Regulaci

1
Regulación de Tarifas de Distribución de
Electricidad Raúl PérezReyes 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). Transm
isión 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 80s 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.

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Regulación por Tasa de Retorno

• Características
• Este es el esquema histórico de regulación en los
  Estados Unidos.
• Caso arquetípico regulación de las
  telecomunicaciones ATT.
• 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
Regulación por Comparación (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 Gi es 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 ? 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 las tarifas se fijan conceptualmente en
  base a un costo medio eficiente que resulta de la
  provisión adecuada de incentivos para la
  reducción de costos.
• Se reducen los problemas de sobrecapitalización
  usando el concepto de empresa modelo basado en
  reconocer costos eficientes para las distintas
  empresas.
• Se definen sistemas eléctricos típicos (basados
  en densidad de instalaciones, clientes y carga),
  siendo el OSINERGMIN el encargado de definir las
  características y número de sectores (actualmente
  son 6), sobre la base de los cuales se calculan
  los costos eficientes del suministro.
• La tarifa de distribución se calcula cada cuatro
  años y considera
• Costos asociados al usuario independiente del
  consumo.
• Pérdidas estándar de energía y potencia.
• - Costos estándar de inversión, operación y
  mantenimiento por unidad de demanda suministrada
  (VAD).

28
Regulación de la Distribución de Electricidad en
el Perú (II)
29
Sectores Típicos y Sistemas Modelo (fijación
noviembre 2009)
Regulación de la Distribución de Electricidad en
el Perú (III)
Sector Descripción Empresa Responsable Sistema Eléctrico Modelo
Sector Típico 1 Urbano de Alta Densidad Edelnor Lima Norte
Sector Típico 2 Urbano de Media Densidad Electronoroeste Piura
Sector Típico 3 Urbano de Baja Densidad Seal Camaná
Sector Típico 4 Urbano Rural Electrocentro Junín-Shelby Vicco-Smelter
Sector Típico 5 Rural Electro Sur Este Combapata
Sector Especial Villacurí Coelvisac Villacurí
Sistemas Eléctricos Rurales (SER) Calificado por el MINEM Electro Puno PSE Sandia II Etapa
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 (1r) 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
Etapas del Estudio de Costos del VAD
Regulación de la Distribución de Electricidad en
el Perú (VII)
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 explotación también se
  calculan en base a una serie de estándares
• Costos de Explotación Técnica
• Actividades de operación y mantenimiento de las
  instalaciones de la empresa modelo.
• Considera los costos de materiales, mano de obra,
  transporte y equipos necesarios para la ejecución
  de las actividades de O M.
• Costos de Explotación Comercial
• Costos de las actividades de atención al usuario.
• Costos Indirectos
• De acuerdo a la organización ad hoc de la
  empresa modelo
• Asignación de los costos de gestión,
  administración, contabilidad y otros de la
  empresa modelo.
• Se deduce los costos de otras actividades 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
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
8lt
TIRlt16
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 concesiones utilizando áreas geográficas
• 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 las áreas del país a ser
  electrificadas mediante las zonas 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 cada empresa distribuidora.
• Estudios tarifarios a nivel de empresa.
• Continuar utilizando sectores típicos, pero
  dentro de cada empresa
• Estudio conjunto para empresas pequeñas

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 bajas rentabilidades
• 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 costos operativos
• 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 las empresas distribuidoras
  incentivo explícito 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

• Otros aspectos relevantes
• 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