Resolución del Recurso de Reconsideración interpuesto por Electro Dunas contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD

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Informe N° 528-2013-GART

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica

Resolución del Recurso de Reconsideración interpuesto por Electro Dunas contra la

Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD

Expediente N° 450-2012-GART

Diciembre 2013

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Resolución del Recurso de Reconsideración interpuesto por Electro Dunas contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-

OS/CD

1. Introducción

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD (Resolución 203), publicada en el Diario Oficial El Peruano el 16 de octubre de 2013, OSINERGMIN fijó el Valor Agregado de Distribución (VAD) y Cargos Fijos para el periodo 01 de noviembre de 2013 al 31 de octubre de 2017 (2013-2017).

Dentro del plazo establecido, hasta el 07 de noviembre de 2013, Electro Dunas interpuso Recurso de Reconsideración (Registro N° 8965-2013-GART) contra la Resolución 203, recibido el 07 de noviembre de 2013.

El recurso fue sustentado por los representantes de Electro Dunas en Audiencia Pública llevada a cabo el 28 de noviembre de 2013, en la Sala de Reuniones de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN.

De acuerdo con el Procedimiento de Fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017, corresponde a OSINERGMIN el análisis y resolución del recurso, lo cual es materia del presente informe.

Cabe indicar que toda la información del procedimiento, incluidos los recursos de reconsideración presentados contra la Resolución 203, se encuentran a disposición de los interesados en la página web www.osinerg.gob.pe (opción: Regulación Tarifaria, Procedimientos Regulatorios, Valor Agregado de Distribución, Fijación Tarifaria Noviembre 2013).

2. Petitorios

De acuerdo con el recurso interpuesto por Electro Dunas, los petitorios son los siguientes:

2.1 Pretensión Principal: Declarar la nulidad parcial de la Resolución 203 por contravenir las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), la Ley de Procedimiento Administrativo General (LPAG), el Reglamento General de OSINERGMIN, entre otras normas vinculadas con la fijación del VAD y Cargos Fijos.

2.2 Pretensión Secundaria: En el caso se desestime la nulidad parcial, modificar la Resolución 203 en los términos planteados en el recurso por contravenir disposiciones de la LCE, la LPAG, el Reglamento General de OSINERGMIN, entre otras normas vinculadas con la fijación del VAD y Cargos Fijos. Los puntos recurridos son los siguientes:

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2.2.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU): Reconocer la PTU en los costos a ser reconocidos por el VAD, bajo las disposiciones contenidas en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y en cumplimiento del marco legal vigente.

2.2.2 Bonificación por Alta Especialización: Reconocer en los costos de las actividades desarrolladas por terceros, la bonificación por especialización (13%

del jornal básico), aplicable a las categorías Operario y Capataz (10% adicional respecto al costo del Operario).

2.2.3 Redes Subterráneas de Media Tensión: Reconocer las redes subterráneas de media tensión que se emplean para las salidas de los centros de transformación AT/MT.

2.2.4 Mantenimiento Preventivo y Predictivo: Especificar la cantidad de actividades de la propuesta de trabajos con tensión (TCT) y sustentar que es más beneficioso que las actividades convencionales en el sector típico 2.

2.2.5 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP): Retirar el factor de crecimiento vegetativo y variación de la demanda (FCVV) que afecta al ingreso de potencia a media tensión (IPMT) mensual y modificar el procedimiento de determinación del FBP para considerar el IPMT mensual como el IPMT máximo anual.

2.2.6 Demanda Máxima del VAD correspondiente al Sector Típico 2: Revisar la demanda máxima empleada en la determinación del VAD del sector típico 2, debido a reclamos de clientes cuyo punto de entrega se ubica en la celda de salida en media tensión de la subestación de transformación AT/MT.

2.2.7 Costos de Seguros del Sector Típico 3: Reconocer los costos de seguros de infraestructura en el sector típico 3.

2.2.8 Costos de Equipos de Protección y Seccionamiento de los Sectores Típicos 5 y 6: Incluir los siguientes equipos de protección y seccionamiento: reconectadores electrónicos y seccionalizadores con comunicación para Sistema SCADA, y seccionadores cut-out solo en derivaciones pequeñas.

3. Sustento de los Petitorios

La síntesis de los sustentos de los petitorios del recurso interpuesto por Electro Dunas es la siguiente:

3.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU)

La empresa señala que la Resolución 203 no ha reconocido el concepto de PTU de las empresas de distribución eléctrica y ha considerado erróneamente que: (i) la PTU constituyen un costo que no tiene relación de causalidad directa con la prestación de servicio de distribución eléctrica, (ii) el reconocimiento de la PTU en regulaciones anteriores no implica que deba mantenerse la misma interpretación para posteriores regulaciones y (iii) las NIIF o

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Normas Internacionales de Contabilidad no tienen efectos regulatorios, ni modifican la LCE y las normas reglamentarias respectivas.

Señala que la interpretación de OSINERGMIN es errónea, además de contener un defecto de motivación deficiente, contraviniendo disposiciones constitucionales, legales y reglamentarias, puesto que:

 La PTU constituye un beneficio social de carácter obligatorio, según lo dispone el Artículo 29° de la Constitución Política del Perú, los Artículos 1° y 2° del Decreto Legislativo N° 892, el Tribunal Constitucional, el Artículo 8° del Texto Único Ordenado de la Ley de Productividad y Competitividad Laboral (Decreto Supremo N° 003-97-TR), el Artículo 14° del Decreto Supremo N° 001-96-TR y el Ministerio de Trabajo.

 La PTU no forma parte de la rentabilidad de las empresas de distribución eléctrica, de acuerdo a lo dispuesto por la Ley General de Sociedades (Ley N° 26887) y los Artículos 79° de la LCE y 147° de su Reglamento.

 La PTU son reconocidas como gasto de personal en las NIIF o Normas Internacionales de Contabilidad, adoptadas por el Ministerio de Economía y Finanzas, y la Superintendencia de Mercado de Valores. Además, la SUNAT en su Informe N° 033-2012-SUNAT/4B0000 señala que, a efectos de la determinación del renta imponible de Tercer Categoría, la PTU constituye en gasto deducible. En ese sentido, la PTU es un gasto de personal, por ello debe ser considera como gastos de personal en el Manual de Costos para las Empresas Eléctricas (Resolución Ministerial N° 197-94-EM/VME), así como también lo disponen los Artículos 70° y 150° de la LCE y su Reglamento, respectivamente.

 La PTU es inherente a la eficiencia de toda empresa modelo, que emplea todos sus recursos de manera eficiente, generando utilidades y habiendo invertido en gastos de personal (que incluyen la PTU).

Agrega que la Resolución 203 tendría un vicio de nulidad por ser un acto emitido con motivación defectuosa y en algunos casos inexistente debido a la inconsistencia manifestada en el Informe N° 430-2013-GART, el hecho de no considerar estudios de otros sectores regulados (caso telecomunicaciones o infraestructura de transporte de uso público) y la deficiente motivación y sustento brindado para descalificar las opiniones de más de cinco estudios especializados en la materia, que recomiendan la inclusión de la PTU como gastos del personal a ser considerados en el VAD.

Por lo mencionado, solicita reconocer la PTU en los costos a ser reconocidos por el VAD, bajo las disposiciones contenidas en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y en cumplimiento del marco legal vigente.

3.2 Bonificación por Alta Especialización

La empresa señala que ha verificado que la bonificación por alta especialización (13% del jornal básico) no ha sido incorporada en los costos de las actividades desarrolladas por terceros, no obstante, OSINERGMIN afirma que dicha bonificación ha sido reconocida. Por ello, la empresa indica que se ha incurrido en un error material al consignarse un monto distinto al contenido en el Boletín de la Cámara Peruana de la Construcción (Boletín

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CAPECO), considerándose un costo de 16,18 S/./hh mientras que el Boletín CAPECO señala un costo de 17,07 S/./hh.

Asimismo, menciona que, en el caso que no se haya reconocido la bonificación, ello se constituye en una causal de nulidad por contravenir las disposiciones legales aplicables (Reglamento de OSINERGMIN, LPAG, entre otras).

Por lo mencionado, solicita reconocer en los costos de las actividades desarrolladas por terceros, la bonificación por especialización (13% del jornal básico), aplicable a las categorías Operario y Capataz (10% adicional respecto al costo del Operario).

3.3 Redes Subterráneas de Media Tensión

La empresa señala que no se han incorporado las redes subterráneas de media tensión utilizadas para las salidas de los centros de transformación AT/MT, lo cual se requiere por un tema de seguridad.

Agrega que OSINERGMIN ha indicado que dichas redes están incorporadas en los centros de transformación AT/MT de los sistemas de transmisión eléctrica. Sin embargo, menciona que las salidas subterráneas de las celdas de media tensión forman parte del sistema de distribución eléctrica, reconocido por el propio OSINERGMIN en el Informe N° 433-2009- GART de la Fijación 2009-2013 (Anexo 3, pág. 6) y en el Informe N° 432-2013-GART de la Fijación 2013-2017 (Anexo 4, pág. 11).

Finalmente, indica que la posición de OSINERGMIN no tiene sustento y carece de motivación, prevista en la LPAG.

3.4 Mantenimiento Preventivo y Predictivo

La empresa señala que con respecto a los TCT no se han especificado las actividades ni su volumen. Tampoco se ha sustentado que los TCT son más beneficiosos que la realización de las actividades convencionales mediante interrupciones del servicio eléctrico. Agrega que considerando la longitud de redes de media tensión de Arequipa se deben considerar como mínimo 02 cuadrillas de TCT.

Por otro lado, respecto a las tasas de falla solicita que se indiquen las empresas eficientes de las cuales se han tomada dichas tasas.

3.5 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP)

La empresa señala que el FCVV no cumple con referir la máxima demanda mensual a la máxima demanda anual, debido a que mientras más periodos de corte se tengan en el año de evaluación, se tiene un menor FCVV. Anotan también que las empresas que atienden más suministros resultan con un FCVV menor y, por lo tanto, un menor cargo de distribución.

Por lo mencionado, solicitan retirar el FCVV del IPMT mensual y modificar el procedimiento de determinación del FBP para considerar como IPMT mensual el IPMT máximo anual.

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3.6 Demanda Máxima del VAD correspondiente al Sector Típico 2

La empresa menciona que para la determinación del VAD se emplea la demanda máxima de los clientes que hacen uso del sistema de distribución eléctrica. Por ello, señalan que no debe considerarse a aquellos clientes cuyo punto de entrega se ubica en la celda de salida en media tensión de la subestación de transformación AT/MT (SET AT/MT).

Agrega que tienen conocimiento que en el sistema eléctrico Arequipa existen clientes con reclamos por cobro indebido del cargo de potencia de distribución, debido a que se alimentan de la celda de salida en media tensión de la SET AT/MT, encontrándose en esta situación el cliente Parque Lambramani SAC que tiene dos suministros alimentados en la celda de salida de la subestación de transformación 33/10 kV del Parque Lambramani, con una potencia de 2 200 kW y 700 kW, y tarifa MT3.

Por ello, debido a los reclamos indicados, solicita modificar la Resolución 203 para que se realice una revisión de la demanda máxima utilizada en la determinación del VAD del sector típico 2.

3.7 Costos de Seguros del Sector Típico 3

La empresa señala que a efectos de cumplir con las obligaciones de calidad del servicio eléctrico, las empresas deben contratar seguros patrimoniales que cubran daños ocasionados por actos que afecten la infraestructura de distribución eléctrica. Agrega que la contratación de seguros patrimoniales resulta una forma de mitigar riesgos propios de la operación de la infraestructura de distribución eléctrica.

Concluye que los gastos de seguros de la infraestructura son indispensables y deben ser incluidos y reconocidos.

Por lo mencionado, solicita reconocer los costos de seguros de infraestructura en el sector típico 3 y pronunciarse acerca de la factura presentada por Electro Dunas, donde se señala un monto equivalente a 7,5 por mil para los seguros de infraestructura.

3.8 Costos de Equipos de Protección y Seccionamiento de los Sectores Típicos 5 y 6 La empresa señala que para la protección por sobretensiones solo se han considerado pararrayos y sistemas de puesta a tierra cada 5 km en las líneas instaladas a una altura mayor a 4000 msnm, reconociéndose equipos y sistemas de tipo convencional que no son suficientes para superar las deficiencias de la calidad de suministro.

Por ello, solicita incluir los siguientes equipos de protección y seccionamiento:

reconectadores electrónicos y seccionalizadores con interface para Sistema SCADA, y seccionadores cut-out solo en derivaciones pequeñas. Como sustento adjunta un Informe de Gestión de Equipos del Sistema Huaytará-Chocorvos.

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4. Análisis de OSINERGMIN

4.1 Participación de los Trabajadores en las Utilidades (PTU)

El análisis de los argumentos legales, se encuentra consignado en el Informe Legal N° 533- 2013-GART.

Sin perjuicio del análisis legal, respecto a los argumentos regulatorios y económicos que señalan que la PTU no forman parte de la rentabilidad de las empresas y es inherente a la operación de la empresa modelo, debemos señalar que la PTU viene siendo reconocida a través del Costo de Capital o Tasa de Actualización de 12% previsto en el Artículo 79° de la LCE.

Por lo tanto, incorporar la PTU como un costo de operación y mantenimiento, a la vez que significa una redundancia en el reconocimiento de costos, impactaría también en la viabilidad de la aplicación del criterio de Empresa Modelo, tal como a continuación se demuestra.

El cálculo del VAD de acuerdo con el Artículo 64° de la LCE debe basarse en una Empresa Modelo eficiente, este concepto previsto en la LCE fue adoptado de la regulación chilena, uno de los pocos países que utiliza dicho criterio para la regulación de los monopolios naturales.

El criterio de la Empresa Modelo busca “emular la competencia”¹ ya que su intención es que las tarifas sean iguales al costo medio de largo plazo de una empresa eficiente. Esto les permite a las empresas reguladas obtener una rentabilidad normal sobre su capital, tal como ocurriría si la empresa fuese competitiva.

Para entender cómo se fijan las tarifas con el concepto de la Empresa Modelo en general, basta ver un ejemplo simple de una empresa monopólica que necesita invertir un monto K en capital físico para proveer q unidades demandadas por los usuarios y gasta c Nuevos Soles por cada unidad producida. La vida útil del capital es T años al cabo de los cuales su valor remanente es igual a cero. Si el Costo de Capital² de la industria donde se desenvuelve la empresa es r y la tarifa fijada por el organismo regulador es p, entonces el valor presente neto de las utilidades que tendría la empresa, es:

∑

Siendo que la intención de la regulación es que la rentabilidad del capital sea “normal”; esto se logra si:

∑

1 Los criterios de la regulación por Empresa Modelo citados se pueden ver en: REGULACIÓN DE SERVICIOS PÚBLICOS: ¿HACIA DÓNDE DEBEMOS IR?, Alexander Galetovic y Ricardo Sanhueza (http://www.cepchile.cl/dms/archivo_3029_2428/rev85_agaletovic_regulacion.pdf

2 El Costo de Capital se denomina también como Tasa de Descuento o Tasa de Actualización y en el caso específico de la Distribución Eléctrica en el Perú, este valor corresponde a 12% (real anual) tal como lo define el Artículo 79° de la LCE.

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Es decir, el valor presente de los flujos descontados (o actualizados) a la tasa del Costo de Capital de la industria donde se desenvuelve la empresa es igual al costo de inversión inicial.

El regulador al determinar el precio regulado p, lo hace a partir de la siguiente ecuación que se deriva de la fórmula (1):

Donde: ∑

( )

Nótese que esta determinación de tarifas a partir de la fórmula (1), parte de una situación de equilibrio, haciendo que el valor presente neto de las utilidades de la empresa debe ser igual a cero³.

En un esquema como el anteriormente señalado, no debe existir ligazón entre los costos considerados y las utilidades determinadas en el cálculo, porque de lo contrario ambos conceptos se retroalimentarían cayendo en un círculo vicioso y perverso, donde mayores costos por participación de utilidades llevarían a incrementos de tarifas y dichos incrementos tarifarios luego generarían mayores utilidades, impactando a su vez en mayores costos por utilidades, luego en incrementos tarifarios, etc., tornando finalmente en impracticable la utilización del modelo.

Para no caer en este círculo vicioso, el esquema regulatorio señala que los costos utilizados para calcular las tarifas, deben ser los costos de operación e inversión de una empresa

“Eficiente” o “Modelo” y no de la Empresa Real; entendiéndose que dichos costos deben ser los evaluados hasta antes de impuestos (antes de las utilidades), de lo contrario se cae en el riesgo de retroalimentación antes señalado.

Los requerimientos de rentabilidad y los gastos originados a partir de las utilidades de la Empresa Modelo, están considerados en el Costo de Capital o Tasa de Actualización que se utiliza en la determinación de las tarifas, ésta tasa que se define como una tasa justa y razonable, considera los riesgos de la actividad en que se desenvuelve la Empresa Modelo y permite cubrir los requerimientos de los Agentes de Interés (Inversionistas, Trabajadores, Estado) a partir de las utilidades. En este sentido, dichas utilidades se asignan a los inversionistas como dividendos (por acciones comunes o acciones preferentes), a los trabajadores como participaciones y al Estado como Impuesto a la Renta. Por lo tanto, dichos requerimientos de rentabilidad, están considerados dentro del Costo de Capital, establecido en el Artículo 79° de la LCE.

Desde otra perspectiva, a través del análisis económico-financiero de una inversión o empresa, se llega también a la conclusión que la PTU debe ser considerada en el Costo de Capital y no en los Costos de Operación y Mantenimiento considerados en la evaluación de la TIR, ya que para determinar la rentabilidad de una inversión o proyecto, se debe llegar a la siguiente relación:

3 El sustento hasta este punto se puede ver en la publicación de Galetovic y Sanhueza, antes citada.

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Siendo que las actividades vinculadas con las instalaciones de distribución eléctrica, en particular, las actividades de operación y mantenimiento (por ejemplo: trabajos con tensión en redes aéreas y subterráneas de media tensión, y redes subterráneas de baja tensión), involucran trabajos especializados, OSINERGMIN ha considerado el costo de mano de obra de la categoría de Operario Electromecánico, incluida la bonificación, en la medida que incida en los costos de las actividades vinculadas con las instalaciones de distribución eléctrica, es decir, solo en aquellas tareas que requieren trabajos especializados. Por ello, no corresponde igualar el costo de la categoría Operario al costo del Operario Electromecánico, como solicita la empresa, ya que ello implicaría reconocer que todas las tareas requieren trabajos especializados, lo cual no es correcto.

Por lo mencionado, toda vez que la estructuración de los costos directos de las actividades de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica, para todos los sectores típicos, están basados en cuatro categorías de mano de obra Capataz, Operario, Oficial y Peón, se encontró conveniente incorporar la incidencia de los costos del Operario Electromecánico a través de un costo adicional igual a 0,1% de los costos netos de CAPECO en las cuatro categorías utilizadas, en todos los sectores típicos, tal como se muestra en la siguiente tabla:

El costo adicional incluye, además, las bonificaciones por altitud y altura, y se aplica a todas las actividades directas de inversión, operación y mantenimiento, es decir, las actividades vinculadas con el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y los costos directos de Explotación Técnica de todos los sectores típicos. Dicho costo adicional fue determinado sobre la base de la incidencia en los costos directos de explotación técnica del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 2 (sustento de la publicación del Proyecto de Resolución de Fijación del VAD 2013-2017), del costo del operario especializado, ya que el estudio tomó en cuenta el grado de especialización técnica requerido para las tareas con trabajos especializados.

La forma de proceder de OSINERGMIN para reconocer los costos del Operario Electromecánico solo en los trabajos especializados, resulta en una forma equivalente a una estructuración de costos basada en cinco categorías Capataz, Operario Electromecánico, Operario, Oficial y Peón. Esta forma no implica ajustar el costo del Operario al costo del Operario Electromecánico indicado en el Boletín CAPECO, ya que los recursos económicos para cubrir los costos del Operario Electromecánico resultan del costo adicional considerado para todas las categorías en los costos de inversión, operación y mantenimiento. Cabe aclarar que esta forma se efectuó con fines tarifarios, ya que corresponderá en la práctica considerar los costos de mano de obra de servicios de terceros por parte de la empresa, según los costos del Boletín CAPECO.

Capataz (2) Operario Oficial Peón

Costo CAPECO (S/./HH) (1) 17,80 16,18 13,88 12,52

Incidencia especialización, altitud y altura (0,1%) 0,02 0,02 0,01 0,01

Incidencia herramientas e implementos de seguridad (5%) 0,89 0,81 0,69 0,63

Costo Total (S/./HH) 18,71 17,01 14,59 13,16

Costo Total (US$/HH) 7,33 6,67 5,72 5,16

Tipo de Cambio al último día hábil de Diciembre 2012 (28/12/2012): 2,551

(1) Boletín CAPECO Diciembre 2012.

(2) Costo igual al costo del Operario más 10%.

Costos Netos Recursos de Mano de Obra

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Respecto al costo de la categoría Capataz, toda vez que los trabajos de dicha categoría se vinculan con la supervisión de actividades y no con el desarrollo de trabajos especializados, se mantiene el criterio de determinar su costo sobre la base de la categoría Operario.

Por lo mencionado, este extremo del recurso de Electro Dunas debe declararse infundado.

4.3 Redes Subterráneas de Media Tensión

En el caso del sector típico 2, el metrado y características de las redes de salida a partir de las subestaciones AT/MT y MT/BT, son el resultado del proceso de simulación del Sistema Eléctrico Modelo (SEM), y son determinados a partir del número de centros de transformación, las características del mercado eléctrico y las tecnologías adaptadas que previamente se seleccionaron.

Cabe señalar, que el modelamiento se realizó teniendo en cuenta la demanda real y utilizando una red eficiente, donde no necesariamente las salidas de las subestaciones AT/MT tienen que ser subterráneas. En este sentido, los metrados de las redes subterráneas (inicio de circuitos, troncales y laterales) forman parte de los resultados mencionados, justificándose su utilización en el caso del SEM Arequipa (Sector Típico 2), cuyo modelamiento arrojó metrados de redes subterráneas en una cantidad igual a 92 km, superior a los 44 km existentes, lo cual cubre los requerimientos de redes subterráneas por densidad de carga, restricciones al uso de redes aéreas, salidas de centros AT/MT, entre otros.

En el caso de los SEM de los Sectores Típicos 3 y Especial, por sus condiciones especiales se reconoció una proporción redes subterráneas de media tensión, menor a 1 km.

Por otro lado, para los sectores típicos 4, 5, 6 y Sistemas Eléctricos Rurales (SER), los puntos de alimentación de las redes de media tensión, comprenden equipos de protección y seccionamiento del tipo exterior, previstos para salidas aéreas y no subterráneas, consideración tomada en cuenta toda vez que el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones eléctricas de las empresa modelo estudiadas, incluye redes aéreas de media tensión, siendo su punto de inicio los pórticos de media tensión de cada centro de transformación AT/MT.

En ese sentido, no se acepta la solicitud de reconocer inversiones en redes subterráneas de media tensión para las salidas en los sectores típicos 4, 5, 6 y SER.

4.4 Mantenimiento Preventivo y Predictivo

La cuadrilla para TCT y las cuadrillas de emergencia (03 cuadrillas) para el ST2, se estimaron de manera conjunta en función a las características de las instalaciones atendidas y la disponibilidad de servicios de terceros para atender las fallas que ocurran en las instalaciones.

En este sentido, la propuesta de TCT a utilizar así como el número de cuadrillas de emergencia, obedecen a los siguientes criterios:

 La técnica de TCT se utilizará para mantenimientos programados de Sistemas Aéreos de MT principalmente (actividades de conexión de nuevos clientes y mantenimiento

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preventivo), considerando que se deben realizar mantenimientos programados en un orden de 1 cada 5 años, para efectuar renovaciones masivas, evitando afectar al 20% del total de clientes por dichas actividades programadas, y con ello evitar sobrepasar los límites de calidad SAIDI y SAIFI considerados para la empresa modelo.

 Las 03 cuadrillas de emergencia consideradas (atención de fallas fortuitas), resultan suficientes para atender un sistema eléctrico como Arequipa. Tomando en cuenta las fallas previstas del sistema eléctrico modelo.

En este sentido, de un análisis efectuado a partir de las tasas de fallas y cantidad de instalaciones, se identificó que el número esperado de fallas anuales en las instalaciones atendidas por SEAL era de 997 fallas por año, tal como muestra el siguiente cuadro:

Considerando que las fallas están homogéneamente distribuidas en los periodos de operación normal y de emergencia, el cálculo de la cantidad promedio de fallas diarias fue 2,73 fallas/día y las ocurridas en promedio durante el periodo de emergencia (12 horas) 1,37 fallas/período, por dicha razón se estimó inicialmente una cuadrilla de emergencia para atender dichas fallas esperadas. No obstante, previendo concentración temporal en la ocurrencia de las fallas a atender, se incrementó las cuadrillas de emergencia a 3.

Las tasas de falla utilizadas en el cálculo anterior, se obtuvieron de la experiencia internacional, las mismas que fueron proporcionadas por la empresa Edenor de Argentina que las tenía a disposición, las cuales coinciden con las tasas de falla utilizadas en anteriores procesos regulatorios de Perú.

 Respecto a la técnica de TCT, el análisis de la cantidad de fallas históricas a nivel alimentador de MT del Sistema Eléctrico de Arequipa, muestra dispersión de fallas por kilómetro, y que muchas interrupciones del servicio obedecen a cortes programados para conectar clientes y efectuar mantenimiento preventivo en los mismos, cortes que pueden evitarse mediante el uso de la técnica de TCT.

La técnica de TCT en líneas Aéreas de MT, permiten evitar muchos cortes programados reduciendo los indicadores SAIDI y SAIFI, y de acuerdo a la experiencia internacional, resulta razonable contar con equipos por Empresa, a razón de uno por cada 1 000 km de red MT, razón por la cual no se justifica iniciar dicha técnica con dos cuadrillas como lo solicita Electro Dunas.

Cantidad Fallas

Tasa Unidad Cantidad Unidad (f)

Red Aerea MT 0,25 f/km-año 791 km 198

Red Subterránea MT 0,1 f/km-año 75 km 8

Red Aerea MT con cable preensamblado 0,12 f/km-año 95 km 11 Subestaciones Biposte y Monoposte 0,1 f/S.E.-año 1629 S.E. 163

Subestaciones Convencionales 0,05 f/S.E.-año 112 S.E. 6

Red Aerea BT 0,3 f/km-año 2024 km 607

Red Subterránea BT 0,2 f/km-año 24 km 5

997 SEAL

INSTALACION Tasa fallas Cantidad instalaciones

Fallas Totales

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Respecto a la justificación económica de utilizar TCT, se justifica la implantación de trabajos con tensión cuando:

Costo de Implementar TCT ≤ Ahorro Energía No Suministrada (ENS) Costo de implementar TCT ≈ US$ 1 000 000

El ahorro de ENS resulta:

Siendo:

Pot DM : Potencia demandada

TCE : Tiempo de corte promedio = 6 horas.

NCE : Número de cortes anuales = 2

K_nⁱ : Factor de capitalización = 7,8 (tasa i = 12%, vida útil n = 25 años) ENSu : Costo unitario de la energía no suministrada 0,35 US$/kW.h Por lo que resulta:

Considerando una Demanda Máxima del sistema Arequipa de 136 MW, el ahorro actualizado por Energía No Suministrada (ENS) sería de 4,45 millones de US$ que resulta mayor que el costo de implementar el sistema de TCT (1 millón de US$), por lo tanto se justifica la implementación de dicha técnica en Arequipa.

4.5 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP)

La información y casos prácticos que Electro Dunas menciona se refieren a la aplicación del Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP), indicando algunos casos especiales referido al cálculo del FCVV, el que toma en cuenta el crecimiento vegetativo y la variación de la demanda durante el periodo anual.

La revisión del procedimiento de cálculo del FBP no está dentro de los alcances del proceso de fijación del VAD y Cargos Fijos 2013-2017, la que solo se limita a la actualización de la aplicación del FBP para el periodo noviembre 2013 - abril 2014. La actualización de la norma que aprobó el procedimiento de cálculo del FBP debe seguir un procedimiento específico que incluye la prepublicación de la propuesta de modificación.

4.6 Demanda Máxima del VAD correspondiente al Sector Típico 2

De acuerdo con la información comercial del mercado eléctrico y de clientes libres del año 2012, a efectos de la determinación de la demanda máxima utilizada en el cálculo del VAD de

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cada sector típico, se consideró la energía y potencia de los clientes que hacen uso o tienen a disposición instalaciones de distribución eléctrica.

En ese sentido, no necesariamente un cliente conectado a una barra en media tensión de una SET AT/MT se excluye del pago por potencia de distribución, ya que podría tener instalaciones de distribución eléctrica a su disposición.

En el caso del Estudio del VAD del Sector Típico 2, sistema eléctrico Arequipa, según la revisión de la información comercial del mercado eléctrico y de los clientes libres, solo correspondió retirar la energía y potencia del cliente libre Alicorp de Arequipa, quedando la energía y potencia del resto de clientes como parte de la demanda del sistema eléctrico Arequipa.

Según la revisión indicada, respecto a los suministros del cliente Parque Lambramani SAC, usaron y tuvieron a disposición instalaciones de distribución eléctrica, por lo que no corresponde su exclusión de la demanda máxima para el cálculo del VAD del sector típico 2.

La Resolución 203, en cumplimiento del principio de verdad material previsto en el Artículo IV, Numeral 1.11 de la LPAG, tomó la información disponible con la que se contaba a la fecha de su aprobación, siendo que los suministros cuestionados venían pagando el cargo por potencia de distribución en dicha fecha y continúan pagándolo hasta la actualidad, por lo que no corresponde modificar la Resolución 203 ni ajustar la demanda.

Por lo mencionado, este extremo del recurso presentado por Electro Dunas debe declararse infundado.

4.7 Costos de Seguros del Sector Típico 3

En la empresa modelo, siguiendo la práctica internacional no se reconoce el costo de las primas de seguro para el caso de infraestructura eléctrica que constituye planta externa (postes, conductores etc.) instalados en terrenos de uso público, ésta práctica, lleva también a que las empresas aseguradoras califiquen generalmente como Bienes o Productos No Asegurables a las torres, postes, redes de distribución eléctrica etc., por tanto, las contingencias ante dicho patrimonio, las asumen las empresas eléctricas a través de los costos de operación y mantenimiento, que reconocen tasas de falla ante eventos atribuibles o no al concesionario, actuando diligentemente dentro de los alcances de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE).

Situaciones excepcionales, como el caso de subestaciones eléctricas o equipos de alto valor, podrían ser considerados como objeto de una póliza de seguros, siempre y cuando estudios de riesgo como el denominado Pérdida Máxima Probable (PML por sus siglas en inglés) y Pérdida Máxima Previsible (MFL por sus siglas en inglés) así lo justifiquen, y demuestren que no se estaría adquiriendo un servicio que innecesariamente incrementa los costos del servicio, en este sentido, el documento (que no es una factura – según se aprecia en el adjunto) presentado por Electro Dunas en el marco de las opiniones y sugerencias a la prepublicación, sobre una supuesta adquisición de un servicio de seguros para dicha empresa, no es prueba suficiente de la necesidad de los mismos y no refleja que la tasa sea 6,7 por mil (en el Recurso de reconsideración se menciona una tasa de 7,5 por mil), ni enerva lo anteriormente sostenido respecto a los seguros para activos eléctricos en la vía pública, cabe

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indicar que para el caso de activos No eléctricos (vehículos, edificios, etc.), se reconocen costos de seguros en los costos de gestión de la empresa modelo.

En síntesis, los estudios de riesgo (PML y MFL), son los que demuestran y justifican la necesidad de los seguros para la empresa modelo, por lo tanto, fueron requeridos reiteradamente al Consultor VAD que propuso inicialmente incorporar dichos costos, quién no justificó el requerimiento con los estudios señalados y más bien retiró dicho costo de su presupuesto.

4.8 Costos de Equipos de Protección y Seccionamiento de los Sectores Típicos 5 y 6 El dimensionamiento de los equipos de protección y seccionamiento de los sectores típicos 5 y 6, tuvo en cuenta la características (tipos de fallas, altura de operación, topografía, nivel de demanda eléctrica, entre otros), justificándose en el sector típico 5 equipos cut-out de tres etapas y cut-out simples, y en el sector típico 6, por su ámbito geográfico, además de los equipos señalados, un reconectador y seccionalizadores.

Respecto al pedido de Electro Dunas, sustentado en un Informe de Gestión, no se justifica técnica y económicamente la utilización del esquema de protección que plantea, el cual no considera las características de la mayoría de sistemas rurales que por sus niveles de demanda y cortocircuito no permitiría la actuación de los equipos propuestos. Además, no considera que en los sistemas rurales, las facilidades de comunicación son limitadas, lo cual no permite operar los equipos adecuadamente.

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5. Conclusiones

El recurso interpuesto por Electro Dunas contra la Resolución 203 debe declararse infundado en todos los extremos que forman parte de su recurso.

Lima, 12 de diciembre de 2013.

[lgrajeda] Firmado por: GRAJEDA PUELLES Luis Enrique (FAU20376082114) Cargo: Gerente División de Distribución Eléctrica Fecha: 2013.12.20 09:19:04

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Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN 12/12/2013

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Oficina de Estudios Económicos - OEE

Informe Técnico Nº 067-2013-OEE/OS

Análisis y respuesta a los Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD respecto al Reconocimiento de la Participación de los Trabajadores a las

Utilidades

1. Antecedentes

Mediante memorando 0687-2013-GART la Oficina de Estudios Económicos (en adelante, la OEE) remitió el Informe Técnico N° 054-2013-OEE/OS (en adelante, IT) donde se emitió opinión a los comentarios y sugerencias de las empresas realizadas sobre el reconocimiento de la participación de los trabajadores a las utilidades (en adelante, Participación) como un costo de la empresa eficiente para el cálculo del Valor Agregado de Distribución (en adelante, VAD).

Mediante memorando 0856-2013-GART se solicitó el análisis y respuesta a la OEE sobre los recursos de reconsideración interpuestos contra la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD (en adelante, Resolución) que fijó el VAD y Cargos Fijos 2013-2017 en el extremo referido a la Participación. Al respecto, se remiten los recursos de reconsideración presentados por Edelnor, Luz del Sur, Edecañete, Distriluz, y Electrodunas.

En el presente Informe Técnico se evalúan los recursos de reconsideración respecto a la exclusión de la Participación de los gastos de personal reconocidos para el cálculo del VAD fijados mediante la Resolución. En el Informe Técnico se analiza los aspectos económicos de las cuestiones en discusión y se emite la respuesta a los argumentos presentados. Se emite opinión únicamente de los extremos relacionados a aspectos económicos de los mismos. El resto de extremos serán absueltos por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.

2. Recursos de reconsideración

2.1. Edelnor

Se indica que la Participación es un costo que se suele considerar en la experiencia internacional y que debe ser asumido por la empresa modelo eficiente (numeral 18). En la Ley de Concesiones

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Eléctricas (en adelante, LCE) y el reglamento (en adelante, RCLE) se señala expresamente que se debe tomar en cuenta estándares internacionales (numeral 19). Al respecto, se señala que el caso citado en el IT no es aplicable ya que se trata de beneficios de los trabajadores que son voluntariamente entregados por la empresa, mientras que la Participación un costo asumido obligatoriamente (numerales 33 y 34 del informe del estudio Bullar, Falla y Asociados).

Se señala que la Participación no debe incluirse dentro de la tasa de descuento ya que desequilibraría el modelo. Se considera que la tasa de descuento fijada en la LCE no permite recuperar los gastos asociados a la Participación (numeral 40 del informe del estudio Bullar, Falla y Asociados). Incluir las Participaciones implicaría reducir el pago del capital de las empresas, lo que impediría cubrir su costo de oportunidad (numeral 42 del informe del estudio Bullar, Falla y Asociados).

2.2. Luz del Sur

No presenta argumentos que requieran opinión de la OEE.

2.3. Edecañete

No presenta argumentos que requieran opinión de la OEE.

2.4. Distriluz

La Participación no forma parte de la rentabilidad de las empresas de distribución ya que es un derecho a favor del trabajador y no del accionista (numeral 16 y 17). La Participación es una obligación legal independiente de la distribución de dividendos a favor de los accionistas (numeral 19).

2.5. Electrodunas

Presenta un argumento similar a Distriluz.

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3. Análisis

3.1. Edelnor

a. Sobre la experiencia internacional

En relación a la experiencia internacional, en el IT se hace referencia al tratamiento de los bonos por desempeño en el esquema regulatorio chileno del sector saneamiento.

El caso de los bonos por desempeño resulta relevante debido a que es un gasto que depende de los resultados económicos de la empresa, característica que es común a la Participación. En efecto, de acuerdo a lo señalado en el D.L. 892 la Participación es un pago que se calcula a partir de la renta imponible del ejercicio gravable neto,¹ es decir del resultado que está en función del nivel de eficiencia que se obtenga de la empresa en su conjunto.

El sustento de la exclusión de los bonos de las remuneraciones de la empresa modelo eficiente no gira en torno a si el gasto es voluntario o no, como lo señala el informe Bullard, Falla y Ezcurra que forma parte de recursos de reconsideración de Edelnor. Los bonos por desempeño no son considerados como un costo debido a los problemas asociados a compensar un gasto de la empresa que depende de sus resultados y del nivel de eficiencia alcanzado. Es así que en las conclusiones del documento de BDO Consultores se realiza la siguiente recomendación:²

“(…) se recomienda que los bonos por desempeño que se consideran renta variable no se incluyan como parte de las remuneraciones de una empresa eficiente, pues existen argumentos económicos y antecedentes de estudios tarifarios que sugieren su exclusión (…)

En efecto, en ningún caso una empresa premiará una gestión o acto de eficiencia en un monto superior a los beneficios percibidos por dicho evento que hizo más eficiente a la empresa, ello implica que de ser financiado por la tarifa (por el usuario), la empresa

1 El artículo 4 de la D. L. N° 892 señala que:

“La participación en las utilidades a que se refiere el Artículo 2 del presente Decreto, se calculará sobre el saldo de la renta Imponible del ejercicio gravable que resulte después de haber compensado pérdidas de ejercicios anteriores de acuerdo con las normas del Impuesto a la Renta.”

2 GDO Consultores Ltda. (2008), Análisis de Costos de Remuneraciones en la Empresa Eficiente Sometida a Regulación Tarifaria”, Subsecretaría de Economía, pág. 194-195.

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tendría doble ingreso a su eficiencia; aquella incluida en la tarifa y otra producto de su mejor desempeño.

Es evidente que el pago de bonos por desempeño buscan mejorar la eficiencia de la empresa y con ello mejorar sus ingresos, luego si el dueño estuviese dispuesto a traspasar parte de dicha ganancia al usuario cuando se produjesen, sería razonable incluir como parte de la tarifa el costo de alcanzar dichos beneficios, situación sobre la cual no se encontraron evidencias durante el desarrollo del presente estudio.”

Es decir, los bonos por desempeño no son considerados como un costo de personal de la empresa eficiente debido a que su inclusión generaría una doble fuente de ingresos. Si se reconoce en la tarifa la empresa recibiría un ingreso por dicha fuente y otro por la eficiencia asociada al gasto.

El argumento anterior también resulta aplicable a las Participaciones. Si se incluye la Participación dentro de los costos de personal de la empresa modelo eficiente, la empresa concesionaria obtendría un ingreso por la tarifa reconocida y otro asociado a la eficiencia obtenida a la cual está relacionada a dicho gasto.

Adicionalmente, como se indicó en el IT, la Participación se calcularía en función a los resultados históricos de las empresas. En este caso, si se considera la Participación como un costo de la empresa modelo eficiente se estaría incluyendo en la tarifa los resultados históricos, distorsionando el esquema de incentivos al limitar el traslado de las ganancias en eficiencia de un periodo a otro. Si se incorpora la Participación dentro del costo de personal se estaría reconociendo las eficiencias de periodos regulatorios pasados, los cuales deberían ser trasladados a los usuarios, generando un rezago en el traslado de la eficiencia obtenida. Por ello, la Participación no se debería considerar como parte de los costos de la empresa modelo eficiente.

b. Gastos de Participación implícitos en la tasa de actualización

El esquema regulatorio considera un flujo de caja que tiene como ingresos la inversión (anualidad del valor nuevo de reemplazo) y los costos de operación y mantenimiento de la empresa modelo eficiente, buscando que se cumpla con el principio de sustentabilidad (equilibrio

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financiero). La tasa de actualización se utiliza para obtener la anualidad de la inversión³ y evaluar el flujo de caja.⁴ La tasa de actualización está vinculada a un flujo de caja que toma en cuenta los costos de inversión y de operación y mantenimiento, y no se consideran otros gastos posibles que puede incurrir una empresa concesionaria como los intereses por deuda, los gastos por depreciación o el pago de impuestos. La tasa de descuento establecida considera la naturaleza del flujo de caja señalado.

Hay un vínculo entre el flujo de caja y la tasa de actualización a utilizar. En el caso de un monopolio, si se asume que la empresa se autofinancia y se consideran los gastos antes de la depreciación de los activos, la empresa recupera sus costos de largo plazo si se cumple:

( ) ( ) * ( ) p c K q

Q p R r

  (1)

donde p es el precio, Q la cantidad, c el costo de operación (unitario), K el costo fijo asociado a la inversión y R viene ser el factor que considera la tasa de actualización r.⁵

Por otro lado, en el caso que se considere el pago de impuestos y el efecto de la depreciación de los activos en el flujo de caja, la empresa recupera sus costos de largo plazo si se cumple:

( ) G(D , , ) ( ) * ( ') * (1 )

K q t r

p c

Q p R r



  

 ………(2)

3 El artículo 65 de la Ley de Concesiones Eléctricas señala:

“El costo de inversión será la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79 de la presente Ley.”

El artículo 144 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas indica:

“La anualidad de la inversión a que se refiere el artículo 65° de la Ley, será calculada ,multiplicando al monto de la inversión el factor de recuperación de capital, obtenido éste con una vida útil de 30 años y la Tasa de Actualización establecida en el artículo 79° de la Ley.”

4 El artículo 71 de la Ley de Concesiones Eléctricas señala:

“Si las tasas, antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la tasa de Actualización señalada en el artículo 79 de la presente Ley, los Valores Agregados de Distribución, que les dan origen, serán definitivos. En caso contrario, estos valores deberán ser ajustados proporcionalmente, de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.”

5 Bustos, A. y A. Galetovic (2002), Regulación por Empresa Eficiente: ¿Quién es Realmente Usted? Centro de Estudios Públicos, N° 86, p145-182.

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donde G(.) incorpora el efecto de los gastos de depreciación sobre el flujo de caja,⁶ Dt es la depreciación tributaria,  es la tasa impositiva, y r' es la tasa de actualización después de impuestos.⁷

La tasa de actualización a utilizar depende del tipo de flujo. Si no se considera la depreciación y ni los impuestos la tasa de actualización es r (ecuación 1), y si se toman en cuenta estos dos aspectos la tasa de actualización es r' (ecuación 2) que es igual a r(1). Luego, si se utiliza la tasa de actualización r y se incluyen los efectos de la depreciación e impuestos (ecuación 2) se compensaría en exceso al capital, dado que R r( )<R r( '), generando distorsiones al esquema regulatorio y generando posibles incentivos a la sobreinversión.

La Participación es un gasto que se calcula sobre el saldo de la renta imponible, es decir del resultado antes de impuestos. Asimismo, el impuesto se calcula sobre el saldo descontado del pago de la Participación. Por ello, la Participación se incluiría como una tasa que afecta el flujo de caja de los activos, similar al tratamiento de la tasa impositiva (ecuación 2). De esta forma la Participación está relacionada a la tasa de actualización.

En el marco regulatorio no se considera el cálculo de un flujo de caja que incluya explícitamente la Participación. El esquema parte del modelo simple de la ecuación 1. La inclusión de la Participación requeriría el cálculo de otros rubros como la depreciación cuyo tratamiento no se especifica en el marco regulatorio. Como se señaló en el IT, la forma de cálculo de la depreciación es un aspecto importante por los efectos que pueden tener la aplicación de ciertas metodologías. Al respecto, se pueden generar trayectorias de precios no compatibles con el principio de suficiencia y la rentabilidad considerada para los activos afectando de manera negativa el diseño regulatorio.⁸

Debido a que no existe un tratamiento explícito de la Participación y no se incluyen rubros relevantes para su cálculo en el marco regulatorio, en el IT se señaló que en la tasa de actualización se reconoce implícitamente la Participación. Un tratamiento similar recibirían los gastos por impuestos los cuales no están incluidos explícitamente en la LCE ni en el RCLE.

6 La depreciación genera ahorros a la empresa derivados del menor pago de impuestos.

7 Bustos, A. y A. Galetovic (2002), Op Cit., p164.

8 Bustos y Galetovic (2002), Op. cit. Asimismo, se puede especificar cualquier trayectoria para la depreciación compatible con la restricción que los ingresos netos de costos operativos cubran el retorno del capital y la depreciación. Newbery, D. M. (1997), Determining the Regulatory Asset Base for Utility Price Regulation. Utilities Policy, 6(1), p1-8.

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Adicionalmente, la tasa de actualización compatible con un flujo de caja que incorpore los gastos por Participaciones debería ser menor a la utilizada en la ecuación 1 y a la reconocida en la LCE. Si se incluye las Participaciones como gasto y no se ajusta la tasa de actualización se estaría pagando en exceso al capital, lo que podría generar efectos de sobre inversión y las ineficiencias asociadas.

Edelnor sostiene que la tasa de actualización no permitiría recuperar los gastos asociados a la Participación, impidiendo recuperar su costo de oportunidad. Al respecto, merece mencionar que la tasa de actualización fijada en la LCE es compatible con un flujo asociado a la ecuación 1. En ese sentido, dicha tasa permite remunerar las inversiones. En el caso de considerar las Participaciones como parte del costo de la empresa modelo eficiente, se tendría que calcular una tasa de actualización compatible con dicho flujo, la cual sería menor a la especificada en la LCE.⁹ En otro caso, se generarían problemas de sobreinversión e ineficiencia.

3.2. Distriluz

La Participación se determina en función al saldo de la renta imponible de acuerdo al D. L. N°

892, requiriéndose para su cálculo considerar costos no señalados en el marco regulatorio vigente.

El cálculo de la Participación está vinculado al resultado de la empresa, recibiendo un tratamiento similar a los gastos por impuestos. Si se incluye los gastos por Participación se tendría que considerar una tasa de actualización que incorpore el efecto de las mismas en el flujo de caja.

La Participación se puede considerar un derecho a favor del trabajador. Sin embargo, dicho aspecto no afecta la forma como se calcula la Participación de acuerdo a lo dispuesto en el D. L. N°

892 y sus implicancias económicas-financieras en el flujo de caja de la empresa modelo eficiente.

Asimismo, la tasa de actualización referida en la LCE considera implícitamente la Participación, de manera similar a otros gastos como los impuestos.

9 En el artículo 79 de la LCE indica:

“La Tasa de Actualización a utilizar en la presente Ley será de 12% real anual. Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas, previo estudio que encargue la Comisión de Tarifas de Energía a consultores especializados, en el que se determine que la tasa fijada es diferente a la Tasa Libre de Riesgo más el premio por riesgo en el país. En cualquier caso, la nueva Tasa de Actualización fijada por el Ministerio de Energía y Minas, no podrá diferir en más de dos puntos porcentuales de la tasa vigente.”

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4. Conclusiones y recomendaciones

La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria solicitó la opinión de la Oficina de Estudios Económicos respecto a los recursos de reconsideración presentados por Edelnor, Luz del Sur, Edecañete, Distriluz, y Electrodunas en el extremo referido reconocimiento de la participación de los trabajadores a las utilidades como un costo de la empresa eficiente para el cálculo del Valor Agregado de Distribución.

En éste Informe Técnico la Oficina de Estudios Económicos analiza los aspectos económicos de los recursos presentados y se emite la respuesta técnica.

En relación al extremo del recurso presentado por Edelnor respecto a la experiencia internacional, la Oficina de Estudios Económicos opina que el caso de los bonos por desempeño en el esquema regulatorio chileno del sector saneamiento resulta relevante debido a que es un gasto que depende de los resultados económicos de la empresa, característica que es común a la participación de los trabajadores en las utilidades. El sustento de la exclusión de los bonos de las remuneraciones de la empresa modelo eficiente no gira en torno a si el gasto es voluntario o no. Los bonos por desempeño no son considerados como un costo debido a los problemas asociados a compensar un gasto de la empresa que depende de sus resultados. En particular, su inclusión generaría una doble fuente de ingresos. Si se reconoce en la tarifa la empresa recibiría un ingreso por dicha fuente y otro por la eficiencia asociada al gasto. Dicho argumento también es aplicable al pago por participación de los trabajadores en las utilidades.

En relación al extremo del recurso de Edelnor referido a la inclusión de los gastos por participación de los trabajadores en las utilidades, la Oficina de Estudios Económicos opina que la tasa de actualización, fijada en la Ley de Concesiones Eléctricas, considera un flujo de caja de la empresa modelo eficiente que no incluye rubros relevantes para el cálculo de la participación de los trabajadores en las utilidades, y que no existe un tratamiento explícito del mismo. Por otro lado, debido a que la participación de los trabajadores en las utilidades se calcula sobre el saldo de la renta imponible, es decir del resultado antes de impuestos, recibiría un tratamiento similar al gasto tributario. La participación de los trabajadores en las utilidades está relacionada a la tasa de actualización. En el caso que se considere su inclusión como parte del costo de la empresa modelo eficiente, se tendría que calcular una tasa de actualización compatible con dicho flujo, la cual sería

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menor a la especificada en la Ley de Concesiones Eléctricas. En otro caso, se generarían problemas de sobreinversión e ineficiencia.

Por último, respecto al extremo del recurso de Distriluz, la Oficina de Estudios Económicos opina que la participación de los trabajadores en las utilidades se puede considerar un derecho a favor del trabajador. Sin embargo, dicho aspecto no afecta la forma como se calcula la Participación de acuerdo a lo dispuesto en el D. L. N° 892 y sus implicancias económicas-financieras en el flujo de caja de la empresa modelo eficiente. La tasa de actualización referida en la LCE considera implícitamente la Participación, de manera similar a otros gastos como el impuesto a la renta.

Dr. Arturo Vásquez Cordano Gerente de Estudios Económicos

Eco. Humberto Ortiz Ruiz Especialista I – Estudios Económicos