PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA …hrudnick.sitios.ing.uc.cl/paperspdf/lomuscio.pdf · A mi familia, por su apoyo incondicional en estos años de estudios. Quiero

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA

RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y

SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS

LEONARDO ALBERTO LOMUSCIO DROGUETT

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Eléctrica

Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD

Santiago de Chile, 2004

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica

RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y SU RELACIÓN CON LAS FIJACIONES TARIFARIAS

LEONARDO ALBERTO LOMUSCIO DROGUETT

Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:

HUGH RUDNICK V.

CELSO GONZALEZ G.

PABLO GIACONI V.

Para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Industrial, con Diploma en Ingeniería Eléctrica

Santiago de Chile, 2004

ii

DEDICATORIA

A mis Padres, hermanos y amigos, que me apoyaron mucho.

iii

AGRADECIMIENTOS

A través de estas líneas quiero dar mis más sinceros agradecimientos a todas

aquellas personas e instituciones que de alguna forma contribuyeron en el desarrollo de

esta memoria.

A Don Ricardo Silva, por su colaboración y consejos en mi participación

como ayudante en el curso de Mercados Eléctricos, durante el primer semestre de 2003,

que permitió a acceder a información sin la cual mucho de lo realizado en esta memoria

no hubiese sido posible.

A Don Raúl Sanhueza, Celso González, Pablo Giaconi y Mauricio

Campusano, por sus observaciones y buena disposición durante el desarrollo de este

trabajo.

A mi familia, por su apoyo incondicional en estos años de estudios.

Quiero dar mis más sinceros agradecimientos a Don Hugh Rudnick, por sus

consejos, guía y apoyo, que han hecho posible el desarrollo de esta memoria.

iv

INDICE GENERAL Pág.

DEDICATORIA..............................................................................................................ii

AGRADECIMIENTOS .................................................................................................iii

INDICE DE TABLAS..................................................................................................viii

INDICE DE FIGURAS................................................................................................xiii

RESUMEN....................................................................................................................xvi

ABSTRACT.................................................................................................................xvii

I. INTRODUCCIÓN....................................................................................................... 1

1.1 Objetivos y estructura de la memoria. ......................................................................1

1.2 Breve Revisión del Marco Regulatorio. ...................................................................5

II. HISTORIA DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE..... 9

III. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE

......................................................................................................................................... 19

IV. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD........................................................................ 21

V. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO. ......................................................................... 26

VI. EVOLUCIÓN EN LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL VAD,

FIJACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS Y TARIFAS PARA CLIENTES FINALES. .... 31

6.1 Metodología de tarificación de los servicios eléctricos..........................................31

6.1.1 El precio de nudo..............................................................................................31

6.2 Procesos Tarifarios .................................................................................................34

v

6.2.1 Etapas preliminares a los estudios....................................................................34

6.2.2 Fijación del VNR y los costos de explotación .................................................34

6.2.3 Bases de los estudios ........................................................................................43

6.2.4 Definiciones, metodologías e instrucciones del proceso tarifario....................43

6.3 Valor Agregado de Distribución (VAD). ...............................................................44

6.3.1 Componentes del VAD.....................................................................................50

6.4 Los procesos tarifarios en el tiempo. ......................................................................51

6.4.1 Criterios Utilizados para la definición de áreas típicas. ...................................51

6.4.2 Fijación tarifaria 1992 ......................................................................................53

6.4.3 Fijación tarifaria 1996. .....................................................................................55

6.4.4 Fijación tarifaria 2000. .....................................................................................57

6.4.5 Comparación estudios VAD CNE vs Consultores ...........................................64

6.4.6 Comparación ingresos por ventas fijación 1996 vs fijación 2000....................77

VII. EVOLUCIÓN EN EL TIEMPO DE TARIFAS, VENTAS, NÚMERO DE

CLIENTES Y PARÁMETROS DE EFICIENCIA.................................................... 82

7.1 Evolución de tarifas. ...............................................................................................82

7.2 Evolución de las ventas de energía.........................................................................84

7.3 Evolución del número de clientes...........................................................................86

7.4 Evolución Demanda Máxima .................................................................................88

7.4 Parámetros de Eficiencia ........................................................................................89

VIII. CONTABILIDAD REGULATORIA: CRITERIOS REVISIÓN COSTOS DE

EXPLOTACIÓN DEL AÑO 2001............................................................................... 92

IX. CURVA EXPLICATIVA DE LA INDUSTRIA .................................................. 98

X. RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL NEGOCIO DE

DISTRIBUCIÓN........................................................................................................... 99

10.1 Composición de la cartera de clientes para una empresa de distribución.............99

vi

10.2 Simulación de la evolución de la rentabilidad de las empresas distribuidoras

desde 1992 ..................................................................................................................100

10.3 Análisis de Sensibilidad Rentabilidad Empresas Eléctricas...............................110

10.3.1 Sensibilidad a las ventas de energía .............................................................112

10.3.2 Sensibilidad a la fijación del VNR...............................................................113

10.3.3 Sensibilidad a la variación en los costos ......................................................114

10.3.4 Sensibilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo. .....................115

10.3.5 Análisis de sensibilidad al VAD y elasticidad de consumo .........................117

10.4 Evolución del precio de Nudo en el período en estudio, y su impacto en las tarifas

finales a usuario. .........................................................................................................119

XI. ACERCAMIENTO DESDE LA VISIÓN CONTABLE A LA TOTALIDAD DE

LA EMPRESA DISTRIBUIDORA. .......................................................................... 123

XII. ACERCAMIENTO DESDE LA INFORMACIÓN CONTABLE A LA

RENTABILIDAD DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN..................................... 128

XIII. EFECTO DE DIVERSAS VARIABLES EN LA RENTABILIDAD DE LAS

EMPRESAS................................................................................................................. 133

13.1 Relación PIB Ventas de Energía.........................................................................134

13.2 Relación rentabilidad empresas de distribución y crecimiento de las ventas de

energía.........................................................................................................................137

XIV. DESAFÍOS FUTUROS REGULACIÓN TARIFARIA EN CHILE:

FIJACIÓN OTROS SERVICIOS Y LEY CORTA................................................. 139

14.1 Fijación Otros Servicios .....................................................................................139

14.1.1 Aspectos Generales ......................................................................................139

14.1.2 Etapas del procedimiento de fijación de tarifas de servicios asociados.......140

14.1.3 Objetivos del estudio de servicios asociados. ..............................................142

14.1.4 Empresa modelos y Áreas Típicas. ..............................................................143

vii

14.1.5 Etapas de los estudios de costos ...................................................................144

14.1.6 Metodología..................................................................................................145

14.1.7 Impacto de la fijación tarifaria de los servicios asociados en la rentabilidad de

las empresas distribuidoras......................................................................................148

14.2 Efecto Ley Corta.................................................................................................151

XV. CONCLUSIONES............................................................................................... 158

ANEXOS ...................................................................................................................... 162

ANEXO I: DATOS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN.......................................... 163

ANEXO II: INFORMACIÓN CONTABLE Y RATIOS FINANCIEROS DE LAS

EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN............................................................................ 173

BIBLIOGRAFIA......................................................................................................... 183

viii

INDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 4.1: 12 Mayores accionistas CGE. ........................................................................ 21

Tabla 4.2: 12 Mayores accionistas Chilectra. ................................................................. 22

Tabla 4.3: 12 Mayores accionistas CONAFE. ................................................................ 22

Tabla 4.4: 12 Mayores accionistas ELIQSA................................................................... 23

Tabla 4.5: 12 Mayores accionistas EMELARI. .............................................................. 23

Tabla 4.6: 12 Mayores accionistas EMELECTRIC........................................................ 24

Tabla 4.7: 12 Mayores accionistas Río Maipo................................................................ 24

Tabla 4.8: 12 Mayores accionistas EMELAT................................................................. 25

Tabla 4.9: 12 Mayores accionistas LITORAL................................................................ 25

Tabla 5.1: Porcentaje ingresos ventas de energía y potencia sobre el ingreso

operacional, Emelari y Eliqsa. ........................................................................................ 26

Tabla 5.2: Porcentajes de ventas de energía según sector, Chilectra año 2002 .............. 28

Tabla 5.3: Porcentaje de ventas de energía, de acuerdo a [RCRC] ................................ 28

Tabla 6.1. Estructura VNR Distribuidora año 1999........................................................ 36

Tabla 6.2: Observaciones Diciembre 2001 VNR Distribuidora, porcentajes. ................ 38

Tabla 6.3: Fijación VNR 1991: valor presentado, fijado, crecimiento. .......................... 39




ix

Tabla 6.7: Fijación Costos de Explotación 1991. ........................................................... 42

Tabla 6.8: Fijación Costos de Explotación 1995. ........................................................... 42

Tabla 6.9: Empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica fijación, y

consultoras contratadas, 1992 ......................................................................................... 54


consultoras contratadas, 1996 ......................................................................................... 56

Tabla 6.11: Constantes A y B, y el factor de correlación R2, para las 6 áreas típicas

determinadas ................................................................................................................... 58

Tabla 6.12: VNR, costos de explotación y otros parámetros utilizados, por empresa, en

la fijación del año 2000. .................................................................................................. 60

Tabla 6.13: AVNR más COYM, Energía comprada y vendida, valorización de perdidas

y VAD obtenido, por empresa, fijación año 2000. ......................................................... 61

Tabla 6.14: Empresas concesionarias y empresa modelo por Área Típica, Fijación 2000.62

Tabla 6.15: VAD promedio por Área Típica, y desviación sobre el promedio .............. 62

Tabla 6.16: Diferencias porcentuales CFE, VAD AT, VAD BT entre estudio CNE y

empresas, año 1992. ........................................................................................................ 64

Tabla 6.17: Valores obtenidos para parámetros Área 1, CNE y empresas, año 1992. ... 65




empresas, año 1996. ........................................................................................................ 67

Tabla 6.21: Valores para el VAD AT obtenidos por CNE y empresas, año 1996.......... 68

x

Tabla 6.22: Valores para el VAD BT obtenidos por CNE y empresas, año 1996. ......... 68

Tabla 6.23: Diferencia entre estudios consultores vs CNE............................................. 68

Tabla 6.24: Valores presentados Factor pérdida potencia AT por CNE, empresas y valor

ponderado........................................................................................................................ 70

Tabla 6.25: Valores presentados Factor pérdida potencia BT por CNE, empresas y valor

ponderado........................................................................................................................ 70

Tabla 6.26: Valores presentados Factor pérdida Energía AT por CNE, empresas y valor

ponderado........................................................................................................................ 71

Tabla 6.27: Valores presentados Factor pérdida Energía BT por CNE, empresas y valor

ponderado........................................................................................................................ 71

Tabla 6.28: Diferencias Porcentuales por área Típica entre Estudio Empresas vs CNE.72

Tabla 6.29: Valores estudio VAD CNE, fijación año 2000............................................ 73

Tabla 6.30: Valores estudio VAD empresas, fijación año 2000 ..................................... 73

Tabla 6.31: Valores ponderados VAD, fijación año 2000. ............................................. 73

Tabla 6.32: Valores factor expansión de pérdidas, estudio CNE, fijación año 2000. .... 75

Tabla 6.33: Valores factor de expansión de pérdidas, estudio empresas, fijación año

2000................................................................................................................................. 75

Tabla 6.34. Valores ponderados factor de expansión de pérdidas, CNE y consultores,

fijación año 2000............................................................................................................. 76

Tabla 6.35: Comparación ingresos por ventas, VAD, fijación 1996 vs fijación 2000. .. 78

Tabla 6.36: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000.... 79

Tabla 6.37: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000... 80

xi

Tabla 8.1: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, revisión costos

explotación año 2001. ..................................................................................................... 95

Tabla 8.2: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, sin considerar las

compras de energía, valores porcentuales, revisión costos explotación año 2001. ........ 96

Tabla 8.3: Porcentajes costos actividades incluidas en el chequeo de rentabilidad,

revisión costos de explotación año 2001......................................................................... 97

Tabla 10.1: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad CGE, 1992-

2001............................................................................................................................... 101

Tabla 10.2: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Chilectra,

1992-2001. .................................................................................................................... 102

Tabla 10.3. Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Río Maipo,

1992-2001. .................................................................................................................... 102

Tabla 10.4: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CGE. .......... 103

Tabla 10.5: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Chilectra. ... 104

Tabla 10.6: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Río Maipo.. 104

Tabla 10.7: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Eliqsa. ........ 106

Tabla 10.8: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelari ...... 107

Tabla 10.9: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelat........ 107

Tabla 10.10: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelectric.108

Tabla 10.11: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CONAFE. 108

Tabla 10.12: Valor promedio cuentas típicas, por sector y región, año 2000............... 110

Tabla 10.13: Resultados chequeo rentabilidad año 2000, por empresa. ....................... 111

xii

Tabla 10.14: Sensibilidad rentabilidad a las ventas de energía. ................................... 113

Tabla 10.15: Sensibilidad rentabilidad a la fijación del VNR. ..................................... 114

Tabla 10.16: Sensibilidad rentabilidad a la variación en los costos. ............................ 115

Tabla 10.17: Sensibilidad rentabilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo.116

Tabla 10.18: Sensibilidad rentabilidad al VAD y elasticidad de consumo................... 117

Tabla 10.19: Cuentas típicas residenciales, comerciales e industriales, 1992-2001..... 119

Tabla 11.1: Retorno Sobre los Activos por tramos, 1992-2002.................................... 124

Tabla 11.2: Retorno sobre el Patrimonio por tramos, 1992-2002................................. 125

Tabla 12.1: Rentabilidad Empresas Distribuidoras por tramos, negocio distribución,

1992-2002. .................................................................................................................... 130

Tabla 13.1:Crecimiento ventas de energía y PIB, 1997-2001. ..................................... 136

Tabla 14.1: Definición Áreas Típicas, Fijación servicios asociados. ........................... 143

Tabla 14.2: Variación rentabilidad empresas distribuidoras por fijación tarifas servicios

asociados. ...................................................................................................................... 150

Tabla 14.3:Ventas potenciales a clientes libres. ........................................................... 154

Tabla 14.4: Potenciales clientes libres por Área Típica................................................ 154

Tabla 14.5 Impacto en la rentabilidad de las empresas distribuidoras del aumento en el

número de clientes libres............................................................................................... 156

xiii

INDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1.1: Diagrama Maestro variables que afectan la rentabilidad de las empresas

distribuidoras. .............................................................................................................3

Figura 1.2: Diagrama acercamientos a la rentabilidad a utilizar en este estudio. .............4

Figura 3.1: Tamaño holdings Distribuidores según Ventas............................................19

Figura 5.1: Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según Estructura de

clientes......................................................................................................................27

Figura 6.1. Diagrama de bloques etapas proceso de fijación tarifaria. ...........................49

Figura 6.2: Relación logarítmica costos unitarios AT y momento de carga AT. ...........58

Figura 6.3: Relación logarítmica costos unitarios BT y momento de carga BT.............59

Figura 6.4: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por Área

Típica, fijación año 1992..........................................................................................66

Figura 6.5: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área


Figura 6.6: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área




Figura 6.8: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por Área


Figura 6.9: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por Área


xiv



Figura 6.11: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado, por Área


Figura 6.12: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado, por Área


Figura 6.13: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. .79

Figura 6.14: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000. 80

Figura 7.1: Variación porcentual tarifas eléctrica a nivel usuario, 1990-2001...............82

Figura 7.2: Evolución precios medios de compra y venta de energía, CONAFE, 1992-

2002. .........................................................................................................................83

Figura 7.3: Ventas de Energía, 1992-2003, Chilectra.....................................................84

Figura 7.4: Ventas de Energía, 1992-2003, CGE y Río Maipo. .....................................85

Figura 7.5: Ventas de Energía, 1992-2003, resto de las empresas..................................85

Figura 7.6: Número de Clientes, 1992-2002, Chilectra-CGE.........................................86

Figura 7.7: Número de clientes, 1992-2002, resto de las empresas................................87

Figura 7.8: Demanda Máxima, 1992-2002, Chilectra, Río Maipo y CGE. ....................88

Figura 7.9: Clientes por trabajador, 1992-2002, empresas distribuidoras. .....................90

Figura 7.10: Pérdidas de energía, 1992-2003, empresas distribuidoras. ........................91

Figura 8.1: Matriz de actividades y naturalezas, revisión costos explotación año 2001.93

Figura 10.1: Composición Tarifa BT1, 1992-2001, empresa referencia CGE. ............120

Figura 10.2: Composición Tarifa BT2, 1992-2001, empresa referencia CGE. ............121

Figura 10.3: Composición Tarifa AT 4.1, 1992-2001, empresa referencia CGE. ........121

xv

Figura 10.4: Evolución precio de Nudo, Oct 1991 – Oct 2002. ...................................122

Figura 11.1: ROA Empresas distribuidoras, 1992-2002...............................................123

Figura 11.2: ROE Empresas distribuidoras, 1992-2002. ..............................................125

Figura 11.3: Leverage Empresa Distribuidoras, 1992-2002. ........................................126

Figura 12.1: Rentabilidad del negocio de distribución, 1992-2002..............................129

Figura 12.2: Resultado Operacional sobre Activo Fijo empresas distribuidoras, 1992-

2002. .......................................................................................................................130

Figura 12.3: Resultado Fuera de la explotación sobre Resultado Explotación, empresas

distribuidoras, 1992-2002.......................................................................................131

Figura 12.4: Resultado operacional sobre GWh vendidos, empresas distribuidoras,

1992-2002...............................................................................................................132

Figura 13.1: Relación PIB Ventas de Energía, 1960-1996. ..........................................134

Figura 13.2: Relación logarítmica PIB Ventas de Energía, 1960-1996........................135

Figura 13.3: Crecimiento de la demanda anual neta de energía, 1985-2003. ...............137

Figura 14.1: Crecimiento número de usuario no regulados, Colombia, marzo 1998-

diciembre 2001. ......................................................................................................153

xvi

RESUMEN

El objetivo de la siguiente memoria es realizar un estudio acerca de la

rentabilidad de diferentes empresas distribuidoras de energía eléctrica a lo largo del

país, y determinar la relación existente entre la rentabilidad obtenida y la fijación de

precios realizada cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía. Se buscó

analizar la mayor cantidad de empresas que tuvieran información pública disponible,

y que cubrieran el período de estudio 1992-2002. También se estudia el

comportamiento de las tarifas de cuentas típicas en el país, así como la evolución de

las rentabilidades de las empresas, tanto a partir de la información contable, como de

una estimación obtenida a partir de las ventas de energía y consumos típicos.

Brevemente, se puede señalar que se determinó que existe un período de

mayor rentabilidad en promedio dentro de la ventana de tiempo estudiada, de 1996 a

1999, que coincide con el período de mayor crecimiento de las ventas de energía, lo

que se podría asociar con un ciclo de crecimiento de la economía del país. Por otra

parte, las empresas distribuidoras han ido realizando mejoras de eficiencia

importantes en su proceso productivo durante estos 10 años. Respecto a las

normativas regulatorias, éstas han ido variando a lo largo del tiempo, tanto formal

como metodológicamente, buscando entregar una señal tarifaria que refleje

realmente los costos en que incurre cada una de las empresas concesionarias en su

labor de distribución de energía.

Finalmente, se revisan desafíos futuros que enfrenta el sector de

distribución, tales como el aumento de clientes libres, la fijación de tarifas de

servicios asociados a la distribución de energía y la determinación de un mecanismo

para la fijación de peajes de distribución en la Ley Corta que entró en vigencia el 17

de Marzo de 2004.

xvii

ABSTRACT

The purpose of the following work is to carry out a study about the

profitability of several electric distribution companies along the country, and to

determinate the relationship between the obtained results and the tariff setting

established by the National Energy Commission every four years.

As much companies as public information available were analysed, between

the years 1992 and 2002. Also, the study shows the behaviour of common bills (the

impact on the final consumer) and the evolution of companies’ profitability. These

results were extracted from accounting information and an estimation obtained from

energy sales and typical consumption values.

In a few words, results show there is a time interval of higher profits

between 1996 and 1999, which matches with the increment of energy sales. This could

be associated with an economy growth cycle of the country. On the other hand,

distribution companies have made important efficiency improvements in their processes

during those ten years (1992-2002).

Regulations have evolved over the time, both in format and in methodology.

They have aimed at providing a tariff signal that really reflects costs incurred by each of

the distribution companies.

Finally, future challenges faced by the distribution sector are revised, such

as the increase of unregulated clients, the fixation of tariffs of energy distribution

associated services and the determination of a mechanism for the fixation of distribution

tolls (access charges) in the Short Law in application from March 17th, 2004.

1

I. INTRODUCCIÓN

1.1 Objetivos y estructura de la memoria. El objetivo de este trabajo es determinar como han variado las

rentabilidades de las empresas de distribución eléctrica en Chile, desde 1992 a la

fecha, así como señalar como ha ido evolucionando el marco regulatorio de la

actividad, y como esto ha impactado tanto en las tarifas que son cobradas a los

usuarios finales, así como en la misma rentabilidad de las empresas distribuidoras.

Del mismo modo, se estudiará la estructura de propiedad del sector de distribución

en Chile, reconociendo a los principales grupos empresariales, y presentando a los 12

mayores accionistas de cada empresa.

La revisión de las rentabilidades se realizará desde dos acercamientos: a

partir de la información contable disponible en las memorias de las empresas,

presentes en la Superintendencia de Valores y Seguros, y, por otra parte, realizando

una estimación de los ingresos por ventas de energía y potencia, considerando una

cartera de clientes dada, y utilizando las tarifas publicadas en medios de

comunicación escritos.

Las empresas a estudiar son Chilectra, CGE, Río Maipo, Emelectric,

CONAFE, Emelari, Eliqsa, Emelat, Litoral y SAESA. Se presentan también el

comportamiento de parámetros como ventas de energía, número de clientes,

demanda máxima, clientes por trabajador, etc.

Para cada una de las últimas tres fijaciones tarifarias, en el capítulo VI, se

señalan sus principales características, en cuanto a definición de áreas típicas,

metodología utilizada, resultados de estudios de Valor Agregado de Distribución

(VAD), tanto los encargados por las empresas como por la Comisión Nacional de

2

Energía (CNE) y una comparación entre los valores entregados por ambos estudios.

También se hace un seguimiento a como se han comportado las fijaciones del Valor

de Nuevo Reemplazo (VNR) dentro del período en estudio.

Posteriormente, en el capítulo X, se realiza un análisis de sensibilidad de

la rentabilidad de las empresas, a partir de la información del chequeo de

rentabilidad del año 2000, a variables como las ventas de energía, VNR, precios de

nudo, etc.

En el capítulo XIII se muestra la relación existente entre el

comportamiento del PIB y las ventas de energía, y finalmente en el capítulo XIV se

revisan desafíos futuros que enfrenta el sector de distribución, tales como el aumento

de clientes libres y la fijación de tarifas de servicios asociados a la distribución de

energía y la determinación de un mecanismo para la fijación de peajes de

distribución en la Ley Corta que entró en vigencia el 17 de Marzo de 2004.

De manera de orientar el desarrollo de los temas en esta memoria, se

indica en la figura 1.1 un diagrama con las variables que afectan la rentabilidad de

las empresas distribuidoras, y en la figura 1.2, los diferentes acercamientos a utilizar

para estimar la rentabilidad de las distribuidoras.

3

Figura 1.1: Diagrama Maestro variables que afectan la rentabilidad de las

empresas distribuidoras.

RentabilidadEmpresas

Distribuidoras

Fijación deTarifas (VAD)

Parámetros de EficienciaCap 7

Regulación

Acercamientosa la

Rentabilidad

Revisión CostosExplotación

Cap 8

DesafíosFuturos. Cap 14

DeterminaciónVNR

ChequeoRentabilidad

AnálisisSensibilidad

Cap 10.3

Número Clientes

Clientes Libres

Fijación tarifasotros servicios

asociados

Demanda deenergía

Condición Económicadel país (PIB)

VAD

Costos

Precios de Nudo

VNR

Ventas de Energía

4

Figura 1.2: Diagrama acercamientos a la rentabilidad a utilizar en este estudio.

AcercamientosRentabilidad

Memorias de lasEmpresas

Simulación Ingresos Empresas através de un cartera de clientes dada.

Cap 10

RatiosFinancieros

Cap 11

Un porcentaje delResultado operacional

corresponde a Ventas deenergía y potencia.

Cap 12

Chequeo Rentabilidad2000. Cap 10.3

Patrimonio

Pasivosleverage =

Patrimonio

EjerciciodelresultadoROE

__=

Activos

EjerciciodelresultadoROA

__=

( )( )

+−

+−+=

301

11*

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5

1.2 Breve Revisión del Marco Regulatorio.

La actividad de distribución de energía eléctrica es considerada un

monopolio natural en el abastecimiento de clientes con una potencia conectada

menor o igual a 2000 KW. Por lo tanto, es un mercado regulado, tanto en la compra

al sistema primario para la energía y potencia destinada a satisfacer la demanda de

estos clientes con una potencia conectada menor o igual a 2000 KW como en la

venta a estos clientes finales. [ME03]

La empresa de distribución de energía eléctrica goza de una concesión de

servicio público, y como tal, tiene un mercado asegurado. Por otra parte, tiene la

obligación de prestar suministro a cualquier usuario que lo solicite, dentro de su zona

de concesión. De acuerdo al DFL 1, está facultada a cobrar aportes de financiamiento

reembolsables a los usuarios que soliciten servicio, o a aquellos que deseen ampliar

su potencia conectada. En resumen, la empresa distribuidora compra y vende

potencia energía y servicios. [ME03]

Cuando a fines del siglo XIX apareció la electricidad en Chile, el rol del

Estado fue pasivo, fue el sector privado quien dio el empuje inicial para el desarrollo

de este sector. Progresivamente, con el tiempo, el Estado iría tomando un mayor rol

en el sector. Es así que en 1904 se dicta la ley Nº 1.655 destinada a permitir al

Presidente de la República otorgar concesiones para utilizar bienes públicos o

fiscales para la instalación de redes eléctricas, fijar condiciones de seguridad y

establecer plazos para los permisos de las líneas aéreas y subterráneas.

Posteriormente, en 1925, se promulgó el decreto ley Nº 252, con el cual

entra en vigencia la primera Ley General de Servicios Eléctricos, reglamenta el

otorgamiento de concesiones y derechos de aguas para la generación y transmisión

6

de electricidad y establece el primer criterio para la fijación de tarifas sobre la base

de una rentabilidad asegurada sobre la inversión, esto es, un criterio de retorno sobre

el capital. [ME03]

En 1931 se dicta la segunda Ley General de Servicios eléctricos,

mediante el DFL Nº 244, el cual acrecienta el rol del estado, debilita la posición de

los concesionarios, elimina la indexación de las tarifas eléctricas, establecidas por la

ley anterior, e impone un mayor control de las empresas concesionarias que operan

en el sector. Producto de las dos últimas medidas, se produce un desincentivo de las

inversiones privadas. A partir de 1940, el Estado asume un rol importante en el

sector, pasando a ser el principal inversionista en las actividades de generación y

distribución.

En 1959 se dicta la tercera Ley General de Servicios Eléctricos, mediante

el DFL Nº 4, la cual crea la comisión de tarifas, la que pasa a ser, como lo dice su

nombre, el organismo encargado de fijar las tarifas eléctricas, y por otra parte, busca

garantizar un nivel razonable de mecanismos de indexación en relación al IPC, al

precio de los combustibles y salarios. En 1966, la ley Nº 16.464 establece que las

tarifas quedan sujetas a la aprobación del Ministerio de Economía. Hacia 1971 se

produjo una congelación de tarifas lo que junto a una elevada inflación, derivó en

grandes déficits operacionales y en el desfinanciamiento de las empresas del sector.

En 1978 se crea la Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante el

DFL Nº2.224, como un organismo asesor, descentralizado, y abocado a actividades

técnicas. Posteriormente, se crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles

(SEC), como organismo fiscalizador de las actividades eléctricas.

Durante la década de 1980 se lleva a cabo un proceso gradual de

privatizaciones, traspasando casi la totalidad de las empresas del sector eléctrico a

privados, buscando promover una mayor eficiencia en el sector, mejorar el perfil

7

financiero de las empresas, separar el rol regulador del rol empresario del Estado, y

abrir la posibilidad de competencia, a través de la incorporación de los privados.

[ME03]

En 1982 el Ministerio de Minería dicta el DFL Nº1, el cual estableció

normas para todas las empresas del sector, sin importar su propiedad. Su propósito

fue la promoción de la competencia en la generación de electricidad, la regulación de

las actividades de transmisión y distribución, abriendo espacios para que las

empresas privadas entraran en el sector sobre la base de reglas equitativas respecto a

las empresas estatales. Se entrega a la CNE y a la SEC las funciones normativas y

reguladoras del sector, respectivamente.

En 1985, la ley Nº18.398 permitió a las AFP invertir parte de sus fondos

en acciones de ciertas sociedades anónimas abiertas, autorizadas por la Comisión

clasificadora de riesgo. En ese mismo año, en el Decreto Nº6 del Ministerio de

Minería, se aprueba el reglamento de Coordinación de la operación Interconectada

de Centrales Generadoras y líneas de transporte, a través del Centro de Despacho

Económico de Carga (CDEC). En 1990, se establece el régimen de precios que rige

al sector de transmisión.

En 1998 se publica el Reglamento Eléctrico DS 327/97, en el cual se

abordan temas respecto a la seguridad de los sistemas eléctricos y a la calidad de

servicio. Un año más adelante, en 1999, se publica la Ley 19.613, la cual modifica

ala Ley 18.410, otorgando mayores atribuciones a la SEC, aumentando las montos

máximos de sanciones de 500 UTM a 10.000 UTA, modificando el procedimiento de

sanciones, incorporando en el proceso a la Corte de Apelaciones, y estableciendo el

régimen de compensaciones por interrupciones no autorizadas.

Finalmente, en Mayo de 2000, se modifica el DFL 1, por medio de la Ley

19.674, determinándose la fijación de servicios que si bien no son propiamente de

venta de energía, en ellos no se puede garantizar un régimen de libertad tarifaria, y

8

por otra parte, se modifica el régimen de compensaciones en situaciones de

racionamiento. (art 99 bis) [ME03].

9

II. HISTORIA DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE.

2.1 Chilectra

La Compañía Chilena de Electricidad Ltda. nació como una empresa

privada de generación y distribución de energía eléctrica el 1 º de septiembre de

1921, de la fusión de la Chilean Electric Tramway and Light Co., fundada en 1889 y

de la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica, que operaba desde 1919 en Santiago.

Entre los años 1929 y 1931, la South American Power Co., adquirió los bienes y

derechos de una serie de empresas eléctricas que funcionaban en la zona central del

país, agrupándolas como empresas autónomas. Una de ellas era la Compañía Chilena

de Electricidad Ltda.

En los años siguientes a la fusión se fueron incorporando a la compañía

instalaciones de otras empresas que también operaban dentro de la zona de su

concesión, abarcando a las actuales Quinta Región y Región Metropolitana, que en

conjunto comprendían aproximadamente la mitad de la población del país.

El 14 de agosto de 1970, Chilectra es estatizada mediante la

promulgación de la Ley Nº 17.323 que autorizó a la Corporación de Fomento de la

Producción para adquirir todas las acciones y bienes de la compañía eliminándose la

participación privada en la empresa.

Posteriormente, en el año 1971, se transforma la Compañía Chilena de

Electricidad Ltda. en la Compañía Chilena de Electricidad S.A., Chilectra S.A. La

estructura de la empresa permaneció inalterada hasta 1981, año en que se produce

una reestructuración.

Su nueva estructura contempló la creación de una casa matriz, Chilectra

S.A., y tres empresas filiales: Compañía Chilena Metropolitana de Distribución

10

Eléctrica S.A.(Chilectra Metropolitana S.A.) para distribuir energía eléctrica en la

Región Metropolitana; Compañía Chilena de Distribución Eléctrica Quinta Región

S.A.(Chilectra Quinta Región), para servir a Valparaíso y el Valle del Aconcagua, y

Compañía Chilena de Generación Eléctrica S.A. (Chilectra Generación), que

mantuvo las funciones de generación y transporte de energía.

En 1983 Chilectra Metropolitana S.A. inició su proceso de

reprivatización, concluyendo éste en agosto de 1987 al quedar el 100% de su capital

accionario en manos del sector privado.

Poco después, en noviembre de 1987 y con el objeto de modernizar la

empresa, se inició la filialización de Chilectra Metropolitana S.A., a través de la

creación de su primera subsidiaria, Distribuidora Chilectra Metropolitana S.A.

Luego, en abril de 1988, se acordó modificar la razón social por Enersis S.A. El 1 º

de septiembre del año 1989 se crea la Empresa de Distribución Eléctrica del Río

Maipo S.A., a partir de la división de la filial Distribuidora Chilectra Metropolitana

S.A. Durante el año 1991, se iniciaron los estudios sobre oportunidades de negocios

en el exterior, centrando la atención en procesos de privatización de empresas de

servicios en diferentes países latinoamericanos. La concreción de esta proyección

internacional requería de fuentes para su financiamiento, así en el mes de diciembre

del mismo año se procedió al inicio de la colocación de acciones de la compañía en

mercados externos, siendo Chilectra S.A., la primera empresa chilena que efectuó

una colocación privada de acciones en el extranjero. En febrero de 1992, culminó

exitosamente la colocación de acciones de la compañía en los mercados

internacionales, mediante el mecanismo de American Depositary Receipts (ADR).

El interés de los inversionistas por adquirir acciones de la compañía excedió las

disponibilidades, alcanzando a 150 millones de dólares, para una colocación máxima

posible de 72,7 millones de dólares.

Con el propósito de llevar a cabo sus negocios internacionales, en febrero

de 1992 se crea la primera filial de la empresa en el exterior, Chilectra de Argentina

11

S.A. Con posterioridad, durante el mes de junio de 1992, se constituyen las filiales

Chilectra International Limited y Chilectra Panamá S.A.

Con el fin de participar en la licitación de la Empresa de Servicios

Eléctricos del Gran Buenos Aires (Segba) dispuesta por el gobierno argentino, la

empresa constituyó, junto a empresas chilenas, argentinas y norteamericanas el

consorcio Distrilec Inversora S.A. Con fecha 30 de julio de 1992 este consorcio se

adjudicó el 51% de las acciones de Edesur S.A., que corresponde a la sociedad de

distribución eléctrica del sector sur de la ciudad de Buenos Aires, creada con motivo

de la referida licitación. Cabe señalar que Chilectra S.A. asumió el rol de Operador

Técnico y Administrativo de la referida distribuidora.

Con el objeto de participar en el Concurso Público Internacional con Pre-

Calificación para la venta de acciones Clase A de la Empresa de Distribución

Eléctrica de Lima Norte S.A. (Edelnor S.A.), la compañía constituyó, junto a

empresas chilenas, peruanas y españolas el consorcio Distrilima S.A. Con fecha 12

de julio de 1994 este consorcio se adjudicó el 60% de las acciones de la empresa

Edelnor S.A., que corresponde a la sociedad de distribución eléctrica del sector norte

de la ciudad de Lima, creada con motivo del referido concurso. En este caso,

Chilectra S.A. también fue nombrado en el rol de Operador Técnico y

Administrativo de Edelnor S.A.

En el mes de diciembre de 1995, Chilectra S.A. adquirió el equivalente al

18,9% del capital accionario de la empresa Edesur S.A., en el marco del Concurso

Público Internacional convocado por el gobierno argentino, en que licitó el 39% del

capital social de dicha empresa. En el mismo mes de diciembre de 1995, Distrilima

S.A. , coligada de Chilectra S.A., se adjudicó el 60% del capital social de la Empresa

de Distribución Eléctrica de Chancay S.A.(Ede-Chancay S.A.), en el marco del

Concurso Público Internacional a que convocó, el Estado del Perú para la venta de

dichas acciones.

12

En agosto de 1996, las empresas peruanas Edelnor S.A. y Ede-Chancay

S.A. se fusionaron con el objeto de aprovechar las sinergias y eficiencias

operacionales y administrativas asociadas a la unión de sus áreas de concesión. La

nueva empresa lleva el nombre de Edelnor S.A.

Con fecha 30 de septiembre de 1996, Chilectra S.A. adquirió la Empresa

Eléctrica de Colina S.A., una empresa de distribución eléctrica chilena, que atiende a

más de 11 mil clientes y que está ubicada en la zona norte del área de concesión de

Chilectra S.A.

Con el fin de participar en la licitación de la Companhia de Electricidade

do Río de Janeiro (Cerj), la empresa constituyó un consorcio junto a Enersis S.A.,

Endesa España y Eléctricidad de Portugal. Con fecha 20 de noviembre de 1996, este

consorcio se adjudicó el 70,26% de las acciones de Cerj, correspondiendo a Chilectra

S.A. un 20,66%.Cabe recalcar que al igual que en Edesur S.A. y Edelnor S.A.,

Chilectra S.A. asumió el rol de Operador Técnico y Administrativo de la referida

distribuidora.

Hasta fines de 2001, Chilectra tenía contratos de compra de energía y

potencia con las generadoras Endesa Chile, AES Gener S.A., Pangue S.A., Colbún S.A.,

Puyehue S.A., Empresa Eléctrica de Santiago S.A. (ESSA) y otros proveedores.

Finalmente, cabe señalar que con fecha 30 de Abril de 2003, Chilectra

vendió a CGE su filial Río Maipo, dentro de una reestructuración de su matriz

Enersis, para poder enfrentar deudas a causa de malos resultados en sus inversiones

tanto en Brasil como en Argentina.

13

2.2 CGE

La Compañía General de Electricidad, CGE, fue fundada en febrero de

1905, convirtiéndose en la empresa eléctrica de servicio público más antigua del

país. El capital inicial fue de $750.000 de la época, capital que en el transcurso de

noventa y cinco años de existencia se ha incrementado hasta alcanzar hoy un

patrimonio superior a $360 mil millones.

Las primeras áreas servidas por la Compañía comprendían San Bernardo,

Rancagua y Temuco, luego se agregaron la comuna de Ñuñoa en Santiago, San

Fernando, Chillán y Los Ángeles.

Posteriormente se incorporaron a su concesión los servicios de

generación y distribución de energía eléctrica en Talca, Concepción, Talcahuano,

Chiguayante y Tomé y las zonas rurales cercanas a Buin, Rancagua, Rengo y San

Fernando. En el curso del año 1993 se incorporó la ciudad de Coronel, por la

adquisición de la Empresa Eléctrica del Sur S.A., y en 1995 se integró la Empresa

Eléctrica de Coya en la VI Región.

Actualmente, la zona de concesión de la Compañía cubre una superficie

de aproximadamente 10.533 Km2, comprendiendo más de 310 ciudades, pueblos y

localidades ubicadas en 54 comunas entre la Región Metropolitana y la IX Región.

Desde su fundación y hasta mediados del siglo pasado, ha proyectado y

construido numerosas centrales de generación de pequeña y mediana potencia, tanto

hidráulicas como térmicas, para satisfacer el crecimiento de los consumos de

alumbrado y fuerza motriz.

En la actualidad transforma y distribuye energía a través de un extenso y

moderno sistema eléctrico, que en el año 2000 llevó los beneficios de la electricidad

a 609.946 clientes directos, a quienes se les suministraron 2.736 millones de KWh,

con una demanda máxima superior a 662 MW.

14

La creación de ENDESA en la década de los '40 dió paso a la

construcción de nuevas centrales y líneas de transmisión del Sistema Interconectado

Central, lo que le permitió a la empresa conectarse en forma paulatina a todas las

áreas que atendía hasta ese entonces como autoproductora. Hoy cuenta con un total

de 1.476 Km. de circuito equivalente de 66 KV, una subestación de poder 220/66

KV, 10 subestaciones 154/66 KV y 67 subestaciones de transformación 66/15 KV,

21 subestaciones seccionadoras de 66 KV y 10 paños de igual tensión en

subestaciones de ENDESA o TRANSELEC. Este importante sistema eléctrico

atiende no sólo a CGE y sus clientes directos, sino también gran parte de los

consumos de otras concesionarias, cooperativas, ferrocarriles, etc.

A nivel de distribución, cuenta con 5.739 Km. de líneas de media tensión

(15 y 23 Kv), 7.512 Km de líneas de baja tensión, 8.003 transformadores de

distribución propios y 5.285 de particulares, con potencias totales de 667 MVA y

891 MVA, respectivamente.

En 1984, adquiere la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A.

(CONAFE), a través de la cual se otorga servicio eléctrico a 132.616 clientes

distribuidos principalmente en Viña del Mar, Curicó, Linares, San Javier y otras

localidades de la VII Región. En 1995, CONAFE alcanzó la mayoría accionaria en la

Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG), que sirve a 45.447 clientes en

Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir.

En el curso del año 1995, toma el control de la Sociedad Eléctrica Pirque

S.A. (SEP), que atiende a 3.339 clientes de dicho sector en la Región Metropolitana.

En el mes de agosto de 1999, adquiere el control de la Empresa Eléctrica

Emec S.A. (EMEC) que atiende a 193.389 clientes distribuidos en la IV y V Región

del país y, a través de la filial Energía San Juan S.A., a 147.180 clientes en la

provincia del mismo nombre en la República Argentina. A través de EMEC, pasa a

tomar también control de las filiales TECNET (Verificación y Calibración de

15

Equipos de Medición) y TRANSNET (Transmisión y Transformación de Energía

Eléctrica en la IV y V Región).

Su expansión internacional en el campo eléctrico se inició en 1995,

cuando junto la filial CONAFE integraron un consorcio que actualmente tiene una

participación del 100% en la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A.

(EDET), que distribuye electricidad a 312.544 clientes en la provincia de Tucumán

(República Argentina). A fines de 1996, se asocia con la firma José Cartellone

Construcciones Civiles S.A. y con EDET pasa a controlar el 60% de la Empresa

Jujeña de Energía S.A. (EJESA) y de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos

Dispersos S.A. (EJSED), que en conjunto distribuyen electricidad a 123.248 clientes

en la provincia de Jujuy (República Argentina).

Durante el año 2000, la distribución eléctrica realizada por el grupo de

empresas que conforman CGE alcanzó 1.567.646 servicios, 63% de los cuales se

encuentran en Chile y 37% en Argentina.

Por otra parte, ha logrado diversificarse en el campo energético,

participando mayoritariamente en la Compañía de Consumidores de Gas de Santiago

S.A. (GASCO), sociedad constituida en 1856 con el objeto inicial de producir y

distribuir gas de ciudad en Santiago, extendiéndose después a la distribución de gas

licuado y gas natural en diversas regiones del país.

También se ha diversificado en la actividad industrial, participando

mayoritariamente en la fabricación de Transformadores Tusan Ltda. (TUSAN).

Igualmente ha incursionado en el campo de la informática con la filial

Sociedad de Computación Binaria S.A. (BINARIA), en la actividad agrícola y de

bienes raíces, a través de la filial Inmobiliaria General S.A. (IGSA) y en el sector

cemento, por intermedio de GASCO, a través de su participación en Cemento

Polpaico S.A..

16

En generación eléctrica, participa con el 10% del capital en la Sociedad

Eléctrica Santiago S.A. (ESSA), que en el curso del año 1998 puso en servicio

comercial la primera central termoeléctrica de ciclo combinado alimentada con gas

natural.

Participa con el 50% de la Empresa de Servicios Energéticos S.A.

(ESENER), sociedad creada en 1997 para prestar servicios de administración y

gestión energética. CGE posee un contrato de suministro de energía con ENDESA

vigente hasta el 31 de diciembre de 2009, que permite asegurar el adecuado

abastecimiento de energía eléctrica a sus clientes en el largo plazo, en los términos

previstos por la Ley General de Servicios Eléctricos.

En el mes de octubre del año 2000 capitales extranjeros entran en la

participación accionaria de CGE, a través de la empresa Norteamericana PP&L, la

que adquirió un 3% de la Compañía. Por último, durante el primer semestre de 2003

adquiere la empresa Río Maipo, que anteriormente pertenecía a Enersis. Actualmente

la empresa se encuentra en un plan de reestructuración de sus activos, separando

aquellos de transmisión por un lado, y por otro, los de distribución. Así mismo, se

contempla la fusión de EMEC por parte de CONAFE, uniendo la primera a la última.

2.3 Sociedad Austral de Electricidad S.A. (SAESA).

Su dueño es la firma Estadounidense PSEG, con un 94% de la propiedad,

atiende a 420 mil usuarios entre la VIII y IX. Hasta el 31 de abril del 2001 mantenía

contrato con Colbún y Pehuenche para abastecerse de energía eléctrica. Debido a la

exigencia legal de compensaciones en caso de existir problemas en el suministro

eléctrico, así como malos precios de nudo, que no dan cuenta adecuadamente de los

costos de transmisión, SAESA no ha podido establecer nuevos contratos de

suministro energético.

17

2.4 Emel S.A.

Grupo integrado por siete empresas de distribución eléctrica, de las

cuales cinco se encuentran en Chile y dos en el extranjero. En Chile tiene la

propiedad de Emelectric, que abastece localidades entre la V y VIII Región, además

es accionista mayoritario en Emelari, Eliqsa, Elecda y Emelat. En el extranjero posee

el 92% de Elfec en Bolivia y el 80% de Delsur en El Salvador. Sus principales

accionistas son PPL con un 57,9% y Pmdc Chile Desarrollo de Recursos Lda con un

37,9%.

2.5 Conafe.

La Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE) tuvo sus

orígenes en la Companía de Refinería de Azúcar de Viña del Mar (CRAV) y fue

fundada en 1945. En la actualidad CONAFE distribuye energía principalmente en las

ciudades de Viña del Mar, Curicó, Molina, San Javier, Villa Alegre y Linares.

En 1984, la CGE adquirió el 95,61% de las acciones de CONAFE que

licitara la Comisión Liquidadora de Craval S.A.C.I., aumentando posteriormente

dicha participación a 99,67%.

Durante el año 1999 CONAFE atendió a 128.899 clientes, a quienes

suministró 543,4 GWh, superior en 6,1% con respecto al año anterior.

En la ciudad de Viña del Mar, CONAFE da servicio a 54.582 clientes

(42,3% del total), a quienes suministró 240,2 GWh durante 1999, con una

disminución de 0,8% respecto al año anterior. En las ciudades de Curicó, Molina,

San Javier, Linares y otras localidades de la VII Región, se da servicio a 74.317

clientes (57,7% del total), a quienes se suministró 303,2 GWh, con un incremento de

12,4% respecto a 1998.

18

Luego de esta reseña histórica sobre las principales empresas eléctricas

que ha tenido el país, se describirá la estructura de propiedad actual de ellas junto

con las principales empresas que hoy participan en el mercado eléctrico.

19

III. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN

CHILE

En la actualidad, se presentan 4 grandes grupos de propiedad dentro

de las empresas de distribución: Chilectra, controlada por Enersis; CGE, CONAFE,

Emec y Río Maipo, controladas por el grupo del Real, a través de CGE; el grupo

Emel, controladas por PPL; SAESA FRONTEL y Chilquinta, controladas por el

holding PSEG Chile.

Figura 3.1: Tamaño holdings Distribuidores según Ventas.

Tamaño Holdings Distribuidoras según Ventas

Emel; 9,39%

Enersis; 44,42%CGE; 27,11%

PSEG; 15,84%

Otros; 3,24%

Fuente: Datos CNE 2001

La figura 3.1 ilustra la participación de estos grupos en el país. Se

utilizaron las ventas de energía del año 2001 de las estadísticas de la CNE,

considerando:

Emel: Emelari, Eliqsa, Emelat, Elecda y Emelectric.

Enersis: Chilectra

CGE: CGE, Conafe, SEP, Emec, Río Maipo y Edelmag.

PSEG: Saesa, Frontel, Chilquinta, Luzlinares , Luzparral y Edelaysen.

20

La tendencia en los últimos años ha sido la de ir cerrando la propiedad de

las empresas, por ejemplo SAESA y Chilquinta, eliminando la inscripción del

registro de sociedades anónimas abiertas existente en la Superintendencia de Valores

y Seguros.

21

IV. ESTRUCTURA DE PROPIEDAD

A continuación se indican los 12 mayores accionistas de las empresas

a revisar, de acuerdo a la información disponible en la Superintendencia de Valores y

Seguros (en adelante, SVS). Los registros correspondientes a SAESA, Chilquinta,

EMEC, y otras empresas no se señalan, pues estas han eliminado su registro de la

SVS.

Tabla 4.1: 12 Mayores accionistas CGE.

Nombre / Razón Social : CIA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. RUT : 90042000-5

Nombre (Apellido paterno, materno, nombres)

Número de acciones pagadas

% de propiedad

INDIVER S. A. 37.892.207 10,9505 ASOC. DE CANAL. SOC. DEL CANAL DE MAIPO 25.643.884 7,41090 SERVICIOS PUBLICOS LIMITADA 25.551.058 7,38400 INVERSIONES QUITRALCO S.A. 15.588.909 4,50510 INVERSIONES TUNQUEN S.A. 15.358.187 4,43840 CONSTRUCTORA DE VIV.ECONOMICAS SANTA MARTA

LTDA. 14.777.344 4,27050

INVERSIONES ALMERIA S.A. 13.479.372 3,89540 INVERSIONES HEMACO S.A. 13.316.677 3,84840 INVERSIONES LOS ACACIOS S.A. 10.658.682 3,08030 FOGER SOCIEDAD DE GESTION PATRIMONIAL LTDA. 9.258.642 2,67570 INMOBILIARIA LIGUAI S.A. 8.200.771 2,37000 A.F.P.PROVIDA S.A.PARA FONDO DE PENS.TIPO A 6.500.702 1,87860

Fuente: SVS, Septiembre 2003.

22

Tabla 4.2: 12 Mayores accionistas Chilectra.

Nombre / Razón Social : CHILECTRA S .A. RUT : 96524320-8



% de propiedad

ENERSIS SA 359.602.435 98,2398 AXXION S.A. 1.739.105 0,47510 LARRAIN VIAL SA CORR DE BOLSA 171.386 0,04680 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA SA 131.796 0,03600 BANCARD SA 121.151 0,03310 ARELLANO GUTIERREZ REINALDO 114.277 0,03120 CHILE MARKET SACORREDORES DE BOLSA 64.859 0,01770 INMOBILIARIA MANSO DE VELASCO SA 48.418 0,01320 LEWIN JACOB HARRY 45.657 0,01250 BRICENO DIAZ GILDA DEL CARMEN 40.511 0,01110 INVERSIONES ULTRA SA 34.787 0,00950 MONTEVERDE BIGGIO JUAN 33.164 0,00910


Tabla 4.3: 12 Mayores accionistas CONAFE.

Nombre / Razón Social : CIA NACIONAL DE FUERZA ELECTRICA S.A. RUT : 91143000-2



% de propiedad

COMPAÑIA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. 157.856.878 99,7715 HORNAUER LOPEZ JOSE 159.272 0,10070 COMPAÑIA INVERSIONES LA ESPAÑOLA S.A. 100.204 0,06330 STYLES CONLEY KENNETH 16.000 0,01010 COMPAÑIA ELECTRICA DE CURICO EN

LIQUIDACION 13.152 0,00830

CONTRERAS CALDERON DIOGENES 12.032 0,00760 BRAVO O. IDA MARLENE 11.376 0,00720 LOPEZ EDWARDS SUCESION DE JORGE 8.000 0,00510 MONTANE VIVES DAVID 7.952 0,00500 ESPINOZA PEÑA EUGENIA M 5.067 0,00320 FIGUEROA GALECIO HERIBERTO 4.561 0,00290 BLANCO GARCIA VALENTINA 3.456 0,00220


23

Tabla 4.4: 12 Mayores accionistas ELIQSA.

Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. RUT : 96541870-9



% de propiedad

EMPRESAS EMEL S.A. 69.536.026 38,0118 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 49.966.390 27,3141 PP L INVERSIONES CHILE LTDA. 36.474.000 19,9385 INVERSIONES ORO LIMITADA 5.000.000 2,73320 AU WONG FRANCISCO 1.600.000 0,87460 CHAVEZ CANALES MARIO ANGEL 1.245.472 0,68080 ROJAS ALFARO CESAR ANTONIO 974.461 0,53270 CAYO SUPANTA SONIA 660.888 0,36130 ARCAYA GALLEGUILLOS ROMELIO ARTURO 579.527 0,31680 BRANTES TEJO MARIO AURELIO 505.558 0,27640 GONZALEZ FRANCINO GILDA 500.000 0,27330 BRACAMONTE KUROKI ORIETTA CRISTINA 476.750 0,26060


Tabla 4.5: 12 Mayores accionistas EMELARI.

Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE ARICA S.A. RUT : 96542120-3



% de propiedad

EMPRESAS EMEL S.A. 50.574.008 27,1911 EMPRESA ELECTRICA DE IQUIQUE S.A. 46.000.000 24,7319 PP L INVERSIONES CHILE LTDA. 31.321.000 16,8397 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 30.251.645 16,2648 CISTERNA ZARZOLA CUSTODIO 900.000 0,48390 CABRERA OVALLE ADOLFO LUCIANO 812.888 0,43700 BUSTILLOS MUÑOZ MANUEL DEL CARMEN 800.000 0,43010 LEIVA CIFUENTES CARLOS ENRIQUE 725.024 0,38980 VIERTEL EGGERS EGON 610.000 0,32800 BANCHILE CORREDORES DE BOLSA S.A. 597.789 0,32140 LARRAIN VIAL S.A.CORREDORA DE BOLSA 472.391 0,25400 BENAVIDES SANTIBAÑEZ PABLO 406.446 0,21850


24

Tabla 4.6: 12 Mayores accionistas EMELECTRIC.

Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA DE MELIPILLA, COLCHAGUA Y MAULE S.A. RUT : 96763010-1



% de propieda

d EMPRESAS EMEL S.A. 181.000.000 99,45050 EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. 1.000.000 0,54950


Tabla 4.7: 12 Mayores accionistas Río Maipo.

Nombre / Razón Social : CIA ELECTRICA DEL RIO MAIPO S.A. RUT : 96557330-5



% de propiedad

CGE DISTRIBUCION S.A. 356.078.645 98,7424

0

ARELLANO GUTIERREZ REINALDO 500.959 0,13890

SAN MARTIN VALENZUELA JULIO 202.908 0,05630

MAASS FAUNDEZ JUAN HUMBERTO 136.699 0,03790

SANTIAGO CORREDORES DE BOLSA LTDA 106.544 0,02950

INDUSTRIA NACIONAL DE PARABRISAS LAMINADOS SAI 101.831 0,02820

ARENAS Y RIPIOS SANTIAGO LTDA 96.262 0,02670

BANCHILE CORREDORES DE BOLSA SA 87.921 0,02440

RUBIO KROGH SANTOS 79.482 0,02200

INVERSIONES TACORA LTDA 65.920 0,01830

DONDINI RAZETO ANGELA 63.041 0,01750

DONDINI RAZETO ANTONIETA 63.041 0,01750


25

Tabla 4.8: 12 Mayores accionistas EMELAT.

Nombre / Razón Social : EMPRESA ELECTRICA ATACAMA S.A. RUT : 87601500-5



% de propiedad

EMPRESAS EMEL S.A. 4.867.157 79,58730 PPL INVERSIONES CHILE LTDA. 842.900 13,78300 PAREDES BARRIENTOS MIREYA 22.389 0,36610 PAREDES BARRIENTOS XIMENA NOEMI 22.387 0,36610 PAREDES BARRIENTOS MARIA EUGENIA 22.386 0,36610 SAN MARTIN VARGAS ROBERTO 12.971 0,21210 CARTAGENA VILLAR MARIA ELIANA 10.374 0,16960 MONSALVE ARTIGAS JUAN DOMINGO 9.143 0,14950 JARAMILLO BARRIGA PABLO 8.987 0,14700 INV.UNESPA S.A. 8.046 0,13160 TELLO GUZMAN LEOPOLDO 7.001 0,11450 BUSTAMANTE CEA JUAN ROMAN 6.841 0,11190


Tabla 4.9: 12 Mayores accionistas LITORAL.

Nombre / Razón Social : CIA ELECTRICA DEL LITORAL S.A. RUT : 91344000-5



% de propiedad

CHILQUINTA ENERGIA S.A. 1.890.175 75,60700 INVERSIONES FRANCOITALIANAS S.A. 54.632 2,18530 COX INGENIEROS S.A. 52.271 2,09080 YRARRAZAVAL Y CIA CORREDORES DE BOLSA 50.000 2,00000 INVERSIONES AUQUINCO LTDA. 36.579 1,46320 ELECTROMARKET S.A. 26.794 1,07180 GIVAUDANT DE HORAT CLAUDIA 20.489 0,81960 ROJAS GARCIA AGUSTIN DARIO 16.780 0,67120 INVERSIONES LOS CANELOS LTDA. 16.056 0,64220 INMOBILIARIA E INVERSORA VICTOR GIGLIO S.A. 15.069 0,60280 RUBIO KROGH SANTOS 13.000 0,52000 BIHAN MORENO CLAUDIA 10.762 0,43050


26

V. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO.

Los ingresos operacionales que obtienen las empresas de distribución

provienen principalmente de 4 fuentes:

a) Venta de energía eléctrica a clientes regulados.

b) Mantención de alumbrado público.

c) Servicios de apoyo, a compañías telefónicas y cableoperadoras.

d) Productos complementarios, como la venta de artefactos de

calefacción, calentadores de agua, etc.

El principal aporte viene dado por las ventas de energía y potencia,

seguido por la mantención del alumbrado público. Se debe notar que dentro del resto

de los servicios, el que más aporta es el de servicios de apoyo, los cuales utilizan

infraestructura del negocio regulado en actividades no reguladas. En la tabla 5.1 , se

muestra la proporción de los ingresos por venta de energía y potencia sobre el

ingreso operacional para Emelari y Eliqsa.

Tabla 5.1: Porcentaje ingresos ventas de energía y potencia sobre el ingreso

operacional, Emelari y Eliqsa.

1996 1997 1998 1999 2000 2001 Emelari 88,74% 84,86% 83,54% 88,65% 82,42% 78,97% Eliqsa 93,62% 92,45% 93,79% 89,92% 83,62% 88,92%

Fuente: Memorias Emelari-Eliqsa 1996-2001

Más específicamente, de acuerdo a los ingresos incluidos en el chequeo

de rentabilidad, que se revisa en un capítulo posterior, se tiene que para una

distribuidora tipo, aproximadamente un 96% de los ingresos incluidos en el chequeo

corresponden a venta de energía y potencia., del orden de un 2% a ejecución y retiros

27

de empalmes, un 0,5% a desconexión y reconexión de servicios y un 1,5% a

ingresos por arriendo de equipos de medida AT.

Dentro de lo que son las ventas de energía y potencia, las empresas de

distribución realizan ventas tanto a clientes libres como regulados, así como a otras

empresas de distribución. A modo de ejemplo, a mediados de la década de 1990, una

empresa distribuidora que opera en el país tenía que alrededor de un 45% y un 48%

de sus ingresos por ventas de energía y potencia fue a clientes regulados en baja

tensión, entre un 24% y un 27% a clientes regulados en alta tensión, entre un 10% y

un 13% a empresas distribuidoras, y entre un 13% y un 16 % a clientes libres.

Figura 5.1: Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según

Estructura de clientes.

Ingresos por venta de energía y potencia Distribuidora según Estructra Clientes

Clientes Libres13%--16%

Clientes regulados AT

24%-27%

Empresas Distribudoras

10%-13%

Clientes regulados BT

45%-48%

Fuente: Propia

A modo de ejemplo, en la tabla 5.2, tenemos para Chilectra, en el año

2002, la composición de ventas de acuerdo a la energía total vendida:

28

Tabla 5.2: Porcentajes de ventas de energía según sector, Chilectra año 2002.

Sector Porcentaje sobre el total

de las ventas

Residencial 29,11%

Industrial 26,93%

Comercial 21,46%

Otros 22,50% Fuente: Memoria Chilectra 2002

Más detalladamente, de acuerdo a [RCRC], se tiene:

Tabla 5.3: Porcentaje de ventas de energía, de acuerdo a [RCRC]

Sector Porcentaje sobre el total de las ventas

Residencial 30%

Comercial 15%

Alumbrado Público 10%

Industria Liviana 30%

Minería e Industria Pesada 5%

Agricultura y otros 10%

Fuente: [RCRC]

Respecto a los costos de la actividad de distribución, se componen en

4 ámbitos principales:

1) Costo de capital de las instalaciones más nuevas inversiones.

2) Costo de operación y mantención de la red.

3) Compras de energía y potencia.

4) Pérdidas de energía y potencia.

29

El costo de capital corresponde a la depreciación de las instalaciones de

la empresa de distribución, más los intereses que genera el capital invertido durante

un lapso de tiempo dado.

Los costos operacionales comprenden los gastos por remuneraciones del

personal técnico y administrativo, los arriendos de terrenos, incluyendo

implícitamente las propiedades de la empresa, así como el costo de mantenimiento

de líneas y transformadores. Incluyen también los consumos propios y servicios

externos que las empresas subcontratan a terceros, tales como lectura de medidores,

mantenimiento de empalmes, notificaciones, vigilancia, poda, aseo, jardines, etc.

Las compras de energía las realizan las empresas distribuidoras a un

precio regulado, fijado por la CNE en los meses de Abril y Octubre de cada año, el

cual corresponde al promedio ponderado de los costos marginales esperados del

sistema para los próximos 48 meses a partir de la fecha del cálculo, lo que se conoce

como precio de nudo, más un recargo por transmisión. Este recargo solo incluye,

hasta la última fijación de Abril de 2004, un recargo por pérdidas, sin considerar otro

tipo de señal en el precio de nudo, como por ejemplo, congestión, AVNR, COYM,

etc., del sistema de transporte. A partir de la segunda fijación del año 2004 se busca

incorporar un costo más representativo de todo el sistema de transporte, al menos

en el tramo comprendido entre Quillota - Charrúa.

Para el caso del precio de la potencia, se considera el costo de

desarrollar unidades que puedan abastecer demanda de punta, esto es, el costo de

desarrollar, operar y mantener una turbina a gas, la cual se considera dadas sus

características de operación y costo de capital como la alternativa óptima para

proveer potencia en la demanda punta.

Respecto a las pérdidas de energía, solo se imputa en parte al cliente

final, de modo de entregar a la empresa distribuidora un incentivo para disminuir

dicho nivel de pérdidas, fijándose un nivel permitido de pérdidas, correspondiente a

30

una distribuidora eficiente en inversión y control de pérdidas. Los factores de

expansión de pérdidas, multiplican el precio base de la energía y potencia cobrados a

los clientes finales, de modo de reconocer las perdidas producidas en las redes.

Dichos factores suelen ser mayores en la red de baja tensión, debido a que la sección

del conductor es más pequeña, y la tensión es menor.

31

VI. EVOLUCIÓN EN LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL VAD,

FIJACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS Y TARIFAS PARA CLIENTES FINALES.

6.1 Metodología de tarificación de los servicios eléctricos.

Según lo dispuesto en el DFL1/82, los consumidores con potencia

conectada inferior a 2000 KW están sometidos a regulación tarifaria. El precio final

que pagan estos usuarios regulados está compuesto por el precio regulado de

suministro -denominado precio de nudo- y el precio regulado de distribución,

denominado valor agregado de distribución. En términos simples el precio final que

pagará el consumidor regulado corresponderá a la suma de los precios de nudo y del

valor agregado de distribución. El precio de nudo se calcula semestralmente en los

meses de abril y octubre mientras que el valor agregado de distribución se fija cada

cuatro años.

6.1.1 El precio de nudo.

El precio de nudo final (o monómico) que paga el usuario residencial se

determina considerando el costo de suministrar un KWh adicional (precio de nudo de

energía), el costo de suministrar un KW adicional en horas de punta (precio de nudo

de potencia) y el costo marginal de transmisión (factor de penalización).

El precio de nudo de energía es un promedio ponderado (en función de la

demanda) de los costos marginales trimestrales previstos para los cuatros años

siguientes, para el SIC, y 2 años, para el SING. Este promedio de los costos

marginales tiene por objetivo aminorar las fuertes fluctuaciones a las que están

sujetos los precios de corto plazo, en particular en un sistema mayoritariamente

hidroeléctrico como el SIC.

32

Estos costos marginales se calculan simulando la operación óptima

durante estos cuatro años para una tasa de actualización de 10%. Para ello, el

regulador necesita conocer entre otras cosas:

a) La demanda futura: La previsión de la demanda se obtiene aplicando un modelo

econométrico que correlaciona el Índice Mensual de la Actividad Económica

(IMACEC) y las ventas mensuales de energía.

b) Los costos de operación de las centrales: Estos costos son variables, y

corresponden a la suma de los costos variables de combustible y costos variables

no combustibles. Los costos variables de operación de las centrales térmicas más

relevantes son los precios de los combustibles. Para determinar el precio del

carbón importado, se simula un proceso de importación desde distintos países

proveedores desde los cuales pudiese resultar atractivo efectuar el despacho,

considerando criterios técnicos, económicos y ambientales para cada central. Los

valores para el petróleo Fuel y Diesel se fijan en función del costo del petróleo

en RPC y Petrox y para el gas natural se considera el precio en boca de pozo

publicado por el Ente Nacional Regulador del Gas de la República Argentina.

c) El costo de falla de suministro: Costo de falla de la energía o costo de largo

plazo. El costo de falla se determina a partir de un estudio que trata de estimar el

costo para la demanda de no disponer de la energía.

d) La inversión de centrales: El proceso de optimización de la inversión se realiza a

través de un procedimiento iterativo que consiste en seleccionar la alternativa

más económica dentro del conjunto del plan de obras que la Comisión Nacional

de Energía estima factibles.

El precio de nudo de potencia, por su parte, refleja el costo marginal de

largo plazo y corresponde al costo marginal anual asociado al hecho de incrementar

33

la capacidad instalada del sistema eléctrico con aquellas unidades generadoras que

resultan más económicas para suministrar una potencia adicional durante las horas de

demanda máxima. En los cálculos se consideran las inversiones requeridas para

instalar esta central y las líneas de transmisión para conectarla al sistema, una vida

útil de 30 años para la central y de 20 años para la línea, su costo fijo de operación y

mantención y una tasa de descuento de 10% anual.

Tanto el precio de nudo de potencia como de energía se calculan para un

punto específico del sistema que corresponde a la zona de mayor consumo. El costo

de suministrar energía en otros puntos de la red se obtiene aplicando factores de

penalización a estos precios de nudo base. Estos factores de penalización reflejan las

pérdidas marginales en que incurren los generadores para acceder al mercado de

mayor demanda.

Cabe señalar que los resultados obtenidos no deberán diferir en más de

un 10% del promedio ponderado de los precios libres. En el caso contrario la CNE

deberá multiplicar todos los precios de nudo por un coeficiente único de modo de

alcanzar el límite más próximo, superior o inferior de la banda de 10%. Esta banda es

reducida a un 5% a partir de la entrada en vigencia de La ley corta a partir de Marzo

de 2004.

El calendario del proceso tarifario es el siguiente. Antes del 15 de Marzo

y 15 Septiembre de cada año, la CNE deberá comunicar al Centro de Despacho

Económico del Sistema y a las empresas generadoras y transportistas, que efectúan

ventas sometidas a fijación de precios, el informe preliminar del cálculo de los

precios de nudo de energía. Estas entidades tendrán 15 días para poder hacer llegar

sus observaciones al informe preliminar, que la Comisión podrá aceptar o rechazar

total o parcialmente. Conjuntamente deberán comunicar el precio medio cobrado por

las ventas a precio libre efectuadas durante los últimos seis meses, a cada uno de sus

consumidores no sometidos a fijación de precios. Con la información de los precios

libres proporcionados por las empresas, la Comisión procederá a chequear que los

34

precios de nudo no difieren en más de un 5% del promedio ponderado de los precios

libres. En caso de que no se respete esta condición, la Comisión deberá hacer los

ajustes necesarios. La Comisión debe comunicar antes del 15 de Abril y 15 de

octubre de cada año al Ministerio de Economía y las empresas generadoras los

precios de nudo definitivos. El Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción

deberá publicar los nuevos valores a más tardar el 30 de abril y 31 de octubre de cada

año.

6.2 Procesos Tarifarios en el segmento de Distribución.

6.2.1 Etapas preliminares a los estudios

El cálculo del Valor de Nuevo Reemplazo (en adelante VNR), que se

realiza cada 4 años por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles

(en adelante SEC), y la elaboración de las bases definitivas de los estudios son etapas

preliminares a la fijación tarifaria de las empresas distribuidoras. En forma paralela,

las empresas deben entregar a la SEC sus costos de explotación auditados, antes del

31 de Marzo de cada año.

6.2.2 Fijación del VNR y los costos de explotación

Se entiende por Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), el costo actual de

adquisición de nuevas instalaciones y equipos, que permitan ofrecer, utilizando

última tecnología y a mínimo costo, un servicio idéntico al prestado por las

instalaciones existentes. Se compone principalmente en 3 áreas:

35

a) Instalaciones eléctricas: Las instalaciones eléctricas abarcan las redes

primarias y secundarias, incluyendo la instalación y compra de postes y

transformadores, con sus sistemas de protección y refrigeración, de acuerdo

a un diseño óptimo de la red, y cotizados a precio de mercado.

b) Instalaciones muebles e inmuebles: Las instalaciones muebles e inmuebles

consideran terrenos, servidumbres, vehículos, oficinas, bodegas, equipos de

computación, etc.

c) Intangibles, intereses intercalarios, capital de trabajo e ingeniería y

diseño: El capital de trabajo incluye los recursos necesarios para financiar la

operación de la empresa desde que se pagan los costos de la prestación de

servicios, remuneraciones, compra de energía, etc., hasta que se reciben los

ingresos, por el cobro del servicio. Consultores lo estiman del orden del 8%

del valor estimado de las instalaciones físicas. [SB99] Los bienes

intangibles corresponden a gastos de organización interna orientados a

mejorar la gestión de la empresa, y prestar una mejor atención al cliente,

incluyendo atención al cliente, publicidad, reglamentos internos,

capacitación del personal, imagen corporativa, etc. De acuerdo al artículo

116 de la ley eléctrica chilena, se los estima en un 2% del VNR. Finalmente,

los intereses intercalarios se calculan como el costo del capital inmovilizado

durante el período de ejecución de las obras hasta que estas comienzan a

generar retornos.

Para efectos de determinar el VNR, debe realizarse un estudio de precios

unitarios, que incluye todos los ítems de costos correspondientes a las instalaciones,

a la atención de clientes, y la mantención y operación de la empresa modelo [PM98].

Cabe señalar, que el estudio de precios unitarios para cada empresa toma en cuenta

los precios que la empresa real puede obtener en el mercado, considerando su poder

comprador y las economías de escala que presenta.

A modo de ejemplo, en la tabla 6.1, se presenta la estructura del VNR de

una empresa distribuidora para el año 1999, y las Observaciones a Diciembre de

2001, en la tabla 6.2:

36

Tabla 6.1. Estructura VNR Distribuidora año 1999.

VNR Distribuidora Año 99

Ítem

I Alta Tensión de Distribución Cantidad

Valor Total (miles de pesos)

Porcentaje

11 Conductores 3.369 8.667.035 3,68% 12 Postes 101.961 11.510.661 4,88% 13 Estructuras 139.187 7.972.511 3,38% 14 Equipos Eléctricos Aéreos 10.266 3.134.220 1,33% 15 Puestas a Tierras Aéreas 19.051 692.189 0,29% 16 Otros Aéreos 0,00% 21 Cables 493 9.310.721 3,95% 22 Cámaras 5.147 8.768.139 3,72% 23 Canalizaciones 354 28.138.542 11,94% 24 Equipos Eléctricos Subterráneos 70 1.486.057 0,63% 25 Puestas a Tierra Subterráneos 5.147 82.029 0,03% 26 Otros Subterráneos 336 202.936 0,09%

Subtotal Alta Tensión 79.965.040 33,92% II Subestaciones de Distribución 0,00% 11 Transformadores Aéreos 18.117 21.292.433 9,03% 12 Estructuras Aéreas 18.117 1.783.318 0,76% 13 Equipos Eléctricos Aéreos 28.432 4.131.428 1,75% 21 Transformadores Subterráneos 843 12.756.523 5,41% 22 Estructuras Subterráneas 843 4.836.116 2,05% 23 Equipos Eléctricos Subterráneos 1.356 7.614.848 3,23% 31 Transformadores Otras 169 1.331.272 0,56% 32 Estructuras Otras 169 132.013 0,06% 33 Caseta Obra Civil 0,00% 34 Equipos Eléctricos Otras 108 48.170 0,02%

Subtotal Subestaciones de Distribución 53.926.121 22,88% III Baja Tensión 0,00% 11 Conductores 7.236 11.293.900 4,79% 12 Postes 146.985 11.776.701 5,00% 13 Estructuras 237.429 6.049.836 2,57% 14 Equipos Eléctricos Aéreos 773 116.119 0,05% 15 Puestas a Tierra Aéreas 15.935 623.736 0,26% 16 Otros Aéreos 0,00% 21 Cables 846 7.119.714 3,02% 22 Cámaras 14.094 5.133.833 2,18% 23 Canalizaciones 813 36.142.081 15,33% 24 Equipos Eléctricos Subterráneos 17.190 712.087 0,30% 25 Puesta a Tierra Subterráneos 2.263 32.190 0,01% 26 Otros Subterráneos 181 7.155 0,00%

Subtotal Baja Tensión 79.007.352 33,52% IV Medidores 0,00% 21 Medidores AT 1.613 274.399 0,12%

37

22 Medidores BT 520.510 8.655.860 3,67% Subtotal Medidores 8.930.259 3,79%

V Bienes Muebles e Inmuebles 0,00% 1 Terrenos 551.925 0,23% 2 Edificios 1.538.200 0,65% 3 Vehículos 111.944 0,05% 4 Bodega 421.118 0,18% 5 Laboratorio 789.116 0,33% 6 Comunicaciones 3.666.494 1,56% 7 Oficina 897.280 0,38% 8 Computación 5.907.651 2,51% 9 Otros 0,00%

Subtotal Bienes Muebles e inmuebles 13.883.728 5,89% Total Instalaciones de Distribución 235.712.500 100,00%

Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, PUC

38

Tabla 6.2: Observaciones Diciembre 2001 VNR Distribuidora, porcentajes.

Monto en

Millones de Pesos

Porcentaje

Materiales en Origen 9.577.281 46,48% Flete a Bodega 397.392 1,93%

Bodegaje 938.401 4,55% Flete a Obra 497.313 2,41%

Montaje 5.171.430 25,10% Subtotal 1 16.581.817 80,47% Ingeniería 1.392.650 6,76%

Servidumbres 0,00% Derechos Municipales 11.884 0,06% Intereses Intercalarios 571.127 2,77%

Gastos Generales 700.283 3,40% Total Instalaciones 19.257.761 93,46% Bienes Intangibles 385.155 1,87%

Capital de Explotación 962.888 4,67% Total VNR 20.605.804 100,00%

Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso mercados Eléctricos, 1er semestre 2003,

PUC

El VNR se calcula cada 4 años, mientras que los costos de explotación

deben ser entregados a la SEC cada año. El hincapié de la SEC ha estado en

implementar un sistema eficiente de la información entregada por las empresas. Así,

en 1991 se impuso la entrega de la información en archivos magnéticos,

reemplazando el sistema de cuentas utilizado en 1987, y de acuerdo a las

instrucciones entregadas por la SEC. En la fijación de 1996 el sistema fue

básicamente el mismo.

En relación al VNR fijado en 1987, para el conjunto de las empresas,

en la fijación de 1991, se experimenta un aumento real de un 18,7% frente a un

aumento en la demanda del 30% en el mismo período, como se aprecia en la tabla

6.3. Esto porque las instalaciones se encontraban sobredimensionadas, con lo cual se

pudo abastecer la demanda sin necesidad de nuevas inversiones [ERME], y por otra

parte, la existencia del nuevo sistema de cuentas pudo haber inhibido a las empresas

39

de sobrevaluar el VNR. . En 1991 por primera vez se aprecia una diferencia

importante entre el VNR presentado por las empresas, y el fijado por la SEC.

En 1995, respecto de 1991, para el conjunto de las empresas, el

crecimiento fue de un 27,3%, acorde con el aumento en un 30% de la demanda, lo

cual se presenta en la tabla 6.4 En 1995 el valor finalmente fijado, arrojó una rebaja

del 28.8% del valor inicialmente presentado.

Tabla 6.3: Fijación VNR 1991: valor presentado, fijado, crecimiento.

Fijación VNR 1991

Presentado por las empresas 1991

(MM$)

Crecimiento real con respecto al VNR fijado en

1987

VNR definitivo fijado a junio

(MM$)

Aumento Real Fijado 1991/Fijado 1987

402.184 18,70% 359.257 4,20%


Fijación VNR 1995

Presentado por las empresas en 1995

,incluyendo a empresas nuevas(MM$)

Crecimiento real con

respecto al VNR fijado en

1991 (con empresas nuevas)

VNR fijado por SEC en primera

instancia, excluyendo empresas

nuevas (MM$)

Variación VNR

Empresas/ VNR SEC

VNR definitivo fijado a junio

1995, excluyendo empresas

nuevas (MM$)

Aumento real Fijado 1995/Fijado

1991 , sin empresas nuevas

733.437 32,90% 522.110 28,8% 702.898 27,30%

Fuente: Elaboración Minecon sobre la base de antecedentes de Inecon

40


RESUMEN DE LA FIJACION DEL VNR AL 30 DE DICIEMBRE 1999

Valores en Moneda al 31 de Mayo de 1999, en Millones de $

VNR 95 VNR 1999 VARIACIONES

Aprobado por Com. Pericial

Presentado Empresa 30/Jun/99

Aprobado SEC

30/Sep/99

Corrección Presentada

por la empresa a Dic

Aprobado Comisión Pericial 30/Dic

Aprobado c/r a

Presentado Corregido

Aprobado c/r a Fijado

SEC

Aprobado Comisión c/r a VNR

1995

(1) (2) (3) (4) (5) (5)/(4) (5)/(3) (5)/(1)

Emelari 8.538 13.215 6.844 11.736 11.060 -5,8% 61,6% 29,5%

Eliqsa 9.424 17.273 7.554 11.626 10.916 -6,1% 44,5% 15,8%

Electa 17.809 22.307 14.259 22.424 20.377 -9,1% 42,9% 14,4%

Emelat 15.560 18.791 15.487 18.749 16.458 -12,2% 6,3% 5,8%

Emec 31.460 39.334 35.591 41.069 40.616 -1,1% 14,1% 29,1% Chilquinta

(*) 96.590 74.549 73.147 74.549 73.147 -1,9% 0,0% -24,3%

Conafe 34.473 37.437 34.304 36.903 36.465 -1,2% 6,3% 5,8%

E. Casablanca 1.612 3.653 1.290 3.774 3.769 -0,1% 192,2% 133,8%

Litoral 5.728 6.219 4.572 6.778 6.631 -2,2% 45,0% 15,8%

Chilectra 330.675 287.286 261.479 295.533 283.397 -4,1% 8,4% -14,3%

Río Maipo 34.025 36.266 30.648 36.266 34.320 -5,4% 12,0% 0,9%

Puente Alto 3.043 4.094 2.222 4.094 4.349 6,2% 95,7% 42,9%

SE Pirque 1.189 2.302 924 2.252 2.016 -10,5% 118,2% 69,6%

Emelectric 33.039 38.124 26.143 39.028 37.486 -4,0% 43,4% 13,5%

CGE 134.647 123.994 100.723 124.054 115.779 -6,7% 14,9% -14,0%

Frontel 45.883 70.315 52.198 70.315 61.143 -13,0% 17,1% 33,3%

Saesa 51.260 67.982 54.087 67.982 61.039 -10,2% 12,9% 19,1%

Edelaysen 3.739 4.368 3.752 4.368 4.069 -6,8% 8,4% 8,8%

Edelmag 9.937 13.525 11.801 13.418 12.009 -10,5% 1,8% 20,9%

Emetal 4.241 5.764 3.401 6.683 6.003 -10,2% 76,5% 41,5%

LuzPar 4.872 7.474 3.860 7.474 7.394 -1,1% 91,6% 51,8%

Total 877.744 894.272 744.286 899.075 848.443 -5,6% 14,0% -3,3%

(*) No Recurrió a Comisión Pericial

Fuente: Propia

En la tabla 6.5, se aprecia que para la fijación de VNR del año 1999 se

produce un descenso de un 3.3% del valor del total de las empresas respecto al fijado

en 1995. Formalmente, a partir de esta fijación, las empresas debieron entregar su

información en archivos de texto con formato dado, que se cargaron en una base de

datos relacionas para su revisión y valorización (GIS).

41


VNR 2003: cifras en millones de pesos de diciembre del 2002

Grupo Presentado por las Empresas

Presentado por la SEC

Aprobado Comisión pericial 2002

Aprobado Comisión pericial 1999

Variación 2003/1999

Comisión Pericial 2003

vs Presentado

por Empresas

Comisión pericial 2003

vs Presentado

SEC Grupo Saesa 175.373 109.452 168.833 137.475 22,810% -3,729% 54,253%

Frontel 79.405 49.030 76.112 66.579 14,319% -4,147% 55,236%

Saesa 77.252 50.787 74.586 66.465 12,218% -3,451% 46,860%

LuzOsorno 13.182 4.809 12.657 s/i s/i -3,984% 163,194%

Edelaysén 5.535 4.826 5.478 4.431 23,636% -1,025% 13,510%

Grupo CGE 328.696 247.135 297.449 260.453 14,205% -9,506% 20,359%

CGE 154.285 113.174 139.888 126.072 10,959% -9,331% 23,604%

Conafe 51.932 38.351 45.786 39.707 15,310% -11,834% 19,387%

Emec 60.571 45.119 56.369 44.227 27,455% -6,937% 24,934%

Edelmag 13.940 10.947 12.285 13.077 -6,054% -11,874% 12,223%

Río Maipo 47.969 39.544 43.121 37.371 15,386% -10,106% 9,046%

Grupo Enersis 422.595 254.232 348.616 308.591 12,970% -17,506% 37,125%

Luz Andes 1.980 208 1.778 s/i s/i -10,202% 754,808%

Colina 1.765 1.384 1.569 s/i s/i -11,105% 13,367%

Chilectra 418.850 252.640 345.269 308.591 11,886% -17,567% 36,664%

Grupo Chilquinta 140.606 90.249 123.682 94.922 30,299% -12,036% 37,045%

Chilquinta 110.956 69.866 94.975 79.650 19,241% -14,403% 35,939%

Litoral 8.283 6.001 7.748 7.220 7,306% -6,459% 29,112%

Edecsa 4.186 3.751 3.969 s/i s/i -5,184% 5,812%

Luz Linares 8.346 5.479 7.994 s/i s/i -4,218% 45,903%

Luz Parral 8.835 5.152 8.996 8.051 11,733% 1,822% 74,612%

Puente Alto 5.343 4.736 12,826%

Grupo Emel 183.314 84.042 145.194 111.394 30,342% -20,795% 72,764%

Emelari 13.729 8.345 12.955 12.043 7,571% -5,638% 55,243%

Eliqsa 17.766 11.274 16.128 11.886 35,684% -9,220% 43,055%

Elecda 39.223 19.731 33.968 22.189 53,088% -13,398% 72,155%

Emelat 22.699 9.582 19.488 17.921 8,743% -14,146% 103,381% Emelectric 77.042 32.907 50.409 40.819 23,495% -34,569% 53,186%

Emetal 12.855 2.203 12.246 6.537 87,343% -4,737% 455,878%

Total 1.255.928 785.110 1.083.774 917.570 18,113% -13,707% 38,041%

Fuente: Propia

Para el caso de la fijación de VNR del año 2003, que se presenta en la

tabla 6.6, se produjeron bajas importantes respecto al valor presentado por las

empresas, esencialmente por costos o activos sobreestimados por las empresas,

especialmente el tema de los derechos municipales por la utilización de bienes

nacionales de uso público en trabajos de instalación, mantención o emergencias en la

red eléctrica. Esto debido a que la postura de la SEC consideraba que estos derechos

42

no se pagaban en muchas comunas, lo cual fue rechazado abiertamente por las

empresas. Se argumentaba por parte de la SEC de que muchos de los permisos

presentados por las empresas no estaban optimizados en cuanto a la superficie a

utilizar en las obras, así como que gran parte de las obras se realizaban en

condominios, en los cuales, las empresas constructoras dejaban trabajar libremente a

las distribuidoras. Finalmente la comisión pericial determinó una rebaja de un 13,8%

respecto del valor presentado por el conjunto de las empresas, en contraste con el

38,6% que había determinado la SEC, lo que lleva a un aumento del 18,1%

respecto al valor fijado en 1999.

En cuanto a los costos de explotación, tienen un aumento real del 16% en

el período 1987-1991, como se muestra en la tabla 6.7, y de un 34,8% entre 1991-

1995, en la tabla 6.8 [ERME]. En ambos procesos se realizaron ajustes de un 12% y

un 7%, respectivamente. Se debe notar que para el caso de la fijación de los costos

de explotación, no existe ninguna instancia formal a la cual puedan recurrir las

empresas, en caso de que no exista acuerdo.

Tabla 6.7: Fijación Costos de Explotación 1991.

Fijación de los Costos de Explotación 1991

Valor presentado por las empresas

en 1991 (MM$)

Crecimiento real con respecto al valor fijado en

1987

Valor definitivo fijado por

la SEC (MM$)

Aumento real Fijado

1991/Fijado 1987

232.116 32.40% 203548 16%

Tabla 6.8: Fijación Costos de Explotación 1995.

Fijación de Costos de Explotación 1995

Presentado por las empresas a mayo de 1995, incluyendo a empresas nuevas

(MM$)

Crecimiento real con

respecto del valor fijado

en 1991, con empresas nuevas

Valor definitivo fijado en

1991, excluyendo empresas

nuevas (MM$)

Aumento real Fijado

1995/Fijado 1991

456.606 49.90% 410757 34.80%

43

6.2.3 Bases de los estudios

De acuerdo al reglamento eléctrico, las bases deben contener la

metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes y criterios para la

determinación de los costos de la empresa modelo. Además establece que en caso de

que él o los estudios contratados por las empresas no se ajusten a las bases

requeridas, ellos no serán considerados en el proceso tarifario. Esta disposición no ha

sido aplicada a la fecha.

Su propósito es determinar las áreas tarifarias, y especificar las

definiciones y criterios sobre los cuales se deberán desarrollar los estudios. De

acuerdo a las bases, las empresas modelo deberán definirse de acuerdo a que:

a) Cumplan con los estándares de calidad exigidos en los reglamentos y normas

vigentes.

b) Sus instalaciones estén adaptadas a la demanda prevista para el período de

estudio.

c) Sean eficientes en su política de inversiones y gestión

d) Operen dentro del país

6.2.4 Definiciones, metodologías e instrucciones del proceso tarifario

Gradualmente la CNE ha tratado de imponer mayores exigencias para la

realización de los estudios. En el proceso de 1992 se especificó la presentación de los

resultados del estudio de VAD realizado por los consultores, para facilitar el análisis

comparativo de los estudios y de sus resultados. Las bases contenían formularios en

cada uno de sus ítems, que debían ser llenados por las consultoras, e incluían un

anexo para cada ítem, para así poder establecer de forma más clara las diferencias

existentes entre los supuestos utilizados por cada uno de los consultores a cargo del

estudio. En 1996 se profundiza esta iniciativa, agregándose la definición de

44

conceptos, descripción de la metodología a utilizar, cálculos y estudios que se debían

realizar, etc.

Este mayor grado de extensión y profundidad en las bases no influyeron

mayormente en el resultado final del proceso de fijación de tarifas, pues las empresas

no se sintieron nunca obligadas por ley a ceñirse a las bases, en ambos procesos,

aumentando el nivel de conflictividad con las empresas en 1996.[ERME]

En el 2000 las bases son modificadas sustancialmente, con una

redefinición de las áreas típicas, asociándolas a empresas completas, con el fin,

aparente, de identificar mejor las economías de escala de cada empresa.

6.3 Valor Agregado de Distribución (VAD).

El VAD corresponde al costo medio de proveer el servicio de

distribución eléctrica y se determina a partir de la operación simulada de una

empresa modelo para distintas zonas con estructuras de costos similares. Cabe

señalar que se realiza un proceso para el conjunto de las empresas y no para cada

empresa como es el caso de los sectores de telecomunicaciones y sanitario.

La CNE realiza el estudio de costos de la empresa modelo pero las

empresas del sector tienen la posibilidad de contratar también un estudio. En este

caso, el valor final de los valores agregados de distribución es un promedio

ponderado de los resultados obtenidos por la CNE y las empresas, con una

ponderación de dos tercios y un tercio respectivamente.

La metodología de cálculo de los valores agregados difiere totalmente de

la de precio de nudo. En el caso de los precios de nudo, se trata principalmente de

ejecutar modelos matemáticos de optimización actualizando, cada semestre, las

variables exógenas al modelo. Lo complejo de estos procesos es la elaboración de los

modelos pero su aplicación se convierte en las etapas posteriores en una actividad

45

periódica. En cambio, el cálculo de los valores agregados requiere de un estudio

específico para cada proceso. Cada cuatro años se debe estimar los costos medios de

largo plazo de una empresa modelo para cada área típica definida en las bases. La

empresa modelo es una empresa teórica que cumple con el requisito básico de ser

eficiente en su política de inversiones y en la gestión. Para poder calcular los costos

medios de distribución y de atención a cliente se desarrollan las siguientes etapas

previas:

a) Dimensionamiento de la demanda

b) Dimensionamiento de las instalaciones del sistema eléctrico de distribución

c) Dimensionamiento de la organización de la empresa modelo.

d) Dimensionamiento de las instalaciones de muebles e inmuebles

e) Determinación de los precios unitarios de los recursos

f) Cálculo de las pérdidas medias de energía y potencia.

El procedimiento formal correspondiente a la fijación de los precios de

distribución es mucho más complejo que el de los precios de nudo. Se inicia un año

antes del término del período de vigencia de las tarifas con la estimación del valor

nuevo de reemplazo (VNR) de las instalaciones de cada empresa concesionaria, o

sea, el costo de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a

dar el servicio de distribución. Esta información sirve principalmente para el

chequeo de rentabilidad que se efectúa al final del proceso, y antes de la fijación de

las tarifas definitivas. Para ello las empresas deben informar también a la

Superintendencia de Electricidad y Combustibles los costos de explotación

correspondiente al año anterior al de la fijación de las tarifas.

Luego, seis meses antes del término del período de vigencia de las

fórmulas tarifarias, la CNE entrega las bases del estudio, incluyendo la definición de

áreas típicas de distribución. Así mismo, debe acordar con las empresas la lista de

consultoras elegibles para desarrollar el estudio encargado por ellas.

Las empresas tienen quince días para hacer llegar sus observaciones

respecto a las áreas típicas de distribución que la CNE hubiere adoptado para hacer

46

el estudio, contados desde la recepción por parte de las empresas de las bases del

estudio y la CNE quince días para responderlas, aceptándolas o rechazándolas, de

modo que las empresas puedan contratar, en forma individual o conjunta, el estudio

tarifario. Posteriormente la CNE calcula los VAD, sobre la base de un estudio de

costos encargado a una empresa consultora.

Antes de dos meses del término del período de vigencia, las empresas

deben entregar su estudio a la CNE, la cual revisa él o los estudios encargados por

las empresas que hayan sido calificados dentro de las bases, y efectúa correcciones

previa conformidad de las empresas. De no existir acuerdo, prima el criterio utilizado

por las empresas.

La CNE tiene un lapso de quince días para comunicar los valores

agregados de distribución finales y las tarifas preliminares correspondientes a estos

valores agregados, para cada área típica. Los valores agregados de distribución

finales se obtienen de la ponderación de 1/3 para el estudio de las empresas (o el

promedio de ellos, si existieran más de uno), y de 2/3 para el de la CNE.

Estas tarifas preliminares se determinan sobre la base de los VAD,

factores de pérdidas definitivos y varios parámetros, siendo los más importantes:

a) Precio de nudo equivalente: Corresponde al precio de nudo, más un recargo

por transporte y transformación en subtransmisión.

b) Factores de Coincidencia: Su objetivo es que cada cliente pague la

proporción de su potencia máxima consumida que corresponda a la potencia

total comprada por la empresa distribuidora.

c) Horas de Uso: Corresponde al cuociente entre la potencia media y la potencia

máxima del conjunto de clientes de opción tarifaria simple, multiplicado por

las horas del mes. Esto para incluir el costo de la potencia, midiéndola a

través del consumo de energía.

47

En teoría, cada empresa distribuidora debiera tener su propio conjunto de

precios de nudo equivalente, factores de coincidencia y horas de uso.

La estructura de precios a clientes finales contempla 4 precios básicos:

a) Cargo fijo mensual, que incorpora los costos fijos de administración,

facturación y atención al cliente en que incurre la distribuidora, prorrateados,

para cada empresa y opción tarifaria, por partes iguales entre todos los

usuarios regulados.

b) Cargo variable por energía consumida, que incluye el costo marginal de

generación-transmisión a nivel de alta tensión (precio nudo de la energía)

asociado al nudo de alimentación de la empresa distribuidora.

c) Cargo variable por potencia consumida en punta, correspondiente a la suma

del precio de nudo por potencia, más las pérdidas por distribución y los

costos por operación y capital que la empresa distribuidora debe asumir para

ampliar sus instalaciones en baja y alta tensión, y abastecer un KW de

demanda adicional en horario punta.

d) Cargo variable por potencia consumida fuera de punta, que contempla los

costos de desarrollo de la red de media y baja tensión.

Para aplicar estos cargos a todos los clientes, se requerirían de medidores

de potencia y energía en horarios de punta y fuera de punta. Para la gran mayoría de

los clientes de baja tensión que solo poseen medidor de energía simple se aplica una

estructura tarifaria más simple, que incluye un cargo fijo, un cargo variable por

energía consumida, y un cargo por sobre consumo. Este último cargo rige durante los

meses de invierno, y corresponde a un cargo por exceso de energía demandada,

calculada dividiendo el consumo mensual de energía en un mes de invierno, entre

Mayo y Septiembre, y el consumo promedio en los meses de verano.

48

En la figura 6.1 se presenta un cronograma de las etapas dentro de la

fijación tarifaria. A partir de las tarifas preliminares se efectúa el chequeo de

rentabilidad de la industria. Las empresas distribuidoras comunican a la CNE, dentro

del plazo legal de 15 días desde que se comunican las tarifas básicas preliminares los

ingresos a que daría origen la aplicación de dichas tarifas, si hubieran sido aplicadas

a la totalidad de sus suministros efectuados con sus instalaciones del año anterior.

Por otra parte, la SEC debe proporcionar a la CNE la información relativa al VNR y

a los costos de explotación de las empresas vigentes en el año anterior al de la

fijación de las tarifas. Formalmente, si la empresa “i” declaró un VNRi y los costos

de explotación se denotan por ci , sus ventas por qi , y el precio básico que le

corresponde es pi, considerando un período infinito, la rentabilidad del conjunto de

empresas se puede expresar como [Rp02]:

∑∑ −

=

ii

iiii

VNR

cqpr

)( (6.1)

Si la rentabilidad global de la industria con las nuevas tarifas

preliminares es inferior a 6% o superior a 14%, se deben ajustar los valores

agregados (y consecuentemente las tarifas finales) hasta llegar al límite inferior o

superior de la banda según corresponda. Antes de treinta días del término de vigencia

de las tarifas, la CNE debe comunicar al Ministerio de Economía las tarifas que

aplicarán durante el período siguiente.

49

Figura 6.1. Diagrama de bloques etapas proceso de fijación tarifaria.

Elaboración debases para

estudios de costosde VAD

Definición deáreas típicas de

distribución

Observaciones a lasbases y definiciónde áreas típicas

Bases DefinitivasElaboración de

estudios de costos(CNE y Empresas)

¿Estudio dentrode bases?

Revisión de estudiosde empresas por

parte de CNE¿Acuerdo?

Correcciones aestudios deempresas

Ponderación de los VAD obtenidos por cada estudio y obtención detarifas básicas preliminares por área y empresa

Chequeo de rentabilidad industria (CNE)

Cálculo de los VAD corregidos por área típica (CNE)

Elaboración de informe con los VAD definitivos por parte de laCNE

Tramitación decreto tarifario en contraloría y publicación endiario

SI

NO

SI

NO

VNR, CostosExplotación,

Ventas de Energía

Se Descalifica

Fuente: [RS02]

50

6.3.1 Componentes del VAD.

El valor agregado de distribución abarca los siguientes ítems:

a) Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención

del usuario, independiente del consumo, expresado en pesos al 31 de

Diciembre del último año del período de estudio:

i) CFE: Costo fijo medidor simple de energía

[$/clientes/año].

ii) CFD: Costo fijo medidor de energía y demanda máxima

[$/clientes/año].

iii) CFH: Costo fijo medidor de energía y demanda horaria

[$/clientes/año].

b) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, expresadas

respectivamente como multiplicadores de la potencia y energía suministrada

en el último año del período en estudio.

i) PPAT: Factor de expansión de pérdidas de potencia AT.

ii) PEAT : Factor de expansión de pérdidas de energía AT.

iii) PPBT: Factor de expansión de pérdidas de potencia BT.

iv) PPET: Factor de expansión de pérdidas de energía BT.

c) Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la

distribución, por unidad de potencia suministrada, expresados en pesos del

último año del período en estudio. Los costos anuales de inversión se

51

calculan considerando un valor de reemplazo, de instalaciones adaptadas a la

demanda, su vida útil y tasa de actualización igual al 10% real anual.

i) VAD AT: Costos estándares de distribución en AT [$/KW/año].

ii) VAD BT: Costos estándares de distribución en BT [$/KW/año].

Formalmente, se pueden expresar las tarifas, en [$/KW], del siguiente

modo:

+

+= ∑=

30

10 )1(

)____(*

1

ttr

mantenciónyoperacióndeCostosK

KWTarifa (6.2)

Donde KW es la demanda máxima que enfrenta la empresa real y Ko es

el valor de la infraestructura eficiente dimensionada para abastecer la demanda del

año base, valorado al costo que tendría adquirirla íntegramente [Rp02]. La

infraestructura de la empresa adaptada a la demanda se considera con instalaciones

de vida útil de 30 años.

6.4 Los procesos tarifarios en el tiempo.

6.4.1 Criterios Utilizados para la definición de áreas típicas.

La ley no especifica los conceptos a considerar para la definición de

áreas típicas, así como tampoco el número de tipos a considerar o los criterios de

clasificación. Por lo anterior, la Comisión Nacional de Energía (en adelante CNE),

ha aplicado en cada fijación tarifaria un proceso particular, como se señala a

continuación:

52

a) Fijación 1992 [ERME]:

Para la fijación del año 1992, se utilizaron principalmente tres

parámetros para caracterizar cada área típica: la energía anual comprada por número

de habitantes (KWh/Nº habitantes), la capacidad instalada de transformadores de

distribución por kilómetros de línea (KVA/Km AT) y los kilómetros de líneas BT

por número de clientes (Km BT/Nº clientes).

b) Fijación 1996 [ERME]:

En la fijación del año 1996, se amplió el número de parámetros a utilizar

en comparación a la fijación anterior. Estos fueron la población comunal

(habitantes), la densidad de clientes BT por kilómetro de líneas BT (clientes BT/ Km

BT), la densidad de consumo regulado (KWh regulado/Nº hab), el número de

clientes, el cuociente entre potencia total vendida y kilómetros de alta tensión

(KW/Km AT), la relación entre energía vendida y total de clientes (KWh/clientes), y

la relación entre energía total vendida y kilómetros de línea de alta tensión (KWh/

Km AT).

c) Fijación 2000:

Para esta última fijación, se utilizaron como criterios, que se

profundizaran más adelante, los kilómetros de red en baja tensión, los kilómetros de

red en alta tensión, los kilowatts consumidos en baja tensión y los kilowatts

consumidos en alta tensión.

53

6.4.2 Fijación tarifaria 1992

La fijación tarifaria del año 1992 determinó 4 áreas típicas bien

definidas:

a) Área 1, para áreas densas, como la ciudad de Santiago.

b) Área 2, Intermedia, dividida en área 2 y área 2a.

c) Área 3, para zonas menos densas, como Chiloé.

Respecto a la fijación anterior, se mantuvieron constantes las opciones y

formulas tarifarias para cada opción existente. Las fluctuaciones producidas

posteriormente en los cargos fijos como variables, dependieron de la empresa

concesionaria del servicio. Para cada área típica se eligió una empresa real sobre la

cual se construyo la empresa modelo. La empresa modelo no incorpora ningún tipo

de restricciones históricas que normalmente condicionan o delimitan la gestión de

una empresa real, y del mismo modo, no goza de las facilidades o garantías que le

fueran entregadas históricamente a la empresa de referencia y que actualmente no las

podría obtener una empresa que inicia su operación.

El concepto que está detrás de la definición de la empresa modelo,

corresponde a la simulación de una situación de competencia, cuando aparece un

nuevo prestador del servicio con costos y tecnología actuales, y cuya eficiencia le

permite acceder al mercado o bajar los precios, de forma tal que los prestadores

existentes deben adaptarse al nuevo precio de equilibrio o simplemente desaparecer.

.Las empresas reales escogidas como empresa modelo por área típica y

las empresas consultoras contratadas, se muestran en la tabla 6.9.

54


consultoras contratadas, 1992

Empresa real Fijación 1992

Área 1 CONAFE, zona Viña del Mar

Área 2 CGE, comuna de Talca

Área 3 Frontel

Consultora contratadaCNE

Consultora contratada CHILECTRA Consultora contratadaASEP

1984 Ebasco Stone & Webster (Área 1)

Macaya y Olate (Área 2 y 3)

1988 Aninat y Méndez Stone & Webster (Área 1)

Macaya y Olate (Área 2 y 3)

1992 Inecon-Indepro Ebasco y Desel (Área 1) Stone & Webster y Claro y Asoc (Área 2 y 3)

En esta fijación tarifaria se cambió el sistema de cuentas en cuanto a

cálculo del VNR en comparación al realizado en 1987, exigiéndose que la

información fuera entregada en archivos magnéticos, de modo de poder

homogeneizar los antecedentes entregados por las empresas, así como su

administración y revisión en bases de datos. Del mismo modo, los archivos

entregados por las empresas se debieron ajustar a las instrucciones entregadas por la

SEC.

55

6.4.3 Fijación tarifaria 1996.

En el caso de la fijación de 1996, se creó una nueva área típica que

incluyera todos los sectores que por diversas razones contaran con líneas de

distribución subterráneas, permitiendo a las empresas que realizaron esta inversión

poder recuperarla y evitar por otro lado la existencia de subsidios cruzados entre

zonas que requerían de este tipo de tendido, y las que no. Esto considerando que el

costo de una red subterránea es 5 a 7 veces más que el tendido aéreo. Hasta 1996, la

CNE elegía la zona de concesión de una o varías empresas reales para establecer la

empresa modelo. La empresa real se subdividía en sectores que correspondían a cada

uno de los tipos de áreas típicas La ventaja de esta metodología radica en que se

reflejan de forma más real los costos de acuerdo al tipo de consumo, su ubicación

geográfica y el tipo de red a analizar [ER01]. Sin embargo, el hecho de que cada

empresa distribuidora realizase el estudio de costos de la empresa modelo según una

sola empresa real, CONAFE en 1996, implica que las posibles diferencias de

consumos y economías de escalas en los costos de cada empresa en particular podían

no quedar reflejadas de forma adecuada. Esto es, una empresa distribuidora de gran

tamaño que compra materiales y equipos en un volumen mayor que la empresa real

elegida, puede obtener descuentos en los precios finales de compra, lo cual no es

considerado con esta metodología [ER01]. En la tabla 6.10 se muestran las empresas

reales escogidas por Área Típica, y consultoras contratadas por las empresas para

este proceso tarifario.

56


consultoras contratadas, 1996

Empresa real escogida como modelo Fijación 1996

Área 1S

CONAFE: Comuna de Viña del Mar, zona abastecida por los alimentadores Marga-Marga Arlegui y Marga-Marga Valparaíso, suponiendo que todas las instalaciones de distribución están canalizadas subterráneamente

Área 1A CONAFE: Comuna de Viña del Mar, excepto la zona correspondiente al área 1S, considerándola abastecida con instalaciones aéreas.

Área 2 CONAFE: Comunas de Curicó y Linares.

Área 3 CONAFE: Comunas de Romeral, San Javier, Teno, Villa Alegre y Molina.

Área 4 CONAFE: Comunas de Rauco y Río Claro.

Consultora contratada CNE

Consultora contratada

CHILECTRA

Consultora contratada ASEP

1996 Mega Red Systep (todas las áreas)

Stone & Webster, Price Waterhouse y Centauro

(todas las áreas)

Además, respecto a las variables consideradas en el polinomio del año

1992, índice general de sueldos y salarios, índice de precios al por mayor, índice de

precios del cobre e índice de precios importados, se agrega el índice de precios al

consumidor.

Tanto en el proceso de 1992 como en el de 1996, las tarifas

preliminares fueron modificadas, realizando ajustes a los factores de coincidencia y

horas de uso, y a los factores de expansión de pérdidas, en 1992.

57

6.4.4 Fijación tarifaria 2000.

Para la fijación tarifaria del año 2000, se cambió la metodología para la

determinación de áreas típicas y para el cálculo del VAD. Esta nueva metodología

establece que a una empresa en su totalidad se le asigna un área típica, y

posteriormente, a través de factores de sectoralización de costos, el VAD es ajustado

para reflejar las características de cada comuna o zona de facturación. A partir de los

costos entregados por las empresas, se crearon modelos econométricos, y a través de

la regresión de estos datos, se estimaron los parámetros para dichos modelos, que

relacionaban logarítmicamente los costos totales, correspondientes al VAD estimado

de cada empresa, con el momento de carga de sus consumos, el cual se define como

el producto entre la potencia demandada [MW], separada para AT y BT, y el largo

de la red de distribución actual [Km], para AT y BT:

a) Distribución Primaria:

( ) ( )( )( )BkWkWkmAAT

BTATATeCosto ++⋅⋅⋅+⋅= lnBTATAT kW kWkm (6.3)

b) Distribución Secundaria:

( )( )BkWkmABT

BTBTeCosto +⋅⋅⋅⋅= lnBTBT kWkm (6.4)

Donde Kmbt : Kilómetros de red en baja tensión.

Kmat: Kilómetros de red en alta tensión.

KWbt : Kilowatts consumidos en baja tensión

KWat: Kilowatts consumidos en alta tensión.

58

Los valores de las constantes A y B, y el factor de correlación R2, para

las 6 áreas típicas determinadas, se detallan en la tabla 6.11:

Tabla 6.11: Constantes A y B, y el factor de correlación R2, para las 6 áreas típicas

determinadas

A B R2 Distrib. Primaria -0,49724693 5,46136616 0,93865769 Distrib. Secundaria -0,55651988 7,11182127 0,95060527

Los modelos planteados relacionan los costos con el producto de los

KW*Km, las relaciones encontradas son del tipo “log-log” y se detallan en los

siguientes gráficos:

Figura 6.2: Relación logarítmica costos unitarios AT y momento de carga AT.

Relación entre los costos unitarios AT y el producto

kmAT*(kWAT+kWBT)

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

0 5 10 15 20 25

ln(kW*km)

ln(C

ost

o A

T p

or

kW*k

m)

(m$

/kW

/km

)

Fuente: CNE

59

Figura 6.3: Relación logarítmica costos unitarios BT y momento de carga BT.

Relación entre los costos unitarios BT y el producto kmBT*kWBT)

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0 5 10 15 20 25

ln(kW*km)

ln(C

ost

o B

T p

or

kW*k

m)

(m$/

kW/k

m)

Fuente: CNE En la tabla 6.12 se muestran las variables y parámetros utilizados en la

determinación del VAD, como los costos de explotación, VNR, kilómetros de red,

etc.

60

Tabla 6.12: VNR, costos de explotación y otros parámetros utilizados, por empresa, en

la fijación del año 2000.

VNR (Fijado en m$ del 31.12.99) CEXPL de 1998 (m$ del 31.12.99) OTROS PARAMETROSNOMBRE COD Distrib. Distrib. Total Distrib. Distrib. Total KW AT +EMPRESA SEC Primaria Secundaria asoc. a Dx Primaria Secundaria asoc. a Dx kW BT

EMELARI 1 4 887 806 6 326 804 11 214 610 673 975 877 503 1 551 478 252 412 47 221 23 120ELIQSA 2 4 678 633 6 389 780 11 068 413 1 062 564 871 684 1 934 248 436 376 62 240 32 393ELECDA 3 6 556 232 14 105 139 20 661 371 1 393 651 1 731 101 3 124 752 414 795 101 164 56 253EMELAT 4 7 865 227 8 821 924 16 687 151 1 259 576 1 528 319 2 787 895 853 371 84 832 26 246EMEC 5 20 984 555 20 197 929 41 182 484 2 755 364 2 638 864 5 394 229 2 781 1 800 155 806 69 444CHILQUINTA 6 32 179 821 41 987 621 74 167 442 8 606 825 8 035 649 16 642 474 2 178 3 230 325 425 157 471CONAFE 7 16 643 191 20 330 918 36 974 109 1 696 001 2 354 763 4 050 765 1 004 1 036 137 346 72 617EMELCA 8 236 377 158 473 394 850 101 229 122 590 223 820 56 41 2 282 1 681LITORAL 9 1 713 566 5 009 746 6 723 313 368 080 616 928 985 008 207 481 12 865 11 376CHILECTRA 10 106 723 791 180 625 934 287 349 726 29 194 768 34 215 416 63 410 185 3 733 6 814 1 801 593 952 690RIO MAIPO 11 14 469 648 20 329 493 34 799 141 5 687 372 2 941 668 8 629 041 1 334 1 444 253 606 106 489COLINA 12 311 980 718 881 1 030 861 82 458 246 757 329 215 33 79 7 954 4 291TILTIL 13 349 086 418 602 767 688 70 863 141 728 212 591 51 49 3 950 923PUENTE ALTO 14 1 619 508 2 789 667 4 409 175 220 478 1 240 265 1 460 743 77 158 28 383 13 008LUZANDES 15 160 533 807 928 968 461 33 039 75 452 108 492 5 13 1 814 1 030PIRQUE 16 1 054 727 989 287 2 044 014 112 081 85 618 197 698 115 28 5 502 1 959EMELECTRIC 17 21 288 121 16 720 690 38 008 811 3 169 554 1 720 339 4 889 892 4 218 1 690 150 975 45 147CGE 18 45 721 846 71 672 118 117 393 964 7 813 265 11 755 863 19 569 128 4 853 5 236 668 005 257 983COOPELAN 21 2 136 494 1 859 155 3 995 650 244 871 79 452 324 323 793 267 8 940 3 332FRONTEL 22 28 334 848 24 590 875 52 925 722 2 112 300 1 887 494 3 999 794 5 629 3 397 109 103 53 519SAESA 23 34 579 997 27 310 449 61 890 446 2 693 493 2 508 077 5 201 570 5 452 2 297 203 948 96 495EDELAYSEN 24 2 205 675 1 919 996 4 125 672 368 682 378 321 747 003 237 139 15 911 6 730EDELMAG 25 5 066 802 7 109 278 12 176 081 390 362 721 672 1 112 034 236 425 38 129 21 140CODINER 26 5 740 734 2 523 983 8 264 717 123 840 11 287 135 127 1 535 127 10 170 5 755ELECOOP 27 1 524 141 1 246 021 2 770 161 104 441 68 338 172 779 606 102 12 385 1 325EDECSA 28 2 768 702 1 052 633 3 821 336 343 382 38 726 382 107 326 18 9 653 6 781COOP. CURICO 29 1 386 952 887 937 2 274 890 219 560 91 494 311 054 290 183 15 892 2 013EMETAL 30 3 767 718 2 319 279 6 086 996 331 950 179 244 511 194 1 107 847 11 631 5 361LUZLINARES 31 2 949 936 3 687 663 6 637 599 309 413 465 736 775 149 909 437 13 459 6 096LUZPARRAL 32 3 750 582 3 746 706 7 497 287 123 213 136 393 259 606 1 172 341 12 584 7 185COPELEC 33 4 633 175 4 361 957 8 995 132 1 090 522 233 392 1 323 915 2 382 566 18 094 9 797COELCHA 34 1 824 629 1 644 036 3 468 665 222 635 121 299 343 933 759 255 4 202 1 224SOCOEPA 35 1 888 414 1 303 054 3 191 467 39 316 972 317 012 769 11 4 241 2 993COOPREL 36 1 579 256 350 041 1 929 297 89 340 27 147 116 487 598 7 4 146 2 665CREO 39 1 358 507 491 620 1 850 127 133 799 23 341 157 139 366 7 3 835 436

km AT km BT kW BT

Fuente: CNE.

En la tabla 6.13 adjunta, se muestran la energía comprada, vendida, la

diferencia asociada a pérdidas, y se incluye el precio monómico, calculado como

costos de compra de energía y potencia dividido por energía comprada. Por lo tanto,

el costo de las pérdidas se calcula multiplicando la diferencia de energía por dicho

precio. Además se señala el VAD de referencia determinado para cada empresa.

61

Tabla 6.13: AVNR más COYM, Energía comprada y vendida, valorización de perdidas

y VAD obtenido, por empresa, fijación año 2000.

AVNR + COyM (m$ al 31.12.99) ENERGIA (kWh) VALORIZACION DE PERDIDASNOMBRE COD Distrib. Distrib. Costos de Compra Precio Monómico Costo de VADEMPRESA SEC Primaria Secundaria Energía+Pot. (M$) ($/kWh) Pérdidas (M$) ($/kW)

EMELARI 1 850 010 1 526 921 183 080 557 171 515 640 11 564 917 5 111 083 27.92 322 859 57.17ELIQSA 2 1 285 512 1 701 209 271 341 728 257 038 315 14 303 413 7 919 375 29.19 417 459 54.69ELECDA 3 1 598 251 3 030 040 434 048 965 407 011 573 27 037 392 11 503 981 26.5 716 596 52.83EMELAT 4 2 104 547 1 541 258 323 830 765 305 187 072 18 643 693 7 601 006 23.47 437 608 48.14EMEC 5 5 175 830 4 779 607 538 660 583 497 831 202 40 829 381 11 821 906 21.95 896 077 69.65CHILQUINTA 6 6 629 147 8 906 6831 390 475 6581 227 830 284 162 645 374 27 016 543 19.43 3 160 153 57.45CONAFE 7 2 910 397 3 815 773 571 882 075 543 668 080 28 213 995 10 779 382 18.85 531 804 52.84EMELCA 8 87 279 171 620 8 880 285 7 871 900 1 008 385 215 404 24.26 24 460 124.17LITORAL 9 400 302 1 193 924 38 816 293 30 284 172 8 532 121 1 155 961 29.78 254 089 143.67CHILECTRA 10 20 547 397 27 556 2467 254 468 3526 783 721 406 470 746 946 130 558 663 18 8 472 033 31.4RIO MAIPO 11 4 571 482 5 239 8871 125 636 9961 055 502 655 70 134 341 19 676 208 17.48 1 225 953 43.52COLINA 12 125 334 347 007 33 003 623 31 123 823 1 879 800 640 302 19.4 36 470 63.97TILTIL 13 109 259 142 682 5 661 230 4 952 263 708 967 0 19.4 13 755 67.26PUENTE ALTO 14 361 353 772 919 132 904 213 120 267 983 12 636 230 2 449 331 18.43 232 877 48.17LUZANDES 15 24 107 83 420 2 111 125 1 854 840 256 285 79 898 37.85 9 699 64.62PIRQUE 16 194 404 156 022 20 485 107 20 046 636 438 471 340 380 16.62 7 286 65.01EMELECTRIC 17 6 281 762 3 840 348 551 207 217 482 310 495 68 896 722 10 978 177 19.92 1 372 189 76.13CGE 18 14 236 406 13 735 5852 673 459 6482 506 619 316 166 840 332 51 030 563 19.09 3 184 621 46.64COOPELAN 21 654 563 533 669 36 448 199 32 106 271 4 341 928 589 040 16.16 70 170 140.76FRONTEL 22 6 168 142 5 643 830 408 734 450 356 785 435 51 949 015 7 745 824 18.95 984 473 117.29SAESA 23 8 313 310 6 163 082 935 149 448 858 258 381 76 891 067 17 273 736 18.47 1 420 303 77.94EDELAYSEN 24 477 100 545 431 67 437 753 61 183 541 6 254 212 2 761 968 40.96 256 146 80.36EDELMAG 25 738 600 1 487 213 149 487 850 143 185 657 6 302 193 5 509 996 36.86 232 294 64.47CODINER 26 973 702 489 589 30 455 292 26 218 914 4 236 378 508 645 16.7 70 753 150.84ELECOOP 27 673 569 230 724 31 423 703 26 779 944 4 643 759 1 087 308 34.6 160 681 85.99EDECSA 28 435 137 220 376 24 617 070 23 084 183 1 532 887 531 260 21.58 33 081 71.33COOP. CURICO 29 526 925 360 396 42 346 659 38 196 756 4 149 903 663 977 15.68 65 069 59.93EMETAL 30 883 725 1 098 984 43 781 624 37 544 830 6 236 794 808 944 18.48 115 236 180.38LUZLINARES 31 861 242 867 244 42 997 353 39 306 463 3 690 890 776 489 18.06 66 654 133.38LUZPARRAL 32 946 275 835 551 25 027 903 23 573 961 1 453 942 450 604 18 26 177 143.67COPELEC 33 1 622 312 1 200 551 71 374 052 61 995 098 9 378 954 1 232 037 17.26 161 897 164.96COELCHA 34 438 167 335 081 15 667 673 13 193 369 2 474 304 271 185 17.31 42 827 194.21SOCOEPA 35 442 976 125 598 19 018 889 16 657 076 2 361 813 372 688 19.6 46 281 144.98COOPREL 36 385 975 94 107 19 710 832 13 012 535 6 698 297 410 294 20.82 139 429 149.42CREO 39 290 086 43 769 42 902 816 33 480 725 9 422 091 1 065 788 24.84 234 063 148.09

Comprada Vendida Diferencia

Fuente: CNE.

Para segmentar en áreas típicas, se ordenaron las empresas de menor a

mayor VAD y posteriormente se las agrupó de modo de no superar una desviación

estándar previamente fijada. A partir de las empresas que conforman cada área típica,

la CNE elige una empresa real representativas, según la cual se establecen las

respectivas empresas modelo, como se muestra en la tabla 6.14:

62

Tabla 6.14: Empresas concesionarias y empresa modelo por Área Típica, Fijación 2000.

Área Típica Empresas Concesionarias Empresa Modelo

1 Chilectra Chilectra

2 Río Maipo, CGE, Emelat, Puente Alto,

Elecda, Conafe y Eliqsa CGE

3 Emelari, Chilquinta, Coop. Curico,

Colina, Edelmag, Luzandes, Pirque, TilTil, Emec y Edecsa

Emec

4 Emelectric, Saesa, Edelaysen y

Elecoop Emelectric

5 Frontel, Emelca, Luzlinares, Coopelan,Litoral, Luzparral, Socoepa, Cooprel y

Coodiner Emelca

6 Copelec, Emelat y Coelcha Copelec

Fuente: CNE.

Luego de la aplicación de la metodología descrita y con el criterio de

segmentación indicado se obtuvo un total de seis (6) áreas de distribución típicas,

con una representatividad al nivel de VAD de referencia de mercado de alrededor de

un 9% de desviación, como se muestra en la tabla 6.15.

Tabla 6.15: VAD promedio por Área Típica, y desviación sobre el

promedio.

VAD promedio

(m$/KW/año) Desviación sobre Promedio

(%) Area 1 31,40 0,00 Area 2 49,55 8,11 Area 3 64,09 7,43 Area 4 80,11 5,35 Area 5 139,63 8,04 Area 6 179,85 8,14

63

Esta determinación de áreas típicas es sustancialmente distinta a la

utilizada en estudios tarifarios anteriores, en cuanto asocia estas áreas a empresas

completas, más que a áreas de distribución con una cierta densidad de consumo. En

tarificaciones anteriores cada empresa estaba caracterizada por distintas áreas típicas.

El reconocimiento de distintas tarifas según la densidad al interior de cada empresa

se realiza en la fijación tarifaria misma.

El hecho de que el VAD sea único para toda la empresa modelo,

considera el que se han sumado la totalidad de los costos, incluyendo por ejemplo,

redes aéreas y subterráneas [ER01]. Luego, cuando se fijan las tarifas a clientes

finales, esto se corrige mediante la utilización de factores de sectoralización. Estos

factores, generalmente comunales, podrían eventualmente no reflejar la situación de

la red actual de distribución. Esto es, que usuarios de comunas con tendido

principalmente aéreo, subsidien a usuarios que utilicen mayoritariamente redes

subterráneas, o de clientes rurales dentro de una zona urbana, subsidiando los

urbanos a los rurales, ya que la red que utilizan estos últimos es más larga, y por lo

tanto tiene un mayor costo. De acuerdo a [ER01], el éxito de esta nueva metodología

se basa fundamentalmente en cuan bien el estudio de VNR refleje los costos

unitarios de las instalaciones, de acuerdo a las características de cada concesionaria.

Respecto a las zonas de facturación, el regulador entrega al consultor la

libertad de elegir las zonas de facturación adecuadas, previa justificación económica

geográfica. Habitualmente se utilizan comunas, o celdas de determinada longitud.

Los consultores se encuentran facultados para optimizar las redes de cierta cantidad

de zonas de facturación, extrapolando luego los resultados a las restantes zonas de

facturación [ER01]. En la medida que sean más pequeñas las zonas de facturación

elegidas por el consultor, más preciso será el resultado obtenido. Así, si diferentes

consultores eligen diferentes zonas de facturación, puede arrojar al final diferentes

costos finales dentro de un área de concesión.

64

6.4.5 Comparación estudios VAD CNE vs Consultores

El resultado final de los estudios de valor agregado es la determinación

de costos fijos por clientes, tanto en la red AT como BT, y de los multiplicadores de

pérdidas, conocidos como factores de expansión de pérdidas [ERME]. Comparando

los resultados obtenidos entre la CNE y las empresas, en los distintos procesos, se

presentan grandes diferencias. Para 1992, las mayoras diferencias ocurrieron con el

costo de distribución de alta tensión, VAD AT, que presentó valores entre un 60% y

un 123% superiores al consultor de la CNE. En la fijación de 1996, las diferencias

disminuyen, pero siguen siendo importantes, ubicándose entre un 40% y un 60%.

Paradójicamente, en esta fijación, para el parámetro de costo de distribución de alta

tensión en el área de baja densidad, el estudio de la CNE presenta un valor mayor

que el del estudio contratado para las empresas.

Para la fijación del año 2000, también se producen importantes

diferencias en los estudios, del orden del 18% a 63% para el VAD AT, y desde un -

15% a un 77% en el VAD BT. También en esta ocasión, para el área típica 2, se

obtuvo un valor del VAD BT más alto del estudio de la CNE, que del estudio de las

empresas. A continuación, se muestran las diferencias porcentuales obtenidas entre

los estudios de VAD encargados por las empresas y el encargado por la CNE:

a) Proceso 1992:


empresas, año 1992.

Proceso 1992 (%) Ítem Área 1 Área 2 Área 3 CFE 22 55

VAD AT 118 123 52,3 VAD BT 83 56 -12

Fuente: [ERME]

65

Tabla 6.17: Valores obtenidos para parámetros Área 1, CNE y empresas, año 1992.

Área 1 ITEM

CONSULTOR

Descripción Abrev CNE EMPRESAS Costo fijo por cliente ($/Cliente mes) CFE 432

Valor agregado por costos de Distribución AT ($/KW/mes) VAD AT 928 2021 Valor agregado por costos de Distribución BT ($/KW/mes) VAD BT 2840 5191

Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia AT PPAT 1,015 1,023 Factor de Expansión de Pérdidas de Energía AT PEAT 1,012 1,017 Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia BT PPBT 1,0838 1,078 Factor de Expansión de Pérdidas de Energía BT PEBT 1,0733 1,077

Fuente: INECON


Área 2 ITEM

CONSULTOR

Descripción Abrev CNE EMPRESAS Costo fijo por cliente ($/Cliente mes) CFE 495 605


Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia AT PPAT 1,011 Factor de Expansión de Pérdidas de Energía AT PEAT 1,008 Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia BT PPBT 1,0978 Factor de Expansión de Pérdidas de Energía BT PEBT 1,1044

Fuente: INECON


Área 3 ITEM

CONSULTOR

Descripción Abrev CNE EMPRESAS Costo fijo por cliente ($/Cliente mes) CFE 447 695


Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia AT PPAT 1,048 Factor de Expansión de Pérdidas de Energía AT PEAT 1,032 Factor de Expansión de Pérdidas de Potencia BT PPBT 1,0493 Factor de Expansión de Pérdidas de Energía BT PEBT 1,0586

Fuente: INECON

66

Figura 6.4: Diferencia porcentual estudio VAD empresas vs estudio CNE, por

Área Típica, fijación año 1992.

Diferencia Estudio Empresas/Estudio CNE 1992

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

Área 1 Área 2 Área 3

Área Típica

%

VAD AT

VAD BT

Figura 6.5: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por


Resultados VAD AT 1992 ($/KW/año)

0

1000

2000

3000

4000

5000

1 2 3

Área Típica

($/k

w/a

ño

)

Valores estudio CNE Valores Estudio Empresa Valores Ponderados

67

Figura 6.6: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por


Resultados VAB BT 1992 ($/KW/año)

01000200030004000500060007000

1 2 3

Área Típica

($/k

w/a

ño

)

Valores estudio CNE Valores Estudio Empresa

Valores Ponderados

b) Proceso 1996:


empresas, año 1996.

Proceso 1996 (%) Ítem Área 1 Área 1S Área 2 Área 3 Área 4 CFE 65 54 28 28 38

VAD AT 45 40 74 39 -17 VAD BT 41 53 65 50 10

Fuente: [ERME]

68

Tabla 6.21: Valores para el VAD AT obtenidos por CNE y empresas, año 1996.

VAD AT ($/KW MES)

ÁREA Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado ÁREA 1A 1800 2169 1939 1412 1626 ÁREA 1S 1800 3641 3720 2621 2974 ÁREA 2 1568 2359 2193 1308 1631 ÁREA 3 1803 2606 3407 2167 2447 ÁREA 4 4347 4217 3318 4519 4269

Fuente: INECON

Tabla 6.22: Valores para el VAD BT obtenidos por CNE y empresas, año 1996.

VAD BT ($/KW MES)

ÁREA Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado ÁREA 1A 5087 6130 6100 4348 4938 ÁREA 1S 5087 7914 9289 5633 6631 ÁREA 2 5498 9264 7280 5009 6093 ÁREA 3 5768 10296 10969 7071 8257 ÁREA 4 9735 14965 10278 11462 11844

Fuente: INECON

Tabla 6.23: Diferencia entre estudios consultores vs CNE.

COSTO CLIENTES ($/CLIENTES MES)

ÁREA Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado ÁREA 1A 655,4 656,8 599 379,6 462,4 ÁREA 1S 655,4 657,5 599 383,1 464,8 ÁREA 2 742,2 688,4 542 480,5 525,4 ÁREA 3 742,2 693,4 542 481,2 526,7 ÁREA 4 740 781,6 542 479,6 540,3

Fuente: INECON

69



Diferencias Estudio Empresas/Estudio CNE 1996

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

Área 1 Área 1S Área 2 Área 3 Área 4

Área Típica

%

VAD AT

VAD BT

Figura 6.8: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado por


Resultados VAD AT 1996 ($/KW/año)

0

1000

2000

3000

4000

5000

ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4

Área Típica

($/k

w/a

ño

)

Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado

70

Figura 6.9: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado por


Resultados VAD BT 1996 ($/KW/año)

0

5000

10000

15000

20000

ÁREA 1A ÁREA 1S ÁREA 2 ÁREA 3 ÁREA 4

Área Típica

($/k

w/a

ño

)

Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado

Tabla 6.24: Valores presentados Factor pérdida potencia AT por CNE, empresas y valor

ponderado.

FACTOR PÉRDIDAS POTENCIA AT

ÁREA Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado ÁREA 1A 1,0193 1,0156 1,0086 1,0089 1,01 ÁREA 1S 1,0193 1,0105 1,01 1,0079 1,009 ÁREA 2 1,0307 1,0576 1,0136 1,0145 1,022 ÁREA 3 1,0307 1,0632 1,0195 1,0337 1,036 ÁREA 4 1,0661 1,0846 1,0159 1,0483 1,049

Fuente: INECON

Tabla 6.25: Valores presentados Factor pérdida potencia BT por CNE, empresas y valor

ponderado.

FACTOR PÉRDIDAS POTENCIA BT ÁREA Dec 572 Stone&Web Systep Mega Red Ponderado

ÁREA 1A 1,0951 1,0997 1,0775 1,0965 1,094 ÁREA 1S 1,0951 1,0885 1,0298 1,0946 1,083 ÁREA 2 1,1397 1,1209 1,104 1,0992 1,104 ÁREA 3 1,1397 1,1263 1,1029 1,0996 1,105 ÁREA 4 1,0921 1,1311 1,101 1,1301 1,125

Fuente: INECON

71

Tabla 6.26: Valores presentados Factor pérdida Energía AT por CNE, empresas y valor

ponderado.

FACTOR PÉRDIDAS ENERGÍA AT


Fuente: INECON

Tabla 6.27: Valores presentados Factor pérdida Energía BT por CNE, empresas y valor

ponderado.

FACTOR PÉRDIDAS ENERGÍA BT


Fuente: INECON

72

c) Proceso 2000:

Tabla 6.28: Diferencias Porcentuales por área Típica entre Estudio

Empresas vs CNE.

Proceso 2000 (%) Ítem Área 1 Área 2 Área 3 Área 4 Área 5 Área 6

VAD AT 63,4 18,2 62,3 33,8 54,7 VAD BT 7,9 -15,6 39,8 77,9 13,6

Fuente: Curso Mercados eléctricos R.Silva, 1er Semestre 2003.

CFE: Costo Fijo por Cliente [$/cliente/año] VAD AT: Valor agregado por costos de distribución AT [$/KW/año] VAD BT: Valor agregado por costos de distribución BT [$/KW/año]



Diferencia Estudio Empresas/Estudio CNE

-40,00%

-20,00%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

1 2 3 4 5

Área Típica

VAD AT

VAD BT

Fuente: Propia

73

Tabla 6.29: Valores estudio VAD CNE, fijación año 2000.

Valores estudio CNE

Área Típica

VAD AT $/KW/añ

o

VAD BT $/KW/año

CFE $/Cliente/año

CFD $/KW/año

CFH $/Cliente/año

1 14621 43200 3781 6848 8712 2 26623 79392 7745 9221 9664 3 40538 66098 11291 13998 13998 4 56524 79610 5213 9737 12823 5 59700 140728 4857 9140 12151 6 112175 106848 9960 12157 13415

Tabla 6.30: Valores estudio VAD empresas, fijación año 2000.

Valores Estudio Empresa Área

Típica VAD AT

$/KW/año VAD BT

$/KW/año CFE

$/Cliente/año CFD

$/KW/año CFH

$/Cliente/año 1 23890 46649 5803 6218 6218 2 31479 67001 9021 14161 16201 3 65795 92387 10770 17684 20426 4 75626 141645 8584 17513 22177 5 92346 159918 12951 26148 33806 6

Tabla 6.31: Valores ponderados VAD, fijación año 2000.

Valores Ponderados Área

Típica VAD AT

$/KW/año VAD BT

$/KW/año CFE

$/Cliente/año CFD

$/KW/año CFH

$/Cliente/año 1 17711 44350 4455 6638 7881 2 28242 75262 8170 10868 11843 3 48957 74861 11117 15227 16141 4 62891 100288 6337 12329 15941 5 70582 147125 7555 14809 19369 6 112175 106848 9960 12157 13415

74

Figura 6.11: Comparación Valores VAD AT CNE, empresas y ponderado, por


Resultados 2000 VAD AT ($/KW/año)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1 2 3 4 5 6

Área Típica

Ponderado Empresas CNE

Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso Mercados Eléctricos, 1er Semestre 2003, PUC

Figura 6.12: Comparación Valores VAD BT CNE, empresas y ponderado, por


Resultados 2000 VAD BT ($/KW/año)

0

50000

100000

150000

200000

1 2 3 4 5 6

Área Típica

Ponderado Empresas CNE

Fuente: Presentación Contabilidad Regulatoria, Curso Mercados Eléctricos, 1er Semestre 2003, PUC

75

Tabla 6.32: Valores factor expansión de pérdidas, estudio CNE, fijación año 2000.

Fuente: [ERME]

Tabla 6.33: Valores factor de expansión de pérdidas, estudio empresas, fijación año

2000.

Fuente: [ERME]

Valores estudio CNE

Área Típica PPBT PPAT PEBT PEAT

1 1,029 1,0156 1,0312 1,0067

2 1,0307 1,0172 1,0233 1,0102

3 1,0275 1,0184 1,0261 1,0123

4 1,0595 1,0053 1,0507 1,0049

5 1,0795 1,0099 1,0709 1,0083

6 1,0597 1,0619 1,0609 1,0381

Valores Estudio Empresa

Área Típica PPBT PPAT PEBT PEAT

1 1,0344 1,017 1,042 1,013

2 1,08 1,0342 1,051 1,022

3 1,0675 1,0577 1,05 1,042

4 1,1703 1,0434 1,068 1,022

5 1,0726 1,0449 1,087 1,03

76

Tabla 6.34. Valores ponderados factor de expansión de pérdidas, CNE y consultores,

fijación año 2000.

Valores Ponderados Área Típica PPBT PPAT PEBT PEAT

1 1,0308 1,0161 1,0348 1,0088 2 1,0471 1,0229 1,0325 1,0141 3 1,0408 1,0315 1,0341 1,0222 4 1,0964 1,018 1,0565 1,0106 5 1,0772 1,0216 1,0763 1,0155 6 1,0597 1,0619 1,0609 1,0381

Fuente: [ERME]

PPBT: Factor expansión pérdidas potencia BT

PPAT: Factor expansión pérdidas potencia AT

PEAT: Factor expansión pérdidas Energía AT

PPBT: Factor expansión de pérdidas Energía BT

Las diferencias presentes entre los estudios, especialmente para el caso del

año 1992, radican principalmente en el hecho en que los consultores de la CNE

tomaron la empresa real como punto de partida para el ejercicio de optimización,

mientras que los consultores de las empresas apuntaron a demostrar que la empresa

real podía considerarse como eficiente, utilizando por lo tanto, criterios menos

restrictivos que aquellos utilizados por los consultores de la CNE. Del mismo modo,

los consultores de la CNE estimaron que parte del VNR de la empresa real debía ser

reducido, pues servía también para las actividades no reguladas, y este ajuste se

realizó considerando la proporción de la nueva organización con respecto a la

organización actual. Por otro lado, los consultores de las empresas, solo hicieron

ajustes por el concepto anterior solamente al VNR de los postes, considerando el resto

de los componentes de la red necesarios para prestar el servicio regulado.

Otro punto fue la metodología utilizada para asignar costos de distribución

entre las actividades AT y BT. El consultor de la CNE empleó a un método usado en

77

el sistema de cuenta federal de empresas de distribución eléctrica en Estados Unidos,

el Método de Red Mínima, mientras que los consultores de las empresas, realizaron el

ajuste por medio de factores discutidos con personeros de las empresas.[ERME]

6.4.6 Comparación ingresos por ventas fijación 1996 vs fijación 2000

La fijación de tarifas del año 2000 provocó una baja en las tarifas finales a

usuario de un 5,9%, considerando a todas las empresas, y de un 11% respecto del

VAD, en relación a lo presentado en la fijación de 1996. Esto a partir de un análisis

realizado por la CNE para la ocasión, considerando la totalidad de las ventas de

energía y potencia de las empresas de acuerdo a una composición de clientes dada

para las diferentes opciones tarifarias y las compras de energía y potencia totales de

las empresas, cuyos resultados se presentan en la tabla 6.35:

78

Tabla 6.35: Comparación ingresos por ventas, VAD, fijación 1996 vs fijación 2000.

Fijación 1996 (M$) Fijación 2000 (M$) Variación %

Empresa VAD Compra Total VAD Compra Total VAD Compra Total

Emelari 2.542.655 5.027.717 7.570.372 2.757.288 4.923.662 7.680.950 8,40% -2,10% 1,50%

Eliqsa 3.638.025 7.361.160 10.999.185 3.438.118 7.206.738 10.644.856 -5,50% -2,10% -3,20%

Elecda 6.305.735 10.906.380 17.212.115 5.858.512 10.554.899 16.413.410 -7,10% -3,20% -4,60%

Emelat 3.777.804 7.130.766 10.908.766 3.525.834 6.953.604 10.479.438 -6,70% -2,50% -3,90%

Emec 9.849.387.387 11.974.561 21.823.948 9.841.425 11.645.113 21.486.538 -0,10% -2,80% -1,50%

Chilquinta 19.458.057 27.565.173 47.023.230 21.377.555 27.087.755 48.465.310 9,90% -1,70% 3,10%

Conafe 7.779.025 11.048.606 18.827.630 7.255.684 10.838.629 18.094.313 -6,70% -1,90% -3,90%

Emelca 214.740 208.385 423.124 218.907 203.879 422.787 1,90% -2,20% -0,10%

Litoral 1.467.148 894.877 2.362.025 1.517.358 873.855 2.391.213 3,40% -2,30% 1,20%

Chilectra 91.514.285 139.307.467 230.821.752 71.639.254 135.126.215 206.765.469 -21,70% -3,00% -10,40%

Río Maipo 13.015.004 19.807.311 32.822.315 12.214.222 19.103.744 31.317.966 -6,20% -3,60% -4,60%

Colina 673.364 669.795 1.343.159 602.501 647.082 1.249.583 -10,50% -3,40% -7,00%

Til Til 159.130 158.544 317.674 140.404 153.061 293.465 -11,80% -3,50% -7,60%

Puente Alto 1.373.864 2.497.920 3.871.784 1.376.468 2.402.171 3.778.639 0,20% -3,80% -2,40%

Luzandes 155.431 93.939 249.370 134.838 93.317 228.155 -13,20% -0,70% -8,50%

Pirque 320.958 367.442 688.400 326.274 357.993 684.267 1,70% -2,60% -0,60%

Emelectric 9.844.736 10.157.376 20.002.112 8.936.653 9.894.232 18.830.885 -9,20% -2,60% -5,90%

CGE 34.194.541 46.558.432 80.752.973 30.382.193 46.572.897 76.955.090 -11,10% 0,00% -4,70%

COOPELAN 725.507 539.676 1.265.183 633.278 522.583 1.155.861 -12,70% -3,20% -8,60%

Frontel 9.129.903 7.399.445 16.529.348 8.620.087 7.236.519 15.856.606 -5,60% -2,20% -4,10%

Saesa 13.321.042 17.127.457 30.448.499 12.257.223 16.810.841 29.068.064 -8,00% -1,80% -4,50%

Edelaysen 1.121.882 2.659.080 3.780.962 989.902 2.599.648 3.589.551 -11,80% -2,20% -5,10%

Edelmag 2.477.113 6.130.870 8.607.870 2.521.819 5.993.667 8.515.486 1,80% -2,20% -1,10%

Codiner 745.596 535.420 1.281.016 672.219 519.511 1.191.730 -9,80% -3,00% -7,00%

Elecoop 374.007 687.857 1.061.864 398.316 675.460 1.073.775 6,50% -1,80% 1,10%

Edecsa 458.182 505.287 963.469 414.956 498.540 913.496 -9,40% -1,30% -5,20%

Coop. Curico 431.379 634.041 1.065.420 457.477 624.187 1.081.664 6,10% -1,60% 1,50%

Emetal 749.179 775.659 1.524.838 832.200 783.390 1.615.590 11,10% 1% 6%

Luzlinares 939.715 1.146.547 2.086.261 1.049.200 1.121.745 2.167.945 11,30% -2,20% 3,90%

Luzparral 747.252 425.970 1.173.222 693.156 420.136 1.113.292 -7,20% -1,40% -5,10%

Copelec 1.589.002 1.184.896 2.773.898 1.767.178 1.169.479 2.936.657 11,20% -1,30% 5,90%

Coelcha 360.957 246.154 607.111 345.076 244.293 589.369 -4,40% -0,80% -2,90%

Socoepa 408.273 317.766 726.039 371.701 308.532 680.233 -9,00% -2,90% -6,30%

Cooprel 429.189 426.917 856.106 412.013 413.300 825.313 -4,00% -3,20% -3,60%

Creo 911.879 1.180.071 2.091.950 814.696 1.158.207 1.972.902 -10,70% -1,90% -5,70%

Total 241.203.946 343.658.961 584.862.907 214.790.985 335.738.883 550.529.868 -11,00% -2,30% -5,90%

Fuente: CNE

De las empresas, la que resultó con una mayor disminución en sus tarifas,

fue Chilectra, con una baja de un 10,4%, y Emetal tuvo la alza de tarifas más

importante, con un 6% respecto a los valores de 1996. Del mismo modo, se aprecia

79

que las bajas en los costos de compras de energía no van más allá del 3,6%. La

empresa más perjudicada respecto a sus ingresos por concepto de VAD fue

Chilectra, con una disminución de un 21,7%, y la que más vio crecer sus ingresos fue

Luzlinares, con un 11,3%. A continuación se presentan una clasificación de los

resultados presentados anteriormente:

Tabla 6.36: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000.

Variación VAD Nº Empresas %

< -10% 9 25,0%

Entre -10% y -5% 12 33,3%

Entre -5% y 0% 3 8,3%

Entre 0% y 5% 5 13,9%

Entre 5% y 10% 4 11,1%

> 10% 3 8,3%

Total 36 100,0% Fuente: Propia

Figura 6.13: Variación VAD por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación

2000.

0

2

4

6

8

10

12

Nú

me

ro d

e E

mp

resa

s

< -10% Entre -10% y -

5%

Entre -5% y 0%

Entre 0%y 5%

Entre 5%y 10%

> 10%

Variación VAD

Fuente: Propia

80

Tabla 6.37: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación 2000.

Variación Tarifa Final Nº

Empresas %

< -10% 1 3% Entre -10% y -5% 12 33% Entre -5% y 0% 15 42% Entre 0% y 5% 6 17%

Entre 5% y 10% 2 6% > 10% 0 0% Total 36 100%

Fuente: Propia

Figura 6.14: Variación Tarifa por rangos, porcentajes, fijación 1996 vs fijación

2000.

02468

10121416

Nú

mer

o d

e E

mp

resa

s

< -10% Entre -10% y -

5%

Entre -5% y 0%

Entre 0%y 5%

Entre 5%y 10%

> 10%

Variación Tarifa Final

Fuente: Propia

Como se aprecia, más del 65% de las empresas ven reducidos sus

ingresos por VAD, mientras que en el 78% de las empresas, se produce una

disminución en las tarifas finales cobradas al usuario. La disminución en los costos

81

de compra de energía tiene directa relación con la caída en los precios de nudo, y las

variaciones respecto del VAD, dependen de la realidad de cada empresa, en la

medida que cada fijación va reflejando de mejor forma los costos en que ella incurre

a la hora de prestar el servicio de distribución eléctrica, así como las mejoras en la

metodología de los procesos tarifarios realizados por al autoridad.

82

VII. EVOLUCIÓN EN EL TIEMPO DE TARIFAS, VENTAS, NÚMERO DE

CLIENTES Y PARÁMETROS DE EFICIENCIA.

7.1 Evolución de tarifas.

Dado que existen varios servicios a ser tarificados en cada sector, y que

además cada uno presenta diferencias de acuerdo a áreas geográficas u otro tipo de

consideraciones, es difícil construir indicadores de la evolución de las tarifas en cada

sector.

Sin embargo, es posible tomar en cuenta el registro mensual que realiza

el INE para los servicios que están en la canasta, y tener así, al menos para los

consumidores residenciales, una aproximación de la evolución de las tarifas.

En la figura 7.1 se presenta la evolución anual de las tarifas presentes en

el IPC:

Figura 7.1: Variación porcentual tarifas eléctrica a nivel usuario, 1990-2001.

Variación Tarifas Eléctricas Nivel Usuario

-10

-5

0

5

10

15

20

25

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

Var

iaci

ón

(%)

Fuente: INE.

83

Por otra parte, de las memorias de CONAFE, tenemos en la figura 7.2

la evolución de los precios medios de compra y venta de energía:

Figura 7.2: Evolución precios medios de compra y venta de energía, CONAFE,

1992-2002.

Evolución precios de energía CONAFE

05

101520253035404550

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Año

Pe

so

s

Precio Medio KWhVendido $

Precio Medio KWhComprado $

Fuente: Memorias CONAFE 1992-2002

Se puede apreciar una tendencia a la baja en las tarifas a partir de 1996,

con una recuperación a partir del año 2000. Más adelante se revisará como han

evolucionado cuentas típicas en particular, al igual que el precio de nudo.

84

7.2 Evolución de las ventas de energía

Se muestra la evolución de las ventas de energía de los últimos 10

años en tres figuras por separado, de modo de poder graficar mejor el crecimiento

que han tenido.

Figura 7.3: Ventas de Energía, 1992-2003, Chilectra.

Ventas de Energía

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Años

GW

h

Chilectra

Fuente: Memorias Chilectra, 1992-2003

85

Figura 7.4: Ventas de Energía, 1992-2003, CGE y Río Maipo.

Ventas de Energía

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Años

GW

h CGE

RioMaipo

Fuente: Memorias Empresas CGE-Río Maipo, 1992-2003

Figura 7.5: Ventas de Energía, 1992-2003, resto de las empresas.

Ventas de Energía

0100

200300400

500600700800

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Año

GW

h

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

Emelat

Litoral

Fuente: Memorias Empresas distribuidoras, 1992-2003

Se puede apreciar la marcada tendencia al crecimiento en las ventas de

energía en el período en estudio, especialmente para el caso de las empresas con

86

mayor número de clientes. Del mismo modo, como se indicará en la sección 14.2,

hasta el año 1996 se apreciaba una tendencia la crecimiento en las ventas de energía,

alcanzando de hecho el mayor crecimiento ese año, un 9,7%, y posterior a esa fecha

no se ha logrado retomar un nivel tan alto en el crecimiento en las ventas de energía,

entre un 5% y un 3% los años posteriores, lo cual está directamente relacionado con

la realidad económica del país en el momento dado.

7.3 Evolución del número de clientes

Figura 7.6: Número de Clientes, 1992-2002, Chilectra-CGE.

Número de Clientes

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Años

Clie

nte

s

Chilectra

CGE

Fuente: Memorias Chilectra-CGE 1992-2002.

87

Figura 7.7: Número de clientes, 1992-2002, resto de las empresas.

Número Clientes

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Años

Clie

nte

s

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

RioMaipo

Emelat

Litoral

Fuente: Memorias empresas distribuidoras, 1992-2002.

La evolución del número de clientes en el período en estudio refleja la

medida en que va creciendo la demanda por energía, así como posibles cambios en

las zonas de concesión a las que atienden las empresas distribuidoras, esto es, puede

crecer o disminuir la zona de concesión de una empresa, y con ello, el número de

clientes que ella atiende.

88

7.4 Evolución Demanda Máxima

Figura 7.8: Demanda Máxima, 1992-2002, Chilectra, Río Maipo y CGE.

Demanda Máxima

0200400600800

10001200140016001800

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Años

MW

Chilectra

RioMaipo

CGE

Fuente: Memorias Chilectra, Río Maipo y CGE, 1992-2002.

La evolución de la demanda máxima muestra como se van

comportando los consumos durante el período en estudio, y determina el

dimensionamiento de la red de distribución que deben realizar las empresas para

poder atender a sus clientes.

89

7.4 Parámetros de Eficiencia

Con los gráficos que se muestran a continuación se quiere expresar el

modo en que cada empresa ha ido efectuando mejoras en su proceso productivo. Por

ejemplo, todas las empresas con el transcurso del tiempo, han aumentado su razón de

clientes por trabajador, pero en forma mucho más marcada a partir del año 2000,

donde también se produce una nueva fijación tarifaria, especialmente empresas como

Río Maipo, CGE y Chilectra. Esto también se puede deber ha que hayan aumentado

su área de concesión, además del crecimiento mayor de las zonas urbanas del centro

del país. Bernstein, [SB99], nombra 4 factores que pueden hacer variar el número de

clientes por trabajador:

a) Grado de tecnología de las instalaciones, capaces de desplazar parte de la

mano de obra.

b) Densidad del área de concesión, teniéndose que invertir mayores recursos

humanos en sectores rurales en razón de mayores distancias y menos clientes

por kilómetro.

c) Subcontratación de mano de obra a terceros, en la búsqueda de mayor

eficiencia, junto con variabilizar parte de los costos fijos.

d) La existencia de un mercado de contratistas que realicen las tareas a

subcontratar, también define que el sector de distribución pueda reducir estos

índices utilizando esta modalidad.

90

Figura 7.9: Clientes por trabajador, 1992-2002, empresas distribuidoras.

Clientes por Trabajador

0500

1000150020002500300035004000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Años

Clie

nte

s/T

rab

aja

do

r

Chilectra

RioMaipo

CGE

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

Emelat

Litoral


Además, se aprecia que se ha reducido en forma importante el nivel de

pérdidas de energía, ya sea por hurto, o debidas a la transmisión, lo que indica un

mayor grado de eficiencia en la operación. Las pérdidas pueden ser técnicas o no

técnicas. Para combatir las pérdidas técnicas, las empresas deben invertir en mayor

capacidad en líneas y transformadores, para así evitar sobrecargas, así como en

componentes tecnológicamente adecuados, que permitan una mayor vida útil del

equipo, mejor aislación y que minimicen las pérdidas por calentamiento.

Por otra parte, las pérdidas no técnicas pueden tener tres orígenes:

a) Consumos propios no facturados por la empresa

b) Consumos no medidos y facturados sobre la base de estimaciones, resultando

en errores en contra de la compañía.

c) Hurtos de energía.

Los hurtos de energía se pueden ver afectados si no existe una legislación

que impongan sanciones adecuadas a este delito, así como si no existe un control

adecuado por parte de la empresa. Así mismo, los períodos de recesión económica y

91

altos niveles de desempleo hacen que los niveles de hurto de energía aumenten,

como sucedió en Chile durante los años 1981 y 1982. La compañía puede combatir

los hurtos cambiando el conductor por uno del tipo coaxial, complicando el realizar

un empalme ilegal, disminuyendo el tamaño de la red de distribución de baja tensión,

aumentando la supervisión y control de las redes, lo cual requiere de mejores equipos

de medida, inversión y mayores recursos humanos.

Figura 7.10: Pérdidas de energía, 1992-2003, empresas distribuidoras.

Pérdidas de energía

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Año

Po

rce

nta

je

Chilectra

RioMaipo

CGE

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

Emelat


92

VIII. CONTABILIDAD REGULATORIA: CRITERIOS REVISIÓN COSTOS

DE EXPLOTACIÓN DEL AÑO 2001

De acuerdo a lo establecido por ley, anualmente, antes del 31 de marzo,

las empresas concesionarias deben enviar a la Superintendencia de Electricidad y

Combustibles, los costos del año anterior acompañado de un informe auditado. La

Superintendencia tiene la facultad de rechazar aquellos costos que considere

innecesarios o excesivos.

Se utiliza un sistema de cuentas que permite distribuir los “costos de

explotación”, “gastos de administración y ventas” y otros egresos de la explotación”

de las FECU de las empresas en una matriz de actividades y naturalezas, para poder

así determinar los costos de la actividad de distribución. Así, existen actividades

asociadas al chequeo de rentabilidad, tales como la distribución AT, atención de

clientes, arriendo de medidores), y otras que no corresponden, como subtransmisión,

apoyo en postes, venta de materiales, negocios financieros, etc.

Los costos se clasifican en directos e indirectos. Ambos se distinguen

por naturaleza, según correspondan a gastos en personal, servicios contratados y

otros. Los costos indirectos corresponden a los costos de la gestión de la empresa en

su conjunto, incluyendo gastos de personal, honorarios, dieta, materiales,

participación en utilidades, etc, correspondientes principalmente a las áreas de

administración, finanzas, gerencia general y directorio. El resto de los gastos, que

son susceptibles de ser asociados con actividades específicas, son gastos directos. La

figura 8.1 muestra la estructura de la matriz de actividades y naturalezas:

93

Figura 8.1: Matriz de actividades y naturalezas, revisión costos explotación

año 2001.

PersonalServ. Emp.

RelacionadasServ. Emp. No Relacionadas

Otros PersonalServ. Emp.

RelacionadasServ. Emp. No Relacionadas

Otros

Distribución ATDistribución BTAtención de ClientesServicios No ReguladosCompra a Precios de Nudo

Dif. Compra Real de ElectricidadApoyos en PosteAlumbrado PúblicoArriendo de EquiposVenta Materiales y ServiciosParticipación Accionaria Negocios FinancierosEtc.

Act

ivid

ades

Gastos Directos Gastos IndirectosNaturalezas

Fue

ra C

hequ

eo d

e R

enta

bili

dad

Che

queo

de

Ren

tabi

lida

d

Fuente: Presentación contabilidad regulatoria, curso Mercados Eléctricos, 1er semestre

2003, Ricardo Silva.

A los costos de compra de energía y potencia se les da un tratamiento

distinto, ya que por ley deben considerarse según los volúmenes y precios a la

entrada al sistema de distribución, independiente de la forma en que se realicen las

compras reales de energía y potencia, con lo cual, el costo de la energía calculado de

este modo, no siempre coincide con los estimados por la contabilidad de las

empresas.

La Superintendencia realiza la revisión y validación de las compras de

energía y potencia, y para el caso de la revisión del año 2001, no rechazó ningún

costo. Con respecto a los otros costos de explotación, en especial a la asignación de

costos indirectos, se trabaja en función de los siguientes centros de negocio:

a) Distribución AT

b) Distribución BT

c) Atención de Clientes

d) Otros sometidos a chequeo de rentabilidad

Costos de explotación + Gastos de administración y ventas + Otros egresos fuera de la explotación

(de la Fecu)

94

e) Actividades no sometidas a chequeo de rentabilidad

En esta asignación no se consideran multas, donaciones, ni ajustes VNR-

Costos de explotación.

Así el margen para cada uno de los centros de negocio se calcula

como la diferencia entre los ingresos y gastos, menos la depreciación de los activos

involucrados. La depreciación de cada actividad se calcula en función de una

asignación del VNR a cada actividad considerando una vida útil de 30 años para los

activos de distribución y subtransmisión. Los bienes muebles e inmuebles fueron

asignados a actividades asociadas al chequeo de rentabilidad y distribuidos en

función de los gastos directos. La asignación de los costos indirectos en función del

margen es un proceso iterativo, ya que al asignar los costos indirectos, varía el

margen, siendo necesario redistribuir nuevamente los costos indirectos en función

del nuevo margen, hasta que se converge a un resultado final.[ME03]

La matriz de actividades para una empresa concesionaria [ME03] es:

95

Tabla 8.1: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, revisión costos

explotación año 2001.

En millones de Pesos

Costos

Directos

Costos indirectos

Personal Peajes

Servicios de

Empresas Relaciona

das

Otros Servicios y

otros directos

Subtotal Directos

Personal

Servicios de

Empresas Relaciona

das

Otros Servicios y

otros indirectos

Subtotal Indirectos

Total

Distribución BT 1075 0 418 1297 2790 915 100 581 1595 4386

Distribución AT 523 0 228 877 1628 515 48 300 863 2491

Atención de Clientes

1546 0 582 1424 3552 1046 110 630 1785 5337

Electricidad valorada a

Precios de Nudo 79548 79548

Otras actividades 1178 0 89 1703 2970 1416 102 562 2081 5051

Subtotal incluido en el chequeo de

rentabilidad 4322 0 1318 5300 90488 3892 360 2073 6325 96813

Mayor costo real de electricidad

13 0 0 -10969 -10955 47 1 9 57 -10898

Transporte, transformación

358 5065 179 537 6138 246 24 169 438 6576

Apoyos y canalizaciones

13 0 0 0 14 47 1 9 57 71

Venta de materiales y

servicios varios 285 0 35 7157 7478 448 27 149 624 8102

Participación accionaria en

otras empresas 13 0 0 0 14 47 1 853 901 915

Negocios financieros

13 0 0 0 14 47 1 62 110 124

Otras actividades 1548 0 1 1673 3221 1737 2 605 2343 5565

Subtotal no incluido

2245 5065 215 -1601 5924 2617 59 1854 4530 10454

Total 6567 5065 1532 83248 96412 6509 419 3927 10854 107267



96

Lo anterior nos permite establecer la estructura de costos,

porcentualmente, sin considerar las compras de energía:

Tabla 8.2: Matriz de actividades de una empresa distribuidora, sin considerar las

compras de energía, valores porcentuales, revisión costos explotación año 2001.

% Costos

Directos

Costos indirectos

Personal Peajes

Servicios de

Empresas Relacionad

as

Otros Servicios y

otros directos

Subtotal Directos

Personal

Servicios de

Empresas Relaciona

das

Otros Servicios y

otros indirectos

Subtotal Indirectos

Total

Distribución BT 16,37% 0,00% 27,28% 8,84% 10,03% 14,06% 23,87% 14,80% 14,70% 11,34%

Distribución AT 7,96% 0,00% 14,88% 5,98% 5,85% 7,91% 11,46% 7,64% 7,95% 6,44%


23,54% 0,00% 37,99% 9,71% 12,77% 16,07% 26,25% 16,04% 16,45% 13,80%

Electricidad valorada a

Precios de Nudo 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Otras actividades

17,94% 0,00% 5,81% 11,61% 10,68% 21,75% 24,34% 14,31% 19,17% 13,06%

Subtotal incluido en el chequeo de

rentabilidad

65,81% 0,00% 86,03% 36,13% 39,33% 59,79% 85,92% 52,79% 58,27% 44,64%

Mayor costo real de

electricidad 0,20% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,72% 0,24% 0,23% 0,53% 0,15%

Transporte, transformación

5,45% 100,00% 11,68% 3,66% 22,06% 3,78% 5,73% 4,30% 4,04% 17,00%

Apoyos y canalizaciones

0,20% 0,00% 0,00% 0,00% 0,05% 0,72% 0,24% 0,23% 0,53% 0,18%

Venta de materiales y

servicios varios 4,34% 0,00% 2,28% 48,79% 26,88% 6,88% 6,44% 3,79% 5,75% 20,95%

Participación accionaria en

otras empresas 0,20% 0,00% 0,00% 0,00% 0,05% 0,72% 0,24% 21,72% 8,30% 2,37%

Negocios financieros

0,20% 0,00% 0,00% 0,00% 0,05% 0,72% 0,24% 1,58% 1,01% 0,32%

Otras actividades

23,57% 0,00% 0,07% 11,41% 11,58% 26,69% 0,48% 15,41% 21,59% 14,39%

Subtotal no incluido

34,19% 100,00% 14,03% 63,87% 60,67% 40,21% 14,08% 47,21% 41,74% 55,36%

Total 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%



97

Considerando solamente las partidas que se incluyen en el chequeo de

rentabilidad, tenemos los siguientes porcentajes:

Tabla 8.3: Porcentajes costos actividades incluidas en el chequeo de rentabilidad,

revisión costos de explotación año 2001.

Actividad Monto en

millones de pesos

Porcentaje

Distribución BT 4.386 4,53% Distribución AT 2.491 2,57%


5.337 5,51%

Electricidad valorada a Precios

de Nudo 79.548 82,17%

Otras actividades 5.051 5,22% Subtotal incluido en el chequeo de

rentabilidad 96.813 100,00%

Fuente: Propia.

El anterior cuadro nos será útil más tarde para poder estimar un valor

para el peaje de distribución.

98

IX. CURVA EXPLICATIVA DE LA INDUSTRIA

La SEC en sus revisiones de los costos de explotación, determinó una

función econométrica que relaciona los otros costos de explotación (costos distintos

a los de compra de energía y potencia) de las distribuidoras con variables

explicativas, tales como número de clientes, demanda de potencia, energía, y

kilómetros de red. Se busca poder comparar los costos de las empresas entre sí y

definir un rango aceptable para el conjunto de ellas.[ME03]

La curva obtenida finalmente corresponde a la siguiente función logarítmica de energía y clientes:

292,0556,0 **504,4 CliECOyM estimado = (9.1)

, en millones de pesos, donde COyM corresponde a los otros costos de

explotación, E a la energía inyectada a la entrada del sistema de distribución del año

2001, expresada en GWh, y Cli corresponde al número de clientes correspondientes a

diciembre de 2001. La varianza de la regresión permitió definir una banda de ±20%

sobre la curva obtenida [ME03]. Esta función se utilizará más adelante para estimar

los costos distintos a la compra de energía en el ejercicio de obtener la rentabilidad

de las distribuidoras a partir de las ventas de energía y potencia para una cartera de 3

tipos de clientes dada, en el capítulo X.

99

X. RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL NEGOCIO DE

DISTRIBUCIÓN

10.1 Composición de la cartera de clientes para una empresa de distribución.

Para efectos de este estudio, en cuanto al número de clientes, se tomará

como base la información que se obtuvo para el caso de CGE a fines del año 2002,

suponiendo que dicha estructura se ha mantenido sin grandes cambios a través del

tiempo.

Así, de un total de 658.432 clientes, se tiene que un 7,68% de los clientes

son rurales, y el restante 92,32% son consumos urbanos. Clasificándolos según

rubro, el más significativo es el residencial, con un 94,3%, seguido por el comercial,

3,24% y el industrial de 0,81%. Casi en su totalidad son consumos en media y baja

tensión. Esta información será útil a la hora de ponderar los ingresos que obtienen las

empresas de distribución por la aplicación de cada una de las opciones tarifarias en

cada zona donde posea concesión la empresa distribuidora.

Para el caso de Chilectra y Río Maipo, a partir de los porcentajes

anteriores se fue variando de modo de llegar a un valor de ingresos por venta que

fuera coherente con los que se establecen en el chequeo de rentabilidad del año 2000.

Así, para Chilectra, un 93,95% de los clientes se consideraron residenciales, un 5%

comerciales y un 1,05% industriales. Para Río Maipo, los porcentajes utilizados

fueron 97,2%, 2% y 0,8%, respectivamente.

100

10.2 Simulación de la evolución de la rentabilidad de las empresas distribuidoras desde 1992

Para poder contrastar los resultados obtenidos a partir de la

información contable disponibles en las memorias de las empresas, se ideó un

sistema para cuantificar los ingresos que obtienen las empresas, así como sus costos.

Para estimar los ingresos por ventas de energía y potencia, se clasificaron los clientes

en tres categorías: residenciales, comerciales e industriales, con su respectivo perfil

de consumo, que se obtuvo a partir de pequeñas modificaciones a un estudio de

cuentas típicas realizado por la CNE el año 2000 [CNECT]. Las tarifas se obtuvieron

promediando el valor de cada opción tarifaria en cada uno de los sectores o áreas

típicas en las cuales distribuía la empresa correspondiente en enero (en su defecto

febrero) del año en estudio.

En el caso del consumo residencial, se asoció a la tarifa BT1. Para el

sector comercial, se utilizó la tarifa BT2 con un consumo de potencia de 20 KW.

Finalmente, para el sector industrial, se adoptó la tarifa AT4, con una potencia

contratada de 350KW y una demanda máxima en horas de punta de 200 KW.

Para estimar los costos, en el caso de las compras de energía y potencia,

se las valoró al promedio del precio monómico promedio de energía y potencia 6

meses antes y 6 meses después de la fecha que se consideró para las tarifas. Para los

otros costos de explotación, entendidos como aquellos que no corresponden a la

compra de energía o potencia, se utilizó un modelo desarrollado por la SEC para este

efecto, a partir de la revisión de los costos de explotación del año 2001 que utiliza

como entrada para estimar dichos costos el número de clientes y la energía vendida

al año, la ecuación 9.1.

Como los valores de las tarifas incluyen IVA, se descontó el 18% de los

ingresos que obtienen las distribuidoras por ventas de energía.

101

Con los anteriores datos, ajustando los valores a pesos de diciembre de

1998, se realizó una primera aproximación a los flujos a utilizar para determinar la

rentabilidad de las empresas antes y después de cada fijación tarifaria.

La expresión utilizada para estimar la rentabilidad para cada año fue:

( )( )

+−

+−+=

301

11*

)cos(.

rr

tosotrosCompraDeprVentaFijoBrutoAct (10.1)

Los ingresos corresponden a los obtenidos por las ventas de energía y

potencia, los costos son los nombrados anteriormente, y como una forma de

acercarse al VNR, se utilizó el activo fijo bruto presente en la información contable,

reajustado a pesos de diciembre de 1998. “r” corresponde a la rentabilidad de la

empresa.

Para el año 1997, no se pudo obtener información al respecto. Los

resultados obtenidos, son los que se muestran en las tablas 10.1 a 10.3. Los valores

del activo fijo bruto, depreciaciones y otros indicadores de interés para todas las

empresas se encuentran presentes en el anexo II de ratios financieros.

a)CGE

Tabla 10.1: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad CGE, 1992-

2001.

($) 1992 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 2001

Ingresos Venta Energía

60.254.077.527 73.620.213.226 88.310.074.632 94.669.009.374 99.509.668.033 122.480.420.836 121.637.244.618 116.138.164.498 114.163.468.710

Costos Energía 27.907.536.165 33.833.576.068 43.214.358.823 52.427.263.514 47.366.303.963 43.132.025.643 40.459.606.273 44.057.565.169 56.647.503.566

Otros Costos 15.641.587.632 16.344.941.076 16.680.211.094 17.710.260.295 16.917.473.733 17.115.486.408 16.950.453.003 17.406.511.807 17.498.809.036

Costos Totales 43.549.123.797 50.178.517.144 59.894.569.918 70.137.523.809 64.283.777.697 60.247.512.052 57.410.059.276 61.464.076.976 74.146.312.602

Rentabilidad 15,07% 18,07% 19,93% 16,28% 19,22% 29,01% 28,82% 22,90% 29,90%

Fuente: Propia.

102

b)Chilectra

Tabla 10.2: Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Chilectra,

1992-2001.

($) 1992 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 2001


171..299.211.736 184.562.863.035 220.043.119.603 225.674.178.192 238.229.664.382 288.254.047.608 286.224.460.502 268.544.456.805 245.830.299.351

Costos Energía 106.514.328.351 124.709.340.530 156.077.651.735 165.957.520.729 164.760.259.616 145.266.060.905 136.365.236.967 146.359.360.316 185.376.006.038

Otros Costos 43.734.858.316 42.941.659.690 43.292.474.930 42.348.695.071 42.649.369.899 41.910.933.534 41.366.841.836 41.953.536.044 41.230.568.570

Costos Totales 150.249.186.666 167.651.000.220 199.370.126.665 208.306.215.800 207.409.629.515 187.176.994.439 177.732.078.804 188.312.896.360 226.606.574.608

Rentabilidad 9,10% 6,66% 7,58% 6,43% 9,41% 26,93% 27,19% 18,91% 4,89%

Fuente: Propia.

c) Río Maipo

Tabla 10.3. Ingresos venta energía, costo energía, otros costos, rentabilidad Río Maipo,

1992-2001.

($) 1992 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 2001


22.383.925.765 24.900.389.809 29.662.924.531 31.259.041.524 38.996.911.895 39.089.739.250 38.972.320.795 38.110.104.248 34.212.367.802

Costos Energía 12.192.343.045 14.512.535.325 16.689.346.270 18.972.255.815 19.943.348.404 18.036.091.966 16.995.074.043 19.178.567.294 23.962.532.236

Otros Costos 7.999.439.451 8.171.034.085 7.846.153.106 8.027.336.557 8.355.943.601 8.450.788.876 8.362.775.570 8.797.046.377 8.677.856.174

Costos Totales 20.191.782.496 22.683.569.410 24.535.499.375 26.999.592.372 28.299.292.005 26.486.880.842 25.357.849.614 27.975.613.671 32.640.388.410

Rentabilidad 12,52% 11,10% 20,66% 15,66% 28,52% 31,33% 32,88% 24,30% 5,18%

Fuente: Propia.

Dado la construcción del modelo, podemos apreciar que para las tres

empresas, se presenta un peak de rentabilidad los años 1998-1999, lo que difiere con

lo obtenido a partir de la información contable. Dado que el precio con el cual se

valoraron las compras es un promedio del valor de la fijación de octubre del año

anterior y la de abril del año en curso, puede producirse un desacople en los valores

que en este caso produzca esta diferencia. Por otra parte, las metodologías y fuentes

de información no son las mismas, por lo que el resultado no tendría que ser

necesariamente el mismo. Además, se debe considerar que son los últimos años de

efecto de al fijación de 1996, por lo que las empresas han sido capaces de realizar

mejoras, y de este modo, hacer suyo parte del beneficio generado. Para el resto de los

años en estudio, no se vuelve a presentar esta situación.

103

En el caso de Chilectra y Río Maipo se puede apreciar un descenso en

las rentabilidades después de las fijaciones de los años 1992 y 2000, lo que no

sucede con CGE, lo que puede hacernos concluir que las fijaciones afectan de

diferente manera a cada empresa, dependiendo de cómo crezca la demanda, se

realicen mejoras en la eficiencia de los procesos, versus la reducción de tarifas que

realiza la autoridad.

Para ver en más detalle, se revisará como varía el ingreso por cuenta

típica, así como el porcentaje que representa el VAD, considerado como la diferencia

entre la tarifa final a usuario y el costo de la energía y potencia comprada por la

empresa, de dicha cuenta. En este análisis se emplearon las mismas cuentas típicas

que utiliza el estudio de la CNE que se usó como referencia. Los valores se

encuentran en pesos, a menos que se señale lo contrario.

a) CGE

Tabla 10.4: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CGE.

Cuenta Típica ($) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Tarifa BT1 5701,0668 5815,4008 6407,3161 6646,93449 6464,21736 6011,6801 5840,5790 5527,35962 5427,62045 5704,01137

Tarifa BT2 241811,227 261477,99

3 289690,20

5 299488,438 292390,475

282673,984

279202,068

262430,32 254606,438 266978,687

Tarifa AT 4.1 4674567,6 4900649,3 5595292,4 5894337,67 5517279,3 5049508,1 4711386,0 4300471,74 4234258,53 4876973,87

VAD (%)

VAD Tarifa BT1 65,00% 62,87% 61,85% 62,60% 64,87% 65,82% 69,58% 70,72% 70,33% 66,09%

VAD Tarifa BT2 62,87% 62,84% 62,03% 62,65% 65,05% 67,29% 71,36% 72,25% 71,54% 67,40%

VAD Tarifa AT 4.1 27,87% 25,54% 26,17% 28,73% 30,45% 31,23% 36,26% 36,39% 35,73% 32,98%

VAD ($)

VAD Tarifa BT1 3705,8186 3656,1186 3963,0650 4161,05191 4193,54123 3956,9911 4063,6242 3908,78114 3817,32933 3769,98939

VAD Tarifa BT2 152025,05 164310,29 179698,90 187623,722 190210,05 190212,97 199239,09 189594,289 182143,337 179947,698

VAD Tarifa AT 4.1 1302598,2 1251462,4 1464508,1 1693196,12 1679836,65 1577083,6 1708332,3 1565074,11 1512866,53 1608476,74

Fuente: Propia.

104

b) Chilectra Tabla 10.5: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Chilectra.

Cuenta Típica ($) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Tarifa BT1 7010,5035 5979,3556 6728,6464 6945,79325 6798,4205 6240,75685 5326,01853 5008,82319 4919,45847 4998,56245

Tarifa BT2 196180,91 247441,848 279478,342 288322,339 280558,048 267357,887 262718,201 246274,99 238510,962 263957,071

Tarifa AT 4.1 5338008,6 4933515,88 5646712,7 5931588,75 5528818,62 5013160,35 4683993,23 4242841,19 4178566,74 4757506,66

VAD (%)

VAD Tarifa BT1 71,54% 63,89% 63,67% 64,21% 66,60% 67,08% 66,64% 67,69% 67,27% 61,31%

VAD Tarifa BT2 54,23% 60,73% 60,64% 61,20% 63,58% 65,42% 69,56% 70,42% 69,62% 67,03%

VAD Tarifa AT 4.1 36,83% 26,03% 26,85% 29,17% 30,59% 30,73% 35,89% 35,53% 34,87% 31,30%

VAD ($)

VAD Tarifa BT1 5015,2553 3820,07345 4284,39534 4459,91067 4527,74438 4186,06783 3549,06366 3390,24471 3309,16734 3064,54048

VAD Tarifa BT2 106394,74 150274,151 169487,044 176457,623 178377,622 174896,881 182755,232 173438,959 166047,862 176926,083

VAD Tarifa AT 4.1 1966039,2 1284329,05 1515928,4 1730447,2 1691375,97 1540735,91 1680939,49 1507443,56 1457174,74 1489009,52

Fuente: Propia.

c) Río Maipo

Tabla 10.6: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Río Maipo.

Cuenta Típica ($) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Tarifa BT1 5622,045 5815,4008 6555,4688 6778,2506 6554,103 6020,81992 5537,14027 5204,80772 5210,31182 5791,2278

Tarifa BT2 271613,34 261477,993 295932,621 305197,163 295461,588 284657,52 273270,684 256642,465 253100,829 274508,652

Tarifa AT 4.1 4866507,9 5012711,35 5742291,01 6032401,89 6748287,42 5121265,1 4596218,06 4152189,54 4152920,69 4551682,72

VAD (%)

VAD Tarifa BT1 64,51% 62,87% 62,71% 63,33% 65,35% 65,87% 67,91% 68,90% 69,09% 66,60%

VAD Tarifa BT2 66,94% 62,84% 62,83% 63,35% 65,42% 67,52% 70,74% 71,62% 71,37% 68,30%

VAD Tarifa AT 4.1 30,71% 27,20% 28,06% 30,36% 43,13% 32,20% 34,66% 34,12% 34,47% 28,19%

VAD ($)

VAD Tarifa BT1 3626,79683 3656,11865 4111,21774 4292,36802 4283,42688 3966,1309 3760,18539 3586,22924 3600,02069 3857,20583

VAD Tarifa BT2 181827,174 164310,296 185941,323 193332,447 193281,162 192196,514 193307,715 183806,433 180637,729 187477,663

VAD Tarifa AT 4.1 1494538,51 1363524,52 1611506,71 1831260,34 2910844,77 1648840,66 1593164,32 1416791,91 1431528,69 1283185,58

Fuente: Propia.

Como se aprecia en las tablas 10.4 , 10.5 y 10.6, en los años 1995-1996

se presentan los valores más altos de las tarifas en el período en estudio, así como los

más altos valores de VAD para las empresas. También se presentan, según la

información contable, las mayores rentabilidades de las empresas eléctricas. Dado

que las tarifas traspasan directamente al usuario el costo de la energía, se podría

105

pensar que esta alza se debe al comportamiento del precio de nudo para ese año. Sin

embargo, revisando la evolución del precio de nudo, Figura 10.4, el valor para ese

año no es el más alto, sino que inferior incluso al año anterior, 1994.

La fijación de 1992 determinó un crecimiento en las tarifas, de modo de

reconocer costos en los cuales incurrían las empresas en la prestación del servicio de

distribución, los que, a la luz de los resultados, pudieron ser disminuidos por las

empresas con el correr de los años en forma importante. Por otra parte, la existencia

de asimetrías de información entre las partes, esto es, que la cantidad o calidad de

información con la que contaba el regulador a la hora de estimar los costos e

infraestructura de las empresas, no era la más completa y precisa, con lo cual, los

costos de las empresas resultaban sobreestimados. Por lo tanto, el margen que

lograban retener las empresas por unidad de energía vendida aumentaba. En esta

situación se ejemplifica de la mejor manera como las empresas logran realizar

mejoras importantes en la eficiencia de sus procesos, con las tarifas fijas, logrando

obtener mejores rentabilidades.

En la fijación de 1996 se aprecia un descenso en las tarifas, en cada una

de las categorías, en contrapartida, en la fijación del año 2000, se produce un alza en

las tres opciones tarifarias. En la fijación de 1996 se aprecia que se traspasan las

mejoras de eficiencia a los usuarios, materializándose en una reducción de las tarifas,

y un mejor desarrollo del proceso tarifario, tanto en lo relativo a los métodos, como a

la información que se les exige a las empresas. En la fijación de 1992, se produce un

alza en la tarifa BT1 y AT 4.1, y un descenso en la BT2.

La proporción que representa el VAD de la tarifa final a usuario, de

acuerdo a los resultados obtenidos, depende de la empresa en cuestión. Para Río

Maipo, Chilectra y CGE se obtuvieron valores en el rango 60%-70% para las tarifas

BT1 y BT2, y de un 30% para la tarifa AT 4.1.

106

A continuación se muestra, en las tablas 10.7 a 10.11, a modo de

referencia, la evolución de las mismas cuentas, pero para otras empresas de

distribución en el país, considerando que para la tarifa AT 4.1, al igual que para las 3

empresas anteriores, se trata de un consumo de energía de 169000 KWh por mes, con

una potencia contratada 574 KW y una demanda máxima en horas de punta de 303

KW, antes y después de cada una de las 3 últimas fijaciones tarifarias:

a) Eliqsa

Tabla 10.7: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Eliqsa.

Cuenta Típica ($) 1992 1993 1996 1998 2000 2001 Tarifa BT1 8826,08584 8373,8736 7590,4876 7234,94233 7289,62113 7112,50887 Tarifa BT2 406036,07 382667,334 349519,482 315518,582 320192,506 309394,234

Tarifa AT 4.1 10448301 9800819,11 8319389,79 6598406,85 4883903,26 4837551,06 VAD (%)

VAD Tarifa BT1 55,43% 55,33% 63,42% 67,77% 73,30% 70,78% VAD Tarifa BT2 56,40% 56,01% 64,25% 66,74% 72,64% 69,77%

VAD Tarifa AT 4.1 36,37% 35,50% 43,60% 40,27% 32,64% 27,39% VAD ($)

VAD Tarifa BT1 4892,20418 4633,35006 4814,11852 4902,89629 5343,09723 5034,07096 VAD Tarifa BT2 229011,396 214343,775 224582,873 210576,51 232598,93 215864,528

VAD Tarifa AT 4.1 3800040,99 3479334,32 3627326,05 2657249,04 1594277,86 1324990,99 Fuente: Propia.

107

b) Emelari

Tabla 10.8: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelari.

Cuenta Típica ($) 1992 1993 1996 1998 2000 2001 Tarifa BT1 8888,6798 8066,2552 7319,888 6606,2672 S.I. 6304,7769 Tarifa BT2 409795,901 364962,487 332789,208 280688,491 S.I. 253971,682

Tarifa AT 4.1 10478411,4 9345973,54 7849626,84 7123975,2 S.I. 7121470,21 VAD (%)

VAD Tarifa BT1 55,74% 53,63% 62,07% 64,70% S.I. 67,03% VAD Tarifa BT2 56,80% 53,88% 62,46% 62,61% S.I. 63,17%

VAD Tarifa AT 4.1 36,55% 32,36% 40,23% 44,68% S.I. 50,68% VAD ($)

VAD Tarifa BT1 4954,79814 4325,73166 4543,51892 4274,22116 S.I. 4226,33899 VAD Tarifa BT2 232771,226 196638,928 207852,599 175746,419 S.I. 160441,976

VAD Tarifa AT 4.1 3830151,36 3024488,75 3157563,09 3182817,38 S.I. 3608910,15 Fuente: Propia.

c) Emelat

Tabla 10.9: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, Emelat.


Tarifa AT 4.1 6223659,7 6235149,13 7000783,86 5572211,67 5271133,65 6370149,46 VAD (%)


VAD Tarifa AT 4.1 45,82% 41,47% 45,19% 46,11% 48,37% 48,69% VAD ($)



108

d) Emelectric

Tabla 10.10: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001,

Emelectric.


Tarifa AT 4.1 5696061,07 6179763,84 6929778,28 5836023,21 5265219,16 5885502,67 VAD (%)


VAD Tarifa AT 4.1 40,80% 40,95% 44,62% 48,54% 48,31% 44,47% VAD ($)



e) CONAFE

Tabla 10.11: Tarifas BT.1, BT.2 y AT 4.1, proporción VAD, 1992-2001, CONAFE.


Tarifa AT 4.1 4860777,11 4969505,78 5541627,39 4288994,66 3997502,01 4909721,74 VAD (%)


VAD Tarifa AT 4.1 30,63% 26,57% 30,75% 29,98% 31,92% 33,43% VAD ($)

VADTarifa BT1 3715,39963 3114,72985 3643,64738 3150,20013 3165,22258 3397,52388 VAD Tarifa BT2 141001,332 140731,051 165273,108 162502,141 158641,039 169826,813


Profundizando un poco más en la evolución de las tarifas en los últimos

años, se presenta a continuación los resultados de un documento elaborado por la

CNE, “Tarifas Eléctricas: Cuentas Típicas en el País”, en el marco de la fijación

109

tarifaria del año 2000, que se utilizó como referencia para clasificar los diferentes

tipos de clientes.

Al igual como se hizo en esta memoria, se definen clientes residenciales,

comerciales e industriales.

a) Usuario residencial: Se considera como tal al que tienen un consumo de

energía de 100 KWh por mes, perteneciente a la opción tarifaria BT1.

b) Usuario Comercial: Se considera como tal al que tiene un consumo de

energía de 4.500 KWh y uno de potencia de 20 KW por mes, perteneciente a

la opción tarifaria BT2.

c) Usuario Industrial: Se considera como tal al que tiene un consumo de energía

de 169.000 KWh por mes, con una potencia contratada de 574 KW y una

demanda máxima en horas de punta de 303 KW, opción tarifaria AT4, propia

de grandes industriales.

En este documento se hace una revisión como varían estas cuentas típicas

en las diferentes regiones del país. En él se concluye que en todas las regiones, a

excepción de la quinta, a nivel promedio, el alza del precio de nudo se ve

compensada por una reducción de la tarifa de distribución. Sin embargo, en algunas

comunas y para algunos consumos, en particular para el caso industrial, esta

reducción no compensa totalmente el aumento del precio de nudo, resultando en

aumentos en la cuenta global moderados. Se indica también, que la cuenta del tipo

industrial está más influida por los niveles de precio de nudo que del valor agregado

de distribución. En la tabla 10.12 se muestran los resultados obtenidos por región y

cuenta promedio industrial, comercial y residencial.

110

Tabla 10.12: Valor promedio cuentas típicas, por sector y región, año 2000.

Región Promedio

Industrial ($) Promedio

Comercial ($) Promedio

Residencial ($)

V 6.258.641 334.918 7.060

RM 5.154.526 271.952 5.827

I 5.612.687 302.857 7.207

II 5.426.050 356.211 7.086

III 6.830.419 359.993 7.809

IV 7.337.165 408.490 7.952

VI 6.099.881 350.671 7.324

VII 6.198.154 366.169 7.435

VIII 6.255.208 372.303 7.452

IX 5.868.116 387.288 7,510

X 5.842.123 374.854 7.172

XI 10.606.949 506.997 10.178

XII 8.403.240 411.998 8.708

Fuente: CNE

10.3 Análisis de Sensibilidad Rentabilidad Empresas Eléctricas

Se busca ver de que manera impactan en la rentabilidad de las

empresas la variación que pueda producirse en las variables que determinan su

resultado: crecimiento en las ventas de energía, variación del precio de nudo, de las

tarifas eléctricas, etc. Para realizar esto, se trabajó en base a la información

disponible en el chequeo de rentabilidad del año 2000, variando los diferentes

parámetros.

Inicialmente, para tener un punto de referencia, en la tabla a continuación

se muestran los resultados del chequeo de rentabilidad del año 2000:

111

Tabla 10.13: Resultados chequeo rentabilidad año 2000, por empresa.

VNR (Millones de

Pesos)

Ingresos (Millones de

Pesos)

Costos (Millones de

Pesos)

Margen (Millones de

Pesos) TIR

Empresa

30.12.00 30.12.02 30.12.01 30.12.01 %

Emelari 12408 8898 7267 1631 12,80%

Eliqsa 12334 12463 11817 647 3,20%

Elecda 23402 19236 16884 2353 9,40%

Emelat 18103 13064 12276 788 1,80%

Emec 50147 27018 20412 6606 12,80%

Enerquinta 79578 55066 41432 13635 17,00%

Conafe 41541 22061 16454 5608 13,20%

Emelca

Litoral 7408 3745 2333 1411 18,90%

Chilectra 300471 242603 193717 48886 16,10%

Río Maipo 36388 39770 29608 10162 27,90%

EEC 1077 1514 1052 461 42,90%

Til-Til 850 508 340 168 19,70%

EEPA 5043 4706 4266 441 7,80%

Luz Andes 1011 611 248 364 36,00%

SEP 2268 877 688 189 7,30%

Emelectric 48830 22963 18889 4073 7,30%

CGE 130914 92964 70616 22348 16,90%

Emelpar

Coopelan 4337 1340 1318 23

Frontel 78123 19708 14756 4952 4,80%

Saesa 73095 35324 27079 8155 10,60%

Edelaysen 5146 4332 3765 566 10,40%

Edelmag 13286 9351 7301 2050 15,20%

Codiner 9135 1346 1439 -93

Elecoop 3091 1355 950 405 12,70%

Edecar 4082 1100 867 233 3,90%

CEC 2978 1362 1204 159 3,30%

Emetal 7169 2008 1508 500 5,60%

Luzlinares 6521 2163 1682 482 6,20%

Luzparral 8292 1472 1126 346 1,50%

Copelec 9952 3545 2707 837 7,40%

Coelcha 3804 851 604 247 5,00%

Socoepa 3542 1012 664 348 9,10%

Cooprel 2619 769 608 161 4,50%

Creo 2275 2977 2002 975 42,80%

Total 1009128 657991 517876 140115 13,60% Fuente: Presentación Contabilidad regulatoria, Curso Mercados Eléctricos, 1er semestre 2003, PUC

112

De la tabla 10.13 se puede apreciar el alto grado de dispersión que

presentan las rentabilidades de las empresas de distribución eléctrica, lo que ratifica

el hecho de la legislación permite que empresas que logren mejoras de eficiencia,

logren una rentabilidad mayor a la del promedio de la industria, así como que

aquellas menos eficientes, obtengan menores retornos. En este caso, 8 empresas

obtienen rentabilidades por sobre el 14%, y 7 empresas rentabilidades por debajo del

6%, de un total de 36 empresas estudiadas.

10.3.1 Sensibilidad a las ventas de energía

A partir de la información del chequeo de rentabilidad, relativa a costos,

ingresos y valor de nuevo reemplazo, se utilizó la siguiente expresión simbólica para

estimar las variaciones en la rentabilidad al cambiar en un 10% los ingresos por

venta de energía y potencia que perciben las empresas de distribución:

+

−−

=30)1(

11*

)(

rr

CostosIngresosVNR (10.2)

Esto puede representar el efecto del comportamiento de la economía, ya

sea un boom económico, un período de recesión, o por otra parte, representar el

efecto de un aumento en los precios de nudo, con las respectivas alzas en las tarifas,

lo cual haría, dependiendo de los distintos niveles de elasticidad al precio de los

diferentes clientes, disminuir el consumo de energía, o buscar una alternativa

energética más económica en el instante dado. Los resultados obtenidos se muestran

a continuación:

113

Tabla 10.14: Sensibilidad rentabilidad a las ventas de energía.

TIR (%) TIR (%)

Empresa

Caso Base

Aumento 10% Ventas de Energía

Disminución 10% Ventas de Energía

Empresa

Caso Base

Aumento 10% Ventas de Energía

Disminución 10% Ventas de Energía

Emelari 12,80% 14,19% 11,36% Coopelan -9,05% -9,88%

Eliqsa 3,20% 3,97% 2,40% Frontel 4,80% 5,62% 3,89%

Elecda 9,40% 10,50% 8,19% Saesa 10,60% 11,99% 9,48%

Emelat 1,80% 2,52% 1,08% Edelaysen 10,40% 11,68% 9,21%

Emec 12,80% 14,22% 11,39% Edelmag 15,20% 16,81% 13,58%

Enerquinta 17,00% 18,74% 15,20% Codiner 0,00% 0,00%

Conafe 13,20% 14,60% 11,71% Elecoop 12,70% 14,14% 11,32%

Emelca 14,19% 11,36% Edecar 3,90% 4,69% 3,05%

Litoral 18,90% 20,90% 17,00% CEC 3,30% 4,08% 2,50%

Chilectra 16,10% 17,76% 14,38% Emetal 5,60% 6,52% 4,69%

Río Maipo 27,90% 30,71% 25,10% Luzlinares 6,20% 7,07% 5,18%

EEC 42,90% 47,19% 38,61% Luzparral 1,50% 2,20% 0,79%

Til-Til 19,70% 21,68% 17,65% Copelec 7,40% 8,45% 6,40%

EEPA 7,80% 8,84% 6,74% Coelcha 5,00% 5,84% 4,09%

Luz Andes 36,00% 39,49% 32,31% Socoepa 9,10% 10,22% 7,95%

SEP 7,30% 8,34% 6,30% Cooprel 4,50% 5,34% 3,64%

Emelectric 7,30% 8,35% 6,31% Creo 42,80% 47,14% 38,57%

CGE 16,90% 18,67% 15,14% Total 13,60% 15,05% 12,09%

Emelpar 14,19% 11,36%

Fuente: Propia.

10.3.2 Sensibilidad a la fijación del VNR

Del mismo modo, se revisó el comportamiento de la industria al variar el

valor nuevo de reemplazo que se fija para cada empresa en un 10%, representando

esto, posibles modificaciones al marco legal existente.

114

Tabla 10.15: Sensibilidad rentabilidad a la fijación del VNR.

TIR (%) TIR (%)

Empresa Caso Base

Aumento 10% VNR

Disminución 10% VNR

Empresa Caso Base

Aumento 10% VNR

Disminución 10% VNR

Emelari 12,80% 11,49% 14,34% Coopelan 0,00% 0,00%

Eliqsa 3,20% 2,47% 4,05% Frontel 4,80% 3,97% 5,71%

Elecda 9,40% 8,30% 10,63% Saesa 10,60% 9,60% 12,13%

Emelat 1,80% 1,14% 2,59% Edelaysen 10,40% 9,33% 11,81%

Emec 12,80% 11,52% 14,38% Edelmag 15,20% 13,73% 16,99%

Enerquinta 17,00% 15,36% 18,93% Codiner 0,00% 0,00%

Conafe 13,20% 11,84% 14,76% Elecoop 12,70% 11,45% 14,29%

Emelca 11,49% 14,34% Edecar 3,90% 3,13% 4,78%

Litoral 18,90% 17,18% 21,11% CEC 3,30% 2,57% 4,16%



EEC 42,90% 39,00% 47,66% Luzparral 1,50% 0,86% 2,28%

Til-Til 19,70% 17,84% 21,90% Copelec 7,40% 6,50% 8,56%

EEPA 7,80% 6,84% 8,95% Coelcha 5,00% 4,17% 5,94%


SEP 7,30% 6,40% 8,45% Cooprel 4,50% 3,72% 5,43%

Emelectric 7,30% 6,41% 8,46% Creo 42,80% 38,96% 47,62%

CGE 16,90% 15,30% 18,86% Total 13,60% 12,23% 15,21%

Emelpar 0,00% 0,00%

Fuente: Propia.

Cabe señalar que aquí se ha considerado que las tarifas se mantienen

fijas, lo que en la realidad no es así, ya que el valor del VNR que se determine para

una empresa afectará directamente la tarifa que le será fijada por la autoridad. A

mayor VNR, mayores costos son reconocidos por la autoridad, con lo cual se fijan

mayores tarifas, con lo cual mejora la rentabilidad de la empresa.

10.3.3 Sensibilidad a la variación en los costos

Dejando todas las otras variables fijas, se hizo variar en un 10% los otros

costos de explotación, que se encuentra agregados dentro de lo que se plantea en el

chequeo de rentabilidad del año 2000. Para esto, se hizo la suposición que un 35% de

los costos totales incluidos en el chequeo corresponden a otros costos de

115

explotación, a partir de los costos que se obtuvieron a la hora de simular los

ingresos de las empresas de distribución antes y después de las fijaciones tarifarias.

Esto representaría el efecto de variables que influyan en los costos de la empresa, ya

sea nivel de remuneraciones, precios de productos importados, del cobre, etc.

Tabla 10.16: Sensibilidad rentabilidad a la variación en los costos.

TIR (%) TIR (%)

Empresa Caso Base

Aumento 10% Costos

Disminución 10% Costos

Empresa Caso Base

Aumento 10% Costos

Disminución 10% Costos

Emelari 12,80% 10,55% 14,96% Coopelan

Eliqsa 3,20% -3,35% 7,65% Frontel 4,80% 3,85% 5,66%

Elecda 9,40% 6,33% 12,18% Saesa 10,60% 9,29% 12,18%

Emelat 1,80% -3,08% 5,30% Edelaysen 10,40% 7,49% 13,25%

Emec 12,80% 11,27% 14,34% Edelmag 15,20% 13,18% 17,20%

Enerquinta 17,00% 15,08% 18,85% Codiner

Conafe 13,20% 11,67% 14,64% Elecoop 12,70% 11,58% 13,89%

Emelca 6,03% 18,90% Edecar 3,90% 2,79% 4,93%

Litoral 18,90% 17,83% 20,08% CEC 3,30% 1,03% 5,29%



EEC 42,90% 39,48% 46,32% Luzparral 1,50% 0,68% 2,29%

Til-Til 19,70% 18,24% 21,10% Copelec 7,40% 6,26% 8,58%

EEPA 7,80% 3,97% 11,20% Coelcha 5,00% 4,22% 5,72%


SEP 7,30% 6,01% 8,61% Cooprel 4,50% 3,35% 5,60%

Emelectric 7,30% 5.,64% 8,96% Creo 42,80% 39,78% 45,94%

CGE 16,90% 1495% 18,85% Total 13,60% 11,64% 15,47%

Emelpar

Fuente: Propia.

10.3.4 Sensibilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo.

Para estimar el efecto de la variación del precio de nudo en los

resultados de las empresas de distribución, se utilizó un método diferente a las otras

sensibilidades. De acuerdo a lo que indicaba la literatura, se utilizaron valores para

las elasticidades al precio del consumo eléctrico de corto y largo plazo de 0,2 , 0,6 y

1. Se supuso una variación en el precio de nudo de un 20%, tomando como

116

referencia la simulación que se realizó para CGE en el año 2000, a partir de una

cartera de clientes de tres tipos que se indica en el apartado 10.2. Se consideró que

los otros costos de explotación no se veían afectados por el precio de nudo. A

continuación se muestran los resultados obtenidos.

Tabla 10.17: Sensibilidad rentabilidad a los precios de nudo y elasticidad de consumo.

Precio de Nudo ($/KWh)

Energía Vendida (GWh)

Ingresos Totales ($)

Costo Energía ($)

R

Disminución Precio de Nudo 20% (e=1)

12,88 2748,77 106.513.033.914 35.410.554.173 22,53%

Disminución Precio de Nudo 20% (e=0,6)

12,88 2743,66 106.512.916.701 35.344.753.358 22,55%

Disminución Precio de Nudo 20% (e=0,2)

12,88 2738,55 106.512.799.488 35.278.952.543 22,58%

Caso Base 16,10 2736 116.138.164.498 54.674.087.521 22,90%

Alza Precio de Nudo 20% (e=0,2)

19,32 2732,17 125.773.546.943 52.795.052.286 23,24%

Alza Precio de Nudo 20% (e=0,6)

19,32 2724,51 125.773,323.130 52.647.000.453 23,29%

Alza Precio de Nudo 20% (e=1)

19,32 2716,85 125.773.099.317 52.498.948.619 23,35%

Fuente: Propia.

En la tabla 10.6 se ha incluido la rentabilidad y venta de energía del

caso base junto a las obtenidas para las diferentes elasticidades, de modo de poder

contrastar los resultados obtenidos Se puede apreciar que el impacto en la

rentabilidad de la empresa no supera el 0,5 % para el caso de menor elasticidad, o

sea, al aumentar el precio de nudo, se produce una disminución en las ventas de

energía anual de entre 5 GWh y 15 GWh, dependiendo de la elasticidad utilizada. Sin

embargo, igualmente aumentan los ingresos por venta de energía, a causa del mayor

precio de nudo. Del mismo modo, a pesar que disminuyen las compras de energía,

como se realizan a un mayor precio, el costo total de la energía resulta un poco

menor que el se obtiene para el caso base Al disminuir en un 20% el precio de nudo,

se produce el fenómeno inverso, se vende y compra más, pero a un precio más bajo,

lo que hace que los ingresos por venta, y los costos por compra de energía resulten

menores a los del caso base.. A menor valor de elasticidad, se obtiene una

117

menor variación de la elasticidad respecto al caso base. Además, entre los tres

valores de elasticidad utilizados, no se producen grandes saltos en las rentabilidades

obtenidas. Todos los montos del apartado 10.3.4 y 10.3.5 están expresados en pesos

de diciembre de 1998.

10.3.5 Análisis de sensibilidad al VAD y elasticidad de consumo

Anteriormente se revisó el efecto de una variación de un 20% en el

precio de nudo, considerando que el resto de las variables se mantenían constantes.

Ahora, más en detalle, considerando el efecto de la elasticidad al precio de la

energía, basándonos en los datos obtenidos de la simulación de las rentabilidades

para CGE del año 2000 y variando en un 20% la porción de las cuentas típicas

correspondiente al VAD, se obtuvieron los siguientes resultados:

Tabla 10.18: Sensibilidad rentabilidad al VAD y elasticidad de consumo.

Energía Vendida (GWh)

Ingresos Totales ($) Costo Energía ($) R

Disminución VAD 20% (e=1)

2764,978984 107.941.708.297 44.524.211.184 19,60%

Disminución VAD 20% (e=0,6)

2741,415902 107.940.961.811 44.144.776.953 19,75%

Disminución VAD 20% (e=0,2)

2737,805301 107.940.873.569 44.086.635.764 19,77%

Caso Base 2736 116.138.164.498 44.057.565.169 22,90%

Alza VAD 20% (e=0,2) 2734,194699 124.368.146.631 44.028.494.575 26,02%

Alza VAD 20% (e=0,6) 2730,584098 124.368.030.066 43.970.353.386 26,04%

Alza VAD 20% (e=1) 2707,021016 124.367.039.699 43.590.919.155 26,19%

Fuente: Propia.

Se puede apreciar que el efecto de la variación del VAD tiene un mayor

impacto en la rentabilidad de la empresa que la variación del precio de nudo. El

costo de la energía no cambia mayormente, ya que el precio de nudo se mantiene

constante, solo varían los montos de energía vendida. El efecto mayoritario del VAD

118

se presenta en los ingresos por venta de energía, los que llegan a variar 8 mil

millones de pesos según baje o suba el VAD.

De todo lo anterior, se aprecia que el factor que tiene un mayor impacto

a variaciones porcentuales iguales, son las tarifas fijadas por la autoridad, a través del

VAD, haciendo moverse la rentabilidad de la industria 3 puntos porcentuales hacia

arriba y hacia abajo, en cada situación. Para el resto de las variables, se aprecian

fluctuaciones de 1,5 puntos porcentuales de la rentabilidad de la industria.

119

10.4 Evolución del precio de Nudo en el período en estudio, y su impacto en las tarifas finales a usuario.

Interesa revisar como se ha comportado el precio de nudo, para poder

contrastar el impacto que produce en las tarifas cobradas a clientes finales. Para esto,

se realizará un acercamiento al tema desde dos perspectivas: una, a través de los

precios de nudo promedios utilizados en la simulación realizada, para la empresa

CGE, y otra, que muestra la evolución de los precios medios de energía reales

entregados por la CNE.

Inicialmente se revisará la situación en los años inmediatamente

anteriores y posteriores a la fijación tarifaria, a excepción de la fijación de 1996, en

la cual las tarifas definitivas solo entraron en vigencia a partir de 1998.

Primeramente revisaremos lo que obtuvimos a través de nuestro

análisis:

Tabla 10.19: Cuentas típicas residenciales, comerciales e industriales, 1992-2001.

Año 1992 1993 1996 1998 2000 2001

Precio de Nudo ($/KWh) 19,952 21,593 22,707 17,770 18,700 21,214

Tarifa Típica Residencial ($) 5.701,07 5.815,40 6.464,22 5.840,58 5.427,62 5.704,01

Tarifa Típica Comercial ($) 241.811,23 261.477,99 292.390,48 279.202,07 254.606,44 266.978,69

Tarifa Típica Industrial ($) 4.674.567,67 4.900.649,31 5.517.279,30 4.711.386,09 4.234.258,53 4.876.973,87

Fuente: Propia.

El precio de nudo aquí indicado corresponde al promedio del precio de

nudo de la fijación inmediatamente anterior a la tarifa considerada, y al precio de

nudo fijado inmediatamente después, llevado a pesos de diciembre de 1998. Se

puede apreciar que alcanza su mayor valor en el año 1996. Este precio de nudo

define lo que son los costos por compra de energía, que son traspasados en forma

integra al usuario final. Ahora se verá como varían los montos de dichos costos, más

120

el valor agregado a la actividad de distribución para cada una de las cuentas típicas

estudiadas.

Para el caso del cliente residencial, se producen alzas en el costo de la

energía en los años 1996 y 2001, así como el mayor VAD se observa el año 1996, lo

que ayudaría a explicar el porque de las altas rentabilidades de las empresas que se

aprecian en la información contable. El mismo fenómeno se produce con las cuentas

comerciales e industriales, variando eso si la proporción que cada monto representa

del total. Para las cuentas residenciales y comerciales, el VAD representa del orden

del 60% del valor total, y para la cuenta industrial, del orden del 30%.

Figura 10.1: Composición Tarifa BT1, 1992-2001, empresa referencia CGE.

VAD/Costo Energía-BT1

01000200030004000500060007000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

Pe

sos

Costo Energía VAD

Fuente: Propia.

121

Figura 10.2: Composición Tarifa BT2, 1992-2001, empresa referencia CGE.

VAD/Costo Energía-BT2

0

50000

100000

150000

200000

250000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Años

Pe

so

s

Costo de la Energía VAD

Fuente: Propia.

Figura 10.3: Composición Tarifa AT 4.1, 1992-2001, empresa referencia CGE.

VAD/Costo de la Energía-AT 4.1

01000000200000030000004000000500000060000007000000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

Pe

sos

Costo de la Energía VAD

Fuente: Propia.

122

Finalmente, se muestra la evolución del precio medio de la energía en los

últimos años:

Figura 10.4: Evolución precio de Nudo, Oct 1991 – Oct 2002.

Evolución Precio de Nudo

10

12

14

16

18

20

22

24

26

oct-9

1

oct-9

2

oct-9

3

oct-9

4

oct-9

5

oct-9

6

oct-9

7

oct-9

8

oct-9

9

oct-0

0

oct-0

1

oct-0

2

Año

$/K

wh

P.Nudo Nominal P.Nudo aDic 1998

Fuente: CNE

123

XI. ACERCAMIENTO DESDE LA VISIÓN CONTABLE A LA TOTALIDAD

DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA.

El negocio de distribución eléctrica es altamente rentable, como se

mostrará en los indicadores a continuación. Presenta tasas de retorno sobre el

patrimonio que en promedio superan el 22% durante la década de 1990, y por otra

parte, un retorno sobre los activos en promedio de un 8%, mostrando eso sí una caída

sistemática en el período en estudio. Se revisó la evolución de los retornos sobre los

activos (ROA) y sobre el patrimonio (ROE), y se buscó determinar la rentabilidad

obtenida sólo a través de las actividades operacionales, de las cuales, un porcentaje

mayoritario corresponde a ingresos por venta de energía y potencia a clientes

regulados, basándose en la información contable presentes en las memorias de las

diferentes empresas en la Superintendencia de Valores y Seguros (en adelante SVS).

Figura 11.1: ROA Empresas distribuidoras, 1992-2002.

ROA Empresas Distribuidoras

0,000%

5,000%

10,000%

15,000%

20,000%

25,000%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Año

%

CGE

RIO MAIPO

CHILECTRA

EMELECTRIC

ELIQSA

EMELARI

CONAFE

SAESA

EMELAT

LITORAL

Fuente: Propia.

124

Tabla 11.1: Retorno Sobre los Activos por tramos, 1992-2002.

1992-1995 1996-1999 2000-2002

CGE 6,04% 5,37% 4,20%

RIO MAIPO 16,72% 18,97% 14,34%

CHILECTRA 12,10% 7,81% 5,78%

EMELECTRIC 9,58% 13,70% 9,37%

ELIQSA 16,32% 13,03% 8,46%

EMELARI 12,93% 11,37% 6,74%

CONAFE 10,08% 8,40% 7,50%

EMELAT 8,71% 11,11% 9,69%

LITORAL 5,73% 9,07% 7,46%

Fuente: Propia.

El sostenido crecimiento de las utilidades es otra característica de la

distribución eléctrica. De hecho, Chilectra presenta una expansión en sus ganancias

de un 220% entre 1990 y 1998, porcentaje que llega al 110% en el caso de CGE,

según antecedentes del diario estrategia de diciembre de 1999.

A través del retorno sobre el patrimonio, ROE, se representa el riesgo

financiero que presenta la empresa para sus inversionistas. A medida que el

patrimonio disminuye, el valor del ROE aumenta. Otros factores de riesgo que

enfrentan los inversionistas son la pérdida de grandes clientes, que prefieran negociar

directamente con una empresa generadora, o directamente autogenerar energía, así

como la manera en la cual los precios cobrados a los clientes finales estén asociados

a los costos que enfrenta la empresa en su operación, a través de la regulación de

precios a las que están sujetas las empresas de distribución.

125

Figura 11.2: ROE Empresas distribuidoras, 1992-2002.

ROE Empresas Distribuidoras

-20,000%

-10,000%

0,000%

10,000%

20,000%

30,000%

40,000%

50,000%

60,000%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Año

%

CGE

RIO MAIPO

CHILECTRA

EMELECTRIC

ELIQSA

EMELARI

CONAFE

SAESA

EMELAT

LITORAL

Fuente: Propia.

Tabla 11.2: Retorno sobre el Patrimonio por tramos, 1992-2002.

1992-1995 1996-1999 2000-2002

CGE 16,66% 18,08% 12,28%

RIO MAIPO 41,06% 44,52% 46,27%

CHILECTRA 18,43% 24,68% 7,34%

EMELECTRIC 22,17% 28,66% 26,33%

ELIQSA 29,84% 24,19% 23,53%

EMELARI 25,21% 21,74% 17,27%

CONAFE 23,00% 27,53% 19,42%

SAESA 19,89% 16,03% 12,96%

EMELAT 30,15% 21,74% 21,74%

LITORAL 17,25% 31,80% 17,15%

Fuente: Propia.

126

Otro elemento a considerar es que el crecimiento a futuro de las empresas

distribuidoras es alentador, pues el consumo per cápita en Chile, si bien es elevado

en comparación al resto de Latinoamérica, es aun cerca de la mitad en relación a los

países desarrollados. Del mismo modo, otro aspecto que ha marcado a las empresas

distribuidoras chilenas es la internacionalización, las cuales han incursionado en

Argentina, Brasil, Perú, Colombia y El Salvador. Si bien la salida a otros mercados

ha contribuido de manera determinante en la expansión de las ventas y resultados de

las compañías, también se ha producido un mayor endeudamiento o leverage. Por

ejemplo, en el caso de Chilectra, a principios de 1990 presentaba un leverage de un

26%, y en 1999 presentaba en leverage de un 155%. (Datos diario estrategia, 6 de

Diciembre de 1999). En el siguiente gráfico se aprecia como ha evolucionado el

leverage de las empresas distribuidoras entre 1992 y 2002, apreciándose un

importante aumento en su nivel de endeudamiento:

Figura 11.3: Leverage Empresa Distribuidoras, 1992-2002.

Leverage Empresas Distribuidoras

0,00%

50,00%

100,00%

150,00%

200,00%

250,00%

300,00%

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Año

%

Chilectra

Río Maipo

CGE

CONAFE

Emelectric

Emelari

Eliqsa

Emelat

Litoral

Fuente: Propia.

Debido a lo anterior, cuando se produjeron malos resultados en sus

inversiones en el extranjero, estas empresas vieron fuertemente impactada su

rentabilidad, como sucedió a partir de 1999, debiendo algunas realizar

reestructuraciones, como sucedió con el holding Enersis, controlador de Chilectra,

127

que liquidó parte de sus activos para poder asegurar el pago de sus deudas, entre

ellos la compañía distribuidora Río Maipo, que pasó al control del grupo CGE.

128

XII. ACERCAMIENTO DESDE LA INFORMACIÓN CONTABLE A LA

RENTABILIDAD DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN

Se consideró que el 100% de los ingresos operacionales se obtenían de

ventas de energía a clientes regulados, lo que en la realidad no es así. Para obtener la

gráfica de la figura 12.1, para cada año y empresa, se calculó la rentabilidad de la

empresa de acuerdo a la siguiente expresión:

( )( )

+−

+=

301

11*

..Re.

rr

EjercicioDepOpesFijoBrutoAct (12.1)

Las empresas que no se incluyeron en el cálculo anterior, fue porque no

se contaba con la información disponible de ellas para realizar el ejercicio. Para

subsanar esto, se determinó la relación entre resultado operacional y activo fijo

bruto, obteniéndose las siguientes rentabilidades promedio por período y empresa:

129

Figura 12.1: Rentabilidad del negocio de distribución, 1992-2002.

Rentabilidad Empresas Distribuidoras

0,000%

5,000%

10,000%

15,000%

20,000%

25,000%

30,000%

35,000%

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Año

%

CGE

RIO MAIPO

CHILECTRA

EMELECTRIC

ELIQSA

EMELARI

CONAFE

EMELAT

LITORAL

Fuente: Propia.

130

Tabla 12.1: Rentabilidad Empresas Distribuidoras por tramos, negocio distribución,

1992-2002.

1992-1995 1996-1999 2000-2002

CGE 10,47% 11,96% 15,18%

RIO MAIPO 21,38% 22,79% 22,85%

CHILECTRA 14,99% 19,38% 17,79%

EMELECTRIC 17,33% 23,60% 19,12%

ELIQSA 22,12% 21,56% 15,59%

EMELARI 10,26% 18,04% 11,27%

CONAFE 5,70% 13,42% 18,32%

EMELAT 14,91% 17,34% 15,05%

LITORAL 7,85% 12,94% 16,10% Fuente: Propia.

Figura 12.2: Resultado Operacional sobre Activo Fijo empresas distribuidoras,

1992-2002.

Res. Operacional sobre Act. Fijo Bruto

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

1992 1994 1996 1998 2000 2002

Año

Chilectra

RioMaipo

CGE

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

Litoral

Saesa

Fuente: Propia.

131

Se puede apreciar que el resultado no operacional tiene un fuerte

impacto en la utilidad final que obtienen las empresas, por inversiones en empresas

relacionadas en el extranjero, etc.

Figura 12.3: Resultado Fuera de la explotación sobre Resultado Explotación,

empresas distribuidoras, 1992-2002.

Resultado Fuera de la Explotacion/Resultado Explotación

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

1,5

2

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Años

Ve

ce

s

Chilectra

RioMaipo

CGE

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

Fuente: Propia.

132

Como una medida de la forma en que han variado los ingresos de las

empresas, se muestra el margen por unidad de energía vendida, representado por la

razón entre el resultado operacional y las ventas de energía.

Figura 12.4: Resultado operacional sobre GWh vendidos, empresas

distribuidoras, 1992-2002.

Res Op/GWh

0

5000

10000

15000

20000

25000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Años

Mile

s d

e M

illo

nes

de

Pes

os/

GW

h

Chilectra

RioMaipo

CGE

Emelari

Eliqsa

Conafe

Emelectric

Fuente: Propia.

Como se mencionó anteriormente, el resultado operacional de las

empresas distribuidoras ha crecido fuertemente, y se podría desprender del gráfico,

que de una manera igual o mayor, en promedio, que el crecimiento de las ventas de

energía.

133

XIII. EFECTO DE DIVERSAS VARIABLES EN LA RENTABILIDAD DE

LAS EMPRESAS

Uno de los factores que pueden llegar a determinar la rentabilidad de

una empresa del rubro de distribución, es su posición relativa en relación al resto de

las empresas a la hora de realizar el chequeo de rentabilidad por parte de la SEC. Esto

es, como el promedio de la industria debe moverse dentro de la franja 14%-6%, con lo

que se acepta que hayan empresas que renten más que el promedio de la industria, del

mismo modo, aparecen empresas que obtienen rentabilidades bajo el promedio, y

puede darse que le crecimiento el rentabilidad de unas sea compensado por la

disminución de otras, permitiendo que el promedio de la industria permanezca dentro

del rango establecido por ley. Esto puede deberse a que en la fijación de empresas

modelo y áreas típicas, no se reconozcan de manera adecuada los costos de estas

empresas.

Se puede ver, que a pesar que desde 1992 a la fecha se han producido

bajas en las cuentas pagadas por clientes residenciales, eso no ha sido impedimento

para que las empresas aumenten su rentabilidad. Esto por que se ha visto

contrarrestada dicha disminución por el aumento de los ingresos del sector PYME e

industriales. Por otra parte, las empresas distribuidoras han logrado disminuir sus

costos de explotación, como se puede desprender del mayor resultado operacional que

muestran en sus balances [ERME]

134

13.1 Relación PIB Ventas de Energía

Como una forma de ver si existe alguna relación entre la evolución general

de la economía del país, y las ventas de las empresas distribuidoras, que determinan su

rentabilidad, se muestra la evolución de ambas de 1960 a 1996.

Figura 13.1: Relación PIB Ventas de Energía, 1960-1996.

Evolución PIB/Ventas de Energía

0

5000

10000

15000

20000

25000

1960

1963

1966

1969

1972

1975

1978

1981

1984

1987

1990

1993

1996

Año

GW

h

0100000020000003000000400000050000006000000700000080000009000000

Mill

on

es

en

Pe

sos

1

986

Ventas SIC (GWh) PIB (MM$ de 1986)

Fuente: Apuntes curso Planificación de Sistemas Eléctricos, profesor P. Jaramillo

135

Figura 13.2: Relación logarítmica PIB Ventas de Energía, 1960-1996.

Evolución PIB/Ventas de Energía

1

10

100

1000

10000

100000

1000000

10000000

1960

1963

1966

1969

1972

1975

1978

1981

1984

1987

1990

1993

1996

Años

Ventas SIC (GWh) PIB (MM$ de 1986)

Fuente: Apuntes curso Planificación de Sistemas Eléctricos, profesor P. Jaramillo

El segundo gráfico corresponde a una gráfica logarítmica. Se aprecia que

en la medida que va creciendo el PIB, también crecen las ventas de energía. Ahora,

el consumo de energía puede variar de un país a otro, a pesar de que tengan un PIB

similar. De acuerdo a lo que se indica en [ET90], desde la privatización de las

empresas de distribución y generación las ventas de energía han crecido a una tasa

136

promedio anual de un 9,5% desde 1988 a 1997, comparable a la cifra promedio de

crecimiento del PIB, 8,5%. Durante dicho período, la participación del sector

eléctrico como fracción del PIB se ha mantenido del orden del 8%.

Se debe considerar también que de 1992 a 1997 ha aumentado el índice

de viviendas rurales electrificadas desde un 55% a un 67%, respectivamente, a causa

de la inversión estatal.

Tomando como base lo expuesto anteriormente, y la evolución de las

ventas de energía por empresa revisadas anteriormente, se revisará ahora con mayor

detención las ventas de energía de las empresas distribuidoras durante 1997 a 2001, y

como ha variado el PIB en este período:

Tabla 13.1: Crecimiento ventas de energía y PIB, 1997-2001.

1997 1998 1999 2000 2001 Venta (KWh) 16.215.340.026 17.133.587.454 18.187.588.629 20.163.519.067 20.836.555.946

Compra (KWh) 17.701.792.294 18.887.459.486 19.442.837.112 21.193.389.611 22.456.110.819 Pérdida (KWh) 1.486.452.268 1.753.872.032 1.255.248.483 1.029.870.544 1.619.554.873

Pérdida % 8,40% 9,29% 6,46% 4,86% 7,21% Crecimiento

Ventas Energía 5,66% 6,15% 10,86% 3,34%

PIB (millones de Pesos 1996) 33.300.693,03 34.376.597,53 34.115.042 35.536.745 36.626.086

Crecimiento PIB 3,23% -0,76% 4,17% 3,07%

Fuente: INE, CNE

Como se puede ver, durante los años 1999, 1998 y 2001 el crecimiento

de las ventas de energía es menor que el indicado como promedio para el período

anterior, al igual que el crecimiento del PIB en esos años. En particular, para el año

1999 se tiene una disminución en el PIB. Lo anterior, como reflejo de un

estancamiento económico que vivía el país, y en menor grado, los efectos del

racionamiento energético del año 1999, que producen una caída en las ventas de

energía, y un efecto negativo sobre la rentabilidad de las empresas de distribución.

Cuando el PIB cae, como en el año 1982, también caen las ventas de

energía. El impacto de las variaciones en la rentabilidad de las empresas fue

137

anteriormente revisado, haciendo moverse la rentabilidad de las empresas en una

banda de 1,5% para un aumento del 10% en sus ventas.

13.2 Relación rentabilidad empresas de distribución y crecimiento de las ventas de energía

En la gráfica a continuación se muestra la evolución de las ventas de

energía en el SIC desde 1985, así como su nivel de crecimiento. Se puede apreciar un

peak de crecimiento en el año 1996, una caída durante los años 1998, 1999, 2001 y

una recuperación a partir del 2002.

Figura 13.3: Crecimiento de la demanda anual neta de energía, 1985-2003.

Fuente: CDEC-SIC

Se puede relacionar lo mostrado en la gráfica, con los cálculos de

rentabilidad realizados anteriormente a partir de la información contable, donde se

obtuvo un valor máximo en el período 1996-1999, con lo que se podría concluir que

existe un relación entre el crecimiento de las ventas de energía, y la rentabilidad de

las empresas distribuidoras, pues en el período siguiente, 2000-2003, se aprecia una

138

caída importante en el crecimiento de las ventas de energía, así como, en promedio,

de la rentabilidad de las empresas.

139

XIV. DESAFÍOS FUTUROS REGULACIÓN TARIFARIA EN CHILE:

FIJACIÓN OTROS SERVICIOS Y LEY CORTA

14.1 Fijación Otros Servicios

14.1.1 Aspectos Generales

De acuerdo a la ley Nº 19.674 del 19 de abril de 2000, se estableció que

quedarían sujetos a fijación tarifaria aquellos servicios en los cuales las condiciones

existentes en el mercado no son suficientes para garantizar un régimen de libertad

tarifaria, esto de acuerdo a la resolución de la Comisión Resolutiva, dictada a

solicitud de la SEC o de cualquier interesado. La Comisión Resolutiva dictó su

resolución Nº592 el 21 de marzo de 2001, en la cual se estableció una lista de 25

servicios que prestan las compañías distribuidoras que deberán ser sometidos a

fijación tarifaria. Los servicios que resultaron afectos a fijación tarifaria son los

siguientes:

1) Apoyo en postes a proveedores de servicios de telecomunicaciones.

2) Arriendo de empalme.

3) Arriendo de medidor.

4) Atención de emergencia de alumbrado público.

5) Aumento de capacidad de empalme.

6) Cambio o reemplazo de medidor.

7) Certificado de deuda o consumos.

8) Conexión o desconexión del servicio o corte y reposición.

9) Conexión y desconexión de empalme a la red o alumbrado público.

10) Conexión y desconexión de subestaciones particulares.

11) Copia de factura legalizada o duplicado de boleta o factura.

12) Ejecución o instalación de empalmes

13) Envío o despacho de boleta o factura a casilla postal o dirección especial.

140

14) Inspección de suministros individuales, colectivos y redes.

15) Instalación o retiro de medidores.

16) Instalación y cambio de alumbrado público que se encuentre adosado en

postes de la empresa distribuidora.

17) Mantenimiento de alumbrado público que se encuentre adosado en postes de

la empresa distribuidora.

18) Mantenimiento de medidor de propiedad del cliente.

19) Pago de la cuenta fuera de plazo.

20) Retiro o desmantelamiento de empalmes.

21) Revisión y aprobación de proyectos y planos eléctricos, en el caso a que se

refiere el Nº1 del artículo 76 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

22) Verificación de lectura de medidor solicitada por el cliente.

23) Verificación de medidor en laboratorio.

24) Verificación de medidor en terreno.

25) Precio de los peajes adicionales para clientes libres (utilización de

instalaciones de distribución y subtransmisión) ubicados dentro de las zonas

de concesión de las empresas distribuidoras.

En esta ocasión, tanto el proceso tarifario como los estudios de costos se

realizarán para los primeros 24 servicios nombrados anteriormente, excluyéndose el

último ítem, ya que su tratamiento específico se encuentra contenido en el proyecto

de modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos, aprobado recientemente

en el Congreso Nacional

14.1.2 Etapas del procedimiento de fijación de tarifas de servicios

asociados

a) De acuerdo a la definición de áreas típicas para el estudio, se calculan las

componentes de costo de los servicios asociados.

141

b) Las empresas tienen un plazo de 15 días desde la notificación de las bases,

para hacer sus observaciones a la definición de áreas típicas, y para presentar

a la CNE una lista de consultores elegibles para desarrollar el estudio por

parte de ellas. Dentro de un plazo de 5 días, la CNE deberá acordar la lista de

consultores definitiva y determinar si acoge o no las observaciones

formuladas por las empresas, y presentar las áreas típicas definitivas.

c) La CNE encargará un estudio de costos a una consultora de acuerdo a las

bases, para determinar las componentes de costo de cada servicio, para cada

área típica. El estudio se basará en el supuesto de eficiencia en la política de

inversiones y en la gestión de una empresa modelo operando en el país.

d) Las empresas distribuidoras podrán contratar el mismo estudio, para las

mismas áreas típicas, ya sea en forma individual o conjunta, a otra empresa

consultora.

e) El o los estudios que contraten las empresas distribuidoras deberán ajustarse a

las bases, en caso contrario, ellos no serán considerados en el proceso

tarifario. La CNE tiene un plazo de 15 días desde la recepción de los estudios

para declarar el o los estudios fuera de las bases.

f) Las empresas distribuidoras deberán presentar un informe con los resultados

de él o los informes contratados, a más tardar el 5 de Marzo de 2004, antes de

las 13:00 hrs, en la oficina de partes de la CNE. Deberá entregarse en

triplicado y respaldo magnético

g) La CNE podrá revisar el o los estudios encargados por las empresas, y

efectuar correcciones a las que diera lugar la corrección, con el acuerdo de las

empresas distribuidoras. En caso de no presentarse acuerdo en el plazo de 15

días desde la recepción de los informes entre las partes, primará el criterio de

las empresas distribuidoras.

h) Vencido el plazo de 15 días nombrado anteriormente, la CNE tiene 5 días

para calcular el promedio aritmético de los valores obtenidos en los informes:

el informe de la CNE tiene una ponderación de dos tercios, y un tercio para el

estudio contratado por las empresas en conjunto, o para el promedio de los

valores resultantes en los estudios encargados individualmente por las

142

empresas, si los hubiera.. Si no se presentan estudios por parte de las

empresas, o todos ellos son declarados fuera de las bases, los valores a aplicar

serán los resultantes del estudio encargado por la CNE. Deberán existir tantas

tarifas o precios como servicios y áreas de distribución se definan.

i) La CNE deberá enviar un informe técnico con las fórmulas tarifarias al

Ministerio de Economía, para que este, a más tardar el 30 de Marzo de 2004

dicte el decreto que se publicará en el Diario Oficial.

14.1.3 Objetivos del estudio de servicios asociados.

La empresa consultora, en su informe, deberá cumplir los siguientes

objetivos específicos:

a) Caracterización cualitativa de cada uno de los servicios en estudio, así como

de los subtipos que resulte necesario distinguir, identificando los recursos

físicos requeridos en cada prestación.

b) Dimensionamiento eficiente de la empresa modelo para la prestación de la

totalidad de los servicios caracterizados conforme lo anterior, según la

metodología e hipótesis de trabajo establecidas más adelante.

c) Determinación de las componentes de costo asignable a cada prestación,

distinguiendo costos fijos y costos variables.

d) Determinación de los cargos tarifarios asociados a cada prestación,

distinguiendo, cuando proceda, cargos fijos y variables con la cantidad de

recursos materiales directamente involucrados en una prestación específica.

e) Proposición de fórmulas de indexación que expresen la variación de los

niveles de costo determinados, en función de la variación de índices

económicos oficiales y de público conocimiento.

143

14.1.4 Empresa modelos y Áreas Típicas.

Conforme lo establecido en la normativa vigente, el Estudio será

efectuado considerando una empresa modelo eficiente operando en una determinada

Área Típica.

La empresa modelo corresponderá a una empresa teórica eficiente que

presta el servicio de distribución de energía y potencia así como cada uno de los 24

servicios indicados anteriormente en un área típica de características dadas.

El estudio deberá desarrollarse conforme la definición de áreas típicas

efectuada con motivo del proceso de fijación de fórmulas tarifarias para empresas

concesionarias de distribución efectuado en el año 2000, y cuyos niveles tarifarios se

encuentran actualmente en vigencia.

El diseño de la empresa modelo y la determinación del valor de las

componentes de costo asociado a la prestación de los servicios en estudio se

efectuará entonces para las 6 Áreas Típicas siguientes:

Tabla 14.1: Definición Áreas Típicas, Fijación servicios asociados.

AREA DE DISTRIBUCIÓN

TÍPICA

ZONA DE CONCESIÓN ATENDIDA POR

1 CHILECTRA S.A.

2 COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD S.A. (CGE)

3 EMEC S.A.

4 EMPRESA ELÉCTRICA DE MELIPILLA, COLCHAGUA Y MAULE S.A.

(EMELECTRIC )

5 EMPRESA ELÉCTRICA LUZ LINARES

6 COOPERATIVA ELECTRICA DE CHILLÁN (COPELEC)

Fuente: Documento CNE “Definición de Áreas Típicas”, Noviembre 2003

Se entenderá por empresa de referencia a cada una de las empresas

individualizadas en la tabla precedente.

144

14.1.5 Etapas de los estudios de costos

Con objeto de lograr una ponderación consistente de los costos obtenidos

de los estudios de la Comisión y de las empresas distribuidoras respectivamente, así como de obtener la estandarización de la estructura tarifaria, el estudio se desarrollará en dos etapas:

a) Etapa I

Los objetivos a cumplir en la Etapa I son los siguientes:

i) Propuesta de definición y caracterización de cada uno de los 24

servicios en estudio e identificación de subtipos cuando corresponda.

ii) Propuesta de variable de cuantificación para la cantidad de

prestaciones asociadas a cada servicio.

iii) Propuesta de la estructura de cargos fijos y variables asociados a la

prestación de cada uno de los 24 servicios.

b) Etapa II

Los objetivos a cumplir en la Etapa II son los siguientes:

i) Determinación cuantitativa de las componentes de costo, costos

unitarios y cargos asociados a la prestación de cada uno de los 24

servicios en cada una de las 6 Áreas Típicas en estudio.

ii) Propuesta de fórmulas de indexación de las componentes de costo

determinadas.

145

14.1.6 Metodología

a) Consideraciones Generales

El Consultor deberá considerar los siguientes lineamientos

metodológicos generales:

• La empresa modelo deberá diseñarse a partir de la distribuidora modelo obtenida

del estudio de costos de distribución efectuado por la Comisión Nacional de

Energía (CNE) y por las empresas respectivamente, en la fijación tarifaria de

distribución desarrollada el año 2000.

• El Consultor deberá analizar los antecedentes de la distribuidora modelo y efectuar

los diseños complementarios a que dé lugar este análisis en orden a habilitar a la

distribuidora modelo señalada para la prestación en su Área Típica de los 24

servicios en estudio, maximizando la utilización de su infraestructura existente,

pero sin degradar la calidad del servicio de distribución de energía y potencia

entregada en dicha zona.

• Los costos asociados a la prestación por parte de la empresa modelo de los

servicios en estudio se entenderán entonces originados en:

i) Recursos específicos, adicionales a los presentes en la distribuidora

modelo, y necesarios para la prestación y;

ii) Recursos compartidos con la distribuidora modelo.

La empresa modelo deberá dimensionarse en forma óptima para

posibilitar la prestación de los 24 servicios en estudio en su respectiva área típica.

Para ello el Consultor deberá establecer la demanda de prestaciones para cada uno de

los servicios que otorga la empresa modelo considerando el funcionamiento durante

un año calendario. Como variable de cuantificación se usará para cada servicio la

variable definida en el Addendum I emitido por la CNE..

146

La demanda para cada servicio se determinará conforme se indica a

continuación:

i) Todos los servicios excepto servicios 1), 4), 16) y 17)

El procedimiento para cada uno de los servicios indicados será el

siguiente:

Para todas las empresas clasificadas en el Área Típica en estudio, se

determinará las prestaciones medias por cliente (Pm) conforme lo siguiente:

Pm i j = Np i j / Nc i j (14.1)

Donde:

Pm i j :Prestaciones medias por cliente efectuadas por la empresa “j”,

clasificada en Área Típica “i”.

Para servicios con variable de cuantificación tipo stock:

Np i j :Número de prestaciones del servicio en análisis, conforme

definición de Addendum I, efectuadas por la empresa “j” clasificada en el Área

Típica “i”, a fines del año 2002.

Nc i j : Número total de clientes de la empresa “j” clasificada en el

Área Típica “i”, computado a fines del año 2002.

Para servicios con variable de cuantificación tipo flujo:

Np i j :Número promedio anual de prestaciones del servicio en

análisis, conforme definición de Addendum I, efectuadas por la empresa “j”

clasificada en el Área Típica “i”, calculado para los años 2000, 2001 y 2002 .

147

Nc i j :Número promedio anual para el total de clientes a final de año

de la empresa “j”clasificada en el Área Típica “i”, calculado para los años 2000,

2001 y 2002 .

El número de prestaciones de cada servicio en el Área Típica “i” se

establecerá igual al promedio aritmético de los Pm i j calculado para el conjunto de

empresas “j” clasificadas en el Área Típica “i”, multiplicado por el número total de

clientes de la empresa de referencia asociada al Área Típica “i”, computado a fines

del año 2002.

El valor obtenido conforme el procedimiento anterior para cada servicio

y para cada Área Típica “i” constituirá la demanda base de prestaciones que enfrenta

la empresa modelo para la atención del servicio respectivo en la correspondiente

Área Típica.

Los datos Np i j y Nc i j serán informados por las empresas distribuidoras

respectivas, sin discriminar si se trata de clientes sujetos o no sujetos a fijación de

precios en lo que al servicio de distribución de energía y potencia se refiere.

Para efectos de considerar la localización geográfica de las demandas

cuyo volumen se determinó conforme los procedimientos descritos, se considerará

que la demanda de prestaciones se encuentra distribuida o dispersa uniformemente

en el área geográfica atendida por la empresa modelo, esto es, en el área de

concesión de la respectiva empresa de referencia.

ii) Servicios 1), 4), 16) y 17)

148

Para los servicios indicados se trabajará directamente con los volúmenes

de prestaciones efectuados por las empresas de referencia.

Para los servicios con variables de cuantificación tipo stock, se trabajará

con la cantidad de prestaciones al año 2002. Para los servicios con variables de

cuantificación tipo flujo, se considerará las prestaciones promedio anual observadas

en la empresa de referencia para los años 2000, 2001 y 2002.

En ambos casos se considerará la dispersión geográfica que presentaron

las prestaciones efectivas de la empresa de referencia.

Los anteriores aspectos se han señalado para tener una referencia de

cómo irá a funcionar el proceso de estimación de costos de los servicios asociados,

para mayor detalle, revisar las bases respectivas [CNE03]. Como se aprecia, las

empresas consultoras deberán estimar los costos en que incurriría una empresa

distribuidora eficiente al prestar cada uno de los servicios asociados, debiendo para

ello, definir cualitativamente los servicios y determinar una demanda base para cada

uno de ellos en cada una de las Áreas Típicas, que vienen definidas para estos

efectos como la zona geográfica en la cual opera cada una de las empresas modelos

de cada Área Típica definida en la fijación Tarifaria del año 2000.

14.1.7 Impacto de la fijación tarifaria de los servicios asociados en la

rentabilidad de las empresas distribuidoras.

Anteriormente se mencionó que a partir de la información contable,

aproximadamente entre un 85% y 90%, dependiendo de la empresa, de los ingresos

operacionales correspondían a ingresos por ventas de energía y potencia, como tal.

El 10%-15% restante incluye los ingresos que se obtiene de otras actividades de

149

explotación, y entre ellos, los provenientes de los 24 servicios asociados que se

mencionaron anteriormente, como por ejemplo, el servicio de apoyo en poste a

compañías de telecomunicaciones o de televisión por cable. Para este caso, es sabido

que empresas cableoperadoras mantienen deudas millonarias por pago de apoyo en

postes con las empresas distribuidoras (CMET debió cancelar por fallo judicial 1.089

millones de pesos a Chilectra en diciembre de 2002, por concepto de apoyo en

postes, de acuerdo a un contrato suscrito en 1995. CMET también enfrenta demandas

por el mismo concepto de CGE, Chilquinta Energía, Conafe, Emelectric, las cuales,

en total, superan los dos mil millones de pesos.).El impacto en la rentabilidad de las

empresas de esta nueva fijación de precios dependerá de varios factores, entre ellos,

el grado en que logre hacer más eficiente la manera en la cual presta estos servicios,

reduciendo sus costos de manera similar a la cual se verán reducidos sus ingresos por

la disminución en las tarifas en cada uno de los 24 servicios. Por otra parte, en este

caso, la empresa consultora deberá determinar la demanda base para cada uno de los

24 servicios asociados, a diferencia de la fijación de las tarifas de energía y potencia,

en la cual se considera la demanda real del año anterior a la realización del estudio,

con lo cual, siendo la primera vez que se realiza esta fijación, puede que la

estimación de la demanda no resulte ajustada a la que se da en la realidad,

distorsionando por lo tanto, la señal de precios.

Es importante señalar que las bases para la fijación de tarifas,

estipulan que los cargos finales a aplicar en cada tarifa, resultaran del promedio

aritmético de los estudios de la CNE y de las empresas, con una ponderación dos

tercios y un tercio respectivamente. Con esto se produce el mismo incentivo perverso

que para la fijación de las tarifas de distribución, en el sentido de que el estudio de

las empresas presentaría un valor más alto para los cargos, y el de la CNE, un valor

más bajo. El que no se opte técnicamente por uno u otro, ha hecho que en el pasado,

en el caso de las fijaciones tarifarias de distribución, se produzcan diferencias

importantes entre los estudios, si bien estas diferencias han ido disminuyendo en el

tiempo, aun están presentes, con la posibilidad de que el promedio resultante para los

cargos no represente realmente los costos en que incurre la empresa distribuidora a la

150

hora de prestar cada uno de los 24 servicios asociados, sobreestimándolos o

subvalorándolos. A modo de aproximación al tema, considerando que un 10% de los

ingresos operacionales presentes en las memorias de las empresas proviene de estos

servicios asociados, estimando el impacto debido a la baja tarifaria en un 30% de los

ingresos asociados a estos servicios y considerando que la variación porcentual en el

resultado de la empresa es similar a la variación porcentual de los ingresos, con lo

cual el resultado operacional de la empresa sería un 97% del resultado operacional

original, la variación en la rentabilidad de las empresas sería la que se muestra en la

siguiente tabla:

Tabla 14.2: Variación rentabilidad empresas distribuidoras por fijación tarifas servicios

asociados.

Empresa

Rentabilidad 2002 antes

fijación servicios asociados

Rentabilidad 2002 después

fijación servicios asociados

Variación Puntos

Porcentuales Rentabilidad

Variación porcentual

Rentabilidad

Chilectra 18,658% 18,155% -0,503% -2,772%

CGE 18,921% 18,443% -0,478% -2,589%

Río Maipo 22,650% 22,069% -0,581% -2,634%

Emelat 15,121% 14,753% -0,368% -2,493%

Emelari 9,777% 9,543% -0,233% -2,446%

Eliqsa 15,796% 15,418% -0,378% -2,449%

Litoral 16,449% 16,027% -0,422% -2,635%

Emelectric 21,113% 20,626% -0,487% -2,361%

Promedio 17,311% 16,879% -0,431% -2,555% Fuente: Propia.

Como se puede apreciar, la fijación de precios de acuerdo a los supuestos

realizados, tiene un impacto de una disminución de 0.431 puntos porcentuales en la

rentabilidad del conjunto de empresas estudiadas, una baja de un 2,55% en la

rentabilidad de las empresas estudiadas, con lo que se puede concluir, que la

fijación, si bien, disminuirá la rentabilidad de las empresas, no es una gran amenaza

para su estabilidad económica.

151

14.2 Efecto Ley Corta

La ley Corta que fue aprobada en marzo de 2004, contiene entre otros

puntos, los siguientes aspectos:

a) Rediseño de la regulación de los sistemas de transmisión.

b) Tarificación de sistemas medianos.

c) Regulación de servicios complementarios.

d) Exigencias para el traspaso de concesiones.

e) Reducción de la banda de precios para la fijación de precios de nudo.

f) Fijación del procedimiento básico para el cálculo de los peajes e distribución.

Los últimos tres puntos hacen referencia al sector de distribución, y se

revisarán en mayor profundidad.

Respecto al traspaso de concesiones, se precisarán las condiciones para

su realización, indicándose el alcance en tarifas producto de estas decisiones, esto es,

debe ser autorizado por el Ministerio de Economía, con conocimiento de la CNE,

SEC, previo informe elaborado por la CNE. La idea es que la transacción no afecte

las tarifas de los usuarios.

Respecto a la reducción de la banda del precio de nudo de un 10% a un

5%, esto disminuirá el riesgo en los contratos de abastecimiento de energía con las

distribuidoras. La solución definitiva sería liberar el precio de nudo. Lo que se busca

es evitar los problemas de suministro, o de distribuidoras sin contrato.

Los peajes de distribución serán fijados por el Ministerio de Economía

junto con las tarifas de distribución, y se determinaran en base al valor agregado de

distribución. Las empresas distribuidoras prestarán servicio de transporte en sus

152

instalaciones para permitir acceder a un usuario no regulado a una empresa

abastecedora. Es un cambio positivo, pues aumenta la competencia en el sector de

distribución. El problema es que no se explicita la forma o metodología en que el

Ministerio de Economía realizará los cálculos de dichos peajes.

La modificación de la definición de cliente libre, bajando el nivel de

consumo gradualmente de 2000 KW, a 500 KW, aumentará el número de clientes

que puedan negociar sus precios libremente, lo que reflejará de mejor manera la

realidad del mercado. La empresa generadora tendría que ofrecer un mejor precio al

cliente que el que tiene como cliente regulado. Las empresas distribuidoras perderían

así el control de consumidores que poseen actualmente, teniendo que buscar y

obtener mejores contratos con las generadoras, en cuanto a precio de la energía y

potencia, para poder ofrecerlos a sus clientes, y poder retenerlos. En este caso, la

empresa distribuidora vería disminuir el número de clientes regulados en su zona de

concesión, produciéndose una baja en sus ventas de energía, al igual que en sus

compras, en la medida que vaya creciendo el número de clientes que negocie

libremente con un proveedor de energía determinado. Ya que el costo de la energía

es traspasado íntegramente al usuario por parte de las empresas distribuidora, no

debería significar una gran merma en la rentabilidad de la empresa la pérdida del

cliente en ese sentido.

Como los peajes de distribución se fijarán de acuerdo al nuevo proyecto

de ley a razón del VAD de las instalaciones utilizadas, la rentabilidad de las

empresas distribuidoras no se vería afectada por este aspecto. Otro impacto sería que

las empresas deberían adecuar su planta o estructura organizacional para enfrentar la

nueva situación, ya que ciertos parámetros de eficiencia caerían, como el de número

de clientes por trabajador. Faltaría implementar la figura del comercializador de

modo que se pueda hacer más competitivo aun este mercado.

En Colombia se estableció esta misma reforma años atrás, se debería

esperar consecuencias similares en el caso chileno. En la figura que se muestra a

153

continuación, se muestra como ha evolucionado el número de clientes no regulados

entre los años 1998 y 2001.

Figura 14.1: Crecimiento número de usuario no regulados, Colombia, marzo

1998-diciembre 2001.

NUMERO DE USUARIOS NO REGULADOS

0500

100015002000250030003500

Mar

-98

Jun-

98

Sep

-98

Dic

-98

Mar

-99

Jun-

99

Sep

-99

Dic

-99

Mar

-00

Jun-

00

Sep

-00

Dic

-00

Mar

-01

Jun-

01

Sep

-01

Dic

-01

Fuente: ANDI INFO – ENERGÉTICA Edición No.4 (octubre – diciembre de 2001)

Eduardo Recordon, en su tesis de magíster “Peajes en Distribución

Eléctrica” [ER01], trata largamente el tema de los peajes de distribución, y aquí sólo

haremos referencia a una parte de su trabajo. En dicho trabajo se realiza un análisis

de las ventas potenciales a clientes libres, a partir de la realidad del año 2000,

considerando como cliente libre a aquel con una potencia conectada mayor a 200

KW, presentando los siguientes resultados agrupados por opción tarifaria:

154

Tabla 14.3:Ventas potenciales a clientes libres.

Opción Tarifaria Ventas a Potenciales clientes Libres (%)

Ventas a Clientes

Regulados (%)

BT1 0% 100%

BT2 y BT3 0% 100%

BT 4.1 y BT 4.2 0% 100%

BT 4.3 15,30% 84,70%

AT2 0% 100%

AT3 Parcialmente presente en punta 26,50% 73,50%

AT3 presente en punta 52,10% 47,90%

AT 4.1 0% 100%

AT 4.2 100% 0%

AT 4.3 100% 0%

Fuente: “Peajes en Distribución Eléctrica”, Eduardo Recordon.

La tabla muestra que son muy pocos los clientes BT los que pueden

acceder a la calificación de cliente libre, en cambio parte importante de los usuarios

AT puede optar a ser cliente libre, especialmente aquellos con mayores potencias

contratadas, como los correspondientes a la opción tarifaria AT4, con medición de

energía y potencia horaria. A partir de los datos anteriores, se obtuvo la siguiente

tabla que clasifica potenciales clientes libres por área típica, AT y BT, para el año

2000:

Tabla 14.4: Potenciales clientes libres por Área Típica.

Área Típica Porcentaje de las ventas

totales a clientes libres (%)

Porcentaje de las ventas totales AT a clientes libres (%)

Porcentaje de las ventas totales BT a clientes libres (%)

1 52,50% 89,40% 0,50%

2 37,90% 87,40% 0,30%

3 35,10% 90,60% 0,40%

4 30,80% 80,60% 0,30%

5 27% 80,30% 0,30%

Fuente: “Peajes en Distribución Eléctrica”, Eduardo Recordon.

155

En el análisis anterior se presentan importantes diferencias entre la

densificación de los consumos y el potencial de clientes libres en áreas típicas con

una componente mayoritaria de redes urbanas y una importante cantidad de clientes

industriales, las que poseen un mayor número de clientes libres, como por ejemplo,

el porcentaje del área 1, que corresponde a Santiago, y el porcentaje del área 5, que

corresponde a sectores como Parral o Linares.[ER01] En una entrevista al diario

Estrategia en diciembre de 2002, la en ese entonces secretaria ejecutiva de la CNE,

Vivianne Blanlot, estimó que al reducir el límite para clientes libres de 2 MW a 1

MW, esta categoría pasaría de un 10% del total de clientes a un 50%, y a consumir

más de la mitad de la generación del sistema. También en ese entonces se estipulaba

que aquellos clientes regulados que optasen por ser clientes libres, tendrían la opción

de volver al mercado regulado después de dos años. En el año 2002, las ventas de

energía por parte de los generadores directamente a clientes libres representó un

67,59%, y las ventas a distribuidoras, incluyendo las ventas que estas realizan a

clientes tanto regulados como no regulados, un 32,41%. De modo de realizar un

acercamiento al posible impacto de esta medida en la rentabilidad de las empresas

distribuidoras, se realizará el siguiente ejercicio: de datos de una distribuidora del

país para el año 1999 se tiene que un 25,7% de sus ventas de energía corresponde a

clientes regulados AT, que son los que estarían más dispuestos a convertirse en

clientes libre con la nueva legislación. Luego, a partir de la información que se posee

de la presentación de contabilidad Regulatoria, se tiene que del total de los costos

que se incluyen en el chequeo de rentabilidad, un 2,57% corresponde a distribución

AT, que será el costo que asignaremos que debe pagar el cliente por utilizar la red de

distribución, o sea, el peaje de distribución. Estudiaremos el impacto de una

penetración en los clientes regulados AT que pasen a ser clientes libres de un 60% y

un 30% respecto a los ingresos que ellos generan, los que determinaran menores

ingresos, y costos, en los ingresos y costos utilizados en el chequeo de rentabilidad

del año 2000. Utilizando la misma metodología que en la sección 10.3.1 . Se

obtuvieron los siguientes resultados:

156

Tabla 14.5 Impacto en la rentabilidad de las empresas distribuidoras del aumento en el

número de clientes libres.

Empresa VNR

30.12.00 Ingresos 30.12.02

Costos 30.12.01

Margen 30.12.01

TIR %

Un 60% de clientes AT

regulados pasan a ser libres

TIR %

Un 30% de clientes AT

regulados pasan a ser libres

TIR % Emelari 12.408 8.898 7.267 1.631 12,80% 10,83% 11,82%

Eliqsa 12.334 12.463 11.817 647 3,20% 2,55% 2,88%

Elecda 23.402 19.236 16.884 2.353 9,40% 7,89% 8,63%

Emelat 18.103 13.064 12.276 788 1,80% 1,13% 1,48%

Emec 50.147 27.018 20.412 6.606 12,80% 10,78% 11,81%

Enerquinta 79.578 55.066 41.432 13.635 17,00% 14,44% 15,72%

Conafe 41.541 22.061 16.454 5.608 13,20% 11,08% 12,13%

Litoral 7.408 3.745 2.333 1.411 18,90% 16,06% 17,51%

Chilectra 300.471 242.603 193.717 48.886 16,10% 13,72% 14,91%

Río Maipo 36.388 39.770 29.608 10.162 27,90% 23,90% 25,91%

EEC 1.077 1.514 1.052 461 42,90% 36,67% 39,78%

Til-Til 850 508 340 168 19,70% 16,71% 18,20%

EEPA 5.043 4.706 4.266 441 7,80% 6,57% 7,20%

Luz Andes 1.011 611 248 364 36,00% 30,46% 33,18%

SEP 2.268 877 688 189 7,30% 5,88% 6,62%

Emelectric 48.830 22.963 18.889 4.073 7,30% 5,93% 6,65%

CGE 130.914 92.964 70.616 22.348 16,90% 14,39% 15,66%

Emelpar - - - - 0,00% 0,00% 0,00%

Coopelan 4.337 1.340 1.318 23 0,00% 0,00% 0,00%

Frontel 78.123 19.708 14.756 4.952 4,80% 3,50% 4,15%

Saesa 73.095 35.324 27.079 8.155 10,60% 8,95% 9,86%

Edelaysen 5.146 4.332 3.765 566 10,40% 8,86% 9,67%

Edelmag 13.286 9.351 7.301 2.050 15,20% 12,92% 14,07%

Codiner 9.135 1.346 1.439 - 93 0,00% 0,00% 0,00%

Elecoop 3.091 1.355 950 405 12,70% 10,67% 11,72%

Edecar 4.082 1.100 867 233 3,90% 2,71% 3,31%

CEC 2.978 1.362 1.204 159 3,30% 2,29% 2,81%

Emetal 7.169 2.008 1.508 500 5,60% 4,28% 4,96%

Luzlinares 6.521 2.163 1.682 482 6,20% 4,78% 5,47%

Luzparral 8.292 1.472 1.126 346 1,50% 0,47% 1,01%

Copelec 9.952 3.545 2.707 837 7,40% 5,95% 6,71%

Coelcha 3.804 851 604 247 5,00% 3,67% 4,34%

Socoepa 3.542 1.012 664 348 9,10% 7,40% 8,26%

Cooprel 2.619 769 608 161 4,50% 3,28% 3,91%

Creo 2.275 2.977 2.002 975 42,80% 36,59% 39,73%

Total 1.009.128 657.991 517.876 140.115 13,60% 11,49% 12,54%

Fuente: Propia.

157

Para los escenarios de penetración de un 60% y un 30% en los clientes

AT, se tiene que del total de ingresos por venta de energía y potencia considerados

en el chequeo de rentabilidad, se pierde un 15,42% y un 7,71% respectivamente. Se

puede apreciar que para el conjunto de empresas distribuidoras que operan en el país,

dado los supuestos utilizados, que una penetración de un 60%, suponiendo que las

empresas no participan vendiendo energía en las zonas de concesión de otras

empresas, así como que sus tarifas no varían, la rentabilidad baja 2 puntos

porcentuales, y para una penetración de un 30%, cerca de un punto porcentual. Las

diferencias individuales van desde un punto porcentual, hasta seis puntos

porcentuales, para Creo y EEC. La exactitud del cálculo anterior depende

fuertemente de cuan cercana sea la estimación del peaje de distribución a través de

los costos de explotación en distribución AT.

158

XV. CONCLUSIONES

Después de la investigación realizada acerca de la rentabilidad de las

empresas de distribución desde 1992 hasta el año 2001, se pueden determinar varias

conclusiones. Entre ellas, que a lo largo de estos 10 años, se ha ido perfeccionando la

regulación ejercida por parte de la autoridad, en cuanto a temas de fondo como de

forma, metodológicos. Esto ha redundado en que en cada fijación tarifaria se puedan

traspasar en mayor magnitud las mejoras de eficiencia a los usuarios a través de las

tarifas. Aún así, quedan muchos aspectos por mejorar, ya que parte importante de los

ingresos que obtienen las empresas de distribución corresponden a actividades ajenas

al negocio regulado, por lo cual, resulta complejo el poder asignar de forma

adecuada cuanto de los gastos de gerencia, o plantilla ejecutiva realmente se utilizan

en la actividad propia de distribución.

Por otra parte, se debe tratar de establecer mecanismos estándares en las

bases de cálculo de valores agregados, para evitar grandes diferencias entre los

estudios, que puedan enviar señales distorsionadas hacia los usuarios. Del mismo

modo, que la asignación de los valores de nuevo reemplazo tenga una relación

adecuada con lo que realmente son las instalaciones de las empresas, por ejemplo, en

las zonas con tendidos subterráneos, se considera el costo de permiso de obras y

rotura de pavimento, siendo que en la mayoría de los casos, estas obras se realizan en

el momento de la urbanización. En la última fijación de VNR del 2003, la SEC había

fijado una reducción en un 38,6% del valor promedio, la que se redujo a un 13,8% de

acuerdo a lo determinado por las comisiones periciales. Los principales recortes lo

sufrieron Emelectric, con una reducción de un 14,4%, Chilquinta con un 14,4%,

Chilectra con un 13,9%, y CGE con un 9,3%, las que en conjunto representan el 56%

del VNR del país. El monto informado por el conjunto de las empresas inicialmente

alcanzó los US$ 2.170 millones, y el resultado de las comisiones dio un valor de US$

1.870 millones, lo que significa un recorte de US$ 300 millones, de los cuales, US$

159

93 millones corresponden a Chilectra. El grueso de la reducción efectuada por las

comisiones periciales, estuvo constituido por activos que las empresas de

distribución sobrevaloraron, como el cobro de derechos municipales para efectos de

trabajos en terreno, siendo esta la primera vez que se disminuye este factor, sentando

además las bases para el tratamiento de estos derechos, en cuanto a la fijación de

tarifas que regirá entre 2004 y 2008.

Respecto a la rentabilidad de las empresas distribuidoras, se puede

concluir que está muy ligada con el nivel de crecimiento de las ventas de energía,

que está determinado por su parte por el estado en que se encuentre la economía, en

estancamiento o crecimiento.

En cuanto al servicio prestado por las empresas de distribución, estas han

realizado mejoras sustantivas en el período en estudio, en cuanto a control de

pérdidas, y razón de clientes por trabajador, especialmente en el caso de empresas

con un alto nivel de densidad de habitantes por kilómetro de red, esto es, en zonas

urbanas. Así mismo, estas empresas, han logrado disminuir sus costos operacionales

por cliente, distintos a los de compra de energía y potencia, debido a la misma razón.

Con anterioridad, se realizaron estudios, que se citan en la bibliografía,

respecto a la variación de cuentas típicas a lo largo del país, pero en ciudades

específicas. El análisis realizado en la presente memoria agrega las cuentas por

empresa distribuidora, dejando de lado los efectos locales en cada región de

concesión, debido a la escasa información pública disponible al respecto. Los

resultados obtenidos muestran un comportamiento que sigue las fluctuaciones del

precio de nudo, con una tendencia general a la baja en las tarifas a clientes finales.

Del mismo modo, salvo excepciones, tiende a disminuir los ingresos por cuenta

típica para las empresas de distribución en el período en estudio.

Respecto a las rentabilidades que han obtenido las empresas, las

fijaciones tarifarias han hecho decaer los ingresos por cuenta típica, o sea, el VAD,

160

pero esto se ha visto contrarrestado en los ingresos totales por las mejoras en

eficiencia realizadas, disminución del nivel de pérdidas, número de clientes por

trabajador, etc. , sumadas al crecimiento de las ventas de energía durante el período

en estudio, con lo cual la rentabilidad ha aumentado de acuerdo a la realidad de cada

empresa hasta alcanzar un máximo en el período 1995-1998. En este año se produce

el inicio de una crisis energética, además de una desaceleración en el crecimiento del

consumo de energía, lo que ha repercutido en la rentabilidad de las empresas.

Las empresas distribuidoras poseen actualmente un fuerte poder de

mercado, en relación con los clientes libres, que se busca disminuir a través de la

fijación de procedimientos para la determinación de peajes en el segmento de

distribución y la disminución del nivel de consumo para ser considerado cliente libre.

Esto traerá como consecuencia una liberación del mercado, reflejando los precios de

manera más exacta la realidad que se presenta en el mercado. Lo anterior, sumado a

la reducción de la banda del precio de nudo de un 10% a un 5 %, disminuirá el riesgo

que enfrentan las generadoras a la hora de firmar contratos de abastecimiento con las

distribuidoras, eliminado la posibilidad de desabastecimiento, ya sea por que no se

ha invertido en aumentar el parque generador para enfrentar aumentos en la demanda

de energía, o por que las distribuidoras no tienen con quien firmar contratos de

compra de energía. Del mismo modo, el usuario final se verá beneficiado, ya que el

generador, para competir con el distribuidor, debe ofrecerle al menos un precio

menor por la energía que el que paga actualmente. El distribuidor no tiene ninguna

motivación especial, más allá de la elasticidad al precio de los clientes, para

conseguir un precio más bajo con los generadores, ya que por ley, este es transferido

íntegramente a los usuarios.

La propiedad de las empresas de distribución ha ido consolidándose en 4

grupos bien definidos, Enersis, CGE, PSE y PPL, 3 de ellos pertenecientes a

capitales extranjeros, y sólo una, CGE a capitales nacionales. No se descarta la

entrada de nuevos actores al sector de distribución, en la medida que se produzca el

aumento de clientes libres y se introduzca la figura del comercializador. De hecho,

161

Australian Gas & Light, AGL, controladora de Gas Valpo, manifestó su intención de

ingresar al negocio de distribución, adquiriendo una empresa ya existente en el

medio, con la idea de aprovechar el conocimiento que la empresa posee en el sector

eléctrico de Australia, y desarrollar oportunidades en el país. Por otra parte, gracias a

la reactivación económica que se ve en el país, se espera que durante el año 2004 se

retomen tasas de crecimiento en la demanda de energía eléctrica del 6%-7%. En

efecto, Chilectra estimó que para el año 2004, la demanda que enfrentaría crecería un

6%, un punto más que lo que creció en el año anterior.

Finalmente, a nivel de la totalidad de una empresa distribuidora, esta se

ve afectada en forma importante por las inversiones que tenga en empresas

relacionadas, como le sucedió a Chilectra, y resulta incierto cual será el efecto que

tenga la fijación de precios de los servicios asociados en su rentabilidad.

162

ANEXOS

163

ANEXO I: DATOS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

En el siguiente anexo se muestran datos respecto a características de cada

empresa de distribución, obtenidos desde las memorias de las mismas existentes

en la Superintendencia de valores y Seguros, en base a los cuales se desarrollaron

los análisis realizados en la presente memoria.

164

1) Chilectra

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 987742 1018284 1064409 1099467 1144075 1180262 1211710 1238603 1261544 1240916 1319428

Ventas de Energía (GWh)

5338,4 5775,5 6385,5 6676 7256 7644 8175 8425 9089 9585 9952

Residencial (GWh) 1409,3376 1507,4055 1730,4705 1829,224 2017,168 2140,32 2329,875 2408 2690 2767 2897

Industrial (GWh) 1857,7632 2096,5065 2305,1655 2356,628 2488,808 2637,18 2714,1 2780 2565 2602 2680

Comercial (GWh) 848,8056 912,529 1028,0655 1094,864 1233,52 1337,7 1496,025 1579 1786 2003 2136

Otros (GWh) 1222,4936 1507,4055 1321,7985 1395,284 1509,248 1528,8 1635 1658 2048 2213 2239

Demanda Máxima (MW)

1090 1170,41 1222 1298 1354 1398 1569 1585

Pérdidas de energía 12% 10,60% 9,30% 9% 8,60% 7,60% 6% 5,30% 5,20% 5,40% 5,60%

NºTransformadores de Poder

92 97 100 108 116 122

Capacidad (MVA) 3019 3213 3288 3508 4051 4312 4655 4927

NºTrabajadores 2086 1856 1823 1801 1643 1662 1674 1366 867 722 720

Clientes/Trabajador 473,5100671 548,644397 583,877674 610,475847 696,332928 704 724 896 1482 1785 1833

Dividendos por Acción (pesos)

80,2 189,6 184,1 132,4 99,4 122,9 169,7

Utilidad por Acción (pesos)

66,38 64,08 87,42 149,64 201,15 228,4 256,28 196,1 172,28 194,11

Costos Fijos (miles de Pesos)

16981165 19296930 20706326 22833291 25537726 24316232,05 26452160,55 31211143,4 29708196,33 26792816,52

Costos Variables (miles de Pesos)

109370995 136461352 160204458 190077558 192644005 187497636 180528751,4 171327100,6 195695417,7 253466770,5

Costos Explotación (miles de pesos)

211.813.868 206.980.912 202.538.244 225.403.614 280.259.587 309.983.296

GAV 14686594 15852394 18185658 23654010 26127792 22328104 24036060 24765571 31893502 30410202 31632227

Resultado Fuera Explotación

(miles de pesos) 4276399 98308 -2481099 18390660 25128119 26633876 30739242 20151286 1369235 12185229 -110029638

Otros Costos de Explotación

(millones de Pesos) 29955,38241 31574,7498 33822,246 34998,9215 37086,4086 38524,9762 40298,97455 29955,38241 31574,7498 33822,246 34998,9215

165

2) Río Maipo

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 195568 208348 216547 229667 240023 254598 267272 273669 287132 293597 301553


611,069 672,1 682,8 763,2 878,3 954,78 1015 1050 1191 1239 1274

Residencial (GWh) 184,8 213,6 208,768 265,345 311,16 354,06 389 405 459 481 509

Industrial (GWh) 280,9 334 894 364,368 410,679 431,679 441,8 457 522 540 538

Comercial (GWh) 21,4 25,6 39,75 38,093 49,146 58,6 66,31 72 84 89 98

Otros (GWh) 124 98,9 94,54 107,79 110,416 118,34 116 126 129 129


119,2 127 128 149 174 183 199 207 223 236 238

Pérdidas de energía 11% 8,60% 6,50% 5,40% 6,40% 6,20%


7 9 10 10

Capacidad (MVA) 65 76 81 81

NºTrabajadores 206 204 209 207 206 208 215 181 92 78 75

Clientes/Trabajador 949,359223 1021,31373 1036,11005 1109,50242 1165,16019 1224,02885 1243,12558 1511,98343 3121 3764,0641 4020,70667


4,23 9,15 13,34 15,68 17,79 21,39 27 26,1

Pot Inst Trafo Distribución

157587 179362 214715 217737 221308 235230

Pot Inst Trafo Particular

213236 228322 262959 281762 291516 313397

Morosidad 3% 2,18% 2,10% 1,91% 1,69% 1,53% 1,59% 1,96%

Margen Eléctrico 17,66% 17,39% 18,16% 18,20% 16,84% 13,67%

Utilidad por Acción (Pesos)

6,83 11,60 15,62 16,13 20,38 22,45 24,87 23,44 26,55 24,94

VNR (millones de pesos)

17463,584 29234 33945 34320,394

Inversiones (Millones de Pesos)

2547 2700 2260 2500 2286 2772,3 2437 4310

Variación Tarifa Venta

9,19% 10,15% 1,34% -2,60% -4,35% -3,36% 0,99%

Variación Tarifa Compra

7,02% 11,02% -3,85% -5,40% -7,06% -8,24% 0,87% 26,25% 26,95%


17598874 1992615 2001325 1910867 2700904 2840611 3154294 3228589 3050002 2590545 3072234


13712971 16672114 18523208 23787385 25502215 25266054 24968249 23582431 28273839 38982347 43324251

GAV (miles de Pesos)

1805502 1927788 -2146041 2774355 3420398 2653949 3002561 2849885 2510350 4224724 3968811


(miles de Pesos) 521877 1195994 1350255 1706994 1968238 1865579 1825547 1546394 925546 863414 3469499



166

3) CGE

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 401650 446700 468300 498250 517658 540591 569611 589849 609946 630118 658432


1398,7 1566,89 1768 2109 2086 2342,8 2427,3 2499,7 2736 2929 3078

Residencial (GWh) 418,2113 485,7359 551,616 668,553 661,262 759,0672 803,4363 847,3983 886,464 992,931 1049,598

Industrial (GWh) 667,1799 734,87141 852,176 1018,647 997,108 1096,4304 1080,1485 1084,8698 1140,912 1197,961 1249,668

Comercial (GWh) 166,4453 189,59369 203,32 238,317 250,32 302,2212 351,9585 374,955 445,968 500,859 538,65

Otros (GWh) 146,8635 156,689 160,888 183,483 177,31 185,0812 191,7567 192,4769 262,656 237,249 240,084


330,58 372,1 409 438,25 464,5 632,28 672,38 628,42 662 571 601

Pérdidas de energía 8,90% 8,10% 8,10% 8,00% 8,50%


NºTrabajadores 759 775 759 750 756 747 743 721 728 638 645

Clientes/Trabajador 529,18313 576,38709 616,99604 664,333333 684,73280 723,68273 766,63660 818,09847 837,837912 987,64576 1020,8248


29,5 33,8 39,7 45,1 53 60,5 66 74 80 111 92


46,82 60,13 65,61 91,81 112,8 121,79 141,95 136,36 147,04 149,39 99,87

Variación Tarifa Público

8,80% 17,90% 10,90%

Variación Precio Compra

13,40% 6,80%

Variación VAD 4,5% 4,1%


7658305 8654891 10585514 9652268 11534615 14340172 14341599 14539387

Costos Variables (miles dePesos)

23922248 31026074 39128323 45151032 45514775 46156128 44684126 42613390

Ventas Monetarias de Energía

(Millones de Pesos) 98550 118391 133469

Compra de Energía y Peaje

(Millones de Pesos) 48553 68579 92299

Costo Explotación (Millones de Pesos)

66718 99382 113352

Gastos Financieros (Millones de Pesos)

10873 13287 15891

VNR (pesos) 107966703 115778924


2392196 2779205 3389985 5946780 7564499 8538543 9408825 10184244 10873051 11759109 12714388


(miles de Pesos) 9944397 12486119 12261971 17940648 21817767 21028480 26171097 24788834 22045624 26266856 15674699



167

4) Conafe

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 96063 99251 104637 109854 115035 119517 124564 128899 132616 136206 139878


311,174 339,151 366,959 400,612 438,931 467,897 511,938 543,386 615,462 642,33 672,3

Residencial (GWh) 144,22032 158,0151 166,1034 181,2260 183,1210 199,4096 211,9689 219,169

Industrial (GWh) 144,22032 153,6258 161,8923 171,4992 194,5321 209,8725 219,034 227,23

Comercial (GWh) 92,14076 105,3434 115,1026 132,0800 139,6502 174,7912 181,137 190,26

Otros (GWh) 20,0306 21,94655 24,79854 27,1327 26,0825 31,3885 30,1895 35,631


Pérdidas de energía


6,4%

Capacidad (MVA)

NºTrabajadores 238 230 210 204 202 198 198 192 188 185 188



22 26,2 32,15 45,67 75,2 100,44 119,65 117,08 125,9 135,54 108,9


90,29 121,06 139,65 176,63 173,45 201,11 218,67 90,16

Precio Medio KWh Vendido $

42,41 42,18 42,84 42,18 42,19 40,87 39,06 36,67 39,03 42,07 44,64

Precio Medio KWh Comprado $

21,19 22,32 23,08 22,6 21,59 20,18 18,1 16,98 18,43 23,25 25,21

Inversión Activo Fijo (miles de millones)

1251 1111 1303 1314 2501,8 2799,49 3428,48 1744,048 1837,15 2267,56 5153,676


9660051 10104968 10062750 9840047 9777776 12001759


1256198 1805683 1872978 2083941 2228213 2461149

VNR 27440211 36465440


1715285 1875842 2050712 2225990 2558621 2580879 3016545 2855011 2999227


(miles de Pesos) 824182 2169546 2935200 3632258 5614335 5362862 6169454 6558431 7701464



168

5) Emelectric

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 105178 113661 121834 129665 139328 147411 163885 176863 171842 193680 199498


240,065 275,91 304,692 338,638 387,98 412,467 466,634 491,636 547,752 651,291 675,2

Residencial (GWh) 81,57450 93,75469 103,5348 115,0697 131,8362 140,157 159,1221 167,6478 186,7834 222,0902 230,243

Industrial (GWh) 96,12447 110,4771 122,0017 135,5941 155,3511 165,156 175,4543 184,8551 205,9547 244,8854 253,875

Comercial (GWh) 17,95538 20,63637 22,78909 25,32804 29,01852 30,85 37,33072 39,33088 43,82016 52,103 54,016

Otros (GWh) 44,41063 51,04174 56,36625 62,64606 71,77404 76,304 94,7267 99,8021 111,1936 132,2120 137,065


Pérdidas de energía 9,78% 10% 9,30% 8,80% 8% 8,30% 8,40% 9,26% 10,30%


Capacidad (MVA)

NºTrabajadores 168 196 221 243 237

Clientes/Trabajador 771,8154 752,0969 800,2850 797,0370 841,763



13,16 31,7 24,4 20,5 22,53

Precio Medio de Compra de Energía

($/KWh) 20,9 18,4

Costo de Explotación

(miles de Pesos) 5680396 13229465 13953261 14267243

Costo Compra de Energía

(miles de Pesos) 4423445 10464506,8 9613796,83 11561971 16788587 18902131

Ventas Monetarias de Energía

(miles de Pesos) 18395873 20514117 20800182 24415551 29415921 31509384


2417023,26 2651119,59 2526728,74


8552641,42 11268653,6 11826117,7

GAV 933588 2091483 2376146 2489694 2604032 3961795 5052116 4.543.163


(miles de pesos) 960100 1520541 1052443 -1362687 -1703356 -1153793 -555883 -335,319



169

6) Emelari

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 41762 43069 43933 44906 46658 48454 49362 50200 53843 53820 54615


111,42 118,8 130,4 134,9 143,75 160,1 159,64 171,516 182,015 180,584 187,893

Residencial (GWh) 40,792 52,17 63,69

Industrial (GWh) 29,932 37,21 39,43

Comercial (GWh) 17,374 23,33 28,21

Otros (GWh) 23,322 31,04 28,77


Pérdidas de energía 6,6% 6,20% 6,00% 6,0% 6,20% 6,60% 6,30% 8,00%


Capacidad (MVA)

NºTrabajadores 72 72 68 59 64

Clientes/Trabajador 580,027778 598,180556 646,073529 821,254237 853,359375


3,66


3,81

Inversión (MM) 152936 330895 227090 402052


490141 497555 576444 513531 520731 591545 655827 623626 583726,14 815255,54


4120453 4564751 5205080 4884926 4749840 5173114 5382983 5513753 5902119,86 6596158,46

Ingresos por Ventas de Energía

GAV 491003 558555 658666 861556 830336 847916 926691 1111523 1465485 1714388 1510915


(miles de Pesos) 86031 208822 169160 1400937 1034321 463390 455376 -606323 149443 -26789 154076



170

7) Eliqsa

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 37867 40416 43327 46643 46530 52075 54492 56407 58105 60458 62504


139,8 148,1 156,3 172,4 186 218 240 257,038 277,93 290,504 298,504

Residencial (GWh) 53,316 54,705 62,5812 70,308 81,532 92,4

Industrial (GWh) 60,721 60,957 61,7192 59,52 66,708 64,08

Comercial (GWh) 23,696 26,571 31,3768 36,828 45,78 26,88

Otros (GWh) 10,367 14,067 16,7228 19,344 23,98 56,64


Pérdidas de energía 4,9% 5,40% 5,70% 5,6% 5,50% 5,50% 5,60% 7,00%


Capacidad (MVA)

NºTrabajadores 73 73 73 73 74 74 74 76 74 69

Clientes/Trabajador 553,64383 593,520548 638,945205 637,39726 703,71621 736,37837 762,256757 764,53947 817 905,85507


5,01 6,41 8,15 10,85 13,7 8,6 15,3 11,22 15,41


Inversión (MM) 150000 215450 316853 514000 786000 904000


437353 511712 560999 790892 649533 726154 803560 1286365


4950954 5658888 6256934 622042 6096073 6967424 7673148 8060932

Ingresos por Venta de Energía (miles de

pesos) 8998448 9318248 10014884 1165443 11981314 12749883 14083323

Costos Compra de Energía (miles de

pesos) 6145043 6096073 6894337 7589457 7894513 8425448 9838021

GAV 563445 715462 771992 977576 1148624 1116445 1374831 1373103 1817020 2267028 2637116


127263 181753 370447 1620096 950231 134409 498144 -559446 424195 -79631 -129819

Otros Costos de Explotación (millones

de Pesos) 1525,290 1605,2421 1688,00252 1821,3724 1898,5657 2143,0679 2290,894 2404,06461 2532,6596 2626,0044 2692,0043

171

8) Emelat

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 52014 55684 57294 60033 62204 63457 65027 66267 68445 70631 72517


278,77 284,455 313,997 358,014 367,155 325,184 304,261 309,461 334,398 378,065 419,92

Residencial (GWh) 37607 46,179 51,61 56,365 63,321 67,668 73,925

Industrial (GWh) 202,432 200,154 210,795 241,86 272,266 224,38 192,11

Comercial (GWh) 33,137 38,225

Otros (GWh)


58 60 66 70 67,8

Pérdidas de Energía 6,00% 6,00% 6,60% 6,20% 6,10% 6,30% 6,60% 7,00% 7,10% 6,80% 6,80%


Capacidad (MVA)

NºTrabajadores 127 128 129 131 126 125 109 98 96 102 104


Venta Energía (miles de pesos)

8248805 9538548 11621757 13882545 13975074 12454531 11667925 11480315 15139861 15955645 1788063

Precio Medio Energía ($/KWh)

27,9 35,33 37,01 38,78 38,06 38,3 38,35 37,1

Costo Energía (miles de pesos)

10198157 9592922 8099417 7047827 6886901 8035143 10488897 1197124

Costo Medio Energía ($/KWh)

23,1 25,48 26,71 24,54 23,33 21,63 20,79860

Km AT 787,168 858,224 862,602 865,274 874,672 877,607 893,47

Km BT 601,172 632,303 644,6 653,7 668,486 683,087 746,432

Depreciación del Ejercicio (miles de

pesos) 110626 339394 414314 443623 466860 595209 475041 529354 561704 680085 928206

Costos Fijos (%Costos

Explotación) 11,88% 10,61% 10,51% 10,20% 10,46% 13,23% 12,88% 12,54%

Costos Variables (%Costos

Explotación) 88,12% 89,39% 89,49% 89,80% 89,54% 86,77% 87,12% 87,46%



172

9) Litoral

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

NºClientes 15092 15894 16836 18022 19373 21118 23163 32140 33270 35198 35650


14,859 15,869 17,648 19,297 22,376 24,133 28,87 32,68 44,06 49,549 49,014

Residencial 53,76% 52,43% 53,62% 54,39% 54,39% 54,36%

Industrial

Comercial 18,20% 18,39% 19,82% 24,38% 23,75% 18,20%

Otros


9,3 9,78 10,49 10,61 12,31 11,9 10,75

Pérdidas de Energía


Capacidad (MVA)

NºTrabajadores 28 31 31 28 28 31 33 33 34 102 104

Clientes/Trabajador 539 512,7096 543,0967 643,6428 691,8928571 681,2258065 701,9090 973,9393 978,5294 345,0784 342,7884

Venta Energía

Precio Medio Energía ($/KWh)

Costo Energía 10198157 9592922 8099417 7047827 6886901 8035143 10488897 11971241

Costo Medio Energía ($/KWh)

26,71 24,54 23,33 21,63 210,7374847

Km AT(66000V) 8,5 8,5 865,274 874,672 877,607 893,47

Km MT(12000V) 149 156

Km BT 301 331 653,7 668,486 683,087 746,432

Depreciación del Ejercicio (miles de

pesos) 50000 66371 77613 91514 109606 134157 164777 202065 231770 265777 272015

Costos Fijos (miles de pesos)

417309 527491 652516 742775 871062 881983 988440 1038665 663228 416331

Costos Variables (miles de pesos)

316784 379698 440577 552334 868458 1042365 1064899 1093405 2508707 3057947

Ing. Operacional (% Ing. Totales)

77,40% 75,50% 74,00% 80,9% 85,2% 87,8%

Ing. No Operacional (%Ing. Totales)

22,60% 24,50% 26,00% 19,1% 14,8% 12,2%

Gasto Operacional (%Gastos Totales)

86,70% 88,70% 88,80% 95,0% 95,6% 96,5%

Gasto No Operacional

(% Gastos Totales) 13,30% 11,30% 11,20% 5,0% 4,4% 3,5%

Ing. Venta Energía (miles de pesos)

846809 995760 1221536 1438508 1664783 1971875 2288007 2477718 4556810 4836979

Otros Servicios Incidentales (miles

de pesos) 36615 74474 77519 83864 549525 393789 535413 276463



173

ANEXO II: INFORMACIÓN CONTABLE Y RATIOS FINANCIEROS DE

LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN.

El presente anexo contiene índices de rentabilidad y ratios financieros, a

partir de la información contable, para las empresas eléctricas en estudio, desde

1992. Todos los valores se encuentran en miles de pesos del año correspondiente.

174

1)Chilectra

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Resultado 22.750.407 22.249.175 30.578.790 52.615.034 71.132.361 81.219.326 91.532.805 71.236.797 63.060.905 71.053.639 -31.001.664

ROE 16,966% 14,179% 17,236% 25,330% 28,715% 28,466% 27,285% 18,275% 14,699% 14,687% -7,352%

ROA 10,838% 10,970% 13,911% 12,677% 9,612% 9,612% 8,853% 4,967% 5,297% 5,490% 6,566%

Razón Líquida (Act Cir/Pas Cir)

1,416 1,712 1,409 1,315 1,665 1,471 1,421 1,385 1,054 1,803 0,341

Apalancamiento (Pasivos/

Patrimonio) 0,312 0,311 0,318 0,357 1,099 1,048 1,156 1,759 1,658 1,514 1,655

Razón Endeudamiento

(Pasivos/Activos) 0,238 0,237 0,241 0,263 0,524 0,512 0,536 0,638 0,624 0,602 0,623

Deuda CP/Total 0,607 0,589 0,628 0,650 0,199 0,258 0,389 0,271 0,253 0,114 0,361

Resultado Operacional (Res. Exp)

22.424.488 26.558.196 38.255.524 42.048.286 56.591.875 66.087.269 75.349.506 62.848.391 73.278.781 78.563.054 86.476.109

Depreciación del Ejercicio

5523803 6112347 6.656.251 8.387.235 6.501.827 7.558.178 7.906.848 8.568.535 11.012.443 11.526.492 12.593.332

Activo Fijo Bruto 206.184.751 238.166.639 267.262.553 299.211.066 329.926.964 359.783.662 389.953.687 428.956.891 492.930.175 502.976.321 527.831.276

Rentabilidad 13,229% 13,402% 16,638% 16,692% 19,021% 20,391% 21,285% 16,478% 16,944% 17,779% 18,658%

Horizonte de Descuento

30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -14.686.594 -15.852.394 -18.185.658 -23.654.010 -26.127.792 -22.328.104 -24.036.060 -24.765.571 -31.893.502 -30.410.202 -31.632.227


4.276.399 98.308 -2.481.099 18.390.660 25.128.119 26.633.876 30.739.242 20.151.286 1.369.235 12.185.229 -110.029.638

Resultado Fuera Explotación/Resu

ltado Operacional

0,190702 0,003701 -0,064855 0,43737 0,444023 0,40301 0,407955 0,320633 0,0186852 0,155101 -1,27237

Resultado Operacional/Acti

vos 12,751% 12,906% 16,366% 14,914% 10,885% 11,308% 10,416% 5,843% 6,232% 6,459% 7,725%

Res Op/Act fijo Bruto

0,108759 0,1115109 0,1431383 0,1405305 0,1715284 0,1836861 0,19322681 0,1465144 0,14865956 0,1561963 0,1638328

175

2) Río Maipo

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Resultado del Ejercicio

2.323.071 4.050.126 5.465.521 5.658.165 7.224.686 8.008.277 8.706.493 8.453.025 9.572.603 8.992.219 11.727.292

ROE 30,82% 40,54% 48,16% 44,72% 47,36% 46,20% 45,17% 42,18% 45,36% 41,61% 51,84%

ROA 10,98% 17,65% 21,61% 16,66% 18,80% 19,94% 17,76% 19,21% 14,06% 15,78% 13,19%


0,739 1,369 0,862 0,864 0,941 0,787 0,858 0,832 0,918 1,005 0,891

Apalancamiento (Pasivos/Patrimonio)

1,207 0,684 0,751 1,015 0,933 0,845 1,084 0,840 2,227 1,499 1,926


(Pasivos/Activos) 0,547 0,406 0,429 0,504 0,483 0,458 0,520 0,457 0,690 0,600 0,658

Deuda CP/Total (Pas Cir/ Pas Tot)

0,444 0,473 0,509 0,591 0,485 0,442 0,586 0,385 0,792 0,361 0,514


2.148.226 3.494.364 5.051.871 4.995.644 7.224.686 7.505.144 8.389.428 8.333.886 10.502.089 10.028.836 10.273.612


415.313 495.277 559.647 687.347 834.059 955.689 1.151.328 1.227.748 1.388.678 1.508.095 1.888.894

Total 2.563.539 3.989.641 5.611.518 5.682.991 8.058.745 8.460.833 9.540.756 9.561.634 11.890.767 11536931 12162506


Rentabilidad 16,80% 21,70% 25,67% 21,37% 26,06% 22,95% 23,39% 22,04% 23,67% 22,22% 22,65%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -1.805.502 -1.927.788 -2.146.041 -2.774.355 -3.420.398 -2.653.949 -3.002.561 -2.849.885 -2.510.350 -4.224.724 -3.968.811


521.877 1.195.994 1.350.255 1.706.994 1.968.238 1.865.579 1.825.547 1.546.394 925.546 863.414 3.469.499

Resultado Fuera Explotación/Resultado

Operacional 0,242933 0,342263 0,267278 0,341696 0,272432 0,248573 0,217600 0,185554 0,0881297 0,086093 0,337709

Res Op/Activo Fijo Bruto

0,1421554 0,1905666 0,229436 0,188381 0,233861 0,203964 0,206044 0,192575 0,209400 0,193605 0,191745

176

3) CGE

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Resultado 15.466.203 19.862.199 21.680.800 30.347.870 37.315.780 40.314.531 46.995.484 45.145.487 50.878.925 51.900.675 34.558.659

ROE 15,526% 16,633% 15,771% 18,725% 19,364% 20,920% 17,931% 15,374% 14,081% 13,988% 8,779%

ROA 5,295% 5,617% 6,633% 6,633% 6,081% 6,283% 6,113% 3,701% 4,650% 3,554% 4,393%


1,360 1,095 1,678 1,172 1,528 1,456 1,045 1,460 0,666 0,345 0,672


0,087 0,122 0,142 0,163 0,314 0,276 0,234 0,711 0,586 0,772 0,698


(Pasivos/Activos) 0,080 0,109 0,124 0,140 0,314 0,216 0,189 0,415 0,369 0,436 0,411

Deuda CP/Total 0,962 0,973 0,640 0,708 0,294 0,347 0,413 0,193 0,300 0,441 0,202

Activos 108239110 134012916 143149811 188435824 253160061 288635769 323294674 502339445 565407548 657515023 398258593

Resultado Operacional (Res.

Exp) 6.742.206 8.855.524 11.171.160 14.705.201 18.112.276 21.336.356 23.251.441 21.871.073 30.930.289 27.493.519 20.584.863


2.171.815 2.556.796 2.976.813 3.420.357 4.176.012 4.852.678 5.325.611 5.797.701 6.637.262 6.110.665 5.410.278


Rentabilidad 9,123% 9,870% 10,718% 12,189% 11,953% 12,628% 12,340% 10,915% 13,365% 18,921% 13,261%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -2.392.196 -2.779.205 -3.389.985 -5.946.780 -7.564.499 -8.538.543 -9.408.825 -10.184.244 -10.873.051 -11.759.109 -12.714.388


9.944.397 12.486.119 12.261.971 17.940.648 21.817.767 21.028.480 26.171.097 24.788.834 22.045.624 26.266.856 15.674.699

Resultado Fuera Explotación/Resultad

o Operacional 1,474947 1,409980 1,097645 1,220020 1,20458 0,985570 1,125568 1,133407 0,712751 0,955383 0,761467

Res op/ACT Fijo 7,44% 8,14% 8,88% 10,21% 10,05% 10,59% 10,36% 9,03% 11,27% 15,57% 10,76%

177

4) Conafe

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Resultado 3.231.549 5.417.586 7.263.441 8.379.101 10.597.916 10.407.012 12.066.698 13.119.905 14.264.623

ROE 19,569% 26,428% 28,637% 28,092% 29,698% 24,787% 24,584% 24,515% 9,154%

ROA 10,713% 9,448% 9,509% 8,999% 8,693% 7,498% 8,092% 8,870% 5,549%


1,781 0,524 0,779 0,715 0,718 0,808 0,862 0,935 0,807


0,391 0,652 0,606 0,571 0,511 0,442 0,400 0,383 0,402


(Pasivos/Activos) 0,281 0,395 0,377 0,363 0,338 0,306 0,286 0,277 0,287


0,274 0,406 0,361 0,343 0,412 0,358 0,440 0,500 0,181

Activos 22.972.583 33.868.263 40.742.569 46.859.138 53.911.299 60.526.252 68.718.297 74.003.816 218.501.625

Patrimonio 16.513.662 20.499.769 25.364.175 29.827.063 35.685.576 41.985.563 49.083.245 53.518.008 155.825.220

Resultado Explotación (Op)

2.895.461 3.764.713 4.557.996 4.960.997 5.513.415 5.339.112 7.435.908 7.722.771 7.897.360

Utilidad del Ejercicio 3.231.549 5.417.586 7.263.441 8.379.101 10.597.916 10.407.012 12.066.698 13.119.905 14.264.623


645.880 692.172 772.329 858.148 982.931 1.105.726 1.145.452 1.188.002 1.536.625


Exp) 2.895.461 3.764.713 4.557.996 4.960.997 5.513.415 5.339.112 7.435.908 7.722.771 14.264.623


645.880 692.172 772.329 858.148 982.931 1.105.726 1.145.452 1.188.002 1.536.625

Activo Fijo Bruto 31.649.279 35.482.886 41.309.525 41.501.774 46.514.757 48.764.973 54.726.859 58.701.402 64.294.036

Rentabilidad 10,652% 12,159% 12,530% 13,726% 13,667% 12,866% 15,471% 14,947% 24,543%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -1.715.285 -1.875.842 -2.050.712 -2.225.990 -2.558.621 -2.580.879 -3.016.545 -2.855.011 -2.999.227


824.182 2.169.546 2.935.200 3.632.258 5.614.335 5.362.862 6.169.454 6.558.431 7.701.464


Operacional 0,2846 0,5763 0,6440 0,7322 1,0183 1,0044 0,8297 0,8492 0,5399

Res Oper/Act Fijo 0,09148584 0,1060994 0,11033765 0,11953699 0,11853045 0,10948662 0,1358731 0,13156025 0,22186542

178

5) Emelectric

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Resultado 1.861.763 4.936.296 5.709.813 6.442.983 6.197.649 5.988.686 6.674.462 6.611.136

ROE 22,17% 41,88% 37,62% 26,87% 21,48% 22,40% 28,93% 27,66%

ROA 9,58% 19,81% 15,11% 13,66% 12,32% 10,35% 9,16% 8,61%


1,112 1,115 0,987 0,887 1,207 0,745 1,079 1,102


0,530 0,615 1,095 1,483 1,467 1,688 2,489 2,432

Razón Endeudamiento (Pasivos/Activos)

0,346 0,381 0,523 0,597 0,595 0,628 0,713 0,709


0,619 0,435 0,264 0,219 0,178 0,312 0,267 0,231


1.861.763 4.936.296 5.709.813 6.442.983 6.197.649 5.988.686 6.674.462 6.611.136

Depreciación del Ejercicio 291.836 758.504 1.383.737 1.515.565 1.585.932 1.778.176 1.572.948 2.140.676

Activo Fijo Bruto 12.324.371 17.251.359 28.736.210 32.454.188 35.813.204 40.591.376 47.511.722 41.319.700

Rentabilidad 17,33% 33,00% 24,65% 24,49% 21,67% 19,03% 17,21% 21,11%

Horizonte de Descuento 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -933.588 -2.091.483 -2.376.146 -2.489.694 -2.604.032 -3.961.795 -5.052.116 -4.543.163


960.100 1.520.541 1.052.443 -1.362.687 -1.703.356 -1.153.793 -555.883 -335,319


Operacional 0,515694 0,30803278 0,1843218 -0,2114993

-0,27483906

-0,1926621 -0,0832850 -5,072E-05

Res OP/Act Fijo bruto 0,15106353 0,28613954 0,1986975 0,19852547 0,17305486 0,14753592 0,14048032 0,15999961

179

6) Emelari

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Terrenos 130.985 146.834 159.902 173.014 215.353 228.921 238.765 213.070 223.084 615.968 634.447

Construcción 4.600.707 5.400.722 6.125.826 6.953.639 7.494.875 8.805.120 10.252.483 10.830.608 11.698.045 15.007.574 15.808.754

Maq. Y Equipos 103.250 100.552 85.206 85.632 520.999 586.171 699.873 731.871 825.911 1.049.278 1.234.165

Mayor Valor Retasación Técnica

36.849 28.406 30.857 35.834 38.191 40.525 42.268 33.198 53.451 55.109 51.208

Total 4871791 5676514 6401791 7248119 8269418 9660737 11233389 11808747 12800491 16727929 17728574

Activos 4.929.453 5.995.372 6.722.135 8.426.449 9.576.527 10.811.999 13.398.915 13.049.596 14.431.378 18.084.271 19.325.892

Patrimonio 3.790.732 4.378.046 4.894.853 6.545.452 7.661.187 7.957.716 7.921.594 7.719.931 8.103.887 7.480.627 7.810.881


714.249 848.118 1.119.470 1.309.833 1.557.162 1.585.211 1.784.923 1.585.752 1.492.484 1.299.938 1.210.984

Utilidad del Ejercicio 709.238 923.874 1.135.237 2.475.877 2.446.668 1.915.420 2.245.467 988.575 1.642.929 1.289.371 1.116.290

Resultado 714.249 848.118 1.119.470 2475877 2446668 1915420 2245467 988575 1642929 1289371 1116290

ROE 18,71% 21,10% 23,19% 37,83% 31,94% 24,07% 28,35% 12,81% 20,27% 17,24% 14,29%

ROA 12,32% 12,02% 14,16% 13,21% 13,82% 12,46% 11,32% 10,33% 8,79% 6,11% 5,33%

Razón Líquida 0,825 1,058 1,012 0,999 0,811 0,987 0,956 0,620 0,605 0,618 0,649


0,300 0,369 0,373 0,287 0,250 0,359 0,691 0,690 0,781 1,417 1,474


(Pasivos/Activos) 0,231 0,270 0,272 0,223 0,200 0,264 0,409 0,408 0,438 0,586 0,596

Deuda CP/Total 0,968 0,690 0,797 0,804 0,878 0,569 0,584 0,571 0,645 0,437 0,876


Exp) 714.249 848.118 1.119.470 1.309.833 1.557.162 1.585.211 1.784.923 1.585.752 1.492.484 1.299.938 1.210.984


131.344 157.239 181.210 204.414 273.382 301.417 313.898 339.087 360.250 448.177 634.708


Rentabilidad 17,209% 17,573% 20,237% 20,820% 22,081% 19,434% 18,571% 16,116% 14,205% 9,821% 9,777%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -491.003 -558.555 -658.666 -861.556 -830.336 -847.916 -926.691 -1.111.523 -1.465.485 -1.714.388 -1.510.915


86.031 208.822 169.160 1.400.937 1.034.321 463.390 455.376 -606.323 149.443 -26.789 154.076


Operacional 0,12044959 0,2462181 0,15110722 1,069553905 0,664234678 0,292320707 0,25512361 -0,3823567 0,100130387 -0,0206079

0,127232069

Res OP/Activo fijo bruto

14,66% 14,94% 17,49% 18,07% 18,83% 16,41% 15,89% 13,43% 11,66% 7,77% 6,83%

180

7) Eliqsa

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Terrenos 111.403 122.163 113.549 169.384 240.085 252.911 263.786 245.092 412.630 425.421 438.184

Construcción 5.345.588 6.064.082 6.900.087 7.757.272 8.449.781 9.762.138 11.212.227 11.757.263 13.714.820 18.193.624 19.768.285

Maq. Y Equipos 128.055 138.397 146.924 108.567 650.696 868.454 926.002 1.071.251 1.337.672 1.573.583 1.723.955

Mayor Valor Retasación

Técnica 19.884 22.718 24.089 25.429 26.770 28.336 29.335 29.965 31.134 31.941 27.635

Total 5604930 6347360 7184649 8.060.652 9.367.332 10.911.839 12.431.350 13.103.571 15.496.256 20.224.569 21.958.059

Activos 6.375.551 6.375.551 9.035.002 10.893.598 12.785.851 14.118.999 15.110.567 15.373.549 19.984.906 26.184.794 26.686.871

Patrimonio 4.183.993 4.816.621 5.454.084 7.136.486 8.227.267 8.082.386 8.600.553 8.699.298 9.393.694 8.189.464 8.973.792


953.866 1.256.367 1.473.653 1.687.500 2.058.979 2.022.377 2.226.776 2.604.215 2.660.038 1.730.962 2.651.235

Utilidad del Ejercicio

936.427 1.242.733 1.618.754 2.960.521 2.720.291 1.908.929 2.499.781 1.730.166 2.704.954 1.433.133 2.180.934

Resultado 936427 1242733 1618754 2.960.521 2.720.291 1.908.929 2.499.781 1.730.166 2.704.954 1.433.133 2.180.934

ROE 22,38% 25,80% 29,68% 41,48% 33,06% 23,62% 29,07% 19,89% 28,80% 17,50% 24,30%

ROA 14,69% 19,49% 17,92% 13,17% 13,69% 12,18% 12,53% 14,40% 11,31% 5,62% 8,44%


0,599 0,780 0,777 0,801 0,785 0,828 0,769 0,768 0,588 0,790 0,962

Apalancamiento (Pasivos/Patrimo

nio) 0,524 0,604 0,657 0,526 0,554 0,747 0,757 0,767 1,127 2,197 1,974


(Pasivos/Activos) 0,344 0,376 0,396 0,345 0,357 0,428 0,431 0,434 0,530 0,687 0,664

Deuda CP/Total 0,978 0,761 0,753 0,641 0,671 0,520 0,535 0,554 0,816 0,459 0,376


Exp) 953.866 1.256.367 1.473.653 1.687.500 2.058.979 2.022.377 2.226.776 2.604.215 2.660.038 1.730.962 2.651.235


138.796 172.341 194.012 207.369 232.310 281.784 355.386 405.864 457.022 582.422 860.278

1.092.662 1.428.708 1.667.665 1.894.869 2.291.289 2.304.161 2.582.162 3.010.079 3.117.060 2.313.384 3.511.513


Rentabilidad 19,40% 22,46% 23,17% 23,47% 24,43% 21,05% 20,70% 22,92% 20,03% 10,93% 15,80%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV -563.445 -715.462 -771.992 -977.576 -1.148.624 -1.116.445 -1.374.831 -1.373.103 -1.817.020 -2.267.028 -2.637.116


127.263 181.753 370.447 1.620.096 950.231 134.409 498.144 -559.446 424.195 -79.631 -129.819

Resultado Fuera Explotación/Resultado Operacional

0,13341811 0,144665 0,25138007 0,96005688 0,4615059 0,066460902 0,223706381 -0,21482328 0,159469526 -0,0460039 -0,0489654

Res Op/ Act fijo bruto

0,17018339 0,197935 0,20511134 0,20935031 0,2198042 0,18533787 0,179125839 0,198740862 0,171656818 0,08558709 0,12074086

181

8) Emelat

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Terrenos 209.196 270.553 302.453 339.501 462.740 500.559 498.523 408.116 446.901 460.755 505.327

Construcción 7.588.559 9.410.126 10.638.821 13.628.672 14.172.016 15.208.075 16.236.303 16.953.429 18.334.429 20.234.428 22.716.221

Maq. Y Equipos 181.164 211.790 242.135 349.443 1.238.703 1.458.334 1.588.017 1.561.519 1.864.160 2.139.511 2.337.913


-56.346 -65.869 -73.721 -81.600 -98.325 -105.269 -110.306 -112.021 -117.844 -121.866 -125.879

Total 7922573 9826600 11109688 14236016 15775134 17061699 18212537 18811043 20527646 22712828 25433582

Activos 9.060.299 11.497.958 13.155.297 18.332.820 18.374.837 19.495.370 20.132.784 20.393.405 22.192.084 24.336.396 26.595.133

Patrimonio 4.519.392 7.040.265 8.269.523 13.274.067 14.568.896 15.136.461 15.416.449 15.508.792 16.242.621 15.383.688 16.379.135


1.050.826 1.072.527 1.376.002 1.757.228 2.240.924 2.353.482 2.907.593 2.592.932 2.427.660 2.936.867 2.974.766

Utilidad del Ejercicio 1.703.841 1.711.301 2.316.242 4.060.728 3.939.992 3.446.139 4.040.930 2.517.581 3.374.267 3.473.564 3.580.587

Resultado 1.050.826 1.072.527 1.376.002 1.757.228 2.240.924 2.353.482 2.907.593 2.592.932 2.427.660 2.936.867 2.974.766

ROE 37,70% 24,31% 28,01% 30,59% 27,04% 22,77% 26,21% 16,23% 20,77% 22,58% 21,86%

ROA 9,86% 7,93% 8,89% 8,15% 10,37% 10,26% 12,28% 10,81% 9,30% 10,26% 9,51%


1,011 1,044 1,115 1,050 1,114 0,980 0,966 1,324 0,834 1,010 0,797


1,005 0,633 0,591 0,381 0,261 0,288 0,306 0,315 0,366 0,582 0,624


0,501 0,388 0,371 0,276 0,207 0,224 0,234 0,240 0,268 0,368 0,384

Deuda CP/Total 0,413 0,450 0,530 0,880 0,655 0,723 0,616 0,512 0,673 0,491 0,551


1.050.826 1.072.527 1.376.002 1.757.228 2.240.924 2.353.482 2.907.593 2.592.932 2.427.660 2.936.867 2.974.766


110626 339394 414314 443.623 466.860 595.209 475.041 529.354 561.704 680.085 928.206


Rentabilidad 14,401% 14,093% 15,923% 15,240% 17,011% 17,132% 18,458% 16,425% 14,298% 15,726% 15,121%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV 736.483 804.250 867.710 1.068.340 1.295.785 1.280.959 1.379.007 1.648.013 1.969.412 2.279.008 2.855.586


696.618 646.884 1.067.117 2.749.887 1.992.196 1.444.472 1.540.522 267.091 1.284.987 1.012.581 1.054.516


Operacional 0,66292421 0,60314006 0,77551995 1,564900514 0,889006499 0,613759527 0,529827249 0,103007329 0,529310941 0,344782723 0,354487042

Res OP/Activo Fijo Bruto

13,26% 10,91% 12,39% 12,34% 14,21% 13,79% 15,96% 13,78% 11,83% 12,93% 11,70%

182

9) Litoral

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Terrenos 31.030 34.785 37.881 40.987 43.692 46.445 48.442 49.702 52.113 53.713 55.324

Construcción 2.191.420 2.634.738 3.067.813 3.609.570 4.274.677 3.504.260 4.036.230 5.379.630 6.923.682 7.966.582 8.545.138

Maq. Y Equipos 27.357 32.534 33.242 36.551 44.620 1.415.816 1.539.607 1.588.283 298.602 342.551 321.539


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 2249807 2702057 3138936 3687108 4362989 4966521 5624279 7017615 7274397 8362846 8922001

Activos 2.116.440 2.508.553 2.958.299 3.529.806 3.992.762 4.455.479 5.075.325 8.988.728 9.659.892 10.490.399 19.325.892

Patrimonio 1.753.398 2.075.949 2.450.710 2.850.192 3.235.557 3.786.438 4.353.633 4.259.789 4.757.162 5.409.961 7.810.881


149.331 163.045 205.962 227.263 345.420 441.316 770.081 622.121 921.816 1.104.479 1.210.984

Utilidad del Ejercicio 259.317 346.215 460.826 533.436 634.477 1.915.420 940.480 988.575 787.359 1.115.076 1.116.290

Resultado 149.331 163.045 205.962 227.263 345.420 441.316 770.081 622.121 921.816 1.104.479 1.210.984

ROE 14,79% 16,68% 18,80% 18,72% 19,61% 50,59% 21,60% 23,21% 16,55% 20,61% 14,29%

ROA 6,00% 5,52% 5,92% 5,47% 7,35% 8,42% 12,90% 5,88% 8,11% 8,95% 5,33%

Razón Líquida 1,539 1,569 1,643 1,603 1,343 1,828 1,866 0,880 0,878 1,133 1,520


0,207 0,208 0,207 0,238 0,234 0,177 0,166 1,110 1,031 0,939 0,856


0,172 0,172 0,172 0,193 0,190 0,150 0,142 0,526 1,492 0,484 0,461

Deuda CP/Total 0,880 0,877 0,880 0,803 0,795 0,830 0,911 0,223 0,259 0,283 0,239


Exp) 149.331 163.045 205.962 227.263 345.420 441.316 770.081 622.121 921.816 1.104.479 1.210.984


50000 66371 77613 91514 109606 134157 164777 202065 231770 265777 272015


Rentabilidad 7,973% 7,528% 8,180% 7,716% 9,798% 11,094% 16,449% 11,267% 15,656% 16,204% 16,449%


30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

GAV 215.303 257.971 294.479 388.897 493.597 578.393 459.305 542.188 617.416 873.087 -854.625


145.044 231.597 169.160 378.207 388.395 321.838 317.280 95.454 6.967 197.782 240.014


Operacional 0,97129196 1,42044834 0,82131655 1,664182027 1,124413757 0,729268823 0,412008607 0,153433175 0,007557907 0,179072667 0,198197499

Res OP/Activo Fijo Bruto

6,64% 6,03% 6,56% 6,16% 7,92% 8,89% 13,69% 8,87% 12,67% 13,21% 13,57%

183

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