Revisión Tarifaria

1. Revisión Tarifaria CASO SAN JUAN

2. CONSIDERACIONES GENERALES

3. OBJETIVO DE UNA REVISIÓN TARIFARIA • El objetivo de una revisión tarifaria es llevar a cabo el estudio de los diferentes componentes que van a determinar LA TARIFA de energía eléctrica.

4. Técnico Económico Social Político Instalaciones, diseño, calidad, curva de carga, redes óptimas. ¿Cuál es la rentabilidad razonable? ¿Cuál es el valor del negocio? Usuarios- ¿Quién paga y cómo? Est.Tarifaria. Cómo perciben las señales de precios. Calidad de las Instituciones. Oportunismo. Riesgo. Componente ideologica ASPECTOS DE UN REVISIÓN TARIFARIA

5. La tarifa resulta de una ecuación que combina en forma eficiente tres aspectos principales del servicio: PRECIO CALIDAD SUSTENTABILIDAD ECUACIÓN FUNDAMENTAL QUE DEBE VERIFICARSE COMO RESULTADO DE LA REVISIÓN

6. ¿QUÉ SE REVISA Y QUÉ NO? ALCANCE • El Alcance de una Revisión Tarifaria define los temas que van a ser objeto de revisión, en cada caso y de acuerdo al marco regulatorio vigente.

7. ¿CÓMO SE REVISA? PROFUNDIDAD • La profundidad de la Revisión Tarifaria tiene que ver con el detalle del análisis y con consideraciones político –económicas respecto de la tarifa o de la calidad dentro de un área de concesión (Análisis del Contexto: crisis, estabilidad, inflación).

8. Llevar a cabo el proceso de revisión tarifaria Definir el Alcance Tomar decisiones en condiciones de incertidumbre con cierto grado de discrecionalidad Debe ser consistente en sus decisiones para reducir el riesgo regulatorio y contribuir a la calidad Institucional (necesaria para la realización de Inversiones). No debe incurrir en acciones autoritarias FUNCIONES DEL REGULADOR

9. MARCO LEGAL • Ley 24065 – Decreto 1398/92 • Leyes Provinciales 6668/95 y 6697 de San Juan • Contrato de Concesión • Reglamentaciones (Dec 387/96) • Normas regulatorias accesorias (Res 289/00) • Tácitamente: todos los principios que emanen de la C.N. conforman el Marco Legal de la Revisión

10. MARCO LEGAL • Dentro del marco regulatorio, se encuentran definidas algunas variables fundamentales como el sistema tarifario de la concesión y su período tarifario. En el caso de San Juan, se utiliza el sistema de regulación por incentivos- Price Cap- y el período tarifario establecido es de cinco años. • Exclusividad zonal • Los principios económicos a los que deberá ajustarse la RTI surgen del Marco Regulatorio.

11. CONSIDERACIONES PARTICULARES ELEMENTOS ESTUDIADOS

12. FACTURACIÓN = Imp + Pass Trough + VAD VAD = Gastos Comer.y Adm. + G O y M + Costo de Capital + Pérdidas eficientes Remuneración de la Distribuidora (VAD)(Se calculó igualando el VPI al VPC)

13. CRONOGRAMA DE AUD.PUBLICAS • 1ª. – Evaluación de la proyección de mercado y demanda de electricidad (8-9-00) • 2ª.- Discusión de Estructura de Cuadro Tarifario (3-10-00) • 3ª.- Inversiones para satisfacer incremento de mercado y Análisis de costos eficientes. (24-10-00) • 4ª.- Análisis de la normativa establecida por el Régimen de Suministro a regir para 2001-2006.(7-11-00) • 5ª.- Propuestas del nuevo Cuadro y Régimen Tarifario desde el 23/01/2001 al 22/01/2006.(24-11-00)

14. Base de Capital WACC Inversiones Demanda (Campañas de Medición) Costo Eficientes Estructura Tarifaria (RA) Calidad de Servicio CENS (Costo Ener. No Suministrada) Ajuste monetario por PPA Cuestiones Ambientales Factor X de Eficiencia Temas revisadosTemas no revisados

15. Base de Capital (3 y 5 A.Publica) • Base de Capital: • La Distribuidora propuso el método de VNR ( Valor nuevo de reemplazo) y CIP para las redes. • La Consultora eligió el método de valorar por el monto histórico pagado al momento de la privatización.(Para las inversiones tomo una red real sub óptima u óptima proyectada a 10 años. Define inversiones para los próximos cinco años para reponer, aumentar capacidad y cambiar diseño de la red). • El EPRE aceptó este último siempre que no fuera mayor al VNR

16. WACC (3ª y 5ª A. Pública) • La tasa de rentabilidad razonable se estima utilizando el Costo Promedio Ponderado de Capital Propio y Capital de Terceros. • WACC = rd (1-t) (D/E+D) + re (E/E+D) • Costo de Capital Propio: Se estima usando modelo de CAPM. • En la presente RTI se determinó un WACC de 11,24%.

17. INVERSIONES (3ª A. Pública) • Se estudiaron las inversiones eficientes en expansión y en reposición. • La Consultora del EPRE determinó ausencia de ampliaciones relevantes en Distribución de MT 13.2 KV. • Ampliaciones del Sistema de Distribución Troncal y de Distribución de Energía de San Juan ( se tratarían puntualmente y también su traspaso a tarifa). • No hubo grandes diferencias en las de expansión, pero sí en las de Reposición, entre la Consultora y la Distribuidora. • Resultan un 50% menores que las del quinquenio pasado.

18. DEMANDA (1ª A. Pública) • En función de las proyecciones de Demanda, se diseña la red óptima, y por ende, las inversiones necesarias para obtener dicha red. • Se realiza un estudio del Relieve de Cargas. • Elasticidad: mide la sensibilidad de la demanda a variaciones de precio. • Alto grado de aleatoriedad. Factores extratendenciales.

19. DEMANDA (Cont.) • Consideraciones a tener en cuenta: • Comportamiento histórico de la demanda. • La estructura económica y social de la provincia. • Tipos de consumidores • Condiciones futuras del comportamiento de la demanda.

20. COSTOS EFICIENTES (3ª A. Publica) • Metodologías valuación de costos: - Estructura existente - Empresa modelo - Eficiencia comparada o Benchmarking

21. Distribuidora Realizó un análisis de las tareas y los recursos involucrados, la optimización de la gestión y de los costos eficientes, de acuerdo a la calidad exigida. EPRE Diagnóstico con información existente, Presupuesto en Base 0 y Benchmarking para validar resultados. Costos de O&M y C&A

22. DIRECTOS: Los resultados para el EPRE y para la Distribuidora fueron similares. El EPRE tomó los valores obtenidos por la Consultora quien utilizó como metodología la evaluación de los Costos Unitarios de los Activos de la distribuidora, actualizados a Diciembre de 2000. INDIRECTOS: Para Obras de Media y Baja Tensión, el Regulador aceptó el 17% sobre los Directos propuesto por ASEMPCO. Para Obras de Alta Tensión, el Regulador optó por el 39% sobre los Directos, propuesto por SIGLA Costo de Estructura e Instalaciones Típicas

23. ESTRUCTURA TARIFARIA (2ª y 5ª A. Pùblica) • Se introduce una categoría para las zonas de riego: Tarifa Riego Agrícola. • Con diferimiento • Sin diferimiento • Se introduce subcategoría T2 sin medición de pot. • Se tiene en cuenta una doble estacionalidad. • Se conserva el tipo de tarifa multipartes.

24. CONSIDERACIONES FINALES • Mecanismo de Audiencias Públicas. Participación acota la discrecionalidad. Se forma un Consejo Asesor de Acompañamiento. • Tratamiento de la Base de Capital • Costos Eficientes • Observaciones acerca del análisis de la Calidad • Estructura Tarifaria. • Jáchal (omitido de la Base de Capital).

25. CONCLUSIONES • La revisión alcanzo los objetivos planteados. • La Revision tuvo carácter de Revision Integral. • El nivel de participacion fue elevada. • Se logro disminuir considerablemente los costos inicialmente estimados. • Si bien no se reviso el Factor X, el impacto en la eficiencia pudo lograrse a traves de la reduccion verificada, en los costos finalmente reconocidos.

26. Bibliografia e Informacion Consultada • Información consultada - Ley Nacional 24065 y Dec. Reg. 1738 - Ley Prov. San Juan 6668 y Dec 387/96 - Contrato de Concesión de San Juan • Resol 289/200 EPRE • Libro ADEERA- - El proceso del cálculo tarifario(I) - La Actividad - La regulación - La compra y venta de electricidad - Los costos de distribución - Diseño y propuesta tarifaria

27. Bibliografia e Informacion Consultada • Apuntes y trabajos • Introducción Rev. tarifarias eléctricas- Lic. Lerner • El caso – Lic. Abadie • Tasa de retorno – Prof. Mario González • Proyección Demanda y Benchmarking- Prof. Orlando Samartín.