universidad pontificia comillas · prestar el servicio eléctrico. la ley redefine el servicio...
TRANSCRIPT
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
PROPUESTA DE RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD
DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Autor: ÁLVARO RYAN MURUA
Madrid, 13 de enero de 2003
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLASESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:
ÁLVARO RYAN MURÚA
EL DIRECTOR
LUIS DE LA POZA CUADRADO
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
EL TUTOR
TOMÁS GÓMEZ SAN ROMÁN
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
TOMÁS GÓMEZ SAN ROMÁN
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
PROPUESTA DE RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD
DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Autor: ÁLVARO RYAN MURÚA
Madrid, 13 de enero de 2003
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLASESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
RESUMEN
Actualmente, la metodología de retribución de la distribución en España no se rige
por unos principios regulatorios adecuados, ya que ni remunera a las empresas de
forma que rentabilicen sus costes "prudentemente" incurridos ni posee
mecanismos de eficiencia que fomenten el ahorro de costes, de manera que se
beneficien tanto los consumidores como las empresas prestadoras del servicio.
Por ello, es necesaria una nueva metodología de retribución que sirva por un lado
para retribuir justamente a la empresas en función de sus inductores reales de
coste y por otro introducir mecanismos que fomenten el que presten el servicio al
menor coste posible, cumpliendo unos requisitos técnicos y de calidad mínimos.
Una etapa fundamental para lograr este cometido es el análisis de los costes de la
actividad: los costes de inversión, los costes de explotación y los costes no
gestionables. Sólo en base al conocimiento preciso de los inductores de coste de
los mismos, se puede establecer una metodología que los considere según su
naturaleza. Así, se hallará que no se puede dar el mismo tratamiento a los costes
de inversión que tienen origen financiero, a los costes de explotación que son
gestionables y a los costes cuyo control no recae en las distribuidoras.
Se propone un método de regulación por incentivos que desacople los ingresos y
los costes de las empresas durante periodos regulatorios, el cual considera cada
coste en función de sus características y fija mecanismos que fomentan la
eficiencia. Así, por un lado se orientará a que las empresas desarrollen una red
óptima, y por otro se fomentará el ahorro de costes allá donde sea posible, de
forma que se abarate el servicio y las empresas puedan retener un beneficio.
En el nuevo modelo propuesto, destaca el gran papel que desarrollará el regulador
como supervisor de todo el proceso, ayudado por dos herramientas que sin duda
marcarán el futuro de la regulación de distribución en España: los modelos de
cobertura y el uso de un sistema de contabilidad regulatoria.
i
INDICE DEL DOCUMENTO
1. INTRODUCCIÓN Y PLANTEAMIENTO..................................................................1
1.1 El nuevo entorno regulatorio ............................................................................1
1.2 La retribución de la distribución en España actualmente ............................3
1.3 Puntos débiles del sistema de retribución......................................................5
1.4 Situación actual de las empresas distribuidoras en España.....................10
1.5 Motivación y objetivos de la tesis ..................................................................11
1.6 Planteamiento ...................................................................................................13
2. REGULACIÓN DE MONOPOLIOS........................................................................15
2.1 Objetivos de la regulación...............................................................................15
2.2 Nociones de gestión empresarial ..................................................................18
2.2.1 Esquema de una cuenta de resultados ........................................ 18
2.2.2 Método de valoración de empresas/inversiones......................... 20
2.3 Principios de retribución..................................................................................22
2.3.1 Base Regulatoria de Activos .......................................................... 22
2.3.2 La retribución del capital................................................................. 24
2.3.3 Retribución por explotación............................................................ 27
3. LOS COSTES DE INVERSIÓN ..............................................................................30
3.1 Generalidades ..................................................................................................30
3.2 Análisis de los inductores de coste ...............................................................33
ii
3.2.1 Consideraciones teóricas................................................................ 33
3.2.2 Economías de escala en la actividad de distribución................. 40
3.2.3 Tratamiento de los resultados del modelo ................................... 43
3.2.4 Coherencia de la fórmula de retribución....................................... 46
3.3 Cálculo de la Base Regulatoria de Activos ..................................................48
3.3.1 Contabilidad ...................................................................................... 48
3.3.2 Método del RAB implícito................................................................ 51
3.4 Cálculo del inmovilizado bruto .......................................................................53
3.4.1 Inventario físico / Modelos explicativos ........................................ 54
3.4.2 Modelos de cobertura...................................................................... 55
4. LOS COSTES DE EXPLOTACIÓN........................................................................59
4.1 Costes de mantenimiento ...............................................................................59
4.1.1 Mantenimiento preventivo ............................................................... 59
4.1.2 Mantenimiento correctivo ................................................................ 61
4.2 Costes de operación........................................................................................62
4.3 Costes de los servicios técnicos....................................................................64
4.4 Costes de gestión comercial ..........................................................................66
4.5 Costes de estructura........................................................................................66
5. OTROS COSTES......................................................................................................68
5.1 Tributos ..............................................................................................................68
5.2 Impuestos ..........................................................................................................69
5.3 Obligaciones regulatorias ...............................................................................70
iii
5.4 Pérdidas de energía.........................................................................................71
5.5 Penalizaciones por calidad de servicio.........................................................73
5.6 Equipos de medida ..........................................................................................74
6. SISTEMAS DE RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN....................................75
6.1 Remuneración por "Coste del Servicio" .......................................................75
6.2 Remuneración por "Costes Estándares"......................................................76
6.3 Remuneración por "Incentivos"......................................................................77
6.4 Remuneración por "Benchmarking" ..............................................................80
7. MÉTODO DE RETRIBUCIÓN PROPUESTO......................................................82
7.1 Elección de metodología .................................................................................82
7.1.1 Aspectos generales ......................................................................... 82
7.1.2 Papel del regulador.......................................................................... 85
7.1.3 Retribución del capital ..................................................................... 88
7.1.4 Retribución por explotación............................................................ 91
7.1.5 Retribución de los costes no gestionables................................... 94
7.1.6 Ajustes anuales ................................................................................ 94
7.2 Punto de partida ...............................................................................................95
7.2.1 Premisas previas.............................................................................. 95
7.2.2 Posibles soluciones ......................................................................... 96
7.3 Evolución anual ................................................................................................99
7.3.1 Término CAPni .................................................................................. 99
7.3.2 Término OPEXni .............................................................................102
iv
7.3.3 Término OBLGni..............................................................................103
7.3.4 Término Yni ......................................................................................103
7.4 Revisión al final del periodo ........................................................................ 103
8. BIBLIOGRAFÍA....................................................................................................... 106
9. ANEXO.................................................................................................................... 108
9.1 Tratamiento de resultados del modelo de cobertura............................... 108
1
1. INTRODUCCIÓN Y PLANTEAMIENTO
1.1 El nuevo entorno regulatorio
El sector eléctrico español ha sufrido en los últimos años una de las mayores
transformaciones de su historia como consecuencia de la introducción de la
competencia en el mismo, a raíz de la aprobación por parte de las Cortes de la
Ley 54/97 del Sector Eléctrico [BOE,1997a]. En dicha ley se sientan las bases del
nuevo modelo de funcionamiento del sector, cuyo hito más destacable es la
introducción de competencia en algunas de las actividades necesarias para
prestar el servicio eléctrico. La ley redefine el servicio eléctrico como un servicio
esencial, abandonando la tradicional consideración del mismo como un servicio
público, todo ello manteniendo y garantizando la protección de los consumidores.
Los tres pilares fundamentales en los que se basa dicha ley son la garantía del
suministro, la calidad del mismo y la protección del medio ambiente, todo ello
realizado al mínimo coste.
Mediante la introducción de la competencia se persigue el aumento de la
eficiencia, de la cual se beneficiarán tanto las empresas prestadoras del servicio
como los consumidores, debido a que la competencia produce ahorros de costes
que se trasladan finalmente al consumidor. Para ello, se liberalizan las dos
actividades del sector que pueden desarrollarse en un entorno de libre mercado: la
generación de electricidad y la comercialización de energía. Ello se logra
decretándose el libre establecimiento de nuevos grupos generadores y la creación
de un mercado mayorista de electricidad, en el cual a partir del 1 de enero de 1998
los generadores en régimen ordinario deben competir mediante un sistema de
ofertas regido por precedencia económica. La competencia en la actividad de
comercialización se plasma con la definición de un calendario de elegibilidad cuyo
punto culminante es la libertad de elección de suministrador de energía eléctrica
que tienen todos los clientes en España desde el 1 de enero de 2003.
2
Por el contrario, las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica
permanecen como actividades reguladas, debido a que su característica de
monopolio natural hace inviable que pueda tener sentido económico la
introducción de la competencia en las mismas, aunque no por ello, el hecho de
que sean actividades reguladas no se puedan introducir mecanismos que
fomenten la eficiencia, mediante por ejemplo la regulación por incentivos y la
inclusión de factores de productividad en su retribución. Este punto es de vital
importancia, ya que la regulación de las actividades de transporte y distribución,
debe estar enfocada plenamente a la búsqueda de la eficiencia de la que se
beneficiarán tanto las empresas como los clientes.
La influencia que tiene el organismo regulador sobre estas actividades es crucial,
ya que mediante la normativa que aprueba la Administración se establecen las
obligaciones de los sujetos que desarrollan estas actividades, así como sus
derechos, de entre los que destaca el derecho a percibir una retribución adecuada.
Por ello, juega un papel fundamental el regulador, que es quién pone las normas y
legisla, que no es otro en España que el Gobierno, y más en concreto el
Ministerio de Economía. La Administración tiene como órgano asesor a la
Comisión Nacional de Energía (CNE), que entre otras funciones, se encarga de
asesorar, opinar, inspeccionar e informar sobre el funcionamiento del sector
eléctrico.
Las actividades de transporte y distribución se “liberalizan” parcialmente mediante
el acceso de terceros a las redes, lo cual implica que el hecho de tener la
propiedad de las redes no implica su uso exclusivo. De esta forma se evitan
abusos derivados de las posibles posiciones de dominio debidas a la existencia de
una única red. Todos los agentes del sector tienen derecho al acceso a las redes,
satisfaciendo eso sí, unos peajes de acceso que fija la Administración.
La otra actividad que liberaliza la ley del sector eléctrico es la comercialización de
energía eléctrica, que es una actividad que consiste en la venta de energía
eléctrica a los consumidores cualificados (tienen poder de elección) u a otros
3
sujetos del sistema. Para lograr que exista competencia en dicha actividad, es
necesario tanto el establecimiento del acceso de terceros a las redes, como la
creación de un mercado mayorista de electricidad, y lo que es más importante, la
posibilidad de elección de suministrador de los consumidores.
La ley del sector eléctrico crea además, dos nuevas instituciones en el sector, el
Operador del Sistema y el Operador del Mercado. La primera, cuya
responsabilidad recae en Red Eléctrica de España S.A. tiene como función
principal llevar a cabo la gestión técnica del sistema, cuyo objetivo último es
garantizar la seguridad de suministro. La segunda institución se crea bajo el
nombre de Operador del Mercado Español de Electricidad S.A., y su objetivo es
velar por la gestión económica del sistema, consistente básicamente en
supervisar, desarrollar e implementar el funcionamiento del Mercado Mayorista de
Electricidad.
1.2 La retribución de la distribución en España actualmente
Como se ha comentado anteriormente, la actividad de distribución eléctrica es una
actividad regulada, lo cual implica que sus ingresos o lo que comúnmente se
denomina su retribución, son fijados administrativamente por el Gobierno.
Concretamente, y según el artículo 20 del Real Decreto 2819/1998 [BOE,1998c]
por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía
eléctrica, la retribución global de la actividad de distribución para el año n se
calculará mediante la siguiente fórmula:
R n = R n-1 * ( 1 + (IPC-1)/100) * ( 1 + Fe * ∆D) (1)
Donde:
R n = Retribución global de distribución para el año n
R n-1 = Retribución global de distribución para el año n-1
∆ D = Incremento de la demanda previsto entre los años n y n-1
4
Fe = Factor de eficiencia (se usa 0,3 generalmente)
IPC = IPC previsto para el año n
Esta fórmula de evolución de la retribución global de la actividad, podría
clasificarse como perteneciente a los métodos retributivos1 de regulación por
incentivos, concretamente al modelo denominado limitación de ingresos o
“revenue cap”. Estos modelos consisten básicamente en limitar el crecimiento de
la retribución de la actividad en función de unos parámetros, estableciendo “de
facto” un límite de crecimiento de la misma.
La aplicación de la fórmula (1) suele realizarse a finales de cada año, con
anterioridad a la publicación del real decreto de tarifas correspondiente al año
siguiente, por lo que los parámetros IPC y crecimiento de la demanda son los
previstos en dicha fecha.
El reparto de esta cantidad global entre todas las empresas distribuidoras
(exceptuando las pequeñas distribuidoras acogidas a la Tarifa D que se rigen por
normativa específica) se fijó en la Orden Ministerial del 14 de junio de 1999
[BOE,1999a]. En dicha orden se establece una metodología de reparto de la
retribución global de distribución que abarca 16 años, aunque en la práctica
únicamente se ha seguido dicha metodología en los años 1998 y 1999.
Básicamente dicha metodología consistía en repartir una parte de la retribución
global de la distribución según los porcentajes de reparto de la retribución de la
actividad bajo el anterior sistema retributivo, el Marco Legal Estable, y el resto de
la retribución según los resultados de un modelo de red de referencia. La idea
original consistía en que la cuantía a repartir según el anterior sistema regulatorio
fuera decreciendo año a año a un ritmo de un dieciseisavo del importe por dicho
concepto el primer año, por lo que la cuantía a asignar según los resultados del
1 En el capítulo 6 se abordarán con mayor detalle estos modelos.
5
modelo de red de referencia iría creciendo gradualmente hasta que representase
la totalidad de la retribución global de la actividad.
En los años 2000 y 2001 se congeló la cuantía a repartir según el Marco Legal
Estable, por lo que no se siguió la senda descendente de dicha cantidad, y el resto
de retribución hasta la cifra reconocida anual publicada en el Real Decreto de
Tarifas se asignó según los resultados del modelo de red de referencia.
Para el año 2002, el Real Decreto 1483/2001 fijó directamente la retribución de la
distribución para las empresas distribuidoras, calculada de forma similar al año
2001 e introduciendo un ajuste arbitrario entre empresas del que no se dio ningún
tipo de justificación.
Y por último en 2003, se aplicó la fórmula (1) manteniendo constantes los
porcentajes de reparto de las empresas distribuidoras de 2002.
1.3 Puntos débiles del sistema de retribución
Por lo tanto, se puede ver que a pesar de que existe una metodología para la
asignación de la retribución de la distribución, ésta no se aplica,
fundamentalmente por falta de voluntad por parte de la Administración. Ello
perjudica claramente a algunas empresas distribuidoras y por lo tanto beneficia a
otras (se trata de repartir según porcentajes), especialmente aquellas a las que el
modelo de red de referencia les asigna un porcentaje de reparto mayor que el que
se obtenía del sistema vigente del Marco Legal Estable. Esto es debido a que al
no aplicarse la metodología, sigue existiendo una cuantía importante del monto
total de la retribución anual que se reparte según los porcentajes del Marco Legal
Estable, cuando en realidad y siguiendo la senda marcada por la Orden Ministerial
del 14 de junio de 1999 [BOE,1999a], ésta tenía que ir reduciéndose
progresivamente hasta cero, y al no ser así, se benefician económicamente
aquellas empresas distribuidoras que tenían porcentajes de reparto mayores en el
Marco Legal Estable y perjudica a las empresas cuyos porcentajes de reparto
según el modelo de red de referencia son mayores.
6
Otro aspecto a destacar acerca del sistema retributivo nacional, es que los
parámetros usados para el crecimiento de la demanda y el Índice de Precios al
Consumo (IPC) son valores previstos, que después no se actualizan
retroactivamente según los valores reales de los mismos. Dado que la
Administración suele ser bastante cauta y moderada en lo que a previsiones
económicas se refiere, la experiencia demuestra que los valores usados como
previsión, siempre resultan inferiores a los valores reales de dichos parámetros,
por lo que el perjuicio económico que sufren el conjunto de las empresas
distribuidoras en España es importante.
Véase en el siguiente ejemplo, si se considera un IPC previsto de 2% y un
crecimiento de la demanda esperado del 3,5%, la retribución del sector en el año n
ascendería según la fórmula (1) a:
R n = R n-1 * ( 1 + (2-1) /100) * ( 1 + 0,3 * 3,5% ) = R n-1* 1,020605
Y si en realidad ocurre después que el IPC resulta ser del 3% y el crecimiento de
la demanda asciende realmente al 5%, la retribución de la actividad de distribución
tendría que haber sido de:
R n = R n-1 * ( 1 + (3-1) /100) * ( 1 + 0,3 * 5% ) = R n-1* 1,0353
Es decir, las empresas en la práctica ven su retribución anual incrementada en un
2,06%, cuando “lo justo” hubiese sido que su retribución hubiera crecido un 3,53%,
que no es ni más ni menos que un 1,47% más sobre el monto total o un 71% más
sobre el incremento del mismo. Este hecho sin lugar a dudas muestra que un buen
sistema retributivo basado en parámetros tan fácilmente contrastables como el
crecimiento de la demanda o el IPC, debe admitir por pura coherencia que se
puedan usar datos reales del los mismos cuando se disponga de ellos para reflejar
fielmente en términos retributivos el incremento de costes.
Existen precedentes muy cercanos sobre la actualización de costes reconocidos al
conocerse los datos definitivos de variables exógenas o parámetros
macroeconómicos. Sin ir más lejos, la retribución de las nuevas instalaciones de
7
transporte en España se calcula según el IPC y las tasas monetarias previstas
para recalcularse ésta una vez de que se disponga de valores definitivos de dichos
parámetros.
Siguiendo con el análisis de la fórmula (1), se ve que existe un factor que
multiplica al crecimiento previsto de la demanda denominado “factor de eficiencia”,
el cual según se cita en el Real Decreto 2819/1998 [BOE,1998c] no podrá ser
superior a 0,4, sin añadir justificación alguna del porqué de este hecho. La primera
conclusión que se podría extraer viendo la fórmula (1), es que el “factor de
eficiencia” atenúa el incremento anual de la retribución de la distribución debido al
incremento de demanda. Es decir, que si de un año para otro la demanda de
energía crece un 4%, la retribución global de la actividad de distribución lo hará en
menor medida, por ejemplo en un 1,2%.
Este factor (Fe), quizás erróneamente llamado “factor de eficiencia”, intenta
plasmar que la actividad de distribución eléctrica es una actividad sujeta a
economía de escala: a medida que aumenta el número de kWh que han de ser
distribuidos en un área, el coste unitario de la distribución disminuye. Por lo tanto,
debe quedar claro que el llamado “factor de eficiencia” es un artificio que permite
actualizar la retribución de la distribución anualmente y a su vez reflejar su
condición de economía de escala, y que siendo estrictos debiera denominarse
“factor de economía de escala”. Este fenómeno es propio de los elementos
productivos donde predominan los costes fijos sobre los variables.
No ha de confundirse pues, con el factor que es denominado como “factor de
eficiencia o de productividad” cuando se habla de la retribución de actividades
reguladas, que suele venir representado por la letra X, y se suele formular
sustrayendo de la inflación, con factores del tipo (1+IPC-X). Este factor X
normalmente puede tener dos propósitos:
a) Reflejar la mejora de la productividad de la actividad de distribución
respecto al del resto de la economía, que se suelen traducir en ganancias
de eficiencia genéricas debido a mejoras tecnológicas y operativas.
8
b) Plasmar las ganancias de eficiencia adicionales que los organismos
reguladores o la Administración exigen a las empresas por circunstancias
especiales. Esta exigencia se suele dar en casos de cambio de sistema de
retribución en los que aparentemente los costes reales de las empresas son
excesivos y el regulador pretende reducirlos.
Así, un factor X elevado con un valor de por ejemplo un 3%, impondría que la
retribución de las empresas2 entre otros factores si los hubiere, evolucionaría
según el IPC-3%, lo cual no es sino un acicate considerable para que los gestores
de la empresa busquen en el ahorro de costes la compensación a la atenuación
de ingresos. Obsérvese que en la fórmula (1) el regulador eligió para el factor X un
valor igual al 1%, lo cual se traduce en la práctica en un incentivo claro de
productividad, aunque éste podría ser mejorable.
Por un lado lo lógico sería tal y como ocurre en los modelos de retribución por
incentivos, que el regulador recalculase el factor de productividad X cada 4 ó 5
años, algo que no está previsto actualmente en España, donde se aplica la
fórmula (1) de forma indefinida.
Por otro, la aplicación de dicho factor de productividad sólo debería afectar a los
costes controlables de las empresas, y no al total de su retribución, ya que como
se verá más adelante, existen costes en el desarrollo de la actividad de
distribución que no son gestionables y no sería ni justo ni coherente exigir a las
empresas ganancias de eficiencia en los mismos.
Retomando el mal llamado “factor de eficiencia” (Fe), se ve que sus implicaciones
económicas son enormes, véase si no con un ejemplo, la diferencia de retribución
según este factor valga 0,3 o valga 0,7. Usando el ejemplo anterior, que
consideraba un IPC previsto de 2% y un crecimiento de la demanda esperado del
2 También es habitual que el factor X afecte a los precios unitarios reconocidos a las empresas
distribuidoras, tal y como se verá en el capítulo 6.
9
3,5%, la retribución del sector en el año n ascendería según la fórmula (1) con un
“factor de eficiencia” de 0,3 a:
R n = R n-1 * ( 1 + (2-1) /100) * ( 1 + 0,3 * 3,5% ) = R n-1* 1,020605
Si en realidad el valor del “factor de eficiencia” resulta que debiera ser de 0,7 en
vez de 0,3, la retribución de la actividad de distribución tenía que haber sido de:
R n = R n-1 * ( 1 + (2-1) /100) * ( 1 + 0,7 * 3,5% ) = R n-1* 1,034745
Es decir, las empresas en la práctica ven su retribución anual incrementada en un
2,06%, cuando “lo justo” hubiese sido que su retribución hubiera crecido un 3,47%,
que no es ni más ni menos que un 1,41% más sobre el monto total o un 68% más
sobre el incremento del mismo.
Dadas las importantísimas consecuencias económicas que la existencia de este
llamado “factor de eficiencia” (realmente es un factor de economía de escala),
habría que preguntarse: ¿Cuánto debiera valer realmente el citado factor? ¿Está
justificado el límite máximo del mismo en 0,40? ¿De qué parámetros depende
dicho factor?
Finalmente, cabe destacar que lo que más puede sorprender quizás de la fórmula
(1) es que no refleje de ninguna manera el coste del capital, bien sea referenciado
a algún índice oficial de coste del dinero o a la tasa de coste de capital ponderado
(WACC). Ello es particularmente notorio en una actividad como la de distribución
de energía eléctrica que es muy intensiva en capital y que está regulada
administrativamente.
¿Qué culpa tienen las empresas distribuidoras de que suba o baje el coste del
dinero y aumenten o disminuyan según el caso sus costes financieros? Está claro
que ninguna, por lo que de alguna manera, este hecho debe reflejarse de alguna
forma en su formula de retribución, ya que este factor exógeno inductor de coste
puede tener más influencia que muchos otros que a primera vista parecen obvios,
como por ejemplo la energía distribuida o la potencia punta demandada.
10
1.4 Situación actual de las empresas distribuidoras en España
Ante esta situación, en la cual la retribución de la distribución parece no
evolucionar según los inductores reales de coste, hace que las empresas de
distribución puedan adoptar una posición defensiva, caracterizada por una
reducción significativa de las inversiones en las redes. La justificación de este
hecho es muy sencilla, sin un marco regulatorio claro, que permita recuperar con
seguridad y con una tasa de rentabilidad razonable las inversiones en activos de
red, las empresas distribuidoras se verían abocadas a retrasar en el tiempo las
inversiones no prioritarias.
Quizás el impacto a corto plazo de esta estrategia empresarial sería pequeño,
pero a largo plazo sus consecuencias pueden ser devastadoras, ya que es de
consenso generalizado el hecho de que las redes de distribución no se hacen de
un año para otro, sino que son fruto de una serie de determinadas inversiones
llevadas a cabo en el tiempo, y si durante un periodo el nivel inversor se reduce
por motivos de incertidumbre de ingresos, el aluvión de inversiones que pueden
ser necesarias llevar a cabo en un momento dado puede ahogar financieramente
a las empresas distribuidoras.
Otro impacto negativo de esta política de reducción de inversiones puede ser el
originado por la pérdida de valor de la empresa, como consecuencia que los
inversores sobrevaloren el riesgo regulatorio al que se ven sujetas las empresas y
ello conlleve la caída del valor de la compañía en los mercados de capitales.
Además, el hecho de que una empresa tenga sobre sí misma incertidumbres
regulatorias puede provocar que las agencias de calificación minusvaloren el
riesgo de la misma, por lo que sus expectativas en la concesión de créditos se
verían disminuidas, lo que provocaría un encarecimiento de la financiación ajena
con la consiguiente pérdida de rentabilidad.
Los clientes como consumidores finales también se ven afectados por la reducción
de inversiones en la red, sobretodo en lo que a calidad de suministro se refiere. Al
no invertir las empresas distribuidoras en mayor capacidad de red, los apoyos que
11
se pueden prestar mutuamente entre instalaciones y en general la potencia de
socorro disminuyen drásticamente, por lo que con el tiempo lo lógico es que los
índices de calidad de suministro tiendan a empeorar.
Por todo ello, las empresas distribuidoras en España necesitan urgentemente un
mejor sistema retributivo, que esté basado en inductores de coste que relacionen
año a año costes e ingresos reconocidos, de forma que puedan abordar sus
inversiones con la certeza de que obtendrán una tasa de rentabilidad razonable,
sin olvidar claro está, los incentivos a la mejora de la eficiencia.
1.5 Motivación y objetivos de la tesis
He aquí pues la motivación de esta tesis, la necesidad de un análisis exhaustivo
de los factores inductores de coste de la actividad de distribución y la propuesta de
una nueva metodología de retribución de la actividad. Las implicaciones
económicas de esta tesis para las empresas distribuidoras son vitales, ya que de
seguir persistiendo el modelo de retribución actual con sus parámetros asociados,
existe el riesgo de que se perjudique gravemente a las empresas y ello redunde
en el servicio que éstas prestan al consumidor.
Quizás este tema no ha sido estudiado con anterioridad en profundidad, pero
merece la pena el esfuerzo de indagar en los costes de las empresas
distribuidoras, descifrar y analizar de qué dependen, y proponer un método de
retribución que a la vez refleje lo mejor posible los inductores de coste e
introduzca mecanismos de eficiencia.
Se han identificado principalmente cuatro objetivos de esta tesis:
1. Análisis de los costes de la actividad
Este objetivo es fruto del paso que hay que dar en este trabajo, el cual nos
conduce ineludiblemente por el camino del análisis de costes. Ello ayudará a
tener una percepción clara y concisa de los costes necesarios para el
desarrollo de la actividad, con lo cual debe considerarse como un objetivo de
12
esta tesis el poder cuantificar, identificar y analizar los costes de la actividad de
distribución. Como se verá, los principales costes incurridos en el ejercicio de
la actividad de distribución son los costes de inversión y los de explotación.
2. Identificar los inductores de coste
Una vez analizados los costes el siguiente paso consiste en ver de qué
dependen, es decir, analizar los factores inductores de coste. Hay que analizar
cómo influyen en los costes de la actividad parámetros como la demanda de
energía, la potencia demandada, el coste del capital, el IPC, la dispersión y
densidad de cargas, etc.
3. Proponer una nueva metodología de retribución de la actividad
Es necesario proponer alternativas al actual método retributivo, de manera que
mejoren los incentivos a la búsqueda de la eficiencia y se adecue la fórmula de
evolución de la retribución a sus factores inductores de coste de la mejor forma
posible, de tal manera que se obtenga un equilibrio entre la simplicidad de la
misma y su nivel de plasmación de los costes de la actividad.
4. Respaldo ante los Organismos Reguladores
Un problema habitual de los reguladores y/o legisladores estriba en la
inexistencia de precedentes o experiencias en la regulación o formas de
regulación de las actividades que se pretenden regular administrativamente.
Concretamente para el caso de la distribución eléctrica, el único “background”
existente en España en materia regulatoria es el Marco Legal Estable, el cual
se basaba en el cálculo de la retribución de los distribuidores basándose en
costes estándares unitarios. Por lo tanto, esta tesis debe servir para como
argumento y soporte académico, para cuantas propuestas se hagan al
regulador en materia de retribución de la distribución.
13
1.6 Planteamiento
Por ello, para llevar a cabo dichos objetivos, se han definido seis etapas, las
cuales se desarrollan en los correspondientes seis capítulos siguientes:
1) Regulación de Monopolios
Se introducirán conceptos relativos a su regulación, así como nociones
básicas de los estados financieros de la contabilidad.
2) Costes de Inversión
Análisis de los costes de inversión, identificación de los inductores de coste
y alternativas para el cálculo de la base regulatoria de activos.
3) Costes de Explotación
Análisis de los costes de operación, mantenimiento, estructura y servicios
técnicos, y analizando la aplicación de la regulación por incentivos a los
mismos.
4) Otros Costes
Otros costes objeto de análisis como por ejemplo: impuestos, tributos,
obligaciones regulatorias, etc.
5) Sistemas de retribución de la distribución
Repaso de los métodos retributivos existentes, identificando ventajas e
inconvenientes, a partir de los cuales se seleccionará el propuesto para
aplicar en España.
6) Método retributivo propuesto
A modo de conclusión final, se propondrá una nueva metodología de
retribución de la distribución, a partir de los resultados obtenidos en los
14
capítulos anteriores, que satisfaga plenamente todas las deficiencias
observadas en la metodología vigente de la actividad hoy en día, y cumpla
los principios regulatorios definidos.
15
2. REGULACIÓN DE MONOPOLIOS
Antes de empezar a analizar los costes a los que deben hacer frente las empresas
distribuidoras, se hará un repaso sencillo a ciertos aspectos acerca de la
regulación de monopolios y sobre aspectos contables de manera que más
adelante se clarifiquen los conceptos y términos empleados.
2.1 Objetivos de la regulación
Muchos sectores industriales se han regulado como monopolios a lo largo de la
historia de España, entre ellos se podrían citar el sector de hidrocarburos, el
eléctrico, las telecomunicaciones, el gas, el agua, y un largo etc. El origen de esta
intervención del Estado en dichos sectores se justificaba por el proteccionismo
económico y porque muchas de las empresas que empiezan a desarrollar dichas
actividades eran de capital público.
En los últimos años, la corriente liberalizadora mundial a la que España se ha
adherido, ha supuesto que muchos de estos sectores se hayan privatizado y
ciertas actividades de los mismos se hayan abierto a la competencia siempre y
cuando sus características intrínsecas lo hicieran viable económicamente. De esta
forma, se ha demostrado que sectores o actividades que antes se regían en
ausencia de mecanismos de mercado, ahora se pueden desarrollar en
competencia.
Como se ha comentado en la introducción, de las actividades del sector eléctrico
se liberalizan la generación y la comercialización de electricidad manteniendo el
transporte y la distribución como actividades reguladas. En el caso concreto de la
distribución, dicha decisión se justifica porque la distribución de energía eléctrica
tiene naturaleza de monopolio natural, de manera que es una evidencia
económica que la introducción de la competencia en la misma es ineficiente. Por
ello, el mejor esquema de funcionamiento de dicha actividad es el monopolio
regulado, que consiste básicamente en que la Administración fija los ingresos y las
16
reglas de funcionamiento de la misma, y las empresas intentan maximizar su
beneficio mejorando su eficiencia mediante la reducción costes.
Otras actividades de sectores cercanos también mantienen la condición de
monopolios regulados, como por ejemplo el transporte, la distribución y
almacenamiento del gas natural, el bucle telefónico local, el refino de
hidrocarburos, etc. El modelo económico de estas actividades, es similar al que
tienen otras actividades que se rigen por licencias o concesiones tales como las
autopistas, la distribución y depuración de aguas, limpieza urbana, etc.
La remuneración de las mismas suele estar basada en modelos cuyo objetivo
consiste en retribuir a los ejercientes de dichas actividades por los costes
incurridos en el ejercicio de las mismas, vía la aplicación a los usuarios de unas
tarifas reguladas.
La distribución de energía eléctrica no es una excepción, y hasta el año 1997
estuvo regulada por el Marco Legal Estable, que era un sistema que básicamente
reconocía unos costes estándares de inversión y explotación a las empresas
distribuidoras que cobraban vía las tarifas eléctricas.
El papel del organismo regulador a la hora de establecer modelos de retribución
para este tipo de actividades no es fácil, ya que ha de alinear el objetivo de las
empresas, que no es otro que maximizar su beneficio y obtener una rentabilidad
adecuada y justa por sus inversiones, con el de los consumidores, que es el de
recibir un servicio con la calidad adecuada, al mínimo coste, y a un precio justo,
transparente y no discriminatorio.
Por ello, los modelos de retribución tienen que garantizar la suficiencia de ingresos
para la empresa prestadora de servicios, manteniendo la rentabilidad de su
negocio en márgenes razonables asociados al riesgo de su actividad, y a su vez
exigirle el cumplimiento de determinadas obligaciones, e incentivar la reducción de
costes mediante los mecanismos oportunos.
17
El consumidor ha de percibir que el precio que paga por su servicio es sensato y
transparente, fiel reflejo de los costes que incurre y acorde a una calidad de
servicio mínima garantizada. La definición de las tarifas o precios regulados es un
aspecto crucial, ya que debe realizarse de forma eficiente, evitando subvenciones
cruzadas entre consumidores y que proporcione las señales óptimas al consumo
para que el coste del mismo disminuya.
Es lícito que si una empresa regulada realiza una inversión con el fin de prestar un
servicio a los usuarios, reciba una retribución justa por el capital invertido, y que si
es necesario que además incurra en costes de gestión o de explotación de la
misma, éstos más el correspondiente beneficio por gestión, le sean reconocidos
de alguna manera. Teniendo en cuenta claro está, que la rentabilidad de este tipo
de actividades debe ser acorde a su riesgo, del que no está exenta la distribución
de electricidad: pago de indemnizaciones, consumo ilegal, endurecimiento
legislativo, desarrollo tecnológico, etc.
La base conceptual de remunerar a las empresas prestadoras de servicios según
costes es correcta siempre y cuando dichos costes se correspondan con los
costes "prudentemente" incurridos, ya que de lo contrario se estaría fomentando el
exceso de inversión, se producirían ineficiencias de gestión, el coste para el
usuario sería elevado y quizás el beneficio obtenido por las empresas fuese
excesivo. El problema radica en quién y cómo se establecen los costes
“prudentemente” incurridos, algo que en lo que se refiere a la distribución de
electricidad no hay consenso, como se verá en los sucesivos capítulos.
Otro aspecto vital que debe tener un buen modelo retributivo es que introduzca
mecanismos de eficiencia, que fomenten la reducción de costes, la cual sea
compartida por las empresas y los consumidores, con la consiguiente ganancia de
ambos, ya que si la Administración competente se limita a trasladar los costes
reales de las empresas a los consumidores, éstas nunca tendrán motivación
alguna para reducirlos y ganar en eficiencia, ya que se asentarían cómodamente
en un nivel de rentabilidad determinado.
18
En el capítulo 6 se examinarán los métodos de retributivos que comúnmente se
aplican en el ámbito de la distribución eléctrica, los cuales perfectamente podrían
incluirse en este apartado, pero no se ha hecho con objeto de que previamente el
lector tenga conocimiento de los costes de la actividad.
Por lo tanto y a modo de conclusión, es obvio que se deben reconocer los costes
del servicio a quienes los presten, pero de forma prudente aunque ello sea difícil, a
la vez que se introducen mecanismos de eficiencia ahí donde sea posible
enfocados a la reducción de costes.
2.2 Nociones de gestión empresarial
2.2.1 Esquema de una cuenta de resultados
Es necesario ahondar un poco en los estados financieros de una empresa
distribuidora con el fin de descubrir conceptos que a veces parecen obviarse
cuando se habla de empresas reguladas, ya que da la impresión de que
únicamente existen los ingresos permitidos y los costes permitidos, cuando la
realidad demuestra que existen otros conceptos a tener en cuenta. Dicho esto, se
muestra a continuación un esquema muy simplificado de una cuenta de resultados
de una empresa distribuidora (aunque también valdría para muchos otros tipos de
empresa) podría ser el siguiente:
Ingresos Reconocidos
(-) Gastos Explotación
(-) Tributos
EBITDA
(-) Amortizaciones
BAII
(-) Gastos Financieros
BAI
(-) Impuesto Sociedades
Beneficio Neto
19
Los términos que la componen se explican a continuación:
• Ingresos Reconocidos: También denominados “retribución”, son aquellos que la
Administración establece a la empresa para poder desarrollar su actividad y que
ésta suele obtener vía la aplicación de precios tarifados.
• Gastos de Explotación: Todo el conjunto de costes o gastos necesarios para
poder desarrollar su actividad, y como se verá son muy diversos:
mantenimiento, operación, estructura, personal, etc.
• Tributos: En el caso de las empresas distribuidoras esta partida adquiere
especial relevancia al incluirse en ella la tasa municipal y otros impuestos
municipales.
• EBITDA: Se denomina bajo este acrónimo inglés al beneficio antes de
impuestos, intereses y amortizaciones.
• Amortizaciones: Cantidad del inmovilizado neto que se amortiza anualmente
para reflejar la depreciación del mismo. La vida útil considerada para las
instalaciones eléctricas suele ser de 40 años para líneas y subestaciones y 14
años para los despachos de maniobra y centros de control.
• BAII: Acrónimo de beneficio antes de impuestos e intereses, también
denominado a veces beneficio de explotación.
• Gastos Financieros: Intereses y otros gastos asociados a la deuda financiera de
la empresa que puede clasificarse según el plazo de la misma (largo/corto) o
según el tipo de interés al que está sujeta (fijo/variable).
• BAI: Acrónimo de beneficio antes de impuestos.
• Impuesto de sociedades: Cantidad destinada a satisfacer el impuesto de
sociedades, cuya tasa impositiva suele estar normalmente comprendida entre
un 30 y un 35% del BAI.
20
• Beneficio Neto : Ganancia neta de la sociedad en un ejercicio determinado, la
cual debe ir destinada en parte a reservas y otra parte puede ser distribuido
entre los accionistas por medio del dividendo.
2.2.2 Método de valoración de empresas/inversiones
A continuación se va a describir brevemente un método de valoración
comúnmente utilizado en la teoría económica para valorar tanto empresas como
proyectos de inversión. Dicho método se denomina el método de flujos de caja
libres (Free Cash Flow en inglés) y consiste en esencia en examinar los flujos de
caja que entran/salen durante un determinado periodo y retrotraerlos al presente
con una determinada tasa de descuento. Para calcular el flujo de caja libre de un
año determinado se emplea el siguiente esquema, muy parecido a la cuenta de
resultados:
Ingresos Reconocidos
(-) Gastos Explotación
(-) Tributos
EBITDA
(-) Amortizaciones
BAII
(-) Gastos Financieros
BAI
(-) Impuesto Sociedades
Beneficio Neto
(+) Amortizaciones
Flujo de Caja
(-) Inversión
Flujo de Caja libre
Para obtener el flujo de caja hay que sumar las amortizaciones al beneficio neto,
debido a que las amortizaciones son un gasto contable pero no representan en sí
mismas un flujo de tesorería. Es decir, en la cuenta de resultados aparecen para
reflejar en el resultado anual la pérdida de valor de un bien, que a todos los
21
efectos es un gasto diferido a lo largo de la vida útil de dicho bien, pero el hecho
de amortizar un activo no implica una salida de fondos de caja, por lo que ha de
sumarse ésta con objeto de reflejar fehacientemente los movimientos de tesorería.
El flujo de caja libre se obtiene sustrayendo al flujo de caja las inversiones, ya que
éstas sí que representan un flujo monetario negativo que realmente se produce y
no se contabilizan en ningún apartado de la cuenta de resultados.
La valoración económica de una empresa o de una inversión concreta consiste en
calcular el flujo de caja libre para la misma durante un periodo de tiempo
determinado, lo cual daría como resultado una serie de flujos futuros que
representarían las entradas/salidas netas de caja. A modo de ejemplo, la
valoración de un proyecto de inversión podría determinar que el invertir 100
millones de €, podría dar lugar a un flujo de caja libre durante los próximos 20
años de 10 millones de €. Para saber si este proyecto es rentable, habría que
retrotraer los flujos futuros al presente y ver si equivalen a más o a menos de 100
millones de €. Si dichos flujos se retrotraen con una tasa de descuento del 6%, el
valor de los mismos a día de hoy ascendería a 114,7 millones de €, cifra superior a
la cantidad invertida (100 M€), por lo que dicho proyecto podría considerarse
rentable con un beneficio neto de 14,7 M€.
El descuento de flujos se suele llevar a cabo con el WACC que es el acrónimo en
inglés de Coste Medio de Capital ponderado, cuya fórmula es:
WACC = Ke x E/(E+D) + Kd x D/(E+D) x (1-t)
Donde: Ke: coste de los recursos propios.
E: recursos propios.
Kd: coste de la deuda.
D: deuda.
t: tasa impositiva.
22
Este parámetro suele tomar valores comprendidos entre el 6% y el 8% para las
empresas eléctricas, y representa en la práctica el coste de capital, incluyendo
tanto el coste de los recursos ajenos (deuda financiera), como el coste de los
recursos propios, que refleja el compromiso de pago a los accionistas de la
sociedad.
2.3 Principios de retribución
2.3.1 Base Regulatoria de Activos
Una cuestión muy difícil de solucionar es el determinar cual es nivel de inversiones
necesario para ejercer la actividad de distribución de forma eficiente, es decir,
cuales son las inversiones “prudentemente” incurridas. Este aspecto es
importante, ya que idealmente debiera retribuirse a la empresa distribuidora por
las inversiones necesarias o prudentemente incurridas, ya que de otro modo
podrían cometerse ineficiencias causadas por inversiones innecesarias que a la
larga incrementan el coste del servicio para el usuario.
En el caso de la distribución, podría considerarse como red “prudente”, aquella
que cumpliendo con los requisitos técnicos y los niveles de calidad de servicio
exigibles, se ha desarrollado a un coste razonable a criterio del regulador. Es
decir, se aproxima suficientemente a juicio del regulador, a la red óptima o ideal,
que es aquella que cumple los requisitos anteriormente expuestos y cuyo coste es
mínimo.
Esta aseveración que resulta sencilla y cuya justificación está fuera de toda duda,
es difícil de desarrollar en la práctica, ya que se plantea el dilema de quién tiene la
responsabilidad de establecer cuales son las inversiones “prudentemente”
incurridas. En el caso de la actividad de transporte, la Administración es quién
aprueba las instalaciones necesarias para el buen funcionamiento del sector
eléctrico, asesorado por el regulador y con la participación de las empresas
transportistas y de las Comunidades Autónomas. La diferencia que concierne en
23
este caso entre el transporte y la distribución, es que por volumen de instalaciones
no se podría realizar una planificación centralizada de esta última.
Además, el desarrollo de las redes de distribución es complejo, y en él intervienen
multitud de factores difícilmente predecibles con certeza, como son el crecimiento
del mercado, la actuación de la Administración y la evolución de la legislación. Ha
de tenerse en cuenta que interviene la historia, que la red se desarrolla sobre la ya
existente, y que los errores de planificación (por ejemplo, desarrollos urbanísticos
no realizados) cuando ocurren se consolidan, y no es fácil echar marcha atrás.
El agente que mejor conocimiento tiene de la red de distribución y sus
necesidades es el distribuidor, por lo que debe ser él quién tome la iniciativa
inversora. El papel del regulador y de la Administración debe consistir en controlar
su actividad mediante las herramientas adecuadas, con objeto de identificar
comportamientos poco eficientes y no considerarlos como inversiones
prudentemente incurridas.
Existen varias alternativas regulatorias para establecer (o aproximarse según el
caso) cuales son las “inversiones prudentemente incurridas”, las cuales se
analizarán con detalle en el siguiente capítulo, de entre las que se podrían
enumerar las siguientes:
1. Contabilidad
2. Modelos de red de referencia o cobertura
3. Modelos explicativos
4. Método del RAB implícito
Normalmente, a la cantidad de inmovilizado neto que es considerada a la hora de
retribuir el capital “prudentemente invertido” se le denomina Base Regulatoria de
24
Activos (RAB3) o stock de capital. Esta cantidad va cambiando anualmente en
función de las amortizaciones y las inversiones reconocidas cada año como
prudentemente incurridas.
2.3.2 La retribución del capital
El hecho de que la actividad de distribución eléctrica sea una actividad muy
intensiva en capital, hace que la retribución del mismo sea una parte esencial de la
retribución de la actividad. En definitiva, una empresa distribuidora invierte en
activos de red con la esperanza de obtener una rentabilidad razonable, no muy
elevada, pero al menos que le supongan algún tipo de aliciente respecto a los
mercados de capitales de renta fija o equivalentes.
En un caso irreal, en el que no hubiera que operar y mantener las instalaciones
eléctricas y la única función de la empresa distribuidora fuera invertir en activos
que no se averiasen, la actividad de distribución en la práctica ser transformaría en
algo análogo a una inversión financiera en renta fija: la empresa invierte y la
Administración le reconoce su inversión con un coste del dinero asociado al
mismo, convirtiéndose en la práctica en un producto similar a los bonos o las
obligaciones. Pero a pesar de no ser así, y de que la gestión de las instalaciones
suponga una parte del negocio del que se pueden (y deben) obtener beneficios,
los costes de inversión tienen que ser justamente retribuidos, si es que claro está,
se han incurrido de forma prudente.
Como es de sobra conocido, las instalaciones de distribución (excepto los
despachos y equipos auxiliares) tienen una vida útil muy larga, de unos 40 años
aproximadamente. Ello hace que los periodos de recuperación de inversiones
sean muy largos, y se han de articular los mecanismos en la retribución de la
distribución para que al final de tan largo periodo los costes de inversión
3 Acrónimo de Regulatory Asset Base.
25
reconocidos hayan sido los justos, proporcionando la rentabilidad razonable al
inversor, que en este caso es la empresa distribuidora.
Como ya se ha comentado en capítulo primero, este no es caso de la retribución
actual en España, donde en ningún lugar de la fórmula de retribución aparecen
parámetros que podrían ligarse a la retribución del inmovilizado, como por ejemplo
la tasa monetaria, los años de vida útil de las instalaciones o volumen de
inmovilizado neto.
Aunque ya se verá esto con más detalle en los capítulos siguientes, la retribución
del capital básicamente debiera constar de dos términos; uno de retribución
propiamente dicha y otro término de amortización. Así y a modo de ejemplo, una
instalación cuyo coste de inversión ascendiese a 400.000 €, con una vida útil de
40 años y suponiendo una tasa de retribución del capital del 7%, tendría el primer
año la siguiente retribución:
Retribución por capital: 400.000 € * 7% = 28.000 €
Amortización: 400.000 € / 40 = 10.000 €
Total Retribución: 38.000 €
Cada año habría que ir actualizando el activo neto o RAB, reduciéndolo al menos
en una cuantía igual a la amortización anual, por lo que la cantidad a retribuir por
retribución de la inversión sería decreciente y tendente a cero. La cantidad a
amortizar cada año dependerá del método de amortización usado, aunque lo
normal es que se use la amortización lineal o constante según la cual cada año se
amortiza el valor de inversión del activo dividido entre los años de su vida útil. En
la siguiente tabla se puede ver cómo evolucionaría año a año el valor de RAB, la
amortización y la retribución:
(Datos en k€) Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 ….. Año 38 Año 39 Año 40RAB 400 390 380 370 360 ….. 20 10 0Amortizacion 10 10 10 10 ….. 10 10 10Capital 28,0 27,3 26,6 25,9 ….. 2,1 1,4 0,7Total Retribución 38,0 37,3 36,6 35,9 ….. 12,1 11,4 10,7
26
Un aspecto importante a resaltar, es que los costes de inversión una vez
incurridos no son gestionables4, ya la evolución de la amortización y el coste del
capital están prefijados. Por ello, una vez reconocidos estos costes, no se les
puede exigir eficiencia mediante la aplicación de un factor de productividad a los
mismos. Sería absurdo que alguien que ha invertido en un negocio seguro y
rentable financiándose en parte de recursos ajenos, tuviera la obligación de
reducir éstos y la amortización (es intocable) con un factor del tipo IPC-X. Esto
ocurre en España hoy en día, dado que el factor de productividad aplicado (1+IPC-
1%) afecta a toda la retribución, incluida la retribución del capital invertido.
La búsqueda de eficiencia en una inversión, se acaba en el momento en el que
regulador la acepta como prudente, ya que en ese momento y por pura coherencia
metodológica, pasa a ser un capital prudentemente invertido que debe tener su
rentabilidad garantizada. Ello no exime claro está, que el regulador sea exigente y
riguroso, y analice a fondo las inversiones y costes declarados como prudentes
por las empresas, y rechace aquellos cuya justificación sea dudosa.
El regulador debe ser exigente y escrupuloso a la hora de reconocer costes
prudentes, ya que si estos difirieren de los reales (tanto en un sentido como en
otro) las consecuencias son importantes, como se ve en el siguiente ejemplo:
Concepto Caso A Caso B Caso CCapital Reconocido 100 100 100Capital Invertido Real 100 90 110Coste Equity 10% 10% 10%Coste Deuda 6% 6% 6%WACC (50%/50%) 8% 8% 8%TIR Equity (40 años) 10% 13,3% 7,8%
Caso A: Refleja la situación correcta, se reconoce lo que se invierte y tasa
de rentabilidad obtenida del capital propio (equity) es la esperada.
4 A excepción claro está de la gestión de gastos financieros, aunque el margen de gestión esta
última es muy estrecho.
27
Caso B: Se invierten 90 unidades de capital y se reconocen 100 (un 11%
más), la rentabilidad real del equity es del 13,3% (33% más de lo previsto).
Caso C: Se invierten 110 unidades de capital y se reconocen 100 (un 10%
menos), la rentabilidad real del equity es del 7,8% (22% menos de lo
previsto).
Se ve que puede existir un apalancamiento en ambos sentidos de la rentabilidad
real del capital invertido, lo cual es incompatible con la premisa ya citada de que la
rentabilidad de esta actividad debiera ser justa y razonable.
2.3.3 Retribución por explotación
El otro gran concepto de coste a retribuir por el prestador de un servicio regulado
es el de la retribución por la explotación del mismo, concepto que incluye todos los
gastos necesarios para su desarrollo que no se puedan clasificar como una
inversión.
En el otro extremo al ejemplo descrito anteriormente sobre un servicio que
requiriese únicamente de costes de inversión por lo que equivaldría a una
inversión en renta fija, podría situarse el caso de una actividad regulada
monopolística cuyo coste del servicio consistiese únicamente gastos de
explotación y el nivel de inversión fuera casi mínimo.
Un caso así podría ser el de las concesiones de ciertos servicios públicos, como
los de limpieza urbana o gestión de depuradoras, en los cuales el adjudicatario
únicamente explota un negocio cuyos activos no le pertenecen y percibe una
retribución por ello. En estos casos el prestador del servicio también obtiene un
beneficio por realizar la gestión, ya que no sólo es lo justo, sino que en caso
contrario nadie querría ejercer la actividad.
El negocio de distribución eléctrica implica ambas funciones, la de inversión y la
de explotación, pero ello no exime el que a ambas haya de aplicárseles las
28
mismas reglas que hubieran aplicado si sólo le hubiese correspondido una única
función.
Los gastos de explotación de los monopolios o actividades sujetas a licencias o
concesiones deben clasificarse en dos tipos según si éstos son gestionables o no,
ya que éste hecho diferencia significativamente su tratamiento.
Los gastos no controlables son aquellos que el prestador del servicio no tiene
ninguna capacidad de gestión, tales como impuestos de actividad, tasas, tarifas, o
costes legalmente reconocidos como tal. Los mismos han de ser reconocidos al
mismo en su cuantía exacta y tenidos en cuenta en su retribución, y si su gestión
origina otros costes al prestador aunque sean controlables (reclamaciones,
cobros, comisiones) éstos también le han de ser reconocidos, aunque siéndoles
de aplicación las mismas condiciones que a los costes controlables.
Los gastos controlables son aquellos cuya gestión recae íntegramente en el
prestador, pudiendo influir éste en su naturaleza e importe. Estos costes han de
recibir asociada una retribución que permita un doble objetivo: por un lado
disminuirlos con objeto de abaratar el servicio al usuario y por otro permitir un
beneficio razonable al prestador que mantenga vivo su interés por realizar su
función.
Una alternativa para retribuir los costes de explotación gestionables es la
regulación por incentivos en su variante de limitación de precios, según la cual se
establece para un periodo de 4 ó 5 años una senda de evolución de la retribución
unitaria (o total según el caso) por la prestación del servicio en función de un factor
del tipo (1+IPC-X). Si durante dicho periodo los costes del prestador son inferiores
al coste unitario reconocido éste obtiene un beneficio, por lo que su incentivo a
reducir costes es evidente.
Al final del periodo considerado se pueden revisar tanto la retribución unitaria
inicial como la senda de evolución, pero permitiendo al prestador que consolide
parte del ahorro de costes generado. De no ser así, y tras las revisiones periódicas
29
se igualasen ingresos unitarios al coste unitario del último periodo, llegaría un
momento que el prestador perdería todo interés en seguir ejerciendo su actividad.
30
3. LOS COSTES DE INVERSIÓN
3.1 Generalidades
La primera y la más importante función de la actividad de distribución es la de
construir, mantener y operar las redes eléctricas, que en este caso son aquellas
necesarias para unir eléctricamente la red de transporte con los centros de
consumo. Esta función dará lugar a los costes de inversión y explotación que se
verán respectivamente en este capítulo y en el siguiente.
Los costes de inversión tienen su origen en las instalaciones que se construyen o
se renuevan con objeto de atender el incremento de la demanda, mejorar la
calidad del suministro y/o reducir las pérdidas de la red. Suelen ser inversiones
que se acometen en plazos relativamente cortos5, normalmente no superiores al
año, y suelen estar tanto coordinadas entre sí, como con las inversiones en la red
de transporte.
Las instalaciones que conforman las redes eléctricas son aquellas de tensión de
funcionamiento inferior a 220 kV, y están formadas principalmente por:
• Líneas aéreas y subterráneas de diversas tensiones: BT, MT, AT, MAT
• Subestaciones de Transformación (MAT/AT)
• Subestaciones de Reparto (AT/MT o MAT/MT)
• Centros de Transformación (MT/BT)
• Equipamiento auxiliar: equipos de comunicaciones, interruptores,
seccionadores, medida, protecciones, etc.
5 Las instalaciones de 132 kV tienen un plazo de desarrollo bastante mayor.
31
• Despachos de Maniobra y Centros de Control
La política que siguen habitualmente las empresas distribuidoras es la de una
política constante de inversiones acorde al crecimiento de la demanda, salvo como
ya se ha comentado, que exista un entorno regulatorio que desincentive las
inversiones en la red, hecho preocupante ya que la política de inversiones influye
de forma directa a largo plazo en la calidad de servicio proporcionada al cliente.
Para decidir qué inversiones han de llevarse a cabo intervienen multitud de
factores, entre los que destacan los estudios de planificación, los desarrollos
urbanísticos y la propia evolución geográfica del consumo. Las inversiones en
distribución se pueden clasificar fundamentalmente en tres grandes grupos:
1) Nuevos Suministros y Aumento de Consumo
Es un hecho obvio que a medida que crece la demanda eléctrica se
necesita disponer de más activos para poder suministrarla, por lo que habrá
que realizar inversiones en instalaciones destinadas a satisfacer los nuevos
suministros que surgen y al incremento del consumo de los clientes ya
existentes.
Debido a la condición de la distribución como una actividad sujeta a
economía de escala, los activos necesarios para subsanar este hecho no se
incrementan según el incremento de la demanda, sino que lo hacen
aminorados por el factor de economía de escala cuyo valor se calculará en
este capítulo.
2) Mantenimiento y Reposición
Los elementos constituyentes de las instalaciones de distribución tienen
una vida útil media de aproximadamente 40 años, por lo que es necesario
llevar a cabo su reposición periódica cuando éstos llegan al final de su vida
útil.
32
El mantenimiento preventivo (se tratará en el apartado 4.1) es una
herramienta de gestión que optimiza la vida útil de los elementos, pero no
evita la reposición final de los mismos.
3) Inversiones de Mejora
En el desarrollo de la actividad de distribución existen situaciones en las
cuales se puede mejorar substancialmente la eficiencia de la actividad de
distribución. Ello da lugar a inversiones cuyo fin es mejorar aspectos como
la calidad de servicio en ciertas zonas (tanto continuidad de suministro y
como calidad de onda), la reducción de costes y el ahorro de pérdidas de
red.
Normalmente las inversiones de red encajan en más de uno de los grupos vistos
anteriormente, dado las nuevas instalaciones (originadas tanto por crecimiento del
mercado como por reposición) suelen mejorar indirectamente los niveles de
pérdidas, calidad de servicio y energía no suministrada. Véanse gráficamente los
distintos tipos de inversión en los activos de distribución:
ACTIVOS DE DISTRIBUCIÓN
∆∆ DEMANDA
Nuevas Instalaciones
REPOSICIÓN
Instalaciones Existentes
MEJORA
Calidad / Pérdidas
33
Visto lo anterior, puede pensarse que el nivel mínimo de inversiones "prudentes"
debe ser suficiente al menos para compensar la reposición de elementos y el
crecimiento de la demanda.
Esta afirmación aunque parezca obvia tiene sus consecuencias, ya que dado que
la vida útil media de los elementos que componen las redes de distribución es de
40 años, implica que de media, cada año se debería reponer la cuarentava parte
del inmovilizado existente hace cuarenta años. Otra forma de verlo es que cada 40
años se han debido de reponer una vez de media todos los elementos de la red de
distribución.
3.2 Análisis de los inductores de coste
El análisis de los inductores de coste de los costes de inversión en las redes de
distribución se llevará a cabo en dos etapas, una teórica, en la que se analizarán
sobre el papel los inductores de coste, y otra práctica, que consistirá en analizar
los resultados obtenidos por el conjunto de las empresas distribuidores al
aplicárseles un modelo de red de referencia.
3.2.1 Consideraciones teóricas
Cualquier ingeniero eléctrico, ante la posibilidad de tener que diseñar o planificar
las redes de distribución eléctrica de una zona determinada, podría pensar
intuitivamente, que el coste de la misma dependerá en mayor o menor medida
según el caso de:
1. La potencia a suministrar
2. La superficie de la zona
3. La dispersión de las cargas en la zona
4. El tipo de red: aérea o subterránea
5. La calidad. de servicio mínima que se quiera prestar
34
A continuación, se analizarán uno a uno estos factores, potencialmente candidatos
a ser inductores de coste.
1) La potencia a suministrar
La potencia a suministrar tiene especial relevancia en el diseño de las redes de
distribución debido a que normalmente ésta influye decisivamente en el diseño de
la red. En el ámbito de las redes de distribución se identifican cuatro tipos de
potencia distintos, que son:
a) Potencia instalada: la admisible técnicamente por la instalación.
b) Potencia(s) contratada(s): las que figuran en la póliza de suministro del cliente
c) Potencia demandada: la que lee el maxímetro en el caso de una instalación de
cliente o en un vatímetro en una instalación de distribución
d) Potencia demandada “punta”: la máxima potencia demandada en una
instalación o zona de distribución durante un determinado periodo.
e) Potencia facturada: la que paga el cliente tras aplicar las reglas de facturación
vigentes.
La potencia demandada en punta constituye uno de los inductores de coste más
importantes de las redes de distribución, ya que las redes se diseñan para que al
menos, sean capaces de aguantar la punta de demanda en una instalación
concreta o zona determinada. Este hecho es intrínseco a la naturaleza de las
redes de distribución, ya que éstas alimentan un conjunto amplio cargas cuyo
consumo no es simultáneo en el tiempo. Así, dentro de una zona de distribución
podría hablarse de una punta de demanda global de la misma y de puntas
zonales, las cuales no tienen porqué coincidir en el tiempo con la punta global.
De esta forma, es conocido que la demanda máxima a la que están sometidas las
empresas distribuidoras en España se suele dar en invierno, hecho que no evita
que en las zonas veraniegas de la costa la punta local de demanda se produzca
35
en la época estival. Este desglose entre una punta local y una punta global se
puede aplicar en ámbitos más reducidos, ya que si por ejemplo en una provincia
se comparase la punta de demanda máxima provincial con las puntas máximas
individuales de cada subestación, se observaría que no son coincidentes en el
tiempo, por lo que la suma de las mismas sería superior a la punta provincial.
Por consiguiente, el planificador de la red de distribución, debe conocer la punta
de demanda real y prevista en el futuro en cada zona, subestación e incluso
cabeceras de línea, ya que constituye un parámetro vital a la hora de diseñar las
redes.
La magnitud física que normalmente determina la tensión de suministro de un
consumidor es la potencia contratada. Esto es así porque cada nivel de tensión
dispone de elementos tipo (cables, transformadores) con un rango de capacidad
limitado, que hace que para un cierto nivel de tensión, la potencia que se pueda
suministrar tenga un límite máximo fijado por condicionantes técnicos. De esta
forma, los suministros de potencia inferior a 50 kW suelen alimentarse en baja
tensión, los de entre 50 kW y 5 MW en media tensión, y a partir de esta cantidad
de potencia contratada se suele recurrir a las redes de alta y muy alta tensión.
En el proceso habitual de contratación de suministro, los clientes solicitan a la
empresa distribuidora la necesidad de conexión de una determinada capacidad de
potencia máxima a la red (con independencia de que después de contraten
diferentes potencias en los respectivos periodos horarios). El distribuidor,
comunica al solicitante el punto de conexión de la red de distribución y el nivel de
tensión en el que puede conectarse dicho cliente a la red, debiendo satisfacer los
derechos de acometida que están establecidos según la normativa vigente. Dichos
derechos quedan asociados a la instalación como potencia máxima admitida en
ese punto de red, y en caso de que en el futuro el cliente solicitase un aumento de
potencia deberá satisfacer los derechos de acometida que le correspondan.
Por lo tanto, se desprende de lo visto anteriormente que cada cliente puede llegar
a demandar en su punto de conexión a la red una potencia equivalente a su
36
potencia contratada máxima, que salvo excepciones es idéntica a la potencia por
la que ha satisfecho los derechos de acometida. Generalmente los clientes
(excepto los de la tarifa doméstica 2.0) suelen contratar varias potencias,
diferentes según los periodos horarios6 en los que se discrimine su consumo,
según las tarifas vigentes.
Muy ligada a la potencia contratada está la energía consumida, dado que el
cociente de ambas proporciona el parámetro de horas de utilización de la
potencia. El número de horas de utilización varía mucho de unos clientes a otros,
así, mientras que los clientes domésticos suelen tener un número anual de horas
de utilización bajo (1000-2000 horas), los clientes industriales optimizan el uso de
su potencia contratada llegando a horas de utilización muy elevadas (más de 6000
horas). Ni individualmente ni por sectores es equivalente el hablar de energía
consumida y de potencia contratada, aunque al abarcar conjuntos de clientes
amplios, como pueden ser las zonas de distribución de las empresas
distribuidoras, hablar de potencia contratada y de energía es muy similar.
Por ello, a sabiendas de que realmente el parámetro inductor del coste en las
redes de distribución es la potencia demandada, ya que ésta es la base del
dimensionamiento de las instalaciones de distribución, su carácter amplio (local,
zonal, provincial) y la no simultaneidad de la misma, hacen que sea recomendable
el sustituir ésta por la energía demandada o la potencia contratada, ya que ambos
son parámetros más fáciles de medir y de analizar su evolución en el tiempo.
2) La superficie de la zona
La superficie de las zonas de distribución incide significativamente en el coste de
las redes necesarias para su suministro, véase para ello el siguiente ejemplo: si se
han de electrificar dos zonas de distribución con las mismas cargas y el resto de
inductores de coste iguales, pero una zona con una superficie doble que la otra,
6 Generalmente en tarifa integral son punta, llano y valle.
37
está claro que el coste de las redes necesarias en cada caso no puede ser el
mismo. Si se supone un mismo grado de dispersión de cargas (por ejemplo un
sembrado aleatorio) las distancias entre las cargas serían más grandes en la zona
de mayor superficie, por lo que las longitudes de las líneas que las conectan
también lo serían.
La superficie del área a distribuir suele dar lugar a un parámetro denominado
densidad de carga, el cual es el cociente entre energía o potencia entre superficie,
y suele medirse en kW/km² o en MWh/ km². De esta forma en el ejemplo anterior,
el área pequeña tendría una densidad de carga igual al doble de la del área
grande. Este parámetro es útil ya que recoge de la influencia de la superficie y
cuanto mayor es éste, mayor es el coste unitario de red por unidad de superficie.
En el siguiente apartado en el que se estudiará la naturaleza de economía de
escala de la actividad de distribución se apreciará como al aumentar la densidad
de carga aumenta el coste unitario de la red necesaria para satisfacer la demanda
en la zona pero en menor proporción que ésta, lo que demuestra que la actividad
de distribución eléctrica tiene características de economías de escala.
3) La dispersión de las cargas en la zona
Otro inductor de coste es la dispersión de cargas, que refleja el grado de
concentración o dispersión de las cargas de suministro en un área determinada.
Cuanto más dispersas sean las cargas, para una misma superficie y densidad de
carga, más elevado será el coste de la red de distribución de la zona considerada.
La dispersión de cargas se puede medir de diversas maneras, siendo una de ellas
el uso de las zonas de distribución a efectos de cálculo de los índices de calidad
de servicio del RD 1955/2000 [BOE,2000a], que clasifica los municipios en cuatro
tipos de zona distintos (urbana, semiurbana, rural concentrado y rural dispersa) en
función del número de suministros de los mismos.
Otro parámetro comúnmente usado para la determinación de las dispersión de
cargas es el producto potencia por distancia aplicado a cada carga, siendo la
38
distancia a contabilizar la existente entre el cliente y el centro de transformación en
baja tensión y la correspondiente entre el cliente y la subestación en media
tensión.
Es difícil implementar parámetros y fórmulas sencillas que definan o cuantifiquen
la dispersión de cargas de una zona de distribución. En cambio, los modelos de
red de referencia sí que la tienen en cuenta al tener como parámetros de entrada
de los mismos las coordenadas georreferenciadas de los clientes. De esta forma,
la dispersión real de cargas queda implícita en los resultados obtenidos con los
modelos de red de referencia ya que como han de tejer la red ideal que suministre
a todos los clientes ésta se ve afectada en coste por su dispersión geográfica. Ello
originará que las zonas más dispersas obtengan un coste de inmovilizado de
referencia mayor que las zonas en las que las cargas están concentradas
geográficamente.
4) El tipo de red: aérea o subterránea
La diferencia en coste entre construir instalaciones de red aéreas o hacerlo
subterránea es tan grande que obliga a que un factor inductor de coste sea el
grado de soterramiento de una red de distribución.
A modo de ejemplo, un kilómetro de línea aérea de media tensión puede suponer
una inversión de 30.000 €, mientras que si tal línea fuese subterránea el coste
ascendería a unos 130.000 €. Asimismo, el coste de las subestaciones blindadas
es del orden de dos veces más que el coste de la misma subestación
convencional.
En los últimos tiempos, y a raíz del presunto impacto medioambiental de las líneas
eléctricas de alta tensión, la sociedad en general reclama cada vez con más
ahínco el soterramiento de cables y la compactación de las subestaciones,
especialmente en zonas urbanas. Dicho fenómeno que representa un sobrecoste
para las empresas de distribución que debe reconocerse a las mismas mediante
su inclusión en los mecanismos de cálculo de la retribución.
39
5) La calidad de servicio mínima que se quiera prestar
Otro de los inductores de coste mas relevantes en el diseño de redes de
distribución es el nivel de continuidad de servicio objetivo que se persigue,
pudiéndose medir éste por los índices habituales de TIEPI7 y NIEPI8.
Si se diseña una red de distribución con los criterios habituales de construir en
mallado las redes urbanas aunque su explotación sea radial y construir en radial
las redes típicamente rurales, se obtiene una red de distribución con unos
determinados niveles de continuidad de suministro.
Si se quisiesen mejorar tales niveles, habría que acometer una serie de
inversiones como por ejemplo el mallar circuitos radiales o aumentar la potencia
garantizada de las subestaciones añadiendo mayor capacidad de transformación.
En caso de que se buscase un nivel de continuidad excepcional, podrían
sustituirse los tramos aéreos por tramos subterráneos y se podrían construir
alimentaciones alternativas para los suministros. El coste de estas medidas sería
muy elevado.
Un planificador de red llegaría a la conclusión que para que diferentes zonas de
distribución alcanzasen niveles de calidad homogéneos, la inversión necesaria en
cada una de ellas por unidad de potencia o de energía varía considerablemente.
Así, si se intentase que una red rural tuviera la misma calidad de servicio que una
red urbana, el coste necesario sería enorme, lo que indica que dar el mismo nivel
de continuidad de suministro en las diferentes zonas de distribución tiene un coste
muy diferente.
7 TIEPI: Tiempo de Interrupción Equivalente sobre la Potencia Instalada.
8 NIEPI: Número de Interrupciones Equivalentes sobre Potencia Instalada.
40
Esto es debido a la diferente topología de las redes, que en el caso se urbanas
son redes generalmente subterráneas que han de satisfacer zonas con altas
densidades de carga en distancias cortas, mientras que las redes rurales se
caracterizan por abastecer mercados dispersos, de baja densidad de carga y tener
que construir las líneas aéreas largas en configuración radial.
Por tanto, dado que el coste de la calidad de servicio varía según el mercado
abastecido, cabría preguntarse qué costes habría que imputar a los clientes
conectados a las redes. En principio existen dos alternativas claras, la primera
consistiría en dar el mismo nivel de continuidad a todos los clientes por lo que el
coste a imputarles debiera ser distinto; mientras que la segunda consistiría en
imputar el mismo coste de red a los consumidores pero que el nivel de calidad que
recibiesen fuera distinto.
En España está vigente esta segunda opción, según la cual todos los
consumidores pagan idénticas tarifas integrales o tarifas de acceso pero los
niveles de continuidad de suministro a los que tienen derecho difieren en función
de la zona en la que se sitúen dichos consumidores.
En definitiva, el coste de la red de distribución influye decisivamente en función del
nivel de continuidad de suministro que se quiera prestar, y tal diferencia no es
homogénea en todas las zonas de distribución. Por ello, debe adecuarse la
retribución de las empresas distribuidoras al nivel de calidad de suministro que
prestan, ya que éste determina tanto el coste de inversión como el de explotación.
Los modelos de red de referencia son una herramienta muy útil que permiten
obtener relativamente rápido la relación relativa entre calidad prestada y coste de
la red necesaria para prestarla, por lo que deben ser un instrumento válido para
regular en temas de calidad de servicio.
3.2.2 Economías de escala en la actividad de distribución
Se podría definir una economía de escala como aquella actividad cuyo coste
unitario de producción disminuye al aumentar el número de unidades producidas.
41
Obviamente para una actividad que esté sujeta a la economía de escala el coste
marginal del producto será siempre menor que el coste medio.
¿Es la actividad de distribución un ejemplo de economía de escala? Ciertamente
lo es, a medida que aumenta el número de kWh que han de ser distribuidos el
coste unitario de su distribución disminuye. Así por ejemplo, si a una empresa
distribuidora le cuesta 18 M€ distribuir 1.000 GWh en un área geográfica, a un
precio unitario de 1,8 c€/kWh, si la demanda crece y pasa a distribuir 1100 GWh
en la misma área geográfica, sus costes aumentarán por ejemplo hasta los 19 M€.
En este caso, el coste unitario nuevo sería de 1,727 c€/kWh.
La existencia de una economía de escala en distribución se intuye claramente en
el coste de los activos: si se examinan costes de elementos de distribución, se ve
rápidamente que un transformador de 20 MVA vale menos que dos
transformadores de 10 MVA, que un kilómetro de línea con capacidad 30 MVA
vale sólo un poco más caro que otro de 20 MVA de capacidad, etc. Si se mira en
el ámbito de zona de distribución, se puede demostrar que normalmente
suministrar un mercado de 200 MW, cuesta menos del doble que uno de 100 MW
en el mismo territorio.
Para reflejar el comportamiento de la actividad de distribución como actividad
sujeta a la economía de escala, en la fórmula de retribución de la distribución se
introdujo un factor llamado “factor de eficiencia”, que como se vio en el capítulo 1
más bien su cometido era reflejar que la distribución tiene economías de escala,
ya que el factor de eficiencia o de productividad propiamente dicho debiera ser el
factor X.
La formulación de dicho “factor de eficiencia”, se puede extraer de la fórmula (1)
de la retribución que era:
Rn = R n-1 * ( 1 + (IPC-1)/100 ) * ( 1 + Fe * ∆ D )
Si se sustituye el incremento de demanda ∆ D por (D n - D n-1 ) / D n-1 y obviando el
termino relativo al IPC la fórmula queda:
42
R n = R n-1 * ( 1 + Fe * (D n - D n-1 ) / D n-1 )
Despejando:
1
1
1-n
n*Fe1
RR
−
−−=−
n
nn
DDD
Operando:
1
1
1
1
1
1
−
−
−
−
−
−
∆
∆
=−
−
=
n
n
n
nn
n
nn
DD
RR
DDD
RRR
Fe
No sería erróneo suponer que la retribución (R) es conceptualmente proporcional
al coste de reposición especialmente si se trata de retribución por inversión, por lo
tanto se puede sustituir Rn-1 por k * C n-1 y ∆ R por k * ∆C:
1
1
1
1
1
1**
−
−
−
−
−
− ∆∆
=∆
∆
=∆
∆
=
n
n
n
n
n
n
DC
DC
DD
CC
DD
CkCk
Fe (2)
Donde C n-1 es el coste de reposición y D n-1 la demanda en el año n-1.
Esta formula quizás se habría podido deducir por otras vías, ya que examinándola,
se llega a la conclusión de que el llamado “factor de eficiencia” (realmente el factor
de economía de escala) no es más que el cociente entre el incremento porcentual
de costes entre el incremento porcentual de su inductor de coste, en este caso la
demanda. Estableciendo este valor en un 0,3, la Administración da a entender que
si la demanda crece un 10%, los costes de la actividad únicamente debieran
crecer un 3%, aunque esto como se verá más adelante no es cierto, sino que
crecen mucho más, debido a que el valor de dicho factor debiera ser más elevado.
43
Dado que la ecuación (2) es genérica se puede aplicar tanto a escala nacional
como a escala provincial o regional, poniéndola en modo diferencial:
1
1
−
−=
in
in
i
i
i
DCdDdC
Fe(3)
Representando i en este caso como una red parcial de distribución.
3.2.3 Tratamiento de los resultados del modelo
Un camino para calcular el valor del cociente ∆C / ∆D sería ejecutar un modelo de
red de referencia varias veces, para distintos niveles de carga obteniéndose
distintos valores de inmovilizado de reposición. Así se obtendría una relación entre
el coste de reposición del sistema eléctrico peninsular y la demanda que satisface.
Como el ámbito de esta tesis de master es limitado, y más aún lo es la
disponibilidad real de modelos de red de referencia operativos, no se pueden
realizar estos cálculos por lo que el análisis se centrará en obtener la relación
entre costes y demanda a partir de los datos de salida provinciales disponibles.
Con objeto de profundizar en el entendimiento de los inductores de coste de los
costes de inversión de red, en el punto 9.1 del Anexo se han analizado los
resultados del modelo de red de referencia Bulnes que se obtuvieron en 1998 para
el conjunto de provincias españolas. Las principales conclusiones obtenidas
pueden resumirse en las siguientes consideraciones:
• Existe una correlación evidente entre el coste unitario de inmovilizado de
reposición por unidad de superficie y la carga unitaria provincial, esta última
medida como densidad de energía o densidad de potencia contratada.
• De todas las regresiones estadísticas estudiadas, las que mejor valor de
coeficiente de correlación (R2) han sido la regresión lineal y especialmente
la regresión potencial.
44
• Hay una correlación clara entre la potencia contratada provincial y la
demanda de energía provincial, pero a pesar de ello, las correlaciones entre
coste y potencia dan mejor resultado que las correlaciones entre coste y
energía.
• El coste de inmovilizado provincial por unidad de superficie (ci) podría
modelarse de la siguiente manera:
≈
==
i
iP
i
iP
i
ii
SDA
SPcA
SCc ** (4)
Siendo A y P constantes obtenidas en el análisis de regresión, Pci la potencia
contratada en cada provincia y S i la superficie provincial. En lugar de Pci también
se obtendría un resultado aceptable usando Di, la demanda de energía en cada
provincia.
Si en la ecuación (4) se despeja Ci:
PPP
DiSiASiSiDi
ACi **** 1−=
= (5)
Calculando la derivada para Si constante 9 y sustituyendo en la ecuación (3)
queda:
P
DiDiSiA
DiPSiA
DCdDdC
Fe PP
PP
in
in
i
i
i === −
−−
−
− *****
1
11
1
1
9 Se trata de hallar el factor de economía de escala de un territorio dado cuya superficie no varía.
45
Por lo tanto y según este análisis, si los costes de inmovilizado unitarios por
unidad de superficie dependen potencialmente de la carga unitaria superficial, el
factor de economía de escala es el exponente de dicha dependencia potencial.
Si a los gráficos analizados en el punto 9.1 del Anexo se aplican estas fórmulas,
se obtienen los siguientes factores de economía de escala, que dependen de si la
regresión de hace con la potencia contratada o con la energía demandada:
Nivel de Tensión Energía Potencia
Baja Tensión 0,86 0,92
Media Tensión 0,63 0,69
Alta Tensión 0,44 0,52
Global 0,63 0,74
La conclusión inmediata que se puede establecer mirando la tabla anterior es que
el factor de economía de escala hallado es considerablemente más alto que el
usado normalmente por el regulador (0,3), y supera holgadamente el límite
máximo (0,4) que se recoge en el Real Decreto 2819/1998.
Utilizando datos de salida del modelo de red de referencia, que es una
herramienta de cálculo para la retribución de la actividad aceptada tanto por la
Administración como por la CNE, se demuestra que los costes de inversión siguen
una tendencia potencial, y que el valor del llamado “factor de eficiencia” (realmente
el factor de economía de escala) de distribución debiera valer entre 0,63 -0,74, y
es distinto para cada nivel de tensión.
Ha de quedar claro que el facto de economía de escala calculado es por unidad de
superficie, por lo que refleja la economía de escala que se produce en un área
determinada (zona, provincia, etc.) al aumentar la densidad de carga.
46
3.2.4 Coherencia de la fórmula de retribución
Recordando la fórmula (5) del apartado 3.2.3:
PPP
DiSiASiSiDiACi **** 1−=
=
que como se ha visto relaciona los costes de inmovilizado de reposición de cada
provincia con la demanda de la misma, se puede hallar el coste total si se suman
todas las provincias:
PP
DkSiSiDi
ACiC *** =
== ∑∑ (6)
Siendo D la demanda total peninsular y k una constante.
Una vez visto que la ecuación de coste de reposición tiene forma potencial tal y
como se ve en la fórmula (6) cabría preguntarse si el factor ( 1 + Fe * ∆ D ) que
afecta a la retribución en la fórmula (1) es coherente o no con el mismo.
Como se ha establecido en el apartado 2.3, el objeto de la remuneración del
capital es de retribuir los costes prudentemente incurridos, los cuales se
representan normalmente por la cantidad de inmovilizado neto denominada Base
Regulatoria de Activos (RAB) o stock de capital. Obviamente el valor del
inmovilizado neto es igual al bruto menos la amortización acumulada:
AcumuladaónAmortizaciBrutodoInmovilizaRAB −= (7)
El inmovilizado bruto se ha visto que se rige por una fórmula potencial (6),
mientras que la amortización acumulada debe representar la suma de todas las
amortizaciones de capital de los activos existentes en un momento dado.
Si se considera que la vida útil de las instalaciones de distribución es de cuarenta
años, y que se ha empleado un método de amortización lineal, cabría esperar que
47
la amortización acumulada sería igual a la suma de las inversiones efectuadas en
los últimos cuarenta años dividida por cuarenta. Ni qué decir tiene que obtener una
expresión analítica fiable de este término es casi imposible.
El RAB debiera ir cambiando anualmente en función de las amortizaciones y las
inversiones reconocidas cada año como prudentemente incurridas, por lo que se
podría escribir las siguiente ecuación:
RABni = RABn-1 i - DEPn-1 i + ∆ RABn-1 i (8)
Donde:
RABni = Base Regulatoria de Activos de la empresa i en el año n
RABn-1 i = Base Regulatoria de Activos de la empresa i en el año n-1
DEPn-1 i = Depreciación (o amortización) de la empresa i en el año n-1
∆ RABn-1 i = Incremento anual reconocido del RAB de la empresa i en el año n-1
Como se verá más adelante, las inversiones incurridas por aumento de mercado sí
que se podrían estimar con herramientas del tipo de un modelo de cobertura, pero
no las inversiones de reposición, las cuales tienen cierta componente aleatoria
dado que no todos los activos tienen una vida útil de cuarenta años, a pesar de
que esa es su vida media.
Por lo tanto, un problema de semejante magnitud como calcular el RAB, no se
puede simplificar y sustituir éste con el empleo de un factor ( 1 + Fe * ∆ D ) que a
lo sumo intenta reflejar de una forma excesivamente simple que la distribución es
una actividad sujeta a economías de escala. Por ello no se considera oportuno el
empleo de dicho factor, ya que no considera conceptos tan importantes como la
depreciación de los activos ni su necesidad de renovación.
48
La retribución del capital básicamente debiera constar de dos términos; uno de
retribución propiamente dicha calculado aplicando una tasa de remuneración al
RAB y otro término de amortización.
3.3 Cálculo de la Base Regulatoria de Activos
Tal y como se vio en el capítulo 2, una cuestión muy difícil de solucionar es el
determinar cual es nivel de inversiones necesario para ejercer la actividad de
distribución de forma eficiente, ya que idealmente debiera retribuirse a la empresa
distribuidora por las inversiones prudentemente incurridas. A la cantidad de
inmovilizado neto que es considerada a la hora de retribuir el capital se suele
denominar Base Regulatoria de Activos (RAB10) o stock de capital, la cual va
cambiando anualmente en función de las amortizaciones y las inversiones
reconocidas como prudentemente incurridas.
Para el caso de España, se proponen en esta tesis dos sistemas diferentes para
calcular el RAB: la contabilidad y el método del RAB implícito, los cuales se
desarrollan en los siguientes apartados.
3.3.1 Contabilidad
La primera alternativa para calcular el RAB se base en la contabilidad financiera
de las empresas, en la cual debiera figurar la información contable del
inmovilizado de distribución, tanto el bruto como el neto, una vez descontada la
amortización acumulada. Esta información es de fácil acceso en su conjunto, ya
que en la memoria anual de actividades de cualquier sociedad aparecen en el
activo del balance las cuantías de inmovilizado bruto y la amortización acumulada,
siendo el inmovilizado neto la diferencia entre ambos conceptos anteriores.
10 Acrónimo de Regulatory Asset Base.
49
A pesar de la facilidad que supone recopilar dicha información, la utilización de la
contabilidad de las empresas como base de cálculo, no representa
fehacientemente el valor de la inversión a remunerar por los siguientes motivos:
1. El valor regulatoriamente reconocido de la inversión no tiene porqué ser
necesariamente igual al inmovilizado material bruto contable. Aceptar como
stock de capital el valor contable implica reconocer como prudentes los
valores contables de los activos y, por tanto, remunerar eventuales
actuaciones ineficientes del pasado (mayores costes de inversión) y, por el
contrario, penalizar actuaciones eficientes (menores costes de inversión).
Además, las diferencias en los criterios de capitalización de gastos pueden
haber dado lugar a diferencias entre los inmovilizados contables de las
empresas. Por tanto, el inmovilizado material bruto de una empresa no es
comparable al del resto en la medida en que no sean iguales sus
correspondientes criterios de capitalización. Esto podría dar lugar a
tratamientos discriminatorios entre empresas, ya que las empresas que en
el pasado hayan aplicado unos criterios de capitalización más agresivos
recibirán con el nuevo modelo propuesto una mayor retribución que las que
hayan aplicado unos criterios de capitalización más prudentes.
2. El valor ya recuperado de los activos a través de las remuneraciones
recibidas hasta la fecha no tiene porqué ser necesariamente igual a la
depreciación contable acumulada. No existe ninguna razón que justifique
que la retribución por amortización implícita en las remuneraciones pasadas
(es decir, la parte de la inversión recuperada) sea igual a las amortizaciones
contabilizadas por las empresas. Adicionalmente, la vida útil aplicada por
cada empresa a las diferentes categorías de activos puede diferir. De esta
forma, las depreciaciones acumuladas pueden ser diferentes para dos
activos idénticos de dos empresas distintas. Esto conllevaría que la
remuneración asociada a cada activo fuera diferente, a pesar de que las
empresas hubieran recibido los mismos ingresos en el pasado para la
50
recuperación de los costes de esos activos, lo cual es difícilmente
justificable.
3. Actualizaciones: En ningún caso la revalorización de activos debe originar
una variación en la remuneración de dichos activos dado que dicha
retribución ha de basarse en los costes prudentes realmente incurridos.
Adicionalmente, se observan diferencias importantes en la actualización
realizada por cada empresa, con lo que podría darse el caso de que activos
idénticos con igual fecha de alta tengan valoraciones contables diferentes,
lo cual no se justificaría desde un punto de vista regulatorio.
4. Subvenciones y cesiones de capital: La remuneración de la distribución
debe cubrir únicamente aquella parte de los activos financiada por las
empresas. Las subvenciones y cesiones de capital representan activos
financiados por terceros y que por tanto no deberían pasar a formar parte
del stock de capital. Adicionalmente, se observan diferencias importantes
en el peso relativo de las subvenciones y cesiones en el inmovilizado neto
de las empresas. Esto haría que su consideración en el stock de capital
diera lugar a un tratamiento asimétrico entre las empresas.
5. Activación de gastos financieros en los trabajos para el inmovilizado: Parte
de los activos de las empresas son construidos por ellas mismas, por lo que
capitalizan los costes incurridos en dicha labor. Uno de los costes
capitalizados son los gastos financieros. Los gastos financieros medios
anuales de las empresas difieren históricamente de unas a otras de forma
significativa. Asumiendo que el coste de la deuda asignada a la obra en
curso es similar al coste medio de la deuda, un mismo activo tendrá un
valor contable diferente según la empresa que lo realice. Esta diferencia en
el coste puede no ser aceptable desde el punto de vista regulatorio,
favoreciendo a aquellas empresas que han tenido un coste de la deuda
más elevado en el pasado.
51
6. Ritmo de amortización: Las empresas pueden considerar en su contabilidad
vidas útiles diferentes para activos idénticos. Esto implica que, de utilizar
como stock de capital el inmovilizado neto contable, aquellas empresas que
hayan aplicado criterios de depreciación menos agresivos recibirán una
mayor remuneración, lo cual es difícilmente justificable desde el punto de
vista regulatorio.
3.3.2 Método del RAB implícito
Este método surge debido a que una de las alternativas de cambio del sistema de
retribución de la distribución vigente en España podría ser el de mantener el nivel
de retribución de cada empresa distribuidora. El mismo tiene como objetivo el
hallar el valor RAB implícito en la retribución que percibe cada empresa
distribuidora en un momento dado, y a partir de ahí individualizar su evolución
cambiando el método de retribución. Ello hace necesario analizar o desglosar la
retribución de las mismas para hallar la retribución por inversión, que conduce al
RAB implícito su la retribución.
Suponiendo que para el año 2002 la remuneración para una cierta empresa fuera
R2002, sería posible plantear la siguiente ecuación:
R2002 = WACC * RAB0 + OPEX2002 + D2002 (9)
donde:
RAB0 : es el RAB implícito en los ingresos reconocidos en el año 2002
OPEX2002 : es el coste operativo prudente reconocido en 2002
D2002 : es la depreciación implícita del año 2002
52
Partiendo del supuesto de que existe una relación entre el RAB inicial y el valor
contable homogéneo11 (VCH2001) de los activos de la empresa al final del año
2001:
RAB0 = (1 + k) * VCH2001
Así, esta equivalencia se podría aplicar también a la depreciación contable
homogénea (DCH2002):
D2002 = (1 + k) * DCH2002
Con las fórmulas descritas anteriormente puede derivarse una expresión para k si
se sustituyen en la fórmula (9):
20022001
20022002
DCHVCHWACC*OPEXR
1k+
−−=
De esta forma, el RAB implícito (o RAB0) puede calcularse como:
2001
2002
200220020
VCH
DCHWACC
OPEXRRAB
+
−=
Si se prefiere no utilizar la depreciación en libros, puede plantearse una fórmula
alternativa que se obtiene a partir de un razonamiento muy similar. Dado que la
retribución del RAB resultante corresponde a la amortización de los activos más
los costes de financiación, puede calcularse el RAB implícito en la retribución de
forma simplificada, resolviendo la ecuación siguiente:
Retribución del RAB2002 = R2002 – OPEX2002= (RAB0 / n) + (RAB0 * WACC)
11 El valor contable homogéneo de cada empresa es el que resultaría de aplicar a su contabilidad
financiera criterios contables comunes para todas las empresas y relativos al ritmo de depreciación
de los activos, a la contabilización de las subvenciones a inversión, a la activación de los gastos en
relación con los trabajos para el propio inmovilizado, a la revalorización de los activos, etc.
53
Donde n es la vida media de los activos de la empresa en años.
Las ventajas de este método serían las siguientes:
1. Fácil de implantar
2. No cambia la retribución de las empresas en un momento dado
3. Permite iniciar una nueva etapa de control estricto sin establecer cambios
bruscos.
Y sus inconvenientes:
1. No tiene mucho rigor teórico
2. El RAB obtenido así como la vida restante del mismo es “artificial”
3.4 Cálculo del inmovilizado bruto
Existen dos métodos para estimar calcular el inmovilizado bruto a coste de
reposición necesario para desarrollar la actividad de distribución en un territorio,
que son el uso del inventario físico y los modelos de cobertura.
Estos métodos pueden servir entre otras muchas cosas para ayudar en el cálculo
del RAB, ya que como se ha definido en la fórmula (7), el RAB se podría obtener a
partir del inmovilizado bruto restándole la amortización acumulada si se conoce
ésta o con algún otro artificio, como por ejemplo la definición de un número de
años restantes de vida útil de las instalaciones.
También pueden ser muy útiles estos modelos para calcular o estimar el volumen
de inversiones necesarias debido a incrementos de mercado, para lo que bastaría
aplicarlos sucesivamente bajo escenarios de demanda distintos.
54
3.4.1 Inventario físico / Modelos explicativos
Los modelos explicativos tienen como objetivo el caracterizar las instalaciones
existentes de distribución en función de los parámetros del mercado al que
suministran con el fin de estimar las instalaciones necesarias para desarrollar la
actividad en una zona.
Obviamente si únicamente se toman como datos de entrada los de una empresa
distribuidora, las instalaciones necesarias resultantes serían muy similares a las
instalaciones reales, por lo que la validez de este tipo de modelos estriba en
aplicarlos a un conjunto amplio de empresas y zonas de suministro con el fin
realizar una comparación o benchmarking entre empresas.
Los pasos a seguir en la aplicación de estos modelos son los siguientes:
1. Se toma como punto de partida las instalaciones de las empresas
diferenciadas por provincias.
2. Se identifican las variables de mercado que mejor explican la estructura de
instalaciones existente (nº de viviendas, potencia contratada, nº de núcleos
por tipo de zona, etc.) cuantificadas por unidad de superficie.
3. Se aplican modelos de regresión cuyo fin es identificar de cada variable
explicada de qué variables explicativas dependen.
4. Se obtiene un patrón medio de comportamiento, del cual se excluyen los
datos correspondientes a las provincias que no se ajusten al modelo.
5. Se valida estadísticamente el modelo.
6. Se calculan unos coeficientes que afectan a las variables de mercado que
ajustan los costes a la retribución de la distribución.
Los modelos explicativos tienen las siguientes ventajas:
55
1. Los modelos de regresión obtenidos tienen una interpretación física directa
gracias a la selección inicial de variables explicativas.
2. Permiten identificar las provincias cuyas declaraciones no se ajustan al
patrón de comportamiento global.
3. El grado de ajuste suele ser elevado.
4. Se seleccionan de forma automática las variables de mercado que mejor
explican las instalaciones existentes.
Y los siguientes inconvenientes:
1. Únicamente pueden detectar ineficiencias relativas entre empresas
2. Se basan en modelos de regresión lineal, cuando la relación entre costes y
sus inductores puede ser más compleja.
3. No tienen en cuenta la calidad de servicio que prestan las empresas en
cada zona.
4. Queda pendiente el buscar una solución a las provincias rechazadas por no
ajustarse al patrón medio de comportamiento.
5. No consideran la realidad física de la distribución: tipos de zonas, etc.
3.4.2 Modelos de cobertura
Se denominan así a los modelos cuyo objetivo fundamental es el definir una
determinada red que alimente a un conjunto de clientes prefijado y que cumpla
una serie de requisitos tanto técnicos como económicos. También se suelen
denominar como “modelos de red de referencia” dado que la red resultante de los
mismos suele calificarse como la red de referencia.
Su aparición es relativamente reciente y en parte es debido a que la liberalización
de sector eléctrico llevada a cabo en muchos países del mundo ha originado que
56
se replantee el tema del establecimiento o mejora de los métodos retributivos de la
actividad de distribución. Con estos modelos se pretende contribuir a establecer la
retribución de distribución, bien sea como herramienta de reparto o ponderación
de retribuciones existentes o como estimador del volumen de inversiones o de
inmovilizado necesarios para el desarrollo de la actividad.
En España se han desarrollado varios modelos de cobertura, de entre los que
destacan el modelo Bulnes desarrollado por Hidrocantábrico Distribución S.A., el
modelo PECO, desarrollado en el Instituto de Investigación Tecnológica de la
Universidad Pontificia de Comillas, y el modelo MILETO realizado por Unión
Fenosa Distribución S.A.
Como se ha mencionado, el objetivo de los modelos de cobertura es determinar la
red ideal o teórica necesaria para dar el suministro eléctrico a un conjunto
predeterminado de clientes que cumpla unos condicionantes técnicos y
económicos. Los datos de entrada comúnmente usados en los modelos son los
siguientes:
a) Información relativa a clientes: coordenadas, potencia y nivel de tensión.
b) Información relativa a los nudos de enlace con la red de transporte
(únicamente coordenadas ya que suelen suponerse de potencia infinita).
c) Datos geográficos: mapas digitalizados que incluyan accidentes geográficos,
zonas de paso prohibido, etc…
d) Costes unitarios de los elementos que componen las redes de distribución
Tras la entrada de datos, los módulos de planificación de los modelos calculan la
red óptima que cumpla los siguientes requisitos técnicos y económicos:
1) Minimización del coste total: suma de los costes de inversión, coste de las
pérdidas de energía y el coste de la energía no suministrada.
2) Optimización conjunta de la red entre los diferentes niveles de tensión.
57
3) Cumplimiento de las restricciones de caídas de tensión y capacidad de los
elementos que componen las redes.
4) Cumplimiento de los niveles mínimos de calidad de servicio reglamentaria.
5) Resolución de las restricciones geográficas (ríos, montañas, zonas de paso
prohibido, etc.)
La red óptima que se obtiene con estos modelos informáticos, se puede visualizar
con los visores gráficos adecuados y comparar con el trazado de la red real de las
empresas distribuidoras.
Al conjunto de instalaciones que forma la información de salida de los modelos
(longitudes de red de los distintos tipos, capacidad instalada en subestaciones y
centros de transformación, etc.) se les aplican los costes unitarios de inversión
prefijados obteniéndose el coste de inversión de la red de referencia. Este coste
de inversión se puede o bien utilizar como parámetro de reparto de partidas de
retribución de la distribución entre las diferentes empresas distribuidoras o bien
como para el propio cálculo de la retribución base.
Generalmente, también se aplican a las unidades de inmovilizado resultantes de
la ejecución del modelo costes de operación y mantenimiento unitarios, por lo que
se obtienen los costes de operación y mantenimiento teóricos o de referencia de
una red de distribución. Esto es factible porque tal y como se verá en el capítulo
siguiente, los costes de operación y mantenimiento dependen linealmente de las
unidades físicas.
Hay que subrayar que la red que calculan estos modelos es la óptima o ideal que
cumple unos requisitos determinados y su coste es mínimo, mientras que la red
real fruto de la planificación que puede haber sido desarrollada con los mismos
criterios, a lo sumo podrá aspirar a parecerse a ella. El planificador puede
cometer errores (mala previsión de demanda) o que estos le sean provocados por
terceros (desarrollo urbanísticos no ejecutados), o simplemente en ciertos casos
puede no adoptar la mejor solución debido a su decisión o a condicionantes
58
externos derivados de la complejidad de la realidad. Por lo tanto, tal y como se vio
en el apartado 2.3, podría considerarse como red “prudente”, aquella que
cumpliendo con unos requisitos técnicos y económicos, se aproxima
suficientemente a juicio del regulador a la red óptima o ideal.
Las ventajas comúnmente aceptadas de los modelos de red de referencia son las
siguientes:
1) Son modelos totalmente imparciales y auditables, cuyos cálculos podrían
reproducirse con facilidad.
2) Su ámbito trasciende del regulatorio, ya que pueden usarse como
herramienta de planificación, de mejora de la calidad de servicio, ahorro de
pérdidas, etc.
3) Reflejan la realidad de la mejor forma posible a nivel teórico
4) Con el tiempo pueden ampliarse y mejorarse para añadir nuevos criterios
técnicos y económicos.
Por el contrario, las desventajas de los mismos serían las siguientes:
1) No tienen en cuenta la historia
2) Nunca podrán ser perfectos, siempre habrá aspectos de la realidad que
quedarán fuera de su tratamiento.
3) Necesitan un gran volumen de información de entrada con su respectivo
tratamiento.
4) Los tiempos de ejecución actuales son grandes.
59
4. LOS COSTES DE EXPLOTACIÓN
Los costes de explotación se pueden clasificar en costes de mantenimiento,
costes de operación, costes de servicios técnicos, costes de gestión comercial y
costes de estructura, los cuales se desarrollan a continuación en sus apartados
respectivos.
4.1 Costes de mantenimiento
Se define el mantenimiento como el conjunto de actividades realizadas sobre las
instalaciones y equipos para garantizar su correcto funcionamiento en cualquier
situación, así como la atención a las incidencias y la reparación de averías. Por
ello, dentro de los costes de mantenimiento hay que distinguir entre los referidos a
mantenimiento preventivo y los referidos a mantenimiento correctivo.
Se considera como mantenimiento preventivo todas las actuaciones encaminadas
al cumplimiento de la legislación vigente, así como el conjunto de inspecciones e
intervenciones periódicas que se realizan sobre los equipos con el fin de minimizar
la probabilidad de avería y/o de indisponibilidad, verificando que sus variables más
significativas se encuentran dentro de los márgenes normales de funcionamiento.
Se define como mantenimiento correctivo al conjunto de acciones que se realizan
sobre determinados equipos como consecuencia de anomalías en su
funcionamiento detectadas en revisiones preventivas, inspecciones reglamentarias
o averías surgidas de forma intempestiva. Consiste en esencia en la recepción e
identificación de incidentes, la clasificación de los mismos, y el desarrollo de
actuaciones encaminadas a subsanarlos y reponer el servicio.
4.1.1 Mantenimiento preventivo
Se había visto en su definición que era aquel conjunto de tareas reglamentarias
orientadas a adelantarse para evitar las averías o la degradación acelerada de los
equipos. Estas tareas suelen consistir en revisiones encaminadas a encontrar
60
defectos o fallos presentes en las instalaciones, equipos o componentes para su
posterior corrección en caso de detección de anomalías.
En el mantenimiento cobran especial relevancia las gamas de mantenimiento, que
son unos protocolos de acciones que hay que llevar a cabo en cada revisión de
instalaciones, que definen qué acciones hay que realizar y en qué fechas. A
continuación se muestra un cuadro en el que se enumeran las principales gamas
de mantenimiento preventivo, se describen brevemente y se definen las unidades
de coste de las mismas:
Tipo de Elemento Descripción Unidades Coste
Línea Aérea AT y MT• Inspección visual y termográfica.• Tala y limpieza de calle € / km
Línea Aérea BT • Inspección visual € / km
Línea Subterránea MT• Inspección visual canalización• Inspección radar € / km
Línea Subterránea BT • Inspección visual canalización € / km
CT Caseta
Revisiones y acciones sobre:• Cabinas• Interruptores• Transformador• Cuadro BT• Local
€ / CT
CT IntemperieRevisiones y acciones sobre:
• Seccionador Fusible• Transformador• Cuadro BT• Autoválvulas
€ / CT
Subestaciones
Acciones sobre los equipos:• Seccionadores e Interruptores• Transformadores de Tensión• Transformadores de Intensidad• Relés• Rectificadores y Baterías• Transformadores de Potencia• Baterías de Condensadores• Pararrayos
€ / ST
(según el tipo MAT/AT oAT/MT tiene diferente
coste)
61
Por lo tanto, se puede concluir que los inductores de coste del mantenimiento
preventivo son las longitudes de las líneas y el número de centros de
transformación y subestaciones, con la particularidad de que influye los niveles de
tensión correspondientes y la naturaleza de los centros de transformación.
Hay que hacer constar pues, que el coste del mantenimiento preventivo es
gestionable y depende proporcionalmente del inmovilizado físico real, y que éste
puede diferir del derivado de los modelos de red de referencia o de algún otro
método que determine el inmovilizado "prudentemente invertido".
4.1.2 Mantenimiento correctivo
El mantenimiento correctivo es aquel conjunto de actuaciones enfocadas a reparar
las incidencias o anomalías detectadas en los equipos, instalaciones o elementos
que guardan relación con el nivel de fiabilidad de suministro eléctrico. Por ello, sus
costes son perfectamente conocidos "ex post" aunque también se pueden estimar
"ex ante", estimando las tasas de fallo de cada tipo de elemento o instalación y el
coste medio de la reparación de las averías más frecuentes. Así, para un tipo de
equipo o instalación, el coste de su mantenimiento correctivo durante un año
podría estimarse de la siguiente manera:
Coste Mto Correctivo = Tasa Fallos * Coste Avería * Nº de Equipos
De manera descriptiva, se muestra a continuación un cuadro en el que se
describen cuales son las averías más frecuentes de los elementos que componen
las redes de distribución así como las tasas de fallo habituales de los mismos:
Tipo de Elemento Averías Comunes Tasa de Fallos
Línea Aérea AT y MT• Sustitución de vano y las
cadenas de aisladores 0,1 / km y año
Línea Aérea BT• Caída de árbol sobre la línea• Cambio apoyo• Desprendimiento de fachada
0,2 a 0,4 / km y año
62
Línea Subterránea MT • Falta Aislamiento de una fase 0,1 / km y año
Línea Subterránea BT • Falta Aislamiento de una fase 0,4 / km y año
Centros de
Transformación
Para caseta e intemperie:• Fallo de Máquina 0,01 / CT y año
Subestaciones
No hay averías tipo, pero se estimaque el mantenimiento correctivo decada actuación en un ST es delorden del 10% del coste delmantenimiento preventivo de lamisma.
0,005 / ST y año
La conclusión del mantenimiento correctivo es similar a la del preventivo, depende
de las unidades de inmovilizado, aunque no estrictamente de su valor, ya que
como se ha visto el coste de averías para líneas de idéntica tensión o de centros
de transformación es casi idéntico independientemente de su potencia.
También en este caso, el coste del mantenimiento correctivo es gestionable y
depende linealmente del inmovilizado físico real, y que éste puede diferir del
derivado de los modelos de red de referencia o de algún otro método que
determine el inmovilizado "prudentemente invertido".
4.2 Costes de operación
Se entiende por operación de las redes eléctricas a aquellas actuaciones
encaminadas a monitorizar, explotar y reponer el servicio en las redes de
distribución de energía eléctrica, manteniendo los valores de los parámetros de
tensión y frecuencia dentro de los márgenes tolerables de funcionamiento.
Dichas actuaciones se llevan a cabo desde los despachos de maniobra o centros
de control, que son aquellos centros desde los que se controla, monitoriza, y
gestionan los recursos tanto humanos como de equipos de control, con el objeto
de prestar el mejor servicio posible. En los despachos y centros de control son de
especial relevancia las herramientas informáticas usadas para planificar y ejecutar
operaciones, que facilitan información sobre los incidentes en curso (programado
63
o imprevisto), avisos de averías, inventario físico de red y equipos humanos
disponibles para solucionar las anomalías de red.
Apoyando al personal de operación de los despachos están las brigadas de
operación de red, que son aquellos equipos humanos distribuidos
geográficamente cuyo cometido es realizar las maniobras de red (descargos,
localización de averías, etc.) necesarias para garantizar la continuidad del
suministro. Suelen estar formadas por unidades móviles en permanente
comunicación con el despacho de operación.
Por ello, hay que distinguir principalmente dos conceptos de coste diferentes en
los costes de operación: el coste de los despachos de maniobra y centros de
control y el coste de las brigadas de operación:
1. El coste de los despachos de maniobra tiene dos partes claramente
diferenciadas, por una parte el coste de equipos informáticos, software y
sistemas de comunicaciones, el cual se puede considerar como un coste
puramente de inversión, y el coste salarial del personal que lo opera.
Para tener una idea aproximada del coste de ambos, la inversión necesaria
para el establecimiento de un despacho de maniobra de ámbito regional es del
orden de 25 millones de euros y el coste de un centro de control zonal es de
unos 5 millones de euros. Por otra parte, dado que se necesitan al menos 3
puestos que cubrir las 24 horas del día, ello obliga a disponer de una plantilla
de 14 técnicos de operación, cuyo coste salarial unitario podría ascender a
unos 50.000 euros año.
Como el coste de la inversión necesaria podría considerarse dentro del
capítulo de los costes de inversión, con la particularidad de que su vida útil es
mucho más corta que la del resto de activos de distribución (suele considerarse
unos 14 años), básicamente el coste de operación relativo a los despachos y
los centros de control puede considerarse como gastos de personal.
64
2. Con respecto al coste de las brigadas de operación, el número necesario de
éstas depende fundamentalmente de cuatro parámetros:
a) El área de influencia
b) La velocidad de desplazamiento
c) La dispersión del mercado
d) Número de incidencias en baja tensión
Estos parámetros determinan el número de brigadas necesarias, las cuales
para atender a turnos a su zona de influencia necesitan al menos 10 o 12
personas, entre los turnos y retenes. Un parámetro que refleja bien el número
de brigadas necesarias es el número de clientes en baja tensión, ya que éste
es proporcional al número de incidencias y afecta notoriamente a la longitud de
la red en dicho nivel de tensión.
En definitiva, los costes de operación son gestionables, y dependen del
inmovilizado físico real aunque su dependencia sea tan clara como en el caso de
los costes de mantenimiento. Dichos costes afectan a los costes de operación, ya
que hay una relación inversa entre ellos, a mayor gasto en mantenimiento mayor
fiabilidad por lo que los gastos de operación disminuyen. Y viceversa, si se
descuida el mantenimiento los costes de operación aumentan.
4.3 Costes de los servicios técnicos
Existen una serie de servicios técnicos necesarios para la explotación de las redes
de distribución, los cuales suelen estar centralizados en sus respectivos
departamentos de las empresas distribuidoras y prestan sus servicios en todo el
ámbito geográfico de las zonas de distribución de cada empresa. Los principales
servicios técnicos son:
• Asistencia Técnica a Clientes
65
• Calidad de Onda
• Protecciones
• Normalización
• Planificación de redes
• Estudios Especiales de red
• Aplicaciones de Explotación
• Gestión de Energía
Básicamente el coste de los mismos consiste en gastos de personal y de las
herramientas informáticas necesarias de apoyo que se requiere. Son costes
claramente controlables por las empresas, de eso no hay duda, ya que en la
práctica los servicios técnicos suelen estar agrupados en una serie de
departamentos dentro del organigrama de las empresas, aunque existe mucha
variedad en las empresas sobre las funciones y tamaño de los mismos.
Algunos de ellos, están sujetos además a economías de escala, ya que por
ejemplo el personal necesario para un departamento de gestión de energía o de
normalización es prácticamente independiente del tamaño de la empresa
distribuidora de la que se trate.
En otros casos de funciones puramente técnicas como por ejemplo los estudios de
red o de planificación, el tamaño óptimo de las mismas no es fácil de saber, si es
que se puede conocer realmente. Así, si dos empresas de igual tamaño dedican
diferente número de personas a estas funciones, ello no implica que la alguna esté
cometiendo ineficiencias (tanto por exceso como por defecto), simplemente puede
ocurrir que los responsables de las mismas pueden tener diferente percepción
sobre la importancia de distintas funciones dentro de su negocio.
66
Funciones como la asistencia técnica a clientes o de control de calidad de onda
pueden depender generalmente del número de clientes o del tamaño de la red
(medido como volumen de inmovilizado), aunque recordando los matices descritos
en el párrafo anterior sobre distintas estrategias empresariales en la practica la
realidad no tiene porqué ser así.
4.4 Costes de gestión comercial
También es obligación de las empresas distribuidoras según la Ley 54/97 del
Sector Eléctrico [BOE,1997a] el realizar la comercialización de los clientes que
permanecen a tarifa integral y realizar la facturación de las tarifas de acceso a
aquellos clientes que hubieran ejercido su condición de cualificados. Esta función
se suele conocer habitualmente con el nombre de “gestión comercial” y
básicamente consiste en leer, facturar, cobrar a los clientes, así como asesorarles
y atender sus reclamaciones.
Dado de que actualmente existe una partida específica para esta actividad en la
tarifa eléctrica que aprueba el gobierno cada año, el coste reconocido de dicha
función no está incluido en la retribución de la distribución objeto de estudio en
esta tesis, por lo que sus costes no se tendrán en cuenta al tener su tratamiento
específico independiente.
4.5 Costes de estructura
Existen una serie de costes necesarios para poder desarrollar el negocio de
distribución denominados costes de estructura, los cuales se pueden desglosar a
su vez en costes de infraestructura y costes de administración.
Los costes de administración engloban principalmente todos aquellos conceptos
de coste asociados a procesos de administración, gestión, control, y
representación. Podrían citarse entre otros:
• Administración de Personal
67
• Planificación y Control de Gestión
• Relaciones Externas con Organismos Oficiales
• Regulación de distribución
• Seguros Médicos, Mutuas y otros beneficios sociales
• Centro de Documentación
• Management Fee
Los costes de infraestructura son los derivados de las necesidades materiales de
el desarrollo en el día a día de la actividad, pudiéndose citar entre otros:
• Oficinas y Agencias
• Almacenes de materiales, Laboratorios y Talleres
• Sistemas y Aplicaciones Informáticas
• Gestión Medioambiental
• Flota de vehículos
• Telecomunicaciones y Correo
• Seguridad
Al igual que los costes de servicios técnicos los costes de estructura son costes
controlables, y en algunos casos están sujetos a economías de escala. Dependen
de alguna manera del "volumen de la empresa", especialmente los costes de
infraestructura, los cuales podrían considerarse dependientes del inmovilizado
físico real.
68
5. OTROS COSTES
Se describen a continuación una serie de costes que deben hacer frente las
empresas distribuidoras y que no encajarían dentro de la clasificación de costes
de explotación vistos en el capítulo anterior.
5.1 Tributos
Los tributos a los que deben hacer frente las empresas de distribución engloban
un conjunto de impuestos municipales como la tasa municipal, el impuesto sobre
bienes inmuebles (IBI), las cuotas de las cámaras de comercio, el impuesto de
actividades económicas y otras tasas de índole local. De todos, es la tasa
municipal la que supone la cuantía más elevada con mucha diferencia respecto a
las demás.
La tasa municipal es un tributo al que tienen que hacer frente las empresas
distribuidoras y se corresponde con el precio público como consideración a las
contraprestaciones pecuniarias satisfechas por la utilización privativa o
aprovechamiento especial del dominio público local constituido en el suelo,
subsuelo o vuelo de las vías públicas municipales.
La cuantía de los precios públicos por prestación de servicios o realización de
actividades está fijada según la Ley 39/1998 de Haciendas Locales [BOE,1998b]
en el uno y medio por ciento (1,5%) de los ingresos brutos procedentes de la
facturación que obtengan anualmente las empresas en cada término municipal. La
facturación a considerar es la debida tanto a las tarifa integrales como a las tarifas
de acceso, incluyendo además el importe por el alquiler de los equipos de medida.
Aunque parezca una cuantía muy pequeña no lo es tanto, ya si por ejemplo la
facturación bruta por tarifas de acceso e integrales en España en el 2002 alcanza
la cifra de 12.000 millones de euros, el 1,5% de dicha cantidad asciende a 180
millones de euros. Si se tiene en cuenta que la retribución global de la distribución
69
en España en 2002 fue de 2.702 M€, la tasa municipal representa de media un
coste equivalente a casi el 7% de la retribución de las empresas distribuidoras.
Respecto al IBI, la cuantía del mismo es proporcional al valor catastral de todos
los terrenos, fincas, solares y edificios de las empresas distribuidoras, variando el
coste unitario del mismo según el municipio considerado.
El Impuesto de Actividades Económicas (IAE) se rige también según la ley 39/88
de Haciendas Locales y su pago se desglosa en una cuota provincial y otra
nacional, en función de parámetros del tipo de: número de centros de
transformación, energía distribuida, etc.
En resumen, los tributos suponen un coste a las empresas distribuidoras en
España equivalente al 8% de su retribución, el cual no es controlable bajo ningún
concepto, ya que obedecen a la legislación tributaria vigente. Por lo tanto, debe
ser reconocido a las empresas distribuidoras como tal a la hora de calcular su
retribución.
5.2 Impuestos
Como se ha visto en el apartado 2.2.1, los impuestos son un coste que afecta
directamente al flujo libre de fondos de las empresas distribuidoras. Tal es así, que
pueden llegar a ser un elemento crucial que puede decidir la viabilidad o no de un
proyecto de inversión, ya que representan entre un 30% y un 35% del beneficio
antes de impuestos.
Los impuestos son un coste de naturaleza no controlable que grava a las
empresas y que debe considerarse a la hora de calcular su retribución. A modo de
ejemplo ilustrativo de la magnitud de este concepto de coste, siendo la tasa
impositiva habitual en España del 35%, se da la circunstancia que de cada 2 € de
beneficio neto obtenido, se ha destinado previamente 1 € como pago tributario
70
Ya que los impuestos que las empresas han de pagar son un coste prudente, que
por tanto debe ser remunerado. Existen básicamente dos formas de considerarlos
en la fórmula de remuneración, equivalentes en términos de ingresos permitidos:
a) Explícitamente, incorporando un término específico a la fórmula de
remuneración. En este caso, la tasa de retribución del capital ha de representar
una rentabilidad después de impuestos
b) Implícitamente, sin incorporar un término específico en la fórmula de
remuneración, pero con la tasa de retribución del capital representando una
rentabilidad antes de impuestos.
Ambas son equivalentes económicamente, por lo que debieran obtener los
mismos resultados, por lo que quizás, la razón para decantarse por una de ellas
sea la simplicidad de su aplicación.
Por ello, es más sencillo tener la tasa impositiva internalizada en el WACC que
obligar al regulador a examinar la cuenta de resultados y tener que reproducir el
cálculo del pago impositivo, el cual no tiene porqué ser tan sencillo como en un
principio se podría pensarse, ya que puede haber partidas contables como
ingresos extraordinarios, plusvalías, subvenciones u otros conceptos que afecten
al cálculo del mismo.
5.3 Obligaciones regulatorias
La liberalización del sector eléctrico iniciada en 1998 ha supuesto una nueva serie
de costes para las empresas distribuidoras, los cuales son motivados por las
mayores exigencias de información e intercambios de la misma entre los agentes
del sector que implica la apertura de los mercados. A fecha actual, ni siquiera
están claramente definidas aún las nuevas exigencias a las empresas
distribuidoras, pero en vista de la legislación aprobada y según se desprende de
los borradores de la que está en trámites de aprobación, dichas obligaciones
podrían resumirse en los siguientes conceptos:
71
a) Instalación de un concentrador secundario y sus equipos de
comunicaciones asociados para gestionar, almacenar e intercambiar
medidas eléctricas entre los agentes.
b) Implantar sistemas informáticos para la administración contratos, gestión
de los cambios de comercializador y atención de reclamaciones.
c) Desarrollar las herramientas necesarias para el cálculo de las curvas de
carga de clientes y aplicación de perfiles de carga a los consumidores sin
contador horario.
d) Creación y gestión de un registro de puntos de suministro, en el que se
almacene la información mínima requerida de los clientes conectados a las
redes de cada distribuidor.
Los costes o gastos que generan las obligaciones anteriores podrían fácilmente
desglosarse entre costes de inversión y explotación para pasar a formar parte de
los apartados vistos en capítulos anteriores. Si no se ha hecho es el porque
todavía éstos no está completamente definidos ni son definitivos, ni hay garantía
aún de que los mismos se consoliden como costes inherentes de la actividad de
distribución, ya que el éxito de la liberalización del sector eléctrico está aún por
demostrarse.
Por ello y transitoriamente, se han clasificado estos costes en un capítulo aparte y
específico, dándoles la categoría provisional de costes no controlables, ya que a
día de hoy las empresas distribuidoras son meras hacedoras en este campo de los
requisitos y exigencias que les imponen los organismos reguladores y los
Operadores del Mercado y del Sistema.
5.4 Pérdidas de energía
El coste anual de las pérdidas de energía en las redes eléctricas en España
asciende a una cantidad del orden de 720 millones de €. Esta cifra se obtiene
valorando las pérdidas de energía que ascienden a unos 20.000 GWh a un precio
72
medio de producción de 3,60 c€/kWh. Esta cifra incluye el coste de las pérdidas de
transporte y distribución, y se calcula de forma simple como diferencia entre la
energía vertida por los generadores en barras de central y la energía medida en
contador de cliente final, y representa aproximadamente el 10% de la energía
producida en nuestro país.
Respecto a las redes de distribución en su conjunto, podría establecerse que el
porcentaje de pérdidas de las mismas se situaría entorno a un 8-9% de la energía
circulada por las mismas, variando este porcentaje en algunas zonas de
distribución debido a particularidades de las mismas (tipo de red, factor de cargas,
etc.). Esto indica, que el coste de las pérdidas en las redes de distribución es
cuantitativamente elevado, aunque como veremos a continuación, no por ello
significa que sea un coste determinante en las cuentas de resultados de las
empresas distribuidoras.
Según se establece en el RD 2017/97 de Liquidaciones [BOE,1997b], las
empresas distribuidoras de electricidad están sujetas a un mecanismo de gestión
de pérdidas que fomenta la reducción de las mismas. Básicamente consiste en
definir unas pérdidas estándares que son reconocidas económicamente a las
distribuidoras, y según sean éstas respecto a las pérdidas de distribución reales,
las empresas distribuidoras ganan o pierden dinero en la gestión de las mismas.
En cualquiera de los dos casos, el incentivo a la reducción de pérdidas es grande,
ya que las empresas siempre ganarán (o dejaran de perder) el coste de las
pérdidas técnicas o administrativas que consigan aminorar.
Por este motivo, dado que existe un mecanismo de gestión de pérdidas asociado
al proceso de liquidación de costes de las actividades reguladas al margen de la
retribución de la distribución, no se analizará dicho concepto de coste en esta
tesis, a pesar de que representa un coste muy elevado que es sufragado por todos
los consumidores.
73
5.5 Penalizaciones por calidad de servicio
El Real Decreto 1955/2000 [BOE,2000a] establece en su título V acerca de la
calidad de servicio que se exigirán unos requisitos mínimos a las empresas
distribuidoras en cuanto a continuidad de suministro tanto a nivel individual como a
nivel zonal.
De estas exigencias se pueden derivar descuentos en la facturación de los
clientes cuya continuidad de suministro haya sido inferior a unos límites fijados
tanto en número como duración de interrupciones durante cada año natural.
También se exige a las empresas distribuidoras que cumplan unos requisitos
mínimos de continuidad de suministro en el ámbito zonal, traducido en que el
TIEPI12 provincial de cada tipo de zona de distribución (urbana, semiurbana, rural
concentrada y rural dispersa) deba ser inferior al establecido reglamentariamente.
En caso contrario, las empresas distribuidoras deberán sufragar a su costa unos
planes de inversiones enfocados a la mejora de la calidad en las zonas de calidad
deficiente.
Suponiendo que se parte de la base de que el nivel de retribución de las
distribuidoras está acorde al nivel de calidad de servicio exigido tanto a nivel de
clientes individuales como de las zonas de distribución, las penalizaciones por
mala calidad no se debieran considerar como costes incurridos prudentemente, ya
que son debidas a un incumplimiento de unos índices implícitos en la retribución
de las empresas. Las penalizaciones por mala calidad pueden considerarse a la
hora de calcular la prima de riesgo al estimar los costes de inversión y al estimar
los costes de explotación permitidos.
Dichas penalizaciones por mala calidad, deben ser un acicate para que los
distribuidores que presten una calidad deficiente inviertan en instalaciones que
12 Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada.
74
mejoren la misma, por lo que no se tendrá en cuenta este concepto de coste en el
estudio de esta tesis.
5.6 Equipos de medida
Otra tarea de las empresas distribuidoras es la gestión de los equipos de medida
de los clientes, consistente en instalar, precintar, mantener y verificar los equipos
de medida que la empresa distribuidora cede en régimen de alquiler a los
clientes13.
Debido a que por este servicio la empresa distribuidora cobra a los clientes unos
precios regulados que ya recogen todos sus costes incurridos, y que no forman
parte de los costes reconocidos a la actividad de distribución, ni están sujetos al
procedimiento de liquidaciones establecido en el RD 2017/97 [BOE,1997b],
tampoco se tendrán en cuenta en este estudio.
13 Legalmente la obligación de alquilar equipos únicamente abarca a la baja tensión, pudiendo en
todos los casos el cliente adquirir uno propio, pudiendo contratar su mantenimiento.
75
6. SISTEMAS DE RETRIBUCIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN
A continuación se van a repasar algunos de los métodos de remuneración
existentes para la distribución, indicando sus ventajas e inconvenientes.
6.1 Remuneración por "Coste del Servicio"
Se denominan así a los métodos cuyo objetivo es remunerar a las compañías por
sus costes reales en la prestación del servicio más una tasa de retorno razonable
por las inversiones que han incurrido. Su retribución de podría reflejar
esquemáticamente de la siguiente forma:
Remuneración = Gastos + Tasa * Inversiones
Cada año la empresa y el ente regulador negociarían las cuantías que conforman
las partidas anteriores en base a la información contable auditada, así como el
valor de la tasa de retorno.
Este método tiene las siguientes ventajas:
1. La evolución de las tarifas se mantiene estable y controlada año a año por
el regulador.
2. Proporciona seguridad y estabilidad en términos financieros a las
empresas.
Y los siguientes inconvenientes:
1. Se incentiva la inversión en exceso en instalaciones innecesarias cuando la
tasa de retorno es elevada
2. No hay incentivos a la reducción de costes
76
6.2 Remuneración por "Costes Estándares"
Esta metodología se aplicaba en España hasta 1997 para las instalaciones de
tensión de funcionamiento superior a 36 kV según el Marco Legal Estable y se
aplica en la actualidad para las instalaciones de la red de transporte. Consiste
básicamente en considerar las instalaciones individualmente y asignarles
anualmente unos costes estándares por inversión y otros por explotación.
Obviamente dichas cantidades dependían del tipo de activo (línea, posición,
transformador, etc.) y de su tensión.
Los costes estándares suelen evolucionar con un factor del tipo (1+IPC-X) donde
X es un factor de productividad cuyo fin es reflejar las ganancias de eficiencia del
sector eléctrico respecto a las del resto de la economía. (Podría aplicarse en este
caso, el segundo objetivo de este factor visto en el apartado 1.3 referido a
exigencias adicionales del regulador en caso de que considerase que los costes
estándares fuesen elevados, pero en la práctica nunca se lleva a cabo).
Este método tenía las siguientes ventajas:
1. Permite conocer a priori la retribución de un activo, y por lo tanto su
rentabilidad.
2. La aplicación del mismo es sencilla e inmediata.
Y los siguientes inconvenientes:
1. Se incentiva la inversión en exceso, especialmente de los activos más
rentables
2. No hay incentivos a la reducción de costes
3. No es fácil determinar la cuantía justa de los costes estándares
77
6.3 Remuneración por "Incentivos"
Se denominan así a los métodos consistentes en desacoplar durante un periodo la
trayectoria de ingresos y costes con objeto de incentivar la reducción estos
últimos. Durante cada periodo regulatorio (de unos 4 ó 5 años generalmente) se
establece una fórmula de limitación de precios o ingresos mediante la cual el
prestador del servicio cobra su retribución reconocida, incurriendo en sus costes
reales de prestación de servicio, por lo que toda ganancia de eficiencia obtenida
representará un beneficio para el mismo.
Transcurrido dicho periodo, el regulador establece un nuevo nivel de ingresos y el
mecanismo de su evolución futura a partir de la información de costes de las
empresas, lo que permite que parte de la eficiencia obtenida en la reducción de
costes se pueda traspasar al consumidor mediante una reducción de la retribución
de la actividad, como se ve en el siguiente gráfico:
Como se en el gráfico, la empresa durante el periodo 1 tiene un claro incentivo a la
reducción de costes, ya que mientras dure dicho periodo, ganará anualmente la
Periodo 2Periodo 1
Retribución
Costes Empresa
Ganancia Consumidor
Retención Beneficios
B
A
C
78
diferencia entre ingresos y costes. El punto culminante de este incentivo se
produce durante el último año del periodo 1, en el que la empresa gana la
diferencia entre ingresos (punto C) y costes (punto A).
Transcurrido el periodo 1, el regulador en vista de lo acaecido vuelve a establecer
un nuevo nivel de ingresos (punto B) y su evolución durante el periodo 2. La razón
de que el nuevo nivel retributivo se establezca en B y no en A (costes tras el final
del periodo 1) estriba en que es justo que el prestador del servicio consolide parte
de la eficiencia obtenida. De no ser así, podría verse tentado a “descuidar” sus
costes en los últimos años del periodo regulatorio con objeto de que su retribución
no se reduzca en exceso.
Además, siempre ha de permitirse un cierto beneficio a las empresas prestadoras
de servicios, ya que nadie tiene interés en serle retribuido únicamente por sus
costes reales. Supóngase sino, el caso ideal en el que el nivel de costes A fuese el
óptimo alcanzable técnicamente, entonces, si la retribución se fijase en ese nivel,
la empresa no tendría beneficios en dicho punto, por lo que perdería el interés
empresarial por desarrollar su actividad.
Los consumidores obtienen una bajada del coste del servicio (del punto C al B) por
lo que se ven beneficiados, ya que sus tarifas probablemente se abaraten para
reflejar tal hecho.
Existen dos esquemas básicos dentro de la regulación por incentivos, que son el
de limitación de ingresos (“revenue cap”) y el de limitación de precios (“price cap”).
El método de limitación de ingresos establece mediante una fórmula la retribución
máxima en cada año del periodo, en función generalmente del IPC, de algún factor
que refleje los inductores de costes (demanda de energía, clientes, etc.) y del
factor de productividad X. Es el sistema vigente en España tal y como se vio en el
capítulo 1, aunque también está vigente en otros países como Australia y
Noruega.
79
El método de limitación de precios consiste en establecer mediante una fórmula el
ingreso unitario que percibirá la empresa distribuidora cada año. Normalmente
suelen aplicarse fórmulas que del tipo:
rni = rn i-1 * (1 + IPC - X)
Donde rni y rn i-1 son los ingresos unitarios permitidos para la empresa i en los años
n y n-1 respectivamente y X el factor de productividad. Este esquema es utilizado
por el regulador en Inglaterra, Gales y Brasil.
En ambas variantes de la remuneración por incentivos (revenue cap y price cap)
interviene un factor del tipo (1+IPC-X) que actualiza la retribución global o el
ingreso unitario según el caso, siendo X el factor de eficiencia o de productividad.
Para calcular dicho factor, el regulador estima los costes de la empresa en el
periodo regulatorio incluyendo unas mejoras de eficiencia que considere
razonables (tanto genéricas como adicionales si es el caso14) obteniendo el valor
de X que hace que el beneficio (o rentabilidad) de la empresa en dicho periodo
sea el adecuado. Para ello, estima los costes previstos (incluyendo un beneficio
adecuado, claro está) y la senda de ingresos de la empresa en el periodo, y
calcula el valor de X que hace que el valor actual neto de los mismos coincida.
En definitiva, el regulador estima la cuenta de resultados de la empresa durante un
periodo y le permite un beneficio razonable, incentivando a la empresa a que
reduzca sus costes más allá de un nivel de eficiencia fijado a priori.
Las ventajas de la remuneración por incentivos son las siguientes:
1. Se produce una mejora de la eficiencia por el ahorro de costes de las
compañías, de la cual se beneficia el consumidor.
2. Facilita el control del regulador.
14 Véase el apartado 1.3 sobre los objetivos del factor de productividad X.
80
En cambio tiene los siguientes inconvenientes:
1. El proceso de revisión y negociación entre periodos regulatorios es
costoso.
2. Existe una tendencia a degradar la calidad de suministro, si no se
introducen incentivos especiales.
3. Ámbito de costes para su aplicación pequeño, ya que la eficiencia en
costes sólo debería afectar a los costes gestionables.
4. No asegura el desarrollo óptimo de la red.
6.4 Remuneración por "Benchmarking"
El método retributivo de benchmarking (o también llamado de yardstick
competition) está basado en establecer la retribución o ingresos permitidos de las
empresas distribuidoras en base a los resultados de comparaciones realizadas
entre un grupo amplio de empresas, tras el cual se obtienen los costes eficientes
necesarios para cada distribuidora.
Tiene las siguientes ventajas:
1. Da incentivos a la reducción de costes dado que la retribución establecida
para una empresa no depende sus costes sino de las del grupo.
2. Se apoya en técnicas estadísticas
3. Sirve en sectores incipientes
Y los siguientes inconvenientes:
1. Necesita una muestra amplia de empresas homogéneas para que sus
resultados sean fiables.
2. No detecta las ineficiencias comunes a todas las empresas.
81
3. Se basa en costes, no en la realidad física de la actividad de distribución.
4. Como las distribuidoras son difícilmente comparables los reguladores tienen
propensión a realizar benchmarkings parciales de cada uno de los aspectos
obteniendo empresas “ideales” conformadas por suma de las medias de los
distintos aspectos. La realidad es que la media de las sumas (las
empresas) es muy distinta de la suma de las medias.
Su aplicación es común en Estados Unidos.
82
7. MÉTODO DE RETRIBUCIÓN PROPUESTO
A modo de conclusión y tras lo visto en capítulos anteriores, en los cuales se han
identificado los costes de la actividad de distribución y se han analizado los
sistemas de retribución existentes, se está en condiciones de proponer una
metodología de retribución de la distribución que sustituya a la actualmente
vigente en España, tal y como se describe a continuación.
7.1 Elección de metodología
7.1.1 Aspectos generales
Recordando lo visto en el capítulo 2 sobre los objetivos de la regulación, estos se
pueden resumir en las dos siguientes ideas que han de servir como criterio a la
hora de elegir el método de retribución propuesto:
a) Hay que remunerar a las empresas por sus costes "prudentemente" incurridos
tanto en inversión como en la explotación de sus negocios de manera que las
empresas obtengan una rentabilidad adecuada, orientándolas al desarrollo óptimo
de la red.
b) Deben existir mecanismos de eficiencia que fomenten el ahorro de costes de
manera que se beneficien tanto los consumidores como las empresas prestadoras
del servicio.
Por lo tanto, habría que descartar los métodos de retribución vistos en el capítulo
anterior denominados "Coste del Servicio" y "Costes Estándares" ya que ambos
no cumplen ninguno de los dos objetivos anteriores, ya que como se vio, no
retribuyen las inversiones prudentes sino que fomentan la inversión en exceso y
no tienen mecanismos que incentiven la reducción de costes.
El método de "Benchmarking" fomentaba parcialmente la reducción de costes por
debajo de la media de las empresas, pero aparte de sus dificultades de aplicación
83
para el caso español en el que el número de empresas distribuidoras es de cinco,
ni detecta las ineficiencias comunes ni orienta a las empresas hacia los costes que
debieran ser los prudentemente incurridos.
Por último y como se vio en el capítulo 6 el método de "Remuneración por
incentivos" cumple con la segunda de las premisas anteriores, la del incentivo a la
reducción de costes, pero no cumple la primera, ya que no da señales para el
desarrollo de la red óptima basada en costes prudentes. En este método el
regulador estimaba los costes de la empresa en el periodo regulatorio incluyendo
unas mejoras de eficiencia que consideraba razonables y calculaba el valor de X
tal que el valor actual neto de los costes e ingresos coincidiese.
Realmente al calcular el factor X de esta manera se desvirtúa su significado
original transformándose en la práctica en un factor matemático que linealiza la
evolución de ingresos totales de la empresa una vez que se establece la senda de
evolución de los mismos. Por ejemplo, supóngase que el regulador estima que los
costes de inversión y los no controlables se mantienen constantes para el periodo
regulatorio y exige a los costes de explotación una reducción anual de un 10%;
entonces, si se calcula X tal que la retribución global evolucione según el (1+IPC-
X) y se mantenga el equilibrio entre costes e ingresos, el factor X obtenido sería
por ejemplo del 5%. En este caso el 5% tendría un mero significado matemático,
es decir, es el valor tal que se igualan los costes e ingresos permitidos, pero no
refleja la exigencia de eficiencia, que es del 10% en los costes de explotación.
Otra consecuencia derivada del cálculo del factor X de esta manera sería que el
valor obtenido para cada empresa sería distinto, y a pesar de que implícitamente
las exigencias de eficiencia para todas las empresas fuesen las mismas (por
ejemplo reducir costes de explotación en un 10% anual), resultaría incomprensible
que su retribución evolucionase de forma diferente.
Por ello, se considera más oportuno aplicar únicamente el factor (1+IPC-X) a los
costes gestionables, que son los únicos a los que se puede exigir eficiencia, y no
preocuparse por intentar linealizar una evolución de costes e ingresos permitidos
84
que puede derivar en confundir a los agentes y usuarios sobre cómo evolucionan
los costes del sector. Por pura coherencia, el factor de productividad no debería
abarcar a los costes no controlables y los costes de inversión. Estos últimos no
son controlables una vez que se decide invertir en una instalación determinada, ya
que como se vio en el capítulo 3 constan de una remuneración financiera y de una
amortización cuya senda está establecida.
Además, habría que dotar al método de "Remuneración por incentivos" de las
herramientas necesarias que orienten el desarrollo de red hacia la red óptima y
que permitan al regulador evaluar los costes de inversión incurridos por las
empresas para ver si son "prudentes" o no. Estas herramientas pueden ser la
contabilidad regulatoria y el modelo de cobertura o de red de referencia, las cuales
se tratarán con mayor detalle en el sub-apartado siguiente.
En el caso de los costes no gestionables (diferentes a los costes de inversión) que
como se vio en el capítulo 5 básicamente consisten en tributos y los costes
derivados de las obligaciones regulatorias, no es necesario buscar herramientas
para su tratamiento dada su naturaleza, por lo que simplemente han de tenerse en
cuenta como un coste real a incluir en la retribución reconocida.
En definitiva, se propone como método retributivo para el caso de España un
sistema de remuneración por incentivos con tratamiento particular de cada tipo de
coste, sin proceder al final a linealizar la evolución de la retribución y aplicando el
factor de productividad únicamente a los costes gestionables. Dicho sistema se
aplicaría por periodos regulatorios de 4 ó 5 años de duración (el primer periodo
podría durar menos), durante los cuales se establecerá la senda de evolución de
ingresos de la actividad.
En este tipo de métodos, es de vital importancia definir el punto de partida, la
evolución anual y la revisión al final del periodo regulatorio, los cuales se
abordarán en los sucesivos apartados de este capítulo.
85
El sistema propuesto será individual para cada empresa, lo que supone una
diferencia respecto al método vigente hoy en día, según el cual únicamente se
establece el monto total de la retribución del sector y posteriormente se hace un
reparto del mismo de forma no muy rigurosa. El establecimiento de una fórmula
individualizada de retribución, tiene las siguientes ventajas:
a) Evita la realización de un reparto posterior, como se hace actualmente
en España, lo que ahorra posibles enfrentamientos entre las empresas,
generalmente propiciados porque alguna empresa considere que sus
costes han aumentado más que los del resto de compañías y eso ha de
traducirse en un incremento de la cuota de reparto de la retribución
global.
b) Usando idénticos inductores de coste, asigna a cada empresa el valor
que le corresponde de cada uno de ellos. Así por ejemplo, en lugar de
usar un crecimiento de demanda global que podría reflejar el crecimiento
medio de la misma, según la fórmula propuesta se usará un crecimiento
de demanda individualizado, que refleje exacta y justamente el
crecimiento de cada empresa. De esta forma no se coartaría el
crecimiento de las empresas tal y como se deriva del uso de un
crecimiento medio, ya que en tal caso, ninguna aspiraría a crecer más
que la media y no obtener retribución por ello.
7.1.2 Papel del regulador
En la metodología de remuneración por incentivos el regulador juega un papel
fundamental ya que su participación en todas las fases de la misma es muy activa,
a diferencia del sistema actual, que reduce la intervención del organismo regulador
a la mínima expresión.
Su papel consistirá en analizar la información presentada por las empresas y ver
su coherencia y justificación, con el fin de validarla o no según corresponda. Este
aspecto es crucial, dado que debe ser el regulador quien autorice o desautorice
86
los costes incurridos en función de unos criterios establecidos, de cuyo
cumplimiento él es garante. Para que no se produzcan situaciones de
discrecionalidad, los principios que adopte el regulador deben ser tales que
aseguren que no se tomarán medidas arbitrarias, serán transparentes y los
conozcan todos los agentes involucrados.
Respecto a las inversiones, el regulador debe ser exigente y riguroso, analizar a
fondo los planes de inversión y los costes declarados como prudentes por las
empresas, y rechazar aquellos cuya justificación sea dudosa, con el fin último de
búsqueda de la eficiencia.
El regulador ha de disponer de dos herramientas que serán muy útiles para
controlar, comparar y validar las actuaciones de las empresas distribuidoras: la
contabilidad regulatoria y un modelo de cobertura o de red de referencia.
La contabilidad regulatoria consiste en establecer un sistema contable común,
homogéneo y transparente para las distribuidoras, que permita al regulador y a la
Administración poder clasificar, comparar y analizar los costes efectivos del
desarrollo de la actividad de distribución. Posibilitará la unificación de criterios y
prácticas contables, y permitirá que las comparaciones y análisis efectuados entre
los datos de las empresas sean plenamente factibles. Asimismo, permitirá que el
regulador o la Administración pueda tener en última instancia una visión certera de
los estados financieros de las empresas, evitando prácticas contables que
pudieran enmascarar los mismos.
La contabilidad regulatoria será de útil aplicación en cada revisión del modelo
entre periodos, y su ámbito abarcará todos los costes descritos en los capítulos
anteriores: costes de inversión, costes de explotación y los costes no gestionables.
La otra herramienta a considerar es la utilización de un modelo de cobertura o de
red de referencia, que será a la postre una herramienta valiosa que permitirá al
regulador poder tener modelada de la mejor forma posible la realidad física de las
redes de distribución con todas sus complejidades.
87
Ha de tenerse en cuenta que estos modelos proporcionan la red óptima, ideal o de
referencia la cual es inalcanzable en el desarrollo de la actividad, por lo que es
fundamental que el regulador defina qué grado de aproximación a la misma va a
exigir a las distribuidoras, es decir, en cuánto considera que la red "prudente" ha
de aproximarse a la teórica. A modo de ejemplo, el regulador podría establecer
como red "prudente" aquella cuyo inmovilizado es hasta un 15% mayor que el
inmovilizado ideal o de referencia.
El uso del modelo de cobertura podrá ser muy útil para el cálculo del inmovilizado
bruto de referencia (IBR), que podrá ser de gran ayuda para calcular tanto
inmovilizados globales "prudentes" como para estimar los incrementos de
inmovilizado "prudente" que debiera haber entre el momento inicial y final de un
periodo regulatorio. También puede aplicarse para el cálculo de los costes
"prudentes" de operación y mantenimiento, realizando el ajuste correspondiente a
partir de los costes de operación y mantenimiento ideales o teóricos.
Además, se vio en el capítulo 3 que los modelos de referencia también son
herramientas muy aptas para el reparto entre empresas tanto de cantidades de
inmovilizado (tanto bruto como neto), como de partidas de retribución que
dependan del inmovilizado físico: retribución de inversión, operación y
mantenimiento.
Debido a que actualmente su tiempo de ejecución y recopilación de información de
entrada para los mismos es grande, en principio únicamente será una herramienta
que usará el regulador en el punto de partida y al final de cada periodo regulatorio.
88
7.1.3 Retribución del capital
La retribución del capital es un asunto complejo y delicado que debe ser tratado
con rigurosidad, ya que recordando lo visto en el punto 2.3.2, las consecuencias
de cometer errores en la definición de los costes invertidos prudentemente puede
acarrear consecuencias negativas, tanto para las empresas como para los
consumidores.
Por ello, no se puede abordar mediante la aplicación de fórmulas sencillas sino
que se debe enfocar al cálculo y evolución del RAB (o stock de capital), que
representa el capital prudentemente invertido que debe ser justamente retribuido.
La retribución anual del capital se ha de calcular a partir del RAB y ha de constar
de dos términos: uno de retribución del capital invertido fruto de aplicar una tasa
de rentabilidad al RAB y otro término de amortización que refleje la depreciación
de los activos prudentes. Por consiguiente, es fundamental definir correctamente
tanto la tasa de retribución del capital como la base regulatoria de activos (RAB)
sobre la que se aplica ésta.
El RAB o stock de capital a retribuir, ha de representar de la mejor forma posible
los costes de inversión "prudentemente" incurridos que no han sido amortizados
aún, por lo que será una cantidad viva que se actualizará anualmente, sujeta a
incrementos derivados de las inversiones reconocidas y reducciones debido a la
amortización del mismo.
Obviamente para implementar esta metodología de retribución en España hay que
definir un RABo inicial que sirva de punto de partida para la retribución del capital.
Como se verá en el apartado 7.2 se trata de un problema complejo y crucial, ya
que hay diversas formas de hacerlo y sus consecuencias pueden afectar los
intereses de algunas empresas, lo que dificulta enormemente el proceso.
Como se vio en la fórmula (7) del punto 3.2.4, el RAB de un año se actualiza
anualmente restándole las amortizaciones y sumándole las inversiones
reconocidas del año anterior. Las amortizaciones son fácilmente calculables, ya
89
que dependen de las inversiones y de la vida útil considerada de los activos, pero
en cambio la definición de las inversiones reconocidas requiere sin duda la
intervención del regulador.
Los tres tipos de inversiones existentes (apartado 3.1): por crecimiento del
mercado, por reposición de instalaciones y por inversiones de mejora, han de
tener un tratamiento diferente a la hora de establecer si han sido o no
prudentemente incurridas:
a) Las inversiones por crecimiento de mercado han de validarse mediante
el uso del modelo de cobertura, ya que con éste se puede obtener la
diferencia de inmovilizado de referencia entre dos escenarios diferentes.
Dada la operatividad actual de los modelos de referencia, esto
únicamente se realizará al final de cada periodo regulatorio, por lo que
habrá que buscar un artificio que cubra los años de dicho periodo. La
solución propuesta se basa en simular la evolución del inmovilizado
bruto de referencia al inicio del periodo (IBRo) con el crecimiento de la
demanda y el factor real de economía de escala. Además, se ha de
recordar que las inversiones validadas como "prudentes" pueden ser
dentro de un margen a establecer por el regulador, superiores a las
inversiones óptimas o de referencia. Para recabar cuales han sido las
inversiones incurridas realmente habrá que utilizar la contabilidad
regulatoria.
b) Las inversiones por reposición únicamente pueden validarse mediante el
uso de la contabilidad regulatoria, ya que es imposible modelar algo tan
complejo y aleatorio como es la vida útil de los elementos. Una forma de
hacerlo sería que las empresas presentasen el conjunto de elementos
repuestos y su coste, y el regulador los aceptaría si tras analizar dicha
información no encontrara ineficiencias ni el volumen total de dicha
partida fuese a su juicio excesivamente elevado.
90
c) Las inversiones de mejora no tendrían que ser reconocidas como
prudentes ya que o bien se justifican solas (ahorro de pérdidas o
penalizaciones) o son debidas a situaciones irregulares (mala calidad de
servicio). Por ello, en caso de que el regulador detectase alguna de
éstas no la debería contabilizar como un incremento de RAB. Es
previsible que las empresas distribuidoras intentarían enmascarar este
tipo de inversiones en los tipos a) y b), por lo que al regulador no le
quedaría más remedio que analizar con detalle las inversiones
sospechosas de ser "de mejora" y en caso de que encuentre alguna no
reconocerla o hacerlo parcialmente en el grado que considere oportuno.
De esta forma cada año se actualizaría el RAB, sumando inversiones reconocidas
y restando amortizaciones. Al final del periodo regulatorio, el regulador procede a
validar definitivamente su incremento durante el mismo (∆ RABPER i ). Una vez que
el que regulador valida y acepta como prudentes unas inversiones, en ese
momento y por pura coherencia metodológica, pasan a ser un capital
prudentemente invertido que debe tener su rentabilidad garantizada. El revisar la
cifra global de RAB al final de cada periodo introduciría inestabilidad y riesgo en
una actividad que aparentemente no tendría que tenerlos, pudiendo introducir
arbitrariedades en el proceso.
Respecto a la tasa de retribución, se considera oportuno usar como referencia
retributiva el WACC, que representa en la práctica el coste de capital, incluyendo
tanto el coste de la deuda (recursos ajenos) como el coste de los recursos propios
(refleja el compromiso de pago a los accionistas de la sociedad). Hay que destacar
que el WACC de cada año será el mismo para todas las empresas,
independientemente de su tamaño o de su estructura de pasivo.
Es probable que las empresas de distribución "pequeñas" tengan un coste de
capital mayor que el de las grandes debido simplemente a una mayor dificultad de
acceso a las fuentes de financiación (valores poco líquidos que por tanto exigen
una prima, costes de intermediación proporcionalmente mayores, sin volumen
91
necesario para acceder a ciertos tipos de productos financieros, etc). Pero sería
difícilmente justificable desde el punto de vista regulatorio el reconocimiento de
unos costes de capital mayores para estas empresas debido a una falta de escala.
Por tanto, el hecho de reconocer un único coste de capital para todas las
empresas estaría en línea con el principio de reconocimiento de coste "prudente",
ya que no existe motivo para que los consumidores finales paguen una tarifa más
elevada simplemente porque existen operadores que desean mantener un nivel de
escala inadecuado para el acceso a fuentes de financiación, lo que ratifica una vez
más la condición de actividad sujeta a características de economía de escala.
Otra ventaja derivada del uso de un WACC común, estriba en que se incentiva a
que las empresas disminuyan sus costes financieros, de forma que aquellos que
logren reducirlos respecto al coste de la deuda implícito en el WACC se beneficien
de ello y viceversa. Tal circunstancia no se daría en caso de establecer costes de
capital individualizados por empresas.
Por último y recordando lo visto en el apartado 5.2, es más sencillo tener la tasa
impositiva internalizada en el WACC que obligar al regulador a examinar la cuenta
de resultados y tener que reproducir el cálculo del pago impositivo, por lo que ésta
debe formar parte de la metodología que establezca el regulador para la fijación
de este parámetro.
7.1.4 Retribución por explotación
Se ha visto en el capítulo 4 que los costes de operación y mantenimiento son unos
costes gestionables por las empresas que dependen linealmente del inmovilizado
físico; concretamente son proporcionales a la longitud de las líneas, al número de
centros de transformación y al número de subestaciones.
Por otro lado, también los costes de servicios técnicos y los costes de estructura
son costes controlables, que en algunos casos están sujetos a economías de
escala y su determinación objetiva no es nada fácil, aunque se intuye que
dependen de alguna manera del "volumen de la empresa", especialmente los
92
costes de infraestructura, los cuales podrían considerarse como dependientes del
inmovilizado físico real. A pesar de que buscar sus inductores de coste no es tarea
fácil, sí que se podrían clasificar según su origen sea debido al inmovilizado
(costes de inversión) o la explotación (costes de operación y mantenimiento), o a
ambos. Por ejemplo:
a) Los costes de planificación, normalización o estudios de red son
claramente debidos a la existencia de activos, por lo que su coste debiera
formar parte de ellos, en calidad de TREI (Trabajo Realizado En
Inmovilizado), es decir, dichos costes son en la práctica costes de inversión.
Equivaldría a imputar a los activos una serie de costes que han sido
necesarios para llegar a invertir en ellos.
b) Los costes de protecciones, vehículos, almacenes, gestión de energía,
etc. son claramente gastos derivados de la operación y mantenimiento, por
lo que debieran computarse como tal.
c) Otros muchos costes son originados tanto por los activos como por su
explotación, como por ejemplo: administración, comunicaciones, servicios
médicos, etc, por lo que estas partidas habrán de dividirse de alguna
manera lógica entre costes de inversión y costes de explotación.
Por ello se propone que el regulador mediante la contabilidad regulatoria, divida
los costes de estructura y servicios técnicos entre costes de inversión y costes de
explotación propiamente dichos, con el criterio que crea más conveniente, el cual
será único para todas las empresas, algo que se garantizará con la contabilidad
regulatoria. Una vez repartidos los costes, se les aplicará lo establecido para cada
caso: los costes imputados como inversión formarán parte del RAB y los
imputados como costes de explotación estarán sujetos a lo dispuesto para los
mismos.
Visto entonces que los costes de explotación son básicamente los de operación,
mantenimiento y una parte de los de estructura y servicios técnicos, se propone
93
que se retribuyan de la siguiente forma para cumplir los dos objetivos de
regulación establecidos en el punto 7.1.1:
1) Con el modelo de red de referencia se obtienen los costes de referencia de
operación y mantenimiento de cada empresa, de forma que dicho cálculo incluya
implícitamente todas las particularidades de cada una de ellas (tipo de zonas,
mercado, economías de escala, etc.).
2) El regulador a partir de dichos resultados y teniendo en cuenta:
a) Que hay una parte de los costes de estructura y servicios técnicos que
realmente son costes de explotación y deben ser imputados como tal.
b) Su exigencia de aproximación entre la "red prudente" y la red de
referencia.
c) Que debe existir una "prima" o beneficio por gestión que mantenga vivo
el interés de las empresas por realizar la explotación.
d) El análisis mediante la contabilidad regulatoria de los ingresos y costes
de explotación de periodos anteriores.
establece con criterios ecuánimes y no discriminatorios el volumen de costes de
explotación "prudentes" de cada empresa. Por ejemplo, podría llegar a la
conclusión que una retribución por explotación "prudente" podría obtenerse como
suma del incremento de los costes operación y mantenimiento "de referencia" en
un 15% más los costes de estructura y servicios técnicos imputados del ejercicio
anterior.
3) Estos "costes prudentes" se dividen entre la demanda de energía prevista de
cada empresa en el primer año del periodo, dando como resultado el ingreso
unitario permitido por explotación para cada empresa.
4) Este ingreso unitario evolucionará durante el periodo regulatorio en función del
factor (1+IPC-X), donde el factor de eficiencia X reflejará las ganancias de
94
eficiencia genéricas y adicionales exigidas durante dicho periodo. Lógicamente, el
factor X será común a todas las empresas distribuidoras, ya que la exigencias de
mejora deben ser iguales para todos.
5) Al final del periodo y mediante la contabilidad regulatoria se analizan los
resultados obtenidos, teniéndose en cuenta éstos para la próxima vez que
establezca la retribución "prudente" y para establecer un nuevo factor X. Una
manera posible de hacerlo es comparar para el conjunto de empresas la
retribución total por explotación con los costes reales, para ver la ganancia media
de las empresas al desarrollar estas funciones.
Este sistema propuesto, hace que una vez establecida la senda del ingreso
unitario permitido para cada empresa, las mismas tengan como acicate la
reducción de costes de explotación durante el periodo regulatorio, ya que podrán
ganar la diferencia entre sus ingresos permitidos y sus costes reales. La eficiencia
obtenida durante el periodo regulatorio se repartirá en parte entre los
consumidores (mediante una bajada el coste del servicio) y las empresas
(permitiendo a éstas beneficiarse de eficiencias logradas).
7.1.5 Retribución de los costes no gestionables
Dado que los impuestos se internalizan en la tasa de retribución del capital,
quedan como costes no gestionables por las empresas y que deben ser
reconocidos a las mismas por su importe real, los tributos y las obligaciones
derivadas de la introducción de la competencia en 2003. La mejor forma de
hacerlo es establecer una previsión anual de los mismos, la cual se ajustará en
base a los costes realmente incurridos en la retribución del año siguiente.
7.1.6 Ajustes anuales
Debe existir un término que permita actualizar la retribución de las empresas en
caso de que los valores de los parámetros previstos a la hora de calcular su
retribución difieran de los reales. Así, este término de ajuste corregirá cuando se
95
disponga de valores definitivos, las desviaciones producidas en el cálculo de la
retribución de la distribución por desviaciones en el IPC, el crecimiento de la
demanda, el WACC y otros parámetros que se prevean.
7.2 Punto de partida
7.2.1 Premisas previas
Todo cambio de sistema retributivo es complejo y difícil, a pesar de que con el
mismo y a juicio de sus promotores, se persiga la mejora de la eficiencia, la
rentabilidad de las empresas y la defensa de los intereses de los consumidores.
Todas las partes implicadas quieren intervenir y defender de forma legítima sus
intereses: consumidores, regulador, empresas, Administración y otros agentes
implicados.
Ello implica que el proceso de cambio deba ser transparente y democrático, de
manera que si la iniciativa la lleva el regulador, éste haga participe de sus
propuestas previas a todos los agentes implicados con el objetivo de recabar
opiniones y puntos de vista, los cuales han de tenerse en cuenta en la medida en
que estén justificados.
La experiencia demuestra que aparte de los debates teóricos sobre aspectos de la
regulación y su aplicación, en la que en ciertas ocasiones ninguna de las partes es
poseedora de la verdad única porque ésta no existe, cobran especial relevancia
las negociaciones entre los agentes, a través de las cuales se acercan posiciones
entre las partes con vistas a obtener un consenso más o menos uniforme.
Por ello, intentar establecer en esta tesis cual será el punto de partida en caso de
que la distribución se rija por la metodología aquí expuesta es prácticamente
imposible. A pesar de ello, en el siguiente apartado se describen algunas
soluciones para arrancar la aplicación de esta metodología.
96
7.2.2 Posibles soluciones
Una opción plausible y poco traumática sería la de suponer como punto de partida
la retribución global de las empresas distribuidoras en 2003, repartida según la
metodología vigente, es decir, según la aplicación de la Orden Ministerial del 14 de
junio de 1999 [BOE,1999a].
A partir de aquí habría que dividir la retribución inicial de cada empresa (Roi) en los
tres conceptos de retribución vistos anteriormente:
Curiosamente, la partida más sencilla de establecer en este reparto sería la de los
costes no gestionables (OBLGoi), ya que podría obtenerse a partir de los datos
contables de las empresas en 2002 y realizar la mejor estimación posible para
2003. Queda pues el resto de la retribución de 2003 a repartir entre la retribución
del capital y la de explotación, de tal manera que si se establece una la otra se
obtendría por diferencia. Este hecho complica aún más las cosas, dado que hay
que decidir qué partida hay que definir primero y cual se obtiene por diferencia.
Alternativas para el cálculo de la retribución inicial por inversión (CAPoi)
Intentar calcular la retribución inicial por inversión o capital (CAPoi) equivale a
calcular el valor inicial del RAB de cada empresa (RABoi), ya que la retribución del
Retribución 2003
de la empresa i
(Roi)
Retribución inicialno gestionables
(OBLGoi)
Retribución inicialExplotación
(OPEXoi)
Retribución inicial
Capital (CAPoi)
97
capital se obtiene aplicando a éste una tasa de rentabilidad determinada (WACC).
Este tema ya se abordó en el capítulo 3 en el que se sugirieron varios métodos
para ello:
1. Contabilidad: Es un método rápido pero con muchos inconvenientes al no estar
vigente una contabilidad regulatoria rigurosa, por lo que no es fiable para
calcular el RAB inicial.
2. Modelos explicativos: Sirven para calcular el inmovilizado bruto a partir del cual
habría que estimar el RAB (inmovilizado neto), pero no tienen en cuenta la
realidad física de la distribución, por lo que no son aconsejables si existen
mejores herramientas sustitutivas como los modelos de cobertura.
3. Modelos de red de referencia: Son herramientas válidas tanto para calcular el
inmovilizado bruto de referencia (IBR) como para repartir el RAB inicial si éste
se calcula de forma global por otro método. A partir del inmovilizado bruto de
referencia, habría que calcular el inmovilizado bruto "prudente"15 y a partir de
éste último el RAB inicial. Una forma de hacerlo sería partir del inmovilizado
bruto de referencia inicial (IBRo) correspondiente a una vida de los activos de
cuarenta años, y suponer una vida útil restante para los activos reales común
para todas las empresas, que permitiría calcular el RABo el cual tendría una
senda de amortización preestablecida durante sus años de vida útil restantes.
4. Método del RAB implícito: Ofrece varias alternativas, las cuales tienen en
común que es necesario definir una vida útil restante del mismo común a las
empresas para proceder a su amortización:
a) Calcular el RABo implícito en la retribución actual del conjunto de empresas
y repartirlo entre las mismas según los porcentajes de reparto obtenidos por
un modelo de red de referencia.
98
b) Calcular el RABoi implícito en la retribución actual de cada empresa
c) Si se fija la retribución por explotación (OPEXoi) por diferencia se obtiene el
(CAPoi), por lo que se puede calcular el RABoi implícito de cada empresa.
Alternativas para el cálculo de la retribución inicial por explotación (OPEXoi)
Para el cálculo de la retribución inicial por explotación (OPEXoi) de cada empresa
podrían citarse las siguientes alternativas:
1. Aplicar el método propuesto en el apartado 7.1.4 (sin poder aplicar la
contabilidad regulatoria).
2. Tomar como punto de partida los costes de explotación que aparecen en las
cuentas de resultados de 2002 (no es muy fiable sin contabilidad regulatoria).
3. Obtenerlos como diferencia en caso de que se fije la retribución de inversión de
cada empresa (CAPoi)
Las alternativas anteriores para el cálculo del (CAPoi) y del (OPEXoi) se pueden
combinar, dándoles diferentes pesos con el fin de ajustar la suma de ambos a la
diferencia entre la retribución de inicial de la empresa (Roi) y sus costes no
gestionables (OBLGoi), por lo que en la práctica las variantes existentes son
numerosas.
Incluso se podrían plantear alternativas originales como la de permitir a cada
empresa que sea ella misma la que reparta a su criterio su retribución inicial (Roi)
descontados los (OBLGoi), entre (CAPoi) y (OPEX oi) cumpliendo algún requisito
de reparto, como por ejemplo que ninguna cuantía ascienda a más del 70% del
total o similar. Aunque parezca lo contrario no estaría claro a priori qué estrategia
de reparto convendría a cada empresa en tal caso.
15 Recuérdese que el inmovilizado prudente o real siempre será superior al teórico de referencia
debido a errores de planificación, externalidades, etc.
99
7.3 Evolución anual
Suponiendo que el objetivo del apartado anterior está resuelto, y en el año inicial
(año 0) la retribución de cada empresa se descompone en la suma de los tres
términos descritos (OBLGoi, CAPoi y OPEX oi), se propone la siguiente fórmula
para el cálculo de su evolución anual:
Rni = CAPni + OPEXni + OBLGni+ Yni (10)
Donde:
Rni = Retribución total de la empresa i en el año n
CAPni = Retribución por costes de inversión de la empresa i en el año n
OPEXni = Retribución por costes de explotación de la empresa i en el año n
OBLGni = Retribución por costes no gestionables de la empresa i en el año n
Yni = Término de ajuste de la retribución de la empresa i en el año n
A continuación se describen en los sucesivos apartados estos términos con mayor
nivel de detalle.
7.3.1 Término CAPni
Este término refleja la retribución por costes de inversión de la empresa i en el año
n, motivados por su capital invertido neto en el inmovilizado, siendo su expresión
analítica la siguiente:
CAP ni = WACCn * RABni + DEPni (11)
Donde:
WACCn: Tasa de retribución para todas las empresas en el año n
RABni: Base Regulatoria de Activos de la empresa i en el año n
100
DEPni: Depreciación de la empresa i en el año n
El término RABni es un término "vivo" que se va actualizando cada año, de la
siguiente manera:
RABni = RABn-1 i - DEPn-1 i + ∆ RABn-1 i
Donde:
RABni = Base Regulatoria de Activos de la empresa i en el año n
RABn-1 i = Base Regulatoria de Activos de la empresa i en el año n-1
DEPn-1 i = Depreciación de la empresa i en el año n-1
∆ RABn-1 i = Incremento anual reconocido del RAB de la empresa i en el año n-1
Como se ve, el valor del RABni reconocido cada año será el del año anterior
(RABn-1 i) minorado con la depreciación del mismo (DEPn-1 i ), y habiéndole sumado
el incremento debido al incremento de actividad (∆ RABn-1 i ). Este último termino
engloba las nuevas inversiones realizadas en el año n-1, que como se vio se
podían clasificar en tres tipos según fueran de crecimiento de mercado, por
reposición o de mejora, siendo únicamente retribuidas las dos primeras. Su
expresión sería:
∆ RABn-1 i = ∆ MERn-1 i + REPn-1 i (12)
Donde
∆ MERn-1 i = Inversiones reconocidas por incremento de mercado de la empresa i
en el año n-1
REPn-1 i = Inversiones reconocidas por reposición de la empresa i en el año n-1
101
Este último término (REPn-1 i) representa las inversiones en reposición de la
empresa i en el año n-1 y se puede obtener de forma fiable aunque provisional a
partir de la contabilidad regulatoria.
Para calcular los incrementos anuales de stock de capital debido al crecimiento del
mercado (∆ MERn-1 i) se aproximará éste por el incremento del inmovilizado bruto
de referencia entre los años n-1 y n-2:
∆ MERn-1 i = IBR n-1 i - IBR n-2 i (13)
El inmovilizado bruto de referencia IBR n-2 i se obtiene a partir del inmovilizado
bruto de referencia para la empresa i al inicio del periodo retributivo (IBRoi)
actualizado al año n-2 con el factor de economía de escala y los crecimientos de
demanda reales desde el año 0 hasta el año n-2:
Feia
na
oa
oin DIBRIBR )1(*2
2 ∆+= ∏−=
=
− (14)
Este artificio de ir simulando el IBR con el crecimiento de la demanda y el factor de
economía de escala es necesario mientras la operatividad de los modelos de
cobertura sea limitada. Así, si se ejecuta el modelo en el año 0 y se obtiene el
IBRoi de cada empresa, y en coherencia con la dependencia potencial del
inmovilizado respecto a la demanda reflejada por el factor de economía de escala
vista en el capítulo 3, se puede concluir que la fórmula (14) refleja fielmente el
crecimiento del IBR. Análogamente:
( )Feininin DIBRIBR 121 1* −−− ∆+=
Por lo que
( )[ ]11* 121 −∆+=∆ −−−Fe
ininin DIBRMER (15)
Siendo:
102
Fe = Factor de economía de escala obtenido en el apartado 3.2.3 cuyo valor es
aproximadamente 0,7.
∆ Dn-1 i = Incremento de demanda de energía de la empresa i en el año n-1
IBR n-2 i = Inmovilizado bruto de referencia de la empresa i en el año n-2
Ejemplo: Si se está en el año cuarto del periodo (n=4), para calcular el RAB4i es
necesario conocer el incremento de actividad del año 3 (∆ RAB3i) cuya parte
correspondiente a crecimiento de mercado ∆ MER3i se calcula a partir del
crecimiento de demanda en dicho año (∆ D3i ), el factor de economía de escala y el
inmovilizado bruto de referencia del año anterior (n=2) IBR 2 i .
7.3.2 Término OPEXni
Este término representa la retribución por los costes de explotación de la empresa
i en el año n, y su expresión analítica es la siguiente:
OPEXni = rni * Dni
Siendo:
OPEXni = Retribución por explotación en el año n para la empresa i
Dni = Energía distribuida en el año n por la empresa i
rni = Ingreso unitario permitido para la empresa i en el año n, que se obtiene a
partir de:
rni = rn-1 i * (1 + IPCn - X)
Donde:
rn-1i = Ingreso unitario permitido para la empresa i en el año n-1
IPCn = Índice de Precios al Consumo previsto para el año n
103
X = Factor de productividad o eficiencia para el periodo regulatorio y común a
todas las empresas.
7.3.3 Término OBLGni
Término que representa la retribución por costes no gestionables de la empresa i
en el año n, y consiste en la mejor previsión posible para el año n de los tributos y
las obligaciones regulatorias derivadas de la liberalización 2003.
7.3.4 Término Yni
Término de ajuste de la retribución de la empresa i en el año n fruto de la revisión
del IPC, el WACC, crecimientos de energía, y todos aquellos parámetros o costes
cuya revisión pueda afectar al nivel retributivo de las empresas y existe diferencia
entre el valor previsto y el valor real.
7.4 Revisión al final del periodo
En cada revisión del modelo tras finalizar un periodo regulatorio, se inicia un arduo
trabajo del regulador con el fin de cerrar el mismo en cuanto a retribución se
refiere y poder definir las condiciones de inicio del siguiente periodo. Los objetivos
del mismo son: comparar las previsiones con la realidad, validar y/o desautorizar
costes, ajustar las retribuciones percibidas y establecer el punto de partida del
siguiente periodo.
Respecto a la base regulatoria de activos (RAB), ésta por coherencia no se
establece de nuevo, sino que se procede a validar definitivamente su incremento
durante el periodo pasado (∆ RABPER i ), ya que una vez que el que regulador
valida y acepta como prudentes unas inversiones, en ese momento y por pura
coherencia metodológica, pasan a ser un capital prudentemente invertido que
debe tener su rentabilidad garantizada. El revisar la cifra global de RAB al final de
cada periodo introduciría inestabilidad y riesgo en una actividad que
104
aparentemente no tendría que tenerlos, pudiendo introducir arbitrariedades en el
proceso.
Mediante la contabilidad regulatoria se pueden analizar las inversiones realizadas
por la empresa en el periodo regulatorio pasado, tanto las debidas a crecimiento
de mercado como las provocadas por la reposición. Estas últimas se aceptarán si
el regulador estima que su volumen es razonable y si según la contabilidad
regulatoria son las que realmente ha habido y están plenamente justificadas.
Para validar las inversiones de mercado, es necesario el uso del modelo de red de
referencia, el cual se "sustituyó" durante el periodo regulatorio por la aplicación de
las fórmulas (14) y (15), que establecen el incremento de RAB por crecimiento del
mercado basándose en la aplicación del factor de economía de escala, el
crecimiento de la demanda y el inmovilizado bruto de referencia (IBR). Estas
fórmulas han podido introducir errores a pesar de ser una buena aproximación, por
lo que hay que correr el modelo para ajustar posibles diferencias.
Una vez obtenido el incremento de RAB por crecimiento de mercado que da el
modelo de cobertura, habría que aceptar como "prudente" aquel nivel de
inversiones reales de este tipo llevadas a cabo, que no supere al nivel de
inversiones de referencia en más de un determinado porcentaje a fijar por el
regulador.
Respecto a los costes de explotación, el regulador vía la contabilidad regulatoria
podrá analizar y comparar para el conjunto de empresas la retribución total por
explotación con los costes reales, para ver la ganancia media de las empresas al
desarrollar estas funciones. En función de lo razonable o inadecuado que le
parezcan los resultados obtenidos establecerá el ingreso medio para cada
empresa en el año inicial del siguiente periodo regulatorio y el valor del factor de
eficiencia X.
Por ejemplo, si el regulador considera razonables los resultados obtenidos por las
empresas podrá establecer que el ingreso unitario permitido en el primer año del
105
siguiente periodo sea igual al del último año del periodo anterior. O si por el
contrario, cree que este debiera crecer o decrecer, podrá aplicar a todas las
empresas una misma corrección al ingreso unitario permitido en último año del
periodo anterior.
El seguimiento de los costes no gestionables se llevará a cabo mediante la
contabilidad regulatoria, y los únicos controles a realizar son el comprobar que los
costes imputados en esta partidas son los reales y que se han de corregir las
previsiones realizadas de los mismos.
Una vez analizadas todas las partidas retributivas al detalle y actualizados los
valores de los parámetros previstos a su valores reales, puede ocurrir que sea
necesario realizar un ajuste "a posteriori" de la retribución de las empresas en los
años pasados del periodo regulatorio. En tal caso y a efectos financieros, se
considerará el WACC de cada año como la tasa monetaria a aplicar para
actualizar dichos importes en el tiempo.
106
8. BIBLIOGRAFÍA
[BOE,1997a] Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
[BOE,1997b] Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se
organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes
de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los
costes permanentes del sistema, y de los costes de
diversificación y seguridad de abastecimiento.
[BOE,1997c] Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se
aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los
Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica.
[BOE,1998a] Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.
[BOE,1998b] Ley 39/1988, de 28 de diciembre, reguladora de las Haciendas
Locales.
[BOE,1998c] Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se
regulan las actividades de transporte y distribución de energía
eléctrica.
[BOE,1999a] Orden de 14 de junio de 1999 por la que se establece la
retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.
[BOE,1999b] Real Decreto-Ley 6/1999, de 16 de abril, de Medidas Urgentes
de Liberalización e Incremento de la Competencia.
[BOE,2000a] Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se
regulan las actividades de transporte, distribución,
comercialización, suministro y procedimientos de autorización
de instalaciones de energía eléctrica.
107
[BOE,2000b] Real Decreto-Ley 6/2000, de Medidas Urgentes de
Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y
Servicios.
[BOE,2001a] Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se
establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y
distribución de energía eléctrica.
[BOE,2001b] Real Decreto 1483/2001, de 27 de diciembre por el que se
establece la tarifa eléctrica para el 2002.
[BOE,2001c] Real Decreto-Ley 2/2001, de 2 de febrero, por el que se
modifica la disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997, de
27 de noviembre, del Sector Eléctrico, y determinados
artículos de la Ley 16/1989, de 17 de julio, de Defensa de la
Competencia.
108
9. ANEXO
9.1 Tratamiento de resultados del modelo de cobertura
Con objeto de profundizar en el entendimiento de los inductores de coste de los
costes de inversión de red, en este capítulo se van a analizar los resultados del
modelo de red de referencia Bulnes que se obtuvieron en 1998 para el conjunto de
provincias españolas. Se ha decido usar los resultados de dicho modelo a pesar
de que existen versiones más recientes y mejores del mismo debido a que es del
único del que se dispone de información de salida de todas las provincias
españolas.
Debido a que dichos resultados no son públicos sino que únicamente los tienen
las empresas distribuidoras, el MINECO, la asociación de empresas eléctricas
UNESA y la CNE, en este documento de tesis no se presentará ninguna
información que permita asociar las cantidades de inmovilizado fruto de la pasada
de dicho modelo con sus provincias o empresas correspondientes. Por ello, en los
siguientes gráficos en los que se representarán los valores obtenidos por las
diferentes provincias, en ningún caso se mostrará los nombres de las provincias a
las que pertenecen.
Los resultados usados de dicho modelo de red de referencia consisten
básicamente en datos de valor de inmovilizado a coste de reposición para cada
una de las provincias de la península16, desagregados por nivel de tensión
(BT/MT/AT). Para su tratamiento se han dividido por la superficie respectiva de
cada provincia por lo que al final se obtiene el coste de inmovilizado de reposición
por unidad de superficie (MPTA/km²).
16 No se tienen en cuenta las 3 provincias insulares: Tenerife, Las Palmas y Baleares.
109
También se han usado en las regresiones datos de consumo provincial de energía
y potencia contratada, obtenidas del informe “Estadística de la Industria de
Energía Eléctrica” del MINECO del año 1997. Además, se han calculado la
densidad de carga provincial, tanto en GWh/km² como MW/km² con vistas a
buscar regresiones de dichos parámetros con los costes unitarios de inmovilizado
de la red de referencia.
Por último se han extraído datos de potencia instalada en media tensión del
informe de calidad de suministro de UNESA de 1999, obteniéndose análogamente
la densidad de potencia instalada por unidad de superficie (MW/km²).
Se han buscado regresiones entre costes unitarios provinciales y carga unitaria
provincial y se han obtenido los gráficos que se muestran en las siguientes hojas y
cuyos resultados fundamentales se resumen en la siguiente hoja.
110
Resumen de los resultados de las regresiones de los gráficos
Gráfico Y X R² Lineal R² Potencial
1 Coste BT Energía BT 0,82 0,89
2 Coste MT Energía BT 0,91 0,91
3 Coste MT Energía MT 0,89 0,86
4 Coste MT Energía MT+BT 0,94 0,92
5 Coste MT+BT Energía MT+BT 0,90 0,91
6 Coste AT Energía Total 0,95 0,84
7 Coste Total Energía Total 0,89 0,90
8 Coste BT P Contratada BT 0,85 0,89
9 Coste MT P Contratada BT 0,92 0,92
10 Coste MT P Instalada MT 0,87 0,89
11 Coste AT P Contr. Total 0,92 0,86
12 Coste Total P Contr. Total 0,93 0,94
13 P Contr. Total Energía Total 0,91 0,94
111
GRÁFICO 1: COSTE BT / DEMANDA BT
y = 15,75x0,86
R2 = 0,89
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
112
GRÁFICO 2: COSTE MT / DEMANDA BT
y = 12,79x0,64
R2 = 0,91
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
113
G R Á F I C O 3 : C O S T E M T / D E M A N D A M T
y = 15,17x + 1,75
R2 = 0,89
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
114
GRÁFICO 4: COSTE MT / DEMANDA BT+MT
y = 6,83x + 1,59
R2 = 0,94
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
115
GRÁFICO 5: COSTE MT+BT / DEMANDA BT+MT
y = 18,10x0,70
R2 = 0,91
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
116
GRÁFICO 6: COSTE AT / DEMANDA TOTAL
y = 1,40x + 0,58
R2 = 0,95
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
117
GRÁFICO 7: COSTE TOTAL / DEMANDA TOTAL
y = 16,24x0,63
R2 = 0,90
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
118
GRÁFICO 8: COSTE BT / POTENCIA CONTRATADA BT
y = 12,75x0,92
R2 = 0,89
DENSIDAD DE POTENCIA CONTRATADA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
119
GRÁFICO 9: COSTE MT / POTENCIA CONTRATADA BT
y = 10,93x0,69
R2 = 0,92
DENSIDAD DE POTENCIA CONTRATADA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
120
GRÁFICO 10: COSTE MT / POTENCIA INSTALADA MT
y = 11,79x0,63
R2 = 0,89
DENSIDAD DE POTENCIA INSTALADA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
121
GRÁFICO 11: COSTE AT / POTENCIA CONTRATADA TOTAL
y = 2,01x + 0,55
R2 = 0,92
DENSIDAD DE POTENCIA CONTRATADA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
122
GRÁFICO 12: COSTE TOTAL / POTENCIA CONTRATADA TOTAL
y = 21,84x0,74
R2 = 0,94
DENSIDAD DE POTENCIA CONTRATADA
DE
NS
IDA
D D
E C
OS
TE
123
GRÁFICO 13: POTENCIA CONTRATADA TOTAL / DEMANDA TOTAL
y = 0,66x0,84
R2 = 0,94
DENSIDAD DE DEMANDA
DE
NS
IDA
D P
OTE
NC
IA C
ON
TRA
TAD
A
