LA COMERCIALIZACIÓN EN COLOMBIA ASIMETRÍAS Y RIESGOS

1. LA COMERCIALIZACIÓN EN COLOMBIAASIMETRÍAS Y RIESGOS Colombia, Octubre de 2003

2. Regulación de la Distribución y Comercialización en Colombia • Su instalación fue un proceso simple, rápido, transparente: • Identifica la dotación de capital, la remunera en base a un rango de valores que acepta, define los AOYM como porcentaje de los activos, fija parámetros medios para el reconocimiento de las pérdidas. • Tarifa monómica, variabilizando los cargos. -Transferencia implícita- • Si bien el distribuidor no tiene la obligación de la expansión de redes, es abastecedor de último recurso. • La Resolución 099/97 es considerada “regulación de tránsito”, hasta el desmonte de los subsidios. • ¿No debiera operar ya el mandato de la Ley 143 Art. 40 y 46?

3. Caracterización Proceso de Revisión • El Proceso de Revisión Tarifaria conducido por la CREG se ha caracterizado por: • Análisis aislado de los términos de la fórmula, lo que afecta –muchas veces – la armonización e integración de los procesos. • Secuencia no conveniente en la construcción metodológica de la revisión integral • Escasa trazabilidad de los procesos decisorios • Lentitud en el envío de señales al sector • Próximamente la CREG se expedirá de la fórmula general y el cargo C. Es la oportunidad para superar las omisiones y los efectos no deseados de la regulación vigente.

4. El deber ser Regulatorio • El Mercado un eficiente asignador de recursos.- • La retribución a una actividad es función de los riesgos que la regulación le asigna. En general es conveniente asignar los riesgos a quien puede gestionarlos. • No debe discriminar entre agentes. • Debe asegurar la protección de los usuarios (presentes y futuros) = Sostenibilidad de la Industria • Proponer soluciones de largo plazo para garantizar la universalidad del servicio. EL ROL DEL REGULADOR

5. Fórmula Tarifaria Análisis Consultor D1 ?

6. Fórmula Tarifaria • .... Y hablando de Pérdidas No Técnicas • Este es el primer problema a atacar creativamente • El rango típico de pérdidas 1996, 20 - 25% 13 empresas de 30, 8 por debajo, 9 por encima El regulador reconoció perdidas por el 20% • El rango típico de pérdidas 2001, 30-35% 11 empresas, 7 entre 20 y 25, 3 por encima El regulador reconoció perdidas por el 14,75% • ¿Cuanto serán las pérdidas de comercialización? • ¿Un proceso con realimentación?

7. PérdidasCorrelación con Indicadores Socioeconómicos Pérdidas % NBI

8. Comercialización regulada Enfoque del Consultor • Riesgo Pass-through • Riesgo Mercado (Pérdidas no técnicas en su área) • Riesgo Recaudo • Riesgo de Suficiencia del margen de Comercialización Preguntas a Responder • El comercializador establecido y el entrante, afrontan los mismos riesgos? • Quién captura la renta de la asimetría regulatoria ? • Es el usuario final el beneficiado ?

9. Comercialización Recaudo de los costos de Comercialización “VARIABILIZACIÓN”

10. Competencia en ComercializaciónAnálisis económico de sus efectos • ¿Cuál fue el beneficio para los usuarios de esta competencia en la comercialización? • ¿Se beneficiaron los usuarios que salieron del segmento regulado? • ¿Se perjudicaron aquellos que permanecieron regulados? • ¿En cuanto? ¿Por qué? • ¿Hubo diferencias entre aquellos que siguieron con el comercializador establecido y aquellos que cambiaron de comercializador? • ¿Influyó la regulación?

11. Variabilización del cargo “C”Efecto Económico 75 % de aumento en 4 años

12. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos Tarifa Promedio (Excluyendo cargo D) NO REGULADO REGULADO

13. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos ENTRANTE ESTABLECIDO

14. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos • Los clientes del segmento no regulado pagaron, en estos tres años, menores precios por la energía que los del segmento regulado. • Aunque estos clientes pagan menores precios, esta reducción es inferior al cargo de comercialización variabilizado (Cm,t) que hubieran tenido que afrontar de permanecer en el segmento regulado • No existe, prácticamente, diferencias entre los precios pagados por usuarios del segmento no regulado en función del comercializador que escojan (establecido o entrante). Se trata, aparentemente, de un mercado disputado.

15. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos Mercado No Regulado Distribución del mercado entre establecidos y entrantes 2002 2000 ESTABLECIDO ENTRANTE

16. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos • Los comercializadores entrantes (generadores, comercializadores establecidos operando en un mercado distinto de aquel en el cual son distribuidores) han obtenido cuota a expensa de los establecidos. • ¿Son más eficientes? • Puede que sí. Aunque no en los precios • El comercializador establecido, cuando compite por un cliente en este segmento, debe hacerlo a costa de resignar una parte de su renta reconocida para la comercialización de sus clientes en el segmento no regulado. El comercializador entrante no tiene este problema. • Asimetría regulatoria

17. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos ENTRANTE ESTABLECIDO

18. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos • Los clientes del segmento regulado que han contratado con comercializadores entrantes pagan menores precios por la energía que aquellos que son atendidos por los establecidos. • Esta reducción es prácticamente idéntica al cargo de comercialización variabilizado (Cm,t) que hubieran tenido que afrontar de seguir siendo atendidos por el entrante. • La competencia se ha establecido “por descreme”. Sólo han cambiado de comercializador aquellos clientes que, por a la distorsión introducida por la variabilización del “C” afrontarían precios por este cargo muy superiores a los que tendrían al cambiar de comercializador (Consumos muy elevados).

19. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos • Los usuarios que salen del segmento regulado y contratan con un comercializador distinto del establecido, “salen” de la fórmula de variabilización del “C”. • Por tanto, los usuarios regulados deben afrontar, progresivamente, mayores cargos variabilizados del “C”. • ¿Cual ha sido el efecto económico neto? • Puede calcularse midiendo la renta obtenida por estos usuarios (menores precios) con la renta resignada por los que permanecen en el segmento regulado (Mayores precios)

20. Variabilización del Cargo “C”Análisis económico de sus efectos

21. Variabilización del Cargo “C”Conclusiones • No se perciben ganancias de eficiencia apreciables. • Las rentas obtenidas por los usuarios que han salido del segmento regulado son prácticamente idénticas a las que han resignado aquellos que han debido permanecer en este segmento. • En el segmento regulado, el desarrollo de la comercialización independiente ha estado vinculado más con las asimetrías regulatorias (variabilización del cargo Cm,t) que en una verdadera competencia basada en eficiencia. • El fuerte desarrollo del mercado no regulado ha estado condicionado básicamente por la posibilidad que brinda la actual regulación de evitar las transferencias entre usuarios, impuestas por la decisión de variabilizar con la energía los cargos de comercialización, que son básicamente costos fijos por cliente.

22. Riesgo Pass-throughCompra de Energía. Traspaso a tarifas • RIESGO: La relación entre los precios reales de compra de la energía y lo que efectivamente se permite transferir a sus clientes regulados. • Colombia es el único país de Latinoamérica en que: • El regulador participa regulando las condiciones obligadas para la compra por contratos • No autorizando el traslado directo a tarifa de estas compras • Regulando una fórmula de passthrough que utiliza precios resultantes del mercado sin discriminación (precios de corto y largo plazo)

23. Riesgo Pass throughAsimetrías entre Establecido y Entrante El CU tiene la siguiente expresión Efectuando las operaciones algebraicas (para b= 1)

24. Riesgo Pass throughAsimetrías entre Establecido y Entrante • Análisis: • La relación (1-PR1,t)/ (1-PRn,t), es un factor corrector que no influye en el análisis. • La relación [(Mm-Pm)/ Pt-1], es el factor de eficiencia. Es positivos cuando el costo promedio del Mercado Mayorista (Mm) es mayor al de las transacciones propias (Pm), y negativo en caso contrario. • Para los comercializadores establecidos, el Cm,t es relativamente importante : del orden del 20% del costo de la energía. En el caso de un comercializador puro, este costo sólo representa del 1 al 3% del costo de la energía • Debido a la variabilización del cargo C • Los costos por factura son los mismos. • El riesgo (expresado en $/kWh) para un comercializador entrante es un orden de magnitud inferior al que afronta un comercializador establecido.

25. Riesgo Mercado (Pérdidas) Cuantificación del riesgo

26. Riesgo Mercado(Pérdidas) Pérdidas no técnicas • Los comercializadores “garantizaron” la renta total de generadores y transportistas a costa no sólo de su margen sino del costo reconocido para ejecutar sus actividades propias (lectura, facturación, atención al cliente, etc.) • La renta real de los comercializador en el segmento regulado fue, en el período, menos de 4% de la que asigna la regulación. ¡Incluso fue negativa en 2000! • Este riesgo se antoja excesivo. Ninguna actividad económica autónoma podría sostenerse en un contexto similar. • Se ha sostenido, simplemente, a costa de la actividad de distribución (comercializador establecido)

27. Riesgo Mercado (Pérdidas)Particularidades del mercado colombiano • ¿Porqué este riesgo es tan alto? • Existencia de áreas “no gestionables”, por razones de seguridad y de orden público que están geográficamente localizadas • Entorno socioeconómico con áreas de extrema pobreza, (i.e. barrios subnormales) donde la recaudación es prácticamente nula • Las pérdidas producidas en estas zonas son prácticamente irrecuperables. Son “estructurales” • La importancia de este efecto es totalmente distinta en cada empresa. Depende del territorio en la cual distribuye, teniendo para algunas proporciones alarmantes • Según el estudio de la Dra. Chaín, la participación de los comercializadores puros en un mercado es una variable que explica (parcialmente) estas mayores pérdidas

28. Riesgo RecaudoCartera vencida • En promedio, las empresas distribuidoras – comercializadoras, presentan del orden de un 7,5 % de su facturación como una deuda vencida de más de 180 días (siendo éste un valor promedio, existiendo diferencias significativas entre las empresas). Una parte muy importante de esta deuda resulta, en la práctica, incobrable Fuente: SSPD. Elaboración propia

29. Riesgo RecaudoAsimetrías entre comercializadores • Los riesgos que asumen cada uno de estos grupos de empresas son muy diferentes. • Los comercializadores entrantes y los generadores no tienen prácticamente riegos de cobranza (logran cobrar sus créditos antes de los 90 días) las empresas integradas y los distribuidores soportan un riesgo importante. • No cabe asignar esta diferencia a la “eficiencia” de cada uno de estos grupos. Está basada en la posibilidad que tienen los comercializadores entrantes de “elegir” a sus clientes. Además, si este resultara moroso, simplemente resignaría el contrato y lo transferiría al establecido.

30. Comercialización reguladaConclusiones • Cargo de Comercialización • La regulación establece un margen del 15% sobre los costos eficientes que determina, que cubre: “ los riesgos de la actividad de comercialización y el retorno del Capital Comprometido ” • Según los análisis anteriores, los riesgos reales para esta actividad superan, con mucho, estas estimaciones

31. Comercialización reguladaConclusiones • Asimetrías • Existen muy importantes asimetrías entre el tratamiento dado al comercializador establecido y el entrante. • Los riesgos asumidos son sustancialmente diferentes, y prácticamente todos ellos son soportados íntegramente por el establecido. • Incluso se reconocen al comercializador entrante riesgos que no afronta (PNT)

32. Comercialización reguladaConclusiones • Variabilización del cargo C • La variabilización de este cargo por la energía ha producido numerosas distorsiones en el mercado • Prácticamente todo el desarrollo de la actividad de comercialización independiente ha estado vinculado con la posibilidad de que algunos usuarios puedan eludir la transferencia entre sectores impuesta por esta variabilización. • No se observan ganancias de eficiencia, medidas a nivel global, producto de esta competencia en comercialización.

33. LINEAMIENTOS DE UNA PROPUESTA • Eliminar Distorsiones • Reconocer riesgos • O en su defecto minimizarlos • Desmontar asimetrías

34. Determinación del Cargo “C”Propuesta Base • Eliminar la transferencia entre usuarios impuesto por la variabilización por la energía consumida y transformarlo en un cargo fijo por cliente • Estos cargos no necesariamente deben ser iguales para todos los consumidores, sino que podrían determinarse por sectores , estratos o nivel de consumo, pero deben reflejar los costos que impone al sistema cada tipo de usuario. • Esto traerá aparejado un aumento tarifario para los sectores de menores consumos y una disminución del mismo para los de estratos de mayores consumos. Esto probablemente requerirá de la aplicación de subsidios adicionales.

35. Determinación del Cargo “C”Propuesta Base • El aumento para los usuarios residenciales de los estratos 1 y 2 sería del orden del 6 % para el promedio del sector. • Los usuarios residenciales de estratos 3 y 4 no verían diferencias. • El resto de usuarios residenciales reducirían su factura (entre el 3 y 5 %) • Los demás usuarios no residenciales (comercial, industrial, oficial) tendrían disminuciones de entre el 5 y el 10 %.

36. Determinación del Cargo “C”Propuesta alternativa • Separar completamente los mercados regulados y no-regulados a los efectos de determinación del cargo “C”. Determinar un cargo Co, en $/cliente, o alternativamente en $/factura. • Variabilizar este cargo por la energía promedio demandada por los clientes de la totalidad de la energía del mercado regulado de cada distribuidor. • Establecer un mecanismo mediante el cual el comercializador puro compense al establecido por la diferencia de consumos entre los clientes capturados y el promedio utilizado para variabilizar el cargo. • Reglamentación propuesta de la Ley del PND, en sus aspectos de compensación

37. Riesgo Mercado (Pérdidas)Propuesta de Tratamiento de las pérdidas • Fijar niveles de pérdidas reconocidas diferentes para cada empresa, en función de las características de los mercados que debe atender. • Reconocer la situación actual de cada una de las empresas, proponiendo metas y objetivos que puedan ser realizables por éstas. • Estas pérdidas que se reconozcan al comercializador deberían también incluirse en la actividad de distribución a los efectos de remunerar el “D” • Realizar las correcciones necesarias para que los distintos tipos de agentes puedan competir en igualdad de condiciones. Reconocer PNT sólo a aquellos agentes que deben afrontarlas (comercializadores establecidos).

38. Riesgo Mercado (Pérdidas)Propuesta de medio plazo • Transferir los valores de pérdidas hacia el Operador de Red y transformar al mismo en un agente activo del mercado • Modificar el cargo D para incluir explícitamente en él, los cargos asociados con la compra de la totalidad de las pérdidas. • Adicionar a los gastos de AOM reconocidos a la actividad de distribución los relacionados con la nueva responsabilidad de medición de todos los consumos y su gestión

39. Riesgo Mercado (Pérdidas)Propuesta Alternativa • Equiparar la situación en que desarrollan su actividad los comercializadores establecidos y entrantes, de modo que no existan asimetrías entre ellos. • Las PNT que se permitirán trasladar a tarifa se determinarán para cada mercado en forma independiente. • Las PNT reales que ocurran en un mercado determinado deberán ser distribuidas en forma proporcional (a prorata de sus ventas) entre todos los comercializadores que actúan en el mismo y no solamente asignadas al establecido

40. Riesgo PrecioTratamiento del pass-through • La comercialización regulada, se ha visto, afronta riesgos muy importantes. • No parece tener sentido, en esta situación, incrementar aún más estos riesgos Modificar el esquema de reconocimiento de precios, sobre la base que los contratos que cumplen principios regulados de compra y diseño son, por naturaleza, eficientes, y por lo tanto se trasladan íntegramente a las tarifas reguladas. • Alternativamente, mantener el esquema de comparación actual, pero estableciendo un factor a similar al que hoy tienen los comercializadores establecidos (Del orden de 0,8), idéntico para todos los agentes. • No aumentar el riesgo de compraventa actual

41. Riesgo Recaudo • Incorporar el riesgo de cartera entre los rubros reconocidos, en el momento de fijar los costos reconocidos para la actividad de comercialización en el segmento regulado • Determinación del Co.

42. Asimetría respecto al balance energético Balance para el establecido Compra 126 Unid. Hay pérdidas que se le asignan y que no recupera. Cobra 114 Unid. Balance para el entrante • No tiene pérdidas no técnicas por estar su frontera comercial en el mismo sitio donde se consume la energía. • Tiene prima regulatoria pues la energía que debe comprar, de acuerdo a la resolución, es menor que la que vende, y se le reconoce pérdidas no técnicas que no tiene. Compra 112 Unid. Cobra 114 Unid.

43. Variabilización del cargo “C” La variabilización del cargo “C” permite una especie de “subsidio cruzado” entre los usuarios de mayores consumos hacia los de menores consumos. • Ante un costo fijo de $6000/factura tenemos: • El estrato 1 paga $ 1988/factura, efecto del subsidio, y la industria $ 331302/factura, esto hace atractivo atenderla. • Al irse la industria el estrato 1 pagaría $2919/factura, porque no hay fuente de “subsidio”. • La industria atendida por el entrante pagará $6000/factura, cargo C de $ 0.3/kWh no por eficiencia, sino por variabilización del cargo “C”. Por ejemplo: Para que esto funcione se requiere tener un Mecanismo De Compensación para mantener la universalización del servicio