Inversión e Infraestructura

Director FRI-ESAN Sergio Bravo Orellana

Fundamentos de la determinación de tarifas (Parte I)

Autor: Sergio Bravo, ESAN

En los distintos sectores regulados –como energía, saneamiento, telecomunicaciones y transporte– se tienen diversas metodologías de cálculo de tarifas; sin embargo, todas tienen algo en común, su diseño debe cubrir los costos y retornos esperados de las empresas intervinientes que realizan actividades productivas con parámetros de calidad, continuidad y eficiencia, establecidos a través de los índices de servicio que dichas empresas deben cumplir.

Desde el inicio de la regulación de los servicios públicos se han diseñado esquemas de regulación y establecimiento de tarifas sustentados en la competencia con una empresa modelo, precios con tope, costos marginales, regulación por tasa de retorno, entre otras variantes. No obstante, todos los modelos, de un modo u otro parten de un esquema de regulación del costo medio y luego evolucionan a los esquemas mencionados.

Para desarrollar los conceptos de tarificación por el sistema de costo medio, supongamos que vamos a electrificar una ciudad aislada de menor tamaño, por lo que debemos establecer la tarifa que deben pagar los pobladores por su consumo de energía.

Así, haremos el ejercicio en dos partes: (1)  determinaremos la tarifa equivalente a la red de distribución y luego, (2) incorporaremos el impacto en la tarifa de una planta de generación, de modo que obtengamos la tarifa de generación y distribución. En esta entrega desarrollaremos la primera parte.

Tarifa de la red de distribución

Los ingresos que debe recibir el operador eléctrico de esta localidad por concepto de la red de distribución deben cubrir los costos por tener la red: costos de inversión y costos de operación y mantenimiento. Ahora, supongamos que la inversión en la red es de US$ 100 millones y el COyM (costo de operación y mantenimiento) de cada periodo anual es un 5% de la inversión (US$ 5 millones).

Imagen 31

Para efectos de la determinación de las tarifas, los costos de la inversión deben estar expresados en similar periodo que los costos de operación  y  mantenimiento y mantener, por lo cual, ambos se reflejarán en términos mensuales (por ser los periodos de cobranza generaliza). En ese  sentido,  calcularemos la mensualidad equivalente de la inversión realizada considerando dos factores: n (periodo de repago de la inversión  expresado)  y k (tasa tarifaria, que equivale al costo de capital o rendimiento económico esperado antes de impuestos). El periodo n debería  coincidir con la vida  útil del activo principal de la red de distribución –que supondremos será 20 años– y para la tasa tarifaria se utilizará la  del sector eléctrico (12%).  Para efectuar los cálculos ambas variables necesitan estar expresadas en términos mensuales, por lo que se hallará  la tasa tarifaria k mensual y el periodo a considerar será de 240 meses (20*12).

Calculamos la mensualidad o costo mensual equivalente, de la siguiente manera:

@Inv = Pago (k, n, Inversión)

@Inv = Pago (0.95%, 240, 100)

@Inv = 1.06

Entonces, podemos decir que costo de inversión mensual (@Inv) de la red de distribución es de US$ 1.06 millones, a lo cual se debe sumar el costo de operación y mantenimiento mensual (@COyM) teniendo en cuenta que el costo anual es US$ 5 millones (US$ 417 mil mensuales), obteniendo un costo total mensual de US$ 1.48 millones. Este es el costo que el operador de la red de distribución esperaría recuperar.

imagen 32

En el gráfico se puede observar cómo se van formando los costos anuales por cada concepto, así como los costos totales. Si bien ambos aparecen como costos similares en el tiempo, estos variarán a largo plazo por distintos conceptos. Las inversiones por ampliaciones o mayor cobertura del servicio, el incremento en el costo de operación y mantenimiento por aumentos salariales y en otros servicios, son algunas causas de dichas variaciones.

imagen 3333

El equilibrio económico de este sistema regulado se dará cuando los costos eficientes de la operadora sean cubiertos por los ingresos que deriven del cobro de las tarifas a los consumidores; que podrá ser un pago por capacidad, por consumo eléctrico o una combinación de ambos.

Supongamos que para el primer año se estima que habrán 50,000 conexiones en la localidad y que el consumo promedio es de 50 kWh al mes por familia (conexión), lo que hace que el consumo total de la población será de 2.5 millones de kWh por mes.

imagen 44

Entonces podemos encontrar dos tipos de tarifas: (i) tarifa por capacidad, que sería el costo total mensual de red de distribución entre el número de conexiones; (ii) tarifa por consumo, que sería el costo total mensual entre la demanda o consumo de kWh al mes.

 i.     Tarifa por capacidad

La tarifa por capacidad del primer mes se determinaría bajo el siguiente principio: «la tarifa debe permitir recuperar los costos totales al operador». De esta manera, el ingreso total del operador debe ser igual a su costo total de US$ 1.48 millones a pagarse por las 50,000 conexiones existentes. Según la siguiente relación:

 Costo Total = Ingreso Total = Tarifa * Nro de Conexiones

Tarifa = Costo Total / Nro de Conexiones

Tarifa = 1.48 / 50,000

Con esto, la tarifa que se necesita trasladar al consumidor resulta en US$ 29.51 por conexión. Esto significa que toda la población pagaría una facturación mensual de $29.51 por conexión en el concepto de distribución.

imagen 55

ii.     Tarifa por consumo

Como se ha establecido anteriormente, el consumo total por mes sería 2.5 millones de kWh, y dado que el ingreso total del operador debe ser lo suficiente para cubrir su costo total, la tarifa por consumo presenta la siguiente relación:

 Costo Total = Ingreso Total = Tarifa * Consumo Total

Tarifa = Costo Total / Consumo Total

Tarifa = 1.48 / 2.5

La tarifa resultante será de US$ 0.59 por kWh, que se trasladaría a las unidades de consumo o familia, según la cantidad consumida: si se consume más, se paga más, absorbiendo el costo de los que no consumen o consumen menos.

imagen 66

Se ha realizado una primera aproximación a la determinación de tarifas en el sector eléctrico. En una próxima entrega incorporaremos una central de generación eléctrica para ir formando las tarifas eléctricas a manera de ejemplo. También determinaremos las tarifas promedio como una combinación de tarifas por capacidad y por consumo.

Sergio Bravo Orellana, Director del FRI ESAN, los invita a seguir su blog y estar atentos a sus próximas publicaciones. Pueden ver más publicaciones de él en su web personal.

COMENTARIOS

  • 1
  • 29.03.2017
  • 08:51:47 hs
ADELMO OCHOA NOLASCO

Estimado Dr. Bravo.
Mucho agradeceré su opinión al respecto.
1.-La tasa equivalente anual del 12% es demasiado alto impuesta en la Ley de Concesiones -1996 para favorecer directamente a las empresas operadoras. Porque la competencia no ha mejorado a favor de los usuarios.
2.-Los usuarios que se encuentran conectados a una red de distribución mas alejados pagan mas que un usuario de Lima, entonces el crecimiento del desarrollo rural es lento a la falta de inversion de las empresa concesionarias. Como incorporan esta situación los modelos.

    • 2
    • 03.04.2017
    • 11:59:49 hs
    Director FRI-ESAN Sergio Bravo Orellana

    La Tasa de Descuento del 12% es una tasa que se estableció a inicios del proceso de reestructuración del sector eléctrico (1991) con la Ley de Concesiones y su reglamento. Desde ese momento, se han dado hechos importantes que han establecido en la práctica la reducción de la tasa de descuento tarifaria. Por ejemplo en Transmisión, con los concursos donde las empresas transmisoras han ofertado hasta casi 30% en la inversión reconocida para el cálculo de las anualidades de la inversión, en la práctica suponen que han reducido sus expectativas de rendimiento esperado, guiados principalmente por su posibilidad de conseguir tasas de financiamiento mas barato.En Generación, la competencia originada por las sucesivas licitaciones que han supuesto el crecimiento de la oferta mas allá de lo ocurrido por la demanda también ha supuesto la reducción de rendimientos esperados y por lo mismo tenemos un mercado de generación con dificultades de precios. Donde se debe trabajar esquemas de competencia o de regulación respecto a la tasa es en Distribución.

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