 98,79 4,90 2002 27,1% 91,91 191 26,49 107,29 7,86 309212003 23,0% 94,06 232 28,51 183,23 8,99 33248
EPSA 1998 22,00 68,40 1,70 152,40 10,07 10.937
1999 20,50 71,20 1,60 147,10 9,90 9.5372000 19,00 72,20 75,00 1,40 171,90 9,01 8.9102001 17,40 73,00 82,00 1,30 185,00 10,94 8.8232002 16,00 73,70 73,00 1,20 199,80 12,98 9.2472003 14,60 74,04 63,00 1,19 220,00 24,17 6.800
EMCALI 1998 19,7% 41,96 96,63 3,89 96,06 5421999 18,8% 42,34 134,97 3,67 94,12 11,63 322000 21,6% 45,44 121,23 5,30 111,38 16,87 02001 26,6% 42,94 190,26 6,00 133,82 33,27 502002 26,7% 44,90 210,28 5,89 149,23 40,05 972003 26,8% 44,21 83,30 6,45 169,48 36,29 339
CEDENAR 1998 38,63% 77,51% 140,00 6,36% 105,38 0,00% 814,81999 37,70% 78,56% 94,00 6,13% 109,37 0,76% 1802,32000 39,97% 79,18% 129,00 7,15% 145,79 1,39% 1270,32001 43,84% 79,86% 158,00 7,61% 174,72 1,60% 1089,62002 45,88% 80,37% 178,00 8,09% 184,07 4,00% 2286,82003 44,50% 76,71% 214,00 7,80% 205,02 2,63% 2801,6
EDEQ S.A E.S P. 1998 ND 41,30 ND 5,00 104,87 NA ND1999 ND 47,94 ND 6,00 99,74 NA ND2000 ND 54,41 ND 7,50 124,03 ND 2052001 ND 61,59 ND 8,30 139,91 ND 5502002 20,32 60,63 34,80 4,50 148,38 3,13 6432003 24,15 61,33 24,18 4,20 187,85 5,79 712
TABLA 2 - Otras empresas ( Año 2001) %PT NBI % E 1-2 RCV (días) % USM VTMEEP 21,90 16,70 42,00 33,36 1,88 153,29ESSA 25,30 20,80 52,00 26,76 2,66 187,94CHEC 23,91 15,40 54,00 101,33 1,42 192,96EEC 28,23 23,40 58,00 181,81 0,70 207,19EADE 19,72 18,30 59,00 62,25 3,67 226,56CENS 21,05 19,20 65,00 60,51 0,51 194,97
ELECTROHUILA 33,80 28,60 70,00 92,44 2,79 194,47CEDELCA 28,60 28,90 74,00 292,29 0,00 213,37
Las variables explicativas que han sido utilizadas podríamos clasificarlas en dos grupos: las que caracterizan la demanda y las que representan la actitud de las empresas hacia el problema de las pérdidas. Dentro del primer grupo tenemos la composición del mercado y las tarifas; dentro del segundo grupo tenemos, fundamentalmente, la inversión en recuperación de pérdidas y el porcentaje de los usuarios sin medición.
Con el primer grupo se trataría de encontrar una relación de causalidad entre las condiciones de “ambiente” de la demanda y el porcentaje de pérdidas, ó lo que es equivalente, una propensión a contribuir en pérdidas no técnicas por parte de un determinado grupo de consumo, dadas sus características particulares. Aunque se requiere un ejercicio más específico sobre variables que puedan explicar el perfil del tipo de consumidor de un mercado en particular (y su disponibilidad a pagar), se ha trabajado con el indicador del porcentaje de usuarios en estratos 1 y 2.
El supuesto que soporta el uso de las variables anteriores como determinantes del nivel de pérdidas no técnicas es de racionalidad económica: ante una disminución del ingreso (real o aparente) el consumidor redistribuye su canasta de consumo; si todos los bienes que están en su canasta actual son necesarios entonces tratará de seguirlos consumiendo en la proporción actual. Debemos aceptar que esta es una versión muy simplificada de los factores que determinan la propensión a pagar o no por el bien consumido, pero es una aproximación válida.
Resultados
A pesar de que se llevaron a cabo un número significativo de estimaciones de los modelos planteados, se muestran a continuación los que arrojan resultados que se pueden considerar consistentes.
Caso 1
Se hace un panel de datos con los seis años de estadística reportados por 3 compañías con programas estructurados de inversión en recuperación de pérdidas (CODENSA, EPM y EPSA) y se estima el siguiente modelo
%PNT = b0 + b1 * % E1-2 + b2 * %USM + b3 * %OT + b4 * IRP
Resumen
Estadísticas de la regresiónCoeficiente de correlación múltiple 0,568116505Coeficiente de determinación R^2 0,322756363R^2 ajustado 0,114373706Error típico 2,927152287Observaciones 18 ANÁLISIS DE VARIANZA
Grados de libertad Suma de cuadrados Promedio de los cuadrados FRegresión 4 53,08402778 13,27100695 1,548863842Residuos 13 111,3868667 8,568220513Total 17 164,4708944
Coeficientes Error típico Estadístico t ProbabilidadIntercepción 3,4269096 4,881691993 0,701992179 0,495061249% E 1-2 -0,002881704 0,07031159 -0,040984769 0,96793081% USM 0,623611737 0,27697398 2,251517408 0,042288776%OT 0,0241426 0,069809584 0,345835038 0,734999229IRP -3,66951E-05 3,42617E-05 -1,071024897 0,303640181
Sólo es significativa estadísticamente una variable de gestión de la empresa como es el porcentaje de usuarios sin medición, aunque el poder de explicación del modelo es bastante bajo.
Caso 2
Tomando el caso anterior se amplía la muestra de panel con los datos de EMCALI, CEDENAR y EDEQ. El modelo es nuevamente:
%PNT = b0 + b1 * % E1-2 + b2 * %USM + b3 * %OT + b4 * IRP
Resumen
Estadísticas de la regresiónCoeficiente de correlación múltiple 0,874302326Coeficiente de determinación R^2 0,764404557R^2 ajustado 0,728159104Error típico 5,50373573Observaciones 31
ANÁLISIS DE VARIANZA Grados de libertad Suma de cuadrados Promedio de los cuadrados
Regresión 4 2555,317528 638,829382Residuos 26 787,5687816 30,29110698Total 30 3342,88631
Coeficientes Error típico Estadístico tIntercepción -15,38594619 6,694264414 -2,298377422% E 1-2 0,30323479 0,089477155 3,388963252% USM 2,266891338 0,342460183 6,619430371%OT 0,053697192 0,097476236 0,5508747IRP -3,91611E-05 5,13446E-05 -0,762711964
Con la muestra ampliada, son significativas estadísticamente dos variables: una variable de gestión de la empresa como es el porcentaje de usuarios sin medición y una variable de condiciones del mercado como es el porcentaje de usuarios en estratos uno y dos. El porcentaje de explicación del modelo aumenta considerablemente.
Caso 3
Se toma la muestra de otras empresas, de las cuales se tiene un corte transversal del año 2001, con la cual se estima el siguiente modelo:
%PNT = b0 + b1 * NBI + b2 * %E1-2 + b3 * RCV + b4 * %USM
%PNT VS. TODAS Resumen
Estadísticas de la regresiónCoeficiente de correlación múltiple 0,86782845Coeficiente de determinación R^2 0,753126219R^2 ajustado 0,423961178Error típico 3,485879641Observaciones 8 ANÁLISIS DE VARIANZA
Grados de libertad Suma de cuadrados Promedio de los cuadradosRegresión 4 111,2087169 27,80217922Residuos 3 36,45407062 12,15135687Total 7 147,6627875
Coeficientes Error típico Estadístico tIntercepción 0,110418925 8,978997744 0,012297467NBI 1,139284739 0,459031787 2,481929945% E 1-2 -0,144947109 0,212766507 -0,681249651
RCV (días) -0,020660402 0,027385427 -0,754430504% USM -0,800518038 1,475600521 -0,542503223
En este escenario la única variable válida, como explicación del porcentaje de pérdidas no técnicas, es la de condición económica del mercado atendido, a través del índice NBI.
Caso 4
Para este ejercicio se combinan datos panel con corte transversal de la información de las empresas sin un plan estructurado de recuperación de pérdidas. Se estima el siguiente modelo:
%PNT = b0 + b1 * %E1-2 + b2 * %USM
Resumen
Estadísticas de la regresiónCoeficiente de correlación múltiple 0,895238603Coeficiente de determinación R^2 0,801452157R^2 ajustado 0,779391285Error típico 4,18407257Observaciones 21
ANÁLISIS DE VARIANZA Grados de libertad Suma de cuadrados Promedio de los cuadrados
Regresión 2 1271,988985 635,9944925Residuos 18 315,1163389 17,50646327Total 20 1587,105324
Coeficientes Error típico Estadístico tIntercepción -13,74152811 4,136577483 -3,321955933% E 1-2 0,376077607 0,067787082 5,547924423% USM 1,769746042 0,376240188 4,703766628
Con la muestra utilizada, son significativas estadísticamente las dos variables utilizadas: una variable de gestión de la empresa (% de usuarios sin medición) y una variable de condiciones del mercado (% de usuarios en estratos uno y dos). La explicación del modelo es bastante buena.
Caso 5
Un caso de ajuste similar al anterior se obtiene cuando se corre la regresión, en forma logarítmica, del porcentaje de pérdidas totales contra las variables dependientes con datos panel. Se estima el siguiente modelo:
L%PT = Lb0 + b1 * L%E1-2 + b2 * L%USM + b3 * LIRP
Resumen
Estadísticas de la regresión Coeficiente de correlación múltiple 0.888556486 Coeficiente de determinación R^2 0.78953263 R^2 ajustado 0.764276545 Error típico 0.209617545 Observaciones 29 ANÁLISIS DE VARIANZA
Grados de libertad Suma de cuadrados Promedio de los
cuadrados F Regresión 3 4.12079091 1.37359697 31.26108606 Residuos 25 1.098487883 0.043939515 Total 28 5.219278794
Coeficientes Error típico Estadístico t Probabilidad
Intercepción 0.176224724 0.673576036 0.261625584 0.795753583 L% E 1-2 0.737902825 0.15842899 4.657624996 9.05008E-05 L% USM 0.245876342 0.047966871 5.125961677 2.69131E-05 LIRP -0.042085352 0.021925102 -1.919505443 0.066402828
Con la muestra utilizada, son significativas estadísticamente las tres variables utilizadas: una variable de gestión de la empresa (% de usuarios sin medición), una variable de condiciones del mercado (% de usuarios en estratos uno y dos) y una variable combinada como es la inversión en recuperación de pérdidas. La explicación del modelo es bastante buena.
Comentarios a los resultados
En cuanto a las inversiones en recuperación de pérdidas, a pesar de que tenemos solamente los valores de las empresas que han emprendido o están desarrollando programas de este tipo (CODENSA, EPSA, ECOSTA, ECARIBE, EPM), hay una correlación fuerte entre la disminución de las mismas y la inversión en dichos programas sin importar el nivel de donde han partido.
De las ecuaciones estimadas por regresión, arrojan resultados estadísticamente significativos las que relacionan el % de pérdidas totales con el indicador de %USM y con el % de usuarios en los estratos 1 y 2 de cada empresa. Sorprende, por ejemplo, que la tarifa no sea significativa como factor que incida en la determinación del nivel de pérdidas, pero puede ser debido, por un lado, a un esquema tarifario que no refleja las realidades de los mercados y que por tanto no refleja adecuadamente los costos de prestación del servicio.
En resumen, se puede decir que existe una clara relación entre las variables que reflejan condiciones económicas y el nivel de pérdidas así como entre el nivel de inversión en recuperación de pérdidas y el nivel de las mismas, aunque se requerirían ejercicios más específicos para comprometerse en una estimación del porcentaje de contribución de cada una de las variables.
Conclusiones e implicaciones regulatorias de los resultados
Como se ha mostrado en el punto anterior, aún con las limitaciones de la muestra se podría afirmar que existen relaciones de causalidad que vale la pena recalcar:
Las condiciones de ingreso de un grupo de consumo tienen incidencia en el nivel de pérdidas que se observa en dicho grupo.
Las inversiones en recuperación de pérdidas que hacen las empresas siempre llevan a la reducción de las mismas, en mayor o menor escala, dependiendo del nivel desde el que se parte.
Desde el punto de vista regulatorio, el primer punto no tiene cabida dentro de un esquema de incentivos y donde el operador es libre de invertir en recuperación de pérdidas lo que el estime conveniente. Sería válido incluirlo en la determinación del pago al agente que lleve a cabo la universalización del servicio en una determinada área geográfica por concesión.
Con el segundo punto, en la medida en que no se agoten los retornos positivos por cada dólar invertido en recuperación, existirá un incentivo para seguir disminuyendo las pérdidas. No obstante, debe tenerse en cuenta que existen óptimos económicos para las empresas, los cuales deben ser tenidos en cuenta al momento de diseñar esquemas con incentivos regulatorios.
ANEXO
REVISIÓN DE LA PROPUESTA DE LA CREG EN PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
La propuesta de la CREG busca definir el nivel de pérdidas de energía eléctrica para los negocios de distribución y comercialización en Colombia para incorporarlas en la metodología de cálculo del costo unitario de prestación del servicio y del cargo de distribución del siguiente período tarifario.
El nivel de pérdidas óptimo, es aquel que las empresas deben recuperar de sus clientes a partir del trade off existente entre los mayores costos por pérdidas técnicas y el aumento en los costos de capital para su control y el incremento en los costos de auditoria y mejoramiento de prácticas administrativas y la reducción de los costos de energía perdida.
Con la aplicación del criterio de eficiencia en pérdidas, la CREG considera posible alcanzar los siguientes objetivos:
- Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas óptimo, teniendo en cuenta las características de la red existente.
- Reconocer la existencia de diferencias de pérdidas por efectos topológicos entre redes urbanas y rurales.
- Reconocer que la estructura de costos existe un nivel de pérdidas no-técnicas económicamente no gestionables.
- No trasladar al usuario los costos asociados con las ineficiencias de las empresas.- Establecer un nivel de pérdidas que permita dar señales de eficiencia a estas. A
través de esta señal, estas empresas pueden definir la estrategia para maximizar su rentabilidad.
- Asignar responsabilidades tanto al distribuidor como al comercializador sobre la gestión y control de las pérdidas.
- Establecer criterios para el tratamiento de pérdidas por encima del nivel de eficiencia.
No obstante lo anterior, de acuerdo con el estudio contratado con el CERI, la conversión duraría aproximadamente 20 años y sería necesario realizar una inversión importante, cuyos resultados podrían ser favorables en el futuro, siempre y cuando la relación beneficio-costo sea positiva. El consultor presenta un cálculo de la relación beneficio-costo que sustenta su propuesta, pero dichos cálculos son muy sensibles a variables como el costo de reposición de los activos a reemplazar y las vidas útiles. Con este grado de incertidumbre no se considera conveniente adoptar esta recomendación.
Teniendo en cuenta lo anterior, se recomienda para el próximo período regulatorio calcular las pérdidas óptimas para un diseño de red de nivel de tensión 2.
Separación de pérdidas
Se reconoce que es necesario como criterio de eficiencia separar las pérdidas relacionadas con las características topológicas de las redes y las que se deben a la gestión empresarial, de acuerdo con las responsabilidades que se recomienda asignar en el numeral anterior.
Igualmente, dadas las diferencias existentes en la topología de la red y la composición de la demanda entre áreas urbanas y rurales, se propone acoger la recomendación del consultor, en el sentido de diferenciar las pérdidas técnicas entre urbanas y rurales. Este mecanismo permite reflejar las características de las redes de cada operador.
1. Nivel de pérdidas no técnicas único a nivel nacional
Se define los niveles de pérdidas económicamente eficientes, así como la senda que debe seguirse para pasar de los niveles existentes a los niveles eficientes, de manera que los agentes sean compensados por su gestión a su vez que se responsabilizan de las pérdidas que están por encima del nivel de eficiencia. Esto implica la separación y reconocimiento tanto de pérdidas técnicas como no técnicas así como la asignación de responsabilidades por tipo de pérdidas entre distribuidores y comercializadores. En este sentido, si la responsabilidad de la línea recae sobre el operador de red, las pérdidas técnicas en su totalidad son asignadas al distribuidor dado que este realiza la planeación, mantiene y opera la red independientemente de la responsabilidad comercial.
En el caso de las no técnicas, se determinó la responsabilidad entre los dos tipos de agentes. Para ello se estableció primero el grado de explicación de los componentes de las PNT (pérdidas no técnicas) por tipo de componente como se muestra en el siguiente gráfico:
A continuación se presenta la asignación de responsabilidad por agente de las diferentes causantes de las pérdidas no técnicas:
Pérdidas No Técnicas
25%
33%
25%
11%6%
Conexiones Ilegales Fraude Fallas administrativasZonas Rojas Fallas en contadores
CONCEPTODistribuidor Comercializador
Conexiones Ilegales 100%
Fraude 50% 50%
Zonas Rojas 50% 50%
Fallas en Administración 100%
Fallas en contadores 100%
Al reconocer pérdidas por zonas, se presentan diferencias fundamentales en los sistemas eléctricos. Los dos principales factores que influencian las pérdidas en el sistema de distribución son: i) el diseño del sistema (nivel de voltaje, tamaño de los conductores, estándares de construcción) y ii) la densidad (urbano vs rural).
Intuitivamente, podría pensarse que dadas las diferencias en los mercados atendidos, la composición de las pérdidas no técnicas debería ser diferente para cada uno de ellos. Es más, la incidencia de los determinantes de las pérdidas puede variar en el tiempo para una misma empresa, dependiendo del estado de nivel de pérdidas en que se encuentre como consecuencia de haber invertido en la recuperación de las mismas o no.
Los valores reportados por las empresas que se incluyen en el cuadro comparativo son producto de estimaciones basadas en estadísticas recolectadas durante la ejecución o en los estudios previos al arranque de un plan de reducción de pérdidas. En la tabla siguiente se comparan los valores correspondientes a las variables señaladas por la CREG como causantes de las pérdidas no técnicas para diferentes tipos de empresa:
CAUSAS EPSA CODENSA ECOSTA-ECARIBE EEC CREGConexiones Ilegales 19.9 25.9 25.0 10.0 25.0Fraude 27.8 54.9 32.0 38.0 38.0Zonas Rojas 34.1 0.0 25.0 2.0 25.0Fallas en Administración 10.2 9.5 10.0 0.0 11.0Fallas en Contadores 8.0 9.8 8.0 50.0 6.0
Aún con la limitación de la información disponible se puede mostrar que la estructura de las pérdidas no técnicas está influida por la composición y condiciones del mercado respectivo. La misma existencia de condiciones circunstanciales que no afectan por igual a todos los agentes (Zonas Rojas, por ejemplo) deben ser suficiente motivo para establecer un tratamiento diferenciado por empresa o por mercado.
En un esquema de incentivos por comparación, reconocer las diferencias es fundamental, ya que determina la ruta regulatoria adecuada. En un esquema por incentivos basados en comparación de resultados, como ya se ha dicho muchas veces, es de crucial importancia agrupar los elementos que son comparables.
Lo que si es determinante mostrar en este esquema es que no hay manera de comparar a las empresas en el tratamiento de las pérdidas, y que la separación urbano / rural no es suficiente para mostrar las realidades de las mismas.
2. Nivel mínimo de pérdidas no técnicas alcanzable
Pérdidas No Técnicas
En el siguiente cuadro se encuentra la separación entre el distribuidor y el comercializador de las actuales pérdidas no técnicas, de acuerdo con los lineamientos dados anteriormente.
No técnicas Valores Distribuidor ComercializadorTotal
Promedio Conexiones Ilegales 0.25 2.28% 1.138% 1.14%Fraude 0.33 3.00% 0.75% 0.75% 1.50%Zonas Rojas 0.11 1.00% Fallas administración 0.25 2.28% Fallas medida 0.06 0.55%
Total 1.000 9.10% 1.89% 0.75% 2.64%
La senda se calcula teniendo en cuenta que el valor óptimo agregado para el distribuidor y comercializador es 1% y realizando la asignación de responsabilidades propuesta. En el siguiente cuadro se muestra el correspondiente cálculo:
Concepto%
Part%
pérdidas% Pérdidas distribuidor
% Pérdidas comercializa
Conexiones Ilegales 0.25 0.25 0.25Zonas Rojas 0.11 0.11 0.055 0.055Fraude 0.33 0.33 0.165 0.165Fallas Medición 0.06 0.06 0.06Fallas administrativas 0.25 0.25 0.25
1,00 0.47 0.53
Al final del periodo regulatorio las pérdidas no técnicas óptimas para el distribuidor del sector urbano deberán ser del 0.47%. Se recomienda que durante este periodo regulatorio las pérdidas no técnicas reconocidas no varíen. En el documento CREG sobre el reconocimiento de pérdidas de distribución8 se encuentra lo siguiente:
8 CREG. Metodología para definir el índice de pérdidas reconocidas en la actividad de distribución. Octubre de 2002.
“En el caso de pérdidas No Técnicas, se determinó que la responsabilidad es compartida entre los agentes. Para ello se estableció primero el grado de explicación de los componentes de las PNT (pérdidas No Técnicas) por tipo de componente como se muestra en el siguiente gráfico:
Esto significa que se adopta una estructura de composición de pérdidas no técnicas igual para todo tipo de mercado, donde el porcentaje total aceptado (igual para todos también) se descompone así:
Finalmente, reconoce que en el tema de pérdidas se presentan diferencias fundamentales en los diferentes sistemas eléctricos, y atribuye las diferencias a dos factores, principalmente:
i) El diseño del sistema (nivel de voltaje, tamaño de los conductores, estándares de construcción); y,
ii) La densidad (urbano vs rural).
Las dos causales expuestas para las diferencias entre zonas de las pérdidas parecen apuntar principalmente a las pérdidas técnicas, ya que no hay una referencia explícita a las características de los diferentes mercados atendidos por los operadores de red.
De acuerdo con el consultor, con una gestión adecuada, en el largo plazo9 estas podrían llegar al 1%. Dentro de los componentes que inciden en el nivel de pérdidas no técnicas, se encuentran las ineficiencias administrativas y de auditoria, que explican aproximadamente el 80% de éste.
Aunque la literatura sobre el tema plantea que solo deben reconocerse pérdidas técnicas, para el caso colombiano, es necesario observar que aspectos tales como las condiciones socioculturales y económicas del país que hacen compleja la reducción total de las pérdidas no técnicas relacionadas con las conexiones ilegales.
Se considera que el nivel de pérdidas no técnicas para este sector, puede llegar al óptimo definido por el consultor. Para el reconocimiento de pérdidas no técnicas, estas tendrán el mismo punto de partida pero se considerarán diferentes sendas para llegar al óptimo en razón a que la capacidad de gestión es limitada y variable, especialmente en el sector rural.
Es de notar que las empresas, con menores índices de pérdidas y con mayor reducción en el periodo de análisis corresponden a las que tienen un mercado mayoritariamente urbano.
Para los sectores urbanos y rurales se reconocerán pérdidas no técnicas solamente en el Nivel I de tensión ya que en los mayores niveles, las empresas tienen mayor posibilidad de gestión, porque el número de usuarios es menor, como se puede observar en el cuadro:
USUARIOS PARTICIPACION % CONSUMO PARTICIPACION %
NIVEL I 7,916,939 99.906% 21,328,378 64%
9 El Consultor en este punto toma como referencia Canadá
NIVEL II 6,391 0.081% 4,850,658 14%NIVEL III 1,000 0.013% 4,443,595 13%NIVEL IV 56 0.001% 2,837,855 8%TOTAL 7,924,386 100% 33,460,487 100%
3. Los determinantes de las pérdidas no técnicas y el esquema de incentivos
En el caso de las no técnicas, se determinó la responsabilidad entre los dos tipos de agentes. Para ello se estableció primero el grado de explicación de los componentes de las PNT (pérdidas no técnicas) por tipo de componente como se muestra en el siguiente gráfico:
A continuación se presenta la asignación de responsabilidad por agente de las diferentes causantes de las pérdidas no técnicas:
CONCEPTODistribuidor Comercializador
Conexiones Ilegales 100%
Fraude 50% 50%
Zonas Rojas 50% 50%
Fallas en Administración 100%
Fallas en contadores 100%
Al reconocer pérdidas por zonas, se presentan diferencias fundamentales en los sistemas eléctricos. Los dos principales factores que influencian las pérdidas en el sistema de distribución son: i) el diseño del sistema (nivel de voltaje, tamaño de los conductores, estándares de construcción) y ii) la densidad (urbano vs rural).
Esto implica que el criterio del regulador es que todas las pérdidas que ocurren en el sistema se pueden reducir si son asignadas adecuadamente entre los agentes.
Pérdidas técnicas: Representan la energía que se pierde durante la transmisión dentro de la red y la distribución como consecuencia de un recalentamiento natural de los conductores que transportan la electricidad desde las plantas generadoras a los consumidores.Este tipo de pérdidas es normal en cualquier distribuidora de energía y no pueden ser eliminadas totalmente; sólo pueden reducirse a través del mejoramiento de la red.
Las pérdidas “técnicas” son las que emergen del fenómeno físico de la transmisión de energía a través de las redes y responden a estándares en función del estado de conservación y de vida útil del equipamiento.
Pérdidas no técnicas: Representan el resto de las pérdidas de electricidad y son ocasionadas por el hurto de electricidad y errores técnicos y administrativos.
Las pérdidas “no técnicas” son las que se producen por energía consumida y no facturada sustraída ilegalmente de las redes: “enganches” o “colgaduras”, manipulación de mediciones y otras acciones punibles.
Asignación de responsabilidades
De acuerdo con el estudio, las pérdidas técnicas deben ser responsabilidad del operador de red (OR), en razón a que éste opera el sistema de distribución, situación en la cual el comercializador no tiene ninguna injerencia.
En cuanto a las pérdidas no-técnicas, se recomienda que las conexiones ilegales sean responsabilidad del distribuidor y las debidas al fraude, fallas en administración y medición sean responsabilidad del comercializador. Definida de esta manera la asignación de responsabilidades, se utilizará el mismo nivel de pérdidas para todos los comercializadores para ser referidos al STN.
CONCEPTOResponsabilidad del
DistribuidorResponsabilidad del
Comercializador
Pérdidas Técnicas 100%
Conexiones Ilegales 100%
Fraude 100%
Fallas en Administración 100%
Fallas de Medición 100%
La separación no tiene soporte claro y varía entre el consultor y la CREG sin sustento, y además hay un error conceptual puesto que al distribuidor, no se le reconoce la energía que le transporta al comercializador, por lo que se le esta castigando sobre algo sobre lo cual no puede realizar ninguna gestión. Conexiones Ilegales: Las conexiones de este tipo normalmente son realizadas en la red de distribución y es el OR el que debe verificar que cada usuario que se conecte cumpla con los requisitos de conexión.
Fraude: Considerando que la gestión del fraude es frente a cada usuario, y la relación con éste es responsabilidad del comercializador, se asigna la responsabilidad por estas pérdidas a este último. Zonas Rojas: Las pérdidas originadas por condiciones socioeconómicas relacionadas con el orden público, escapan al ámbito de la regulación, dichas pérdidas son responsabilidad del distribuidor, quien es el que debe efectuar el corte respectivo en aquellas áreas, donde
como consecuencia de la imposibilidad de realizar una gestión comercial, el comercializador respectivo, termina los contratos de condiciones uniformes.
Variables tales como el riesgo país dentro de la tasa de rentabilidad utilizada para el cálculo del cargo regulado para la actividad de distribución reconocen estas situaciones.
Fallas en Administración y medida: se adjudican al comercializador, ya que el proceso de lectura, facturación y cobro son responsabilidad de éste.
Según el examen de la CREG a la situación actual el esquema de incentivo regulatorio que existe (un esquema descendente de porcentaje de pérdidas aceptado o permitido) es suficiente para lograr que las empresas mejoren en su gestión de recuperación de pérdidas, y cita como ejemplos el comportamiento de las empresas de la tabla que se muestra a continuación
En los análisis realizados a los esquemas regulatorios para la actividad de distribución alrededor del mundo es una constante afirmar que la estructura de incentivos por máximo porcentaje de pérdidas permitido con una escala descendente ha funcionado porque se ha logrado llevar los índices reales a niveles cercanos al objetivo regulatorio. El ingrediente común de todos los casos referidos en la literatura es que se trata de esquemas de concesión de áreas geográficas exclusivas, producto de un proceso de convocatoria a la participación privada, con valoración ex - ante de las obligaciones en cobertura y pérdidas (partiendo siempre del nivel real de pérdidas existente al momento de iniciarse la concesión), y con posibilidad de ajuste si las condiciones del supuesto inicial varían considerablemente10 y apoyo con recursos del Estado.
En otras palabras, al momento de la valoración de las áreas de concesión se tiene en cuenta la cantidad de recursos que ha de ser necesario invertir para desarrollar programas de recuperación de pérdidas. En el caso de las empresas que cita la CREG, es claro que las mencionadas son aquellas que tiene posibilidad de acceso a recursos financieros no generados inicialmente por la actividad.
10 Algunos casos latinoamericanos se comentan en la Tercera Parte de este Informe.
En resumen, el esquema de incentivos por nivel máximo permitido de pérdidas funciona si y sólo si se cuenta con los recursos iniciales para emprender los programas que lleven a conseguir realmente dichos niveles.
Conclusiones
No se tienen en cuenta las diferencias de los mercados No se consideran otras variables como determinantes de las pérdidas La asignación de incentivos entre agentes tiene un error conceptual La reducción de pérdidas funciona sólo si hay recursos iniciales, los cuales
normalmente se recuperan vía tarifa o el Estado asume parte de estos.
