Regulación de Tarifas de Distribución de Electricidad Raúl Pérez–Reyes Espejo Gerente de la Oficina de Estudios Económi

1. Regulación de Tarifas de Distribución de ElectricidadRaúl Pérez–Reyes Espejo Gerente de la Oficina de Estudios EconómicosOSINERGMIN

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

3. Marco Regulatorio y Formación de Tarifas a Clientes Finales

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

5. Formación de tarifas a clientes Residenciales Finales (Caso Simplificado para Noviembre 2010 en Lima) Generación Transmisión Distribución Comercialización Precio de Potencia Marginal por Kw-mes (PPM) S/. 16.50 Precio de Energía Marginal Punta por Kwh (PEMP) Ctvs. S/. 9.97 Precio de Energía Marginal Fuera de Punta por Kwh (PEMF) Ctvs. S/. 8.00 Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión por Kw-mes (PCSPT) S/. 10.04 Valor Agregado de Distribución Media Tensión por Kw-mes (VAD MT) S/. 11.42 Valor Agregado de Distribución Baja Tensión por Kw-mes (VAD BT) S/. 42.58 Cargo Fijo Mensual por Cliente (CFM) S/. 2.21 • FC: Factor de Carga =0.6 • PP: Participación del consumo Punta =0.3 • PFP: Participación del consumo Fuera de Punta =0.7 • Conversión en un Cargo Único por Energía (Cue):

6. Formación de tarifas a clientes Residenciales Finales (Caso Simplificado para Noviembre 2010 en Chiclayo) –ST 2 Generación Transmisión Distribución Comercialización Precio de Potencia Marginal por Kw-mes (PPM) S/. 16.50 Precio de Energía Marginal Punta por Kwh (PEMP) Ctvs. S/. 10.89 Precio de Energía Marginal Fuera de Punta por Kwh (PEMF) Ctvs. S/. 8.85 Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión por Kw-mes (PCSPT) S/. 10.04 Valor Agregado de Distribución Media Tensión por Kw-mes (VAD MT) S/. 8.63 Valor Agregado de Distribución Baja Tensión por Kw-mes (VAD BT) S/. 36.23 Cargo Fijo Mensual por Cliente (CFM) S/. 2.24 • FC: Factor de Carga =0.6 • PP: Participación del consumo Punta =0.3 • PFP: Participación del consumo Fuera de Punta =0.7 • Conversión en un Cargo Único por Energía (Cue):

7. Formación de tarifas a clientes Residenciales Finales (Caso Simplificado para Noviembre 2010 en Chiclayo) –ST 3 Generación Transmisión Distribución Comercialización Precio de Potencia Marginal por Kw-mes (PPM) S/. 16.50 Precio de Energía Marginal Punta por Kwh (PEMP) Ctvs. S/. 10.89 Precio de Energía Marginal Fuera de Punta por Kwh (PEMF) Ctvs. S/. 8.85 Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión por Kw-mes (PCSPT) S/. 10.04 Valor Agregado de Distribución Media Tensión por Kw-mes (VAD MT) S/. 17.48 Valor Agregado de Distribución Baja Tensión por Kw-mes (VAD BT) S/. 52.78 Cargo Fijo Mensual por Cliente (CFM) S/. 2.24 • FC: Factor de Carga =0.6 • PP: Participación del consumo Punta =0.3 • PFP: Participación del consumo Fuera de Punta =0.7 • Conversión en un Cargo Único por Energía (Cue):

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

9. Características Económicas y Regulación de la Distribución

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

11. Características Económicas de la Distribución (II) • Si en un área de concesión existiesen dos empresas distribuidoras la inversión necesaria por consumidor más que se duplicaría debido a la existencia de economía de escala y densidad: es necesario regular la entrada (restringir el número de empresas).

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

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

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

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

16. RegulaciónporComparación (“Yardstick”) (II) • Para el caso de 4 monopolios regionales, en un primer y segundo momento se tendrá: • La regla de precios es que el precio regulado de una empresa, es igual al promedio simple de los costos de las tres empresas reguladas restantes. Esto equivale a: Primer Periodo Segundo Periodo Precio Regulado 1 Precio Regulado 1 1 1 Precio Regulado 2 0.7 Yardstick A B C D A B C D

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

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

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

20. Empresa modelo eficiente (3) • Considere una zona urbana, a la que se le quiere brindar el servicio de electricidad. • Se requiere diseñar una red que permita brindar el servicio a los usuarios • La red de distribución debe de considerar la red primaria, secundaria y la subestación. • Las redes primarias deben de ser definidas según tecnologías: aérea y/o subterránea. • El diseño de red permitirá establecer la inversión que se requiere para desplegar dicha red. • Se procederá luego a calcular las anualidades que permiten cubrir la depreciación de los diversos activos así como el costo de oportunidad del capital invertido.

21. Empresa modelo eficiente (4) • La configuración de la red, como está diseñada físicamente, determinará la infraestructura requerida por la empresa, y por lo tanto es un elemento importante del costo de inversión. • La topología de la red estará determinada por diversos factores: nivel de confiabilidad deseado (respaldo), características topográficas, permisos estatales (regiones, municipios e INC) y características de la demanda a satisfacer (nivel y composición del consumo promedio y en la hora pico o de máxima demanda). Configuración Configuración Configuración en Anillo en Árbol (Ramal) en Estrella X X X X X X X X X X X

22. Empresa modelo eficiente (5) • Mediante los algoritmos matemáticos, derivados de la teoría de los grafos, se determinará la topología de la red de distribución eficiente: cuantas configuraciones de anillo, estrella o de árbol de mínima expansión se dispone. • Luego de ello es necesario determinar los elementos de red necesarios para darle a esa topología la capacidad de abastecer la máxima demanda de la empresa distribuidora, a nivel de cada subestación. • Después de ello, con información de precios de los elementos de red (preciarios), a valor corriente y de mercado, se determina el valor de la inversión que se requiere para satisfacer la demanda de energía en el área de concesión costeada. • La determinación de los precio de la actividad regulada, la distribución de electricidad se puede abordar desde dos perspectivas, que en tanto se asuman los mismo supuestos debiesen de dar similares resultados. • El enfoque de flujos descontados. • El enfoque de las anualidades de inversión.

23. Empresa modelo eficiente (6) El enfoque de flujos descontados. • Bajo este enfoque la tarifa resulta de obtener un valor presente neto igual a cero para los flujos de caja asociando que la duración de la empresa equivale a la vida útil de los activos. • Esto implica que la tarifa resulta de resolver la ecuación en la que el VPN de los flujos son iguales a cero: • Donde Gies el gasto operacional de una empresa eficiente en el periodo de tiempo “i”, Di representa el gasto en depreciación de activos del periodo “i”, “t” es la tasa de impuesto a la renta, “r” es el costo de capital promedio ponderado (wacc) de la empresa regulada, qi representa a la demanda de la empresa en el periodo “i” y p es el precio o tarifa uniforme a lo largo de toda la concesión que permite repagar la inversión inicial, K0, y las inversiones hechas a lo largo de la concesión, Ki.

24. Empresa modelo eficiente (7) • Despejando el precio en la anterior ecuación, se tiene que el precio regulado de la distribución es igual a: El enfoque de las anualidades de inversión. • Bajo este enfoque la tarifa resulta de sumar las anualidades de las distintas inversiones y los gastos anuales de operación eficientes. • Para definir el gasto operacional eficiente se establece que este gasto anual representa un porcentaje “λ”de la inversión inicial, K0.

25. Empresa modelo eficiente (8) El enfoque de las anualidades de inversión … • Respecto del gasto de depreciación y el costo de capital, estos son calculados mediante un factor anual que se aplica sobre la inversión inicial, K0. Dicho factor “f” es igual a: • Este enfoque es similar al enfoque de RTR, en cuanto a las fórmulas, pero difiere en la determinación y magnitud de la inversión reconocida y en que bajo el enfoque de empresa modelo eficiente los activos son valorados a precios de mercado: a valor de reposición. • Luego la tarifa regulada es igual a:

26. Regulación de la Distribución en el Perú

27. Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (I) • Se reconoce la característica de monopolio natural y lastarifas se fijanconceptualmente en base a un costomedioeficientequeresulta de la provisiónadecuada de incentivospara la reducción de costos. • Se reducen los problemas de sobrecapitalizaciónusando el concepto de “empresamodelo” basado en reconocercostoseficientesparalasdistintasempresas. • Se definensistemaseléctricostípicos (basados en densidad de instalaciones, clientes y carga), siendo el OSINERGMIN el encargado de definirlascaracterísticas y número de sectores (actualmente son 6), sobre la base de los cuales se calculan los costoseficientes del suministro. • La tarifa de distribución se calculacadacuatroaños y considera: • Costosasociados al usuarioindependiente del consumo. • Pérdidasestándar de energía y potencia. • - Costosestándar de inversión, operación y mantenimientoporunidad de demandasuministrada (VAD).

28. Sector 1 Sector 4 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 2 Sector 6 (Especial)‏ 1993 1997 2001 2005 - 2009 Sectores Típicos (2005-2009)‏ Descripción Sector 1 Urbano Alta Densidad Sector 2 Urbano Media densidad Sector 3 Urbano Baja Densidad Sector 4 Urbano Rural Sector 5 Rural Sector Especial Coelvisa Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (II)

29. Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (III) Sectores Típicos y Sistemas Modelo (fijación noviembre 2009) Fuente: OSINERGMIN - GART

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

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

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

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

34. Obtención de las Anualidades Multiplicando esta expresión por (1+r) se obtiene: Restando (2) menos (1) tenemos:

35. Obtención de las Anualidades Como ejercicio se puede calcular la anualidad para una empresa distribuidora cuyo VNR reconocido es de US$ 300 millones, se considera una vida útil de 30 años y se utiliza una tasa de descuento de 12%.

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

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

38. Regulación de la Distribución de Electricidad en el Perú (IX) • En cuanto a los costos de explotacióntambién se calculan en base a unaserie de estándares: • Costos de ExplotaciónTécnica • Actividades de operación y mantenimiento de lasinstalaciones de la empresamodelo. • Considera los costos de materiales, mano de obra, transporte y equiposnecesariospara la ejecución de lasactividades de O & M. • Costos de ExplotaciónComercial • Costos de lasactividades de atención al usuario. • CostosIndirectos • De acuerdo a la organización “ad hoc” de la empresamodelo • Asignación de los costos de gestión, administración, contabilidad y otros de la empresamodelo. • Se deduce los costos de otrasactividades no reguladas a través del VAD.

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

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

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

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

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

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

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

46. Propuestas del Libro Blanco – (Universidad de Comillas – GART) • Remuneración de las empresas distribuidoras: utilización de cada empresa como unidad de eficiencia • Mejor representación de la realidad geográfica y de mercado de cadaempresadistribuidora. • Estudios tarifarios a nivel de empresa. • Continuarutilizandosectorestípicos, perodentro de cadaempresa • Estudioconjuntoparaempresaspequeñas

47. Propuestas del Libro Blanco – (Universidad de Comillas – GART) • Remuneración de las empresas distribuidoras: comprobación de rentabilidad por separado para cada una de las empresas • Establecer las situaciones particulares de empresas con altas o bajasrentabilidades • Ajustar la rentabilidad de las empresas que no estén en el rango de 12 ± 4% • El incremento de tarifa estará sujeto a: • Objetivos de inversión • Reducción de costosoperativos • Proyectos que promuevan el uso productivo de electricidad • Instaurar un proceso de contabilidad regulatoria

48. Propuestas del Libro Blanco – (Universidad de Comillas – GART) • Remuneración de lasempresasdistribuidoras: incentivoexplícito a la mejora de calidad de servicio • Promover mejoras en los indicadores de calidad de suministro en lo relativo a interrupciones y niveles de satisfacción de los clientes a través de SAIDI, SAIFI y un índice de calidad comercial • Otrosaspectosrelevantes: • Regulación de las instalaciones de Distribución a partir de las instalaciones aprobadas en la regulación de la sub-transmisión. • Conciliar la regulación de distribución y transmisión secundaria y/o complementaria • Se propone que el proceso de optimización de las redes de distribución para el cálculo del VAD se lleve a cabo a partir de las subestaciones AT/MT aprobadas en la regulación de la sub-transmisión