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Análisis Metodológico de Remuneración de la Actividad de Comercialización – CAC-

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Análisis Metodológico de Remuneración de la Actividad

de Comercialización

Documento CAC-071-14 Septiembre de 2014

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1. OBJETIVO ...................................................................................................................................... 3

2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 3

3. COMERCIALIZACIÓN MINORISTA DE ENERGÍA ............................................................. 4

3.1 Actividad de comercialización ........................................................................................... 4 3.1.1 Estructura .............................................................................................................................. 4 3.1.2 Funcionamiento ..................................................................................................................... 5

3.2 Estructura financiera y palancas de valor de la comercialización de energía .. 6

4. COMERCIALIZACIÓN COMO SERVICIO PÚBLICO .......................................................... 6

5. PALANCAS DE VALOR DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN ......................... 8

5.1. CAPITAL DE TRABAJO ........................................................................................................... 9

5.2. COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN ...................................................................................10

5.3. CARTERA ...................................................................................................................................12

5.4. IMPUESTOS Y OTROS CARGOS ........................................................................................15

6. RECOMENDACIONES ................................................................................................................18

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1. OBJETIVO

Presentar a la Comisión el análisis realizado por el CAC sobre algunas de las variables y aspectos que impactan la actividad de comercialización y la formación de la tarifa al cliente final, con el interés de aportar en la definición de la metodología de remuneración del cargo de comercialización y de la fórmula tarifaria.

2. ANTECEDENTES

El Comité mediante documento CAC-055-12, en el mes de agosto del año 2012, presentó a la Comisión sus comentarios a la propuesta de Remuneración de la Comercialización – Resoluciones CREG 044 y 045 de 2012. Este documento estuvo acompañado del informe final del estudio contratado por el CAC, con la firma Mercados Energéticos. Con estos documentos el CAC presentó a la Comisión un exhaustivo análisis de la propuesta regulatoria de la CREG, profundizando en los aspectos de mayor interés como: el modelo utilizado y las componentes del costo que involucró, la calidad de la información existente durante los años tomados para la definición metodológica, la comparación de la comercialización de energía con las grandes superficies para definir el margen de comercialización, el tratamiento de la cartera; entre otros. Dada la relevancia de este tema para la industria y que aún se encuentra en proceso de definición, se estableció como parte de los objetivos estratégicos del Comité para el año 2014 que la Metodología de Remuneración de la Actividad de Comercialización debía seguir siendo analizada para encontrar nuevos elementos o profundizar en los ya expuestos que le aportaran a la Comisión en la definición metodológica. Se procedió a identificar aquellos aspectos que aún ameritaban profundización en su argumentación, a partir de los datos reportados por 14 empresas que constituyen el 81% de la demanda regulada del país, todos distribuidores comercializadores (algunos de éstos integrados verticalmente también con generación), se construyó un modelo de indicadores que permitieron elaborar las recomendaciones recogidas en este documento y que presentamos a la Comisión como aporte en la definición de la Metodología de Comercialización. La información analizada corresponde a los años 2011, 2012 y 2013 por considerar dicha información la de mayor homogeneidad, dada la depuración de la misma iniciada a partir de la realización de las auditorías previstas en metodología de distribución para los gastos AOM. En el análisis encontramos que el comportamiento de las diferentes variables en los tres años mantiene la tendencia, en el anexo a este documento se encontrará el detalle de los tres años. En la asignación de costos por actividades (en el costeo ABC), en particular para la actividad de comercialización se evidenció la existencia de diferencias de criterios entre las empresas, esa puede ser la razón por la que en algunos índices se encontraron valores que se salen de lo esperado. Por lo anterior consideramos de la mayor relevancia que la

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CREG establezca los lineamientos necesarios para la definición de los principales costos asociados a la actividad de comercialización.

3. COMERCIALIZACIÓN MINORISTA DE ENERGÍA

El estudio de Mercados Energéticos abordó temas como el tratamiento regulatorio, experiencias internacionales de Reino Unido, Brasil y Chile, presentó alternativas a la regulación vigente e hizo un análisis de la metodología propuesta por la CREG en la resolución CREG 044 de 2012. El CAC consideró pertinente complementar todo lo anterior con un análisis de las principales palancas de valor que impactan el negocio a través de la experiencia que han tenido las empresas durante todos estos años de operación y evolución de esta actividad en Colombia, bajo el esquema de mercado planteado regulatoriamente. El Comité hizo una revisión de la actividad de comercialización desde los aspectos legal, regulatorio y estructural. Las conclusiones más importantes a las que llegó durante esta revisión y a partir de las cuales hizo el análisis fueron:

La comercialización minorista es un servicio público de interés general y de obligatorio suministro a través de unos agentes autorizados a prestar el servicio y otros obligados a realizar dicha actividad, y es una actividad de utilidad pública.

El negocio de comercialización desde su concepción legal involucra a generadores, distribuidores y comercializadores independientes con el mismo enfoque como negocio. La competencia en la comercialización de energía hace parte de la política pública y está enmarcada en los siguientes criterios:

o Libertad para escoger el prestador o Libertad de precios en el mercado no regulado o Tarifa regulada para mercado regulado o Liberalización gradual del mercado hacia la libre competencia

Están dadas las condiciones desde la regulación para que la comercialización pueda ejercerse en el mercado de energía colombiano y se han construido las reglas para que ello sea posible.

3.1 Actividad de comercialización

3.1.1 Estructura

Las habilidades y capacidades especializadas que deben tener los agentes comercializadores son: entender el entorno competitivo, servicio al cliente y permanente estudio del comportamiento y preferencias de sus clientes.

Ante la privatización, liberación del mercado y la desintegración de la cadena de valor, los agentes comercializadores se enfrentan a:

o Reducción de barreras de entrada o Aumento de presión para mejorar la eficiencia operativa o Visibilidad absoluta del desempeño y resultados en el mercado o Incremento en la especialización

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o Eventual reducción de su mercado a clientes de bajos consumos.

Respuestas de las empresas o Especialización y servicios de valor añadido o Diversificación de producto o Eficiencia en costos o Bajo costo de capital o Optimización logística de las operaciones o Economías de escala y de alcance o Conocimiento intensivo del mercado o Conocimiento de las necesidades de los clientes y los proveedores o Rapidez de respuesta o Flexibilidad operativa y comercial o Canales adaptados a cada tipo de cliente (Regulado y No Regulado) o Reputación de marca en clientes masivos y profesionalidad en grandes

clientes y trading

3.1.2 Funcionamiento

PRESTACIÓN DE SERVICIOS o Servicios intrínsecos al suministro

Previsión de demanda Acceso al mercado mayorista otorgando garantías financieras,

sistemas de información y liquidación y personal especializado Gestión de acceso a la red Gestión de equipos de medida Registro de consumos Gestión de recaudo y de cartera Atención a clientes Información de consumos

o Servicios añadidos al suministro Formación de clientes Auditorías y/o asesorías energéticas Gestión de mantenimiento de equipos eléctricos Asesoramiento en conexión a la red Financiaciones Oferta multiservicio

INTERMEDIACIÓN FINANCIERA o El comercializador toma el riesgo de una parte de su demanda al

exponerse a precio variable en bolsa Aseguramiento de precios futuros (forward) Diseño de fórmulas para compartir el riesgo con el proveedor Indexaciones especiales en función de los productos de venta para

minimizar riesgos Diseño de fórmulas de financiación y pago del suministro a la

medida del cliente

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3.2 Estructura financiera y palancas de valor de la comercialización de energía

El mayor componente en su estructura financiera es el costo de ventas (que incluye el costo de compra de la energía y su transporte, principalmente).

Es un negocio que se caracteriza por tener bajas rentabilidades netas sobre las ventas.

La mayor componente de capital invertido es circulante y presenta comparativamente bajos valores de capital como inmovilizado (salvo que sea necesaria la financiación de grandes sumas correspondientes a la cartera de los clientes).

Altos valores de deuda especialmente explicada en las compras de energía, en su mayoría a plazos cortos.

Es un negocio de alta liquidez. El comercializador asume el riesgo de cartera y es un garante de pago ante

los demás agentes de la cadena. El comercializador atiende clientes subsidiados y recibe el aporte del Gobierno

con un desfase en el tiempo.

De todo lo anterior se extractan las siguientes condiciones estructurales de la actividad de comercialización que permiten identificar las principales palancas de valor:

La actividad de comercialización tiene una estructura económica y financiera diferente al del resto de los negocios que componen la cadena de valor: generación, trasporte y distribución de energía.

El capital de trabajo involucrado en proporción al margen neto obtenido es muy alto por lo cual este aspecto constituye una de las más importantes palancas de valor de la comercialización de energía.

El desfase negativo en el ciclo de efectivo tiene consecuencias financieras determinantes en el negocio, por lo cual, la velocidad del recaudo y la gestión de cartera son también de las más importantes palancas de valor de la actividad.

Debido al capital invertido especialmente en compras de energía, el negocio de comercialización requiere que toda la energía que se compra sea medida, toda la que se mide sea facturada, toda la que se facture sea cobrada. Por lo cual además de las palancas anteriormente identificadas la gestión de pérdidas comerciales constituye otra importante palanca de valor de la actividad de comercialización.

4. COMERCIALIZACIÓN COMO SERVICIO PÚBLICO

La naturaleza del Servicio y el tratamiento regulatorio dado a unos y otros agentes para la prestación del mismo ha dado como resultado natural una segmentación del mercado de clientes donde se evidencia que en general el Mercado Regulado es atendido por los distribuidores y el Mercado No Regulado ha sido atendido cada vez más por agentes generadores y comercializadores independientes casi exclusivamente. Lo anterior no solo es resultado de lo dispuesto regulatoriamente en términos de atención de clientes al distribuidor, sino que también responde a una condición económica de eficiencia en

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costos, marcada principalmente por la búsqueda de las eficiencias dadas por economía de escala. Pese a la segmentación resultante de forma natural entre los dos mercados de clientes, dentro del Mercado Regulado aparece una condición adicional que restringe la posibilidad de obtener eficiencias en costos y la cual en algunos casos resulta imposible de gestionar, y tiene que ver con la dispersión de los clientes. La condición de densidad propia de cada mercado genera diferencias estructurales de costos entre los agentes que los atienden, que son difíciles de gestionar dada la obligatoriedad de prestar el servicio. La dispersión de la demanda ha constituido una diferenciación insalvable entre las diferentes empresas, que se ve reflejada en los costos de prestación del servicio y por ende en los márgenes operacionales de las mismas. Adicionalmente esta condición para clientes de un mismo mercado genera una condición de subsidio cruzado, que a medida que se acrecienta la segmentación entre clientes de altos consumos debido a la liberalización, las pequeñas empresas y los usuarios regulados, se ven impactados. La naturaleza de ubicación de la demanda no es algo controlable ni por el regulador ni por las empresas, además es una condición que debe ser asumida y gestionada para asegurar la prestación del servicio de forma universal, lo que requiere segmentar las empresas que atienden Mercado Regulado de acuerdo con la dispersión del mercado que atienden, dado que solo para aquellas que cuentan con un grado de concentración tal que cubra los mayores costos de atender clientes dispersos, pueden mostrar en el agregado costos más bajos que las empresas en una condición marcadamente diferente de concentración. Este hecho no es superable en la misma medida por todas las empresas en Colombia dada la ubicación de la población, la diversidad geográfica y extensión del país. En el análisis realizado por el Comité evidenciamos a través de los márgenes de contribución la existencia de al menos cuatro grupos de empresas. En la gráfica se observa una marcada dispersión entre estas empresas, lo cual no es razonable en un mercado donde se espera un comportamiento bastante homogéneo, el cual debería ser una condición necesaria de adoptarse la metodología que está en la propuesta regulatoria. Lo anterior muestra que utilizar en el modelo, una sola frontera que determine el nivel de eficiencia para todo el mercado sin considerar sus particularidades, puede dar lugar a resultados no consistentes en términos de los costos que enfrentan las diferentes empresas y de las tarifas que unos y otros clientes deben pagar por el cargo de comercialización. Llevar el cargo C a una sola referencia para el país, dadas las condiciones particulares evidenciadas, solo podría ser posible si se incluyen ajustes al costo resultante, como por ejemplo: la inclusión de esquemas diferenciales que lograrían recoger algunas particularidades; corrección por dispersión, para lo cual se requiere identificar un

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parámetro que aproxime a la realidad esta condición. En general, los clientes más dispersos están conectados en nivel 1.

En la siguiente gráfica se muestra el margen de contribución neto para la actividad de comercialización en el año 2013, calculado como la diferencia entre los ingresos generados por el cargo C aplicado menos los costos resultantes del ciclo operativo de la actividad de comercialización.

El desafío es encontrar una metodología que incentive la eficiencia en costos, que logre el objetivo de universalización garantizando el margen esperado para esta actividad y que le genere valor a la demanda e incentive su crecimiento.

5. PALANCAS DE VALOR DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN

Para este análisis se tomaron los costos totales asociados al negocio de comercialización que corresponden a los reportados el SUI en la Cuenta 444, descontando las cifras reportadas por la empresas como respuesta a las circulares de la CREG 018 de 2012, 024 de 2013 y 026 de 2014, así como los costos asociados a la gestión de pérdidas comerciales. Todo esto con la finalidad de garantizar la comparación de los resultados. Adicional a los costos de comercialización, se contó con la información del costo asociado a la compra de energía y a la gestión de pérdidas comerciales. Todo lo anterior con el objetivo de analizar los ratios resultantes y así evaluar las palancas de valor. Los ingresos que se muestran corresponden a los asociados al cargo C multiplicados por la energía facturada.

-43,4%

-19,3%

-1,8%

4,0%

7,5%

9,9%

10,4%

15,0%

21,0%

30,0%

31,8%

34,3%

39,3%

42,4%

16,9%

-50,0% -40,0% -30,0% -20,0% -10,0% 0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0%

E5

E8

E10

E4

E7

E1

E11

E2

E13

E3

E12

E9

E14

E6

Promedio ponderado

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN (2013)

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En la TABLA 1 se presenta la información básica consolidada de las 14 empresas que la suministraron. Estas empresas corresponden a distribuidores-comercializadores, que representan todos los tipos de mercado existentes en el país y conforman a su vez un conjunto representativo de las empresas distribuidoras que actualmente operan en el mercado

TABLA 1 Notas: * En este valor se estimaron los costos de una empresa, como el promedio ponderado por demanda, de las 13 restantes. ** Corresponde a la información reportada por 10 empresas y el ratio mostrado es el resultante de compararlo con los ingresos de estas 10 empresas. Los valores están en pesos constantes del año 2013

En los ratios resultantes no se contó, en todos los casos, con información de la totalidad de las 14 empresas, razón por la cual se harán en cada caso las precisiones que correspondan.

5.1. CAPITAL DE TRABAJO

Las compras de energía, tal como fue descrito en el numeral 3, constituyen el esfuerzo financiero más importante en el que incurren las empresas comercializadoras, representando cerca de cinco veces el ingreso por la actividad de comercialización de energía eléctrica. Este ingreso se obtuvo como el producto de multiplicar el costo de comercialización –Cmt- por la energía comercializada. Lo anterior muestra la necesidad de garantizar durante la operación los siguientes aspectos:

AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013

DEMANDA TOTAL PAIS -XM- 56.767 58.975 60.519

DEMANDA REGULADA PAIS -XM- 38.231 39.175 40.282

DEMANDA NO REGULADA PAIS -XM- 18.536 19.800 20.237

DEMANDA COMERCIAL REGULADA -CAC- 31.001 31.591 32.421

VENTAS -CAC- 27.079 27.951 28.880

PÉRDIDAS -CAC- 17,05% 16,71% 15,98%

% DEMANDA EVALUADO 81% 81% 80%

CLIENTES 10.322.727 10.595.734 10.947.847

FACTURAS EMITIDAS 111.590.789 113.738.031 117.973.180

FACTURAS POR CLIENTE 10,81 10,73 10,78

Co 5.903,7$ 5.987,1$ 6.002,7$

Cmt $ 37,4 $ 39,0 $ 39,5

INGRESO COMERCIALIZACIÓN $ 1.011.239 $ 1.083.503 $ 1.122.928

COSTOS TOTALES* $ 827.779 $ 857.617 $ 907.732

PORCENTAJE DE COSTOS.VS.INGRESOS 82% 79% 81%

COSTOS GESTIÓN PÉRDIDAS** $ 174.585 $ 152.982 $ 154.773

PORCENTAJE DE GESTIÓN DE

PÉRDIDAS.VS.INGRESOS26% 21% 21%

COMPRAS DE ENERGÍA $ 4.787.204 $ 5.293.221 $ 5.562.170

COMPRAS DE ENERGÍA.VS.INGRESOS DE

COMERCIALIZACIÓN473% 489% 495%

Millones $COP (2013)


(Cuenta 444 - Circular CREG - Costos de Pérdidas)

%


%


%

INFORMACIÓN CONSOLIDADA DE 14 EMPRESAS

$/factura

GWh - AÑO

GWh - AÑO

GWh - AÑO

GWh - AÑO

GWh - AÑO

%

%

N° de clientes regulados

N° de facturas

N° de facturas

$/kWh

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Un músculo financiero suficiente para disponer del capital puesto a circular en la actividad, corriendo en su totalidad con el riesgo de recuperarlo para ser transferido a la cadena de valor. Lo anterior implica contar con fuentes de financiación competitivas y dispuestas a respaldar la operación, o, con el capital propio que generalmente puede llegar a ser más costoso.

Asegurar que la velocidad de recaudo sea la mayor posible. En el agregado del país se encontró que al año se emiten menos de 11 facturas por cliente, hecho que explica la existencia de facturación mayor que mensual, originada por la necesidad de optimizar los costos en que se incurre no solo de facturar sino repartir y recaudar a clientes de bajos consumos y dispersos.

Gestionar eficazmente la cartera ya que por cada peso del ingreso, se deben garantizar como mínimo 5 pesos para cubrir las obligaciones con el mercado, sin contar con las requeridas por transporte y distribución.

Minimizar las pérdidas comerciales las cuales son asumidas en su totalidad por los ingresos de comercialización. De la tabla se tiene que por cada peso del ingreso las empresas invierten más de 20 centavos en gestionar las pérdidas comerciales.

5.2. COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN

Adicional a la información presentada anteriormente, se contó con la desagregación de los costos por proceso en el ciclo operativo. Se dividió el ciclo operativo de comercialización en los siguientes procesos:

Comprar energía (el costo de realizar la actividad, sin incluir el costo de la energía)

Lectura Facturación Reparto Recaudo Atención a clientes Gestión de Cartera

La siguiente gráfica muestra para el agregado de 13 de las empresas el peso que sobre los costos tiene cada uno de los procesos identificados.

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Se encontró adicionalmente que el comportamiento desagregado por empresa guarda en general la misma proporción. En el numeral 3 se comentó que las actividades de la comercialización desde el punto de vista de funcionamiento del mercado se pueden dividir en dos grandes bloques: prestación de servicios e intermediación financiera. El costo asociado a la intermediación financiera lo entendemos asociado al margen de comercialización como un costo variable que además debe remunerar el riesgo asociado a ejecutar dicha intermediación. Los costos acá analizados corresponden exclusivamente a los incurridos por la prestación del servicio. De estos ratios resultantes se destacan los siguientes aspectos:

1. Asegurar el proceso de recaudo requiere del segundo mayor esfuerzo económico en que incurren las empresas, lo cual es consistente con lo previsto conceptualmente. El proceso de recaudo se asoció a la cartera corriente.

2. Si al proceso de recaudo se le agrega el de gestión de cartera se tiene que cerca del 33% de la estructura de los costos de comercialización debe ser invertida en garantizar que el ciclo de efectivo se optimice, esto es natural dado el riesgo al que se ve expuesta la actividad ante la demora en recuperar el capital invertido para financiar y garantizar la entrega de energía al cliente.

3. El servicio al cliente, como fue previsto conceptualmente, consume un valor

cercano al 40% de los costos.

4. Si al servicio al cliente le agregamos los valores resultantes a los demás procesos se tiene que alrededor del 67% de los costos en que incurren las empresas comercializadoras corresponden a la prestación del servicio, cuyas actividades en

3,19%

5,70%

5,87%

12,55%

14,38%

18,53%

39,79%

0,00% 5,00% 10,00% 15,00% 20,00% 25,00% 30,00% 35,00% 40,00% 45,00%

Comprar de energía

Reparto

Facturación

Lectura

Gestión de Cartera

Recaudo

Atención a clientes

COSTOS OPERATIVOS (2013)

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general podrían estar asociadas a la calidad comercial y sobre las cuales se precisa que la CREG dicte las directrices que permitan no solo incentivar los objetivos regulatorios sino que las empresas direccionen sus recursos hacia éstos.

5.3. CARTERA

Dada la relevancia de la cartera como palanca de valor de la comercialización y, adicionalmente, dadas las condiciones particulares que este aspecto tiene en el mercado colombiano, se realizó una revisión de su peso dentro del negocio de comercialización como proporción de los ingresos netos de la actividad y los costos para ejecutar el ciclo operativo. Se contó con la información de las 14 empresas sobre los siguientes conceptos de la cartera:

Total Corriente Activa Congelada Oficial Bienes constitucionalmente protegidos

Adicionalmente sobre los bienes constitucionalmente protegidos se tuvo una aproximación de su naturaleza: oficial y no oficial. En la TABLA 2 se muestran los ratios obtenidos para el agregado y enseguida se explicarán algunos de estos resultados.

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TABLA 2 * COSTOS TOTALES: En este valor se estimaron los costos de una empresa, como el promedio ponderado por demanda, de las 13 restantes

Dadas las condiciones de mercado, son los comercializadores quienes “financian” con sus ingresos netos la deuda de los clientes por consumo de energía, ya que deben asegurar a través de garantías y prepagos sus obligaciones de suministro y transporte, restricciones y demás cargos asociados requeridos para entregar la energía al cliente final y evitar así llegar a situaciones de limitación de suministro. Es claro que garantizar los pagos a los proveedores de la energía en la cadena de valor corresponde a la intermediación financiera inherente al negocio de comercialización que

AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013


COSTOS TOTALES* $ 827.779 $ 857.617 $ 907.732

Total 1.871.789$ 2.105.853$ 2.275.350$

Cartera Corriente 198.535$ 213.336$ 214.684$

Cartera activa 1.223.960$ 1.323.666$ 1.421.760$

Cartera congelada 376.975$ 480.731$ 508.026$

Oficial 101.942$ 106.722$ 104.204$

Bienes const. 157.092$ 192.401$ 228.286$

COMO % DE INGRESOS 185,10% 194,36% 202,63%

COMO % DE COSTOS 226,12% 245,55% 250,66%

POR CLIENTE 0,181 0,199 0,208

POR CADA PESO DEL INGRESO 1,851 1,944 2,026

POR CADA PESO DEL COSTO 2,261 2,455 2,507

COMO % DE INGRESOS 121,04% 122,17% 126,61%

COMO % DE COSTOS 147,86% 154,34% 156,63%

POR CLIENTE 0,119 0,125 0,130



COMO % DE INGRESOS 26,58% 27,35% 26,90%

COMO % DE COSTOS 31,40% 32,63% 31,16%

POR CLIENTE 0,027 0,273 0,269



COMO % DE INGRESOS 15,53% 17,76% 20,33%

COMO % DE COSTOS 18,98% 22,43% 25,15%

POR CLIENTE 0,015 0,018 0,021



COMO % DE INGRESOS 10,08% 9,85% 9,28%

COMO % DE COSTOS 12,32% 12,44% 11,48%

POR CLIENTE 0,010 0,010 0,010



COMO % DE INGRESOS 37,28% 44,37% 45,24%

COMO % DE COSTOS 45,54% 56,05% 55,97%

POR CLIENTE 0,037 0,045 0,046



BCP+OF+CG COMO % DE LA CARTERA TOTAL 33,98% 37,03% 36,94%

93,28% 95,43% 95,77%

CARTERA BIENES CONSTITUCIONALMENTE

PROTEGIDOS

CARTERA OFICIAL

CARTERA CONGELADA

%

Índice de cobrabilidad (14 empresas)

CARTERA

CARTERA TOTAL


CARTERA ACTIVA

CARTERA CORRIENTE





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a su vez hace parte de la remuneración del negocio. Sin embargo, el valor de la cartera existente como proporción de los ingresos del negocio de comercialización hace que en Colombia se requiera tomar medidas especiales, posiblemente desde la política pública, que permitan gestionar este riesgo que tiene una dimensión que rebasa las posibilidades de gestión de las empresas, especialmente por las decisiones que ha tomado el Estado sobre clientes como los constitucionalmente protegidos, así como las deudas que el mismo Estado tiene a través de los clientes oficiales con las empresas prestadoras del servicio y cuyas deudas han sido consideradas recuperables pero la historia y los montos muestran que solo ha sido posible no dejarlas crecer en el tiempo. La cartera oficial más la correspondiente a los clientes constitucionalmente protegidos representa un poco más del 25% de los ingresos netos del comercializador. Los valores mostrados en la TABLA 2 “por cliente” expresan cuándo debería pagar cada cliente si se quisiera recuperar la totalidad de cada uno de los conceptos de cartera. Y los conceptos de “por cada peso del ingreso” y “por cada peso del costo”, representan en cuánto deberían ser incrementados el ingreso o el costo para recuperar los conceptos de cartera identificados. Con lo anterior se quiere expresar la necesidad de revisar el valor reconocido y la metodología para determinar el riesgo de cartera, de tal forma que se dé el incentivo a mantener la disciplina de pago del mercado pero a su vez procurarle a las empresas los instrumentos para lograrlo. Es importante mencionar sin embargo, de la misma forma como se identificaba en el capítulo 4, que la realidad en términos de cartera para algunas empresas, sobre todo en cuanto a activa y congelada, es diferente de unas con respecto a otras. Los ratios obtenidos para la cartera total y activa como proporción de los ingresos muestran que en términos financieros sería inviable que este negocio sea financieramente suficiente, sin embargo, hay que tener en cuenta varios aspectos: estos valores incluyen todas las edades de cartera y que para varias empresas dada su naturaleza pública no es siempre posible realizar castigo de cartera. Por lo anterior se quiso conocer la dimensión de la cartera corriente. Se obtuvieron datos de 10 de las 14 empresas y los resultados muestran que la cartera corriente representa un valor cercano al 27% de sus ingresos, y en términos ponderados por la demanda que representan esta cartera es el 20.4% para el año 2013, como se muestra en la siguiente gráfica.

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La gestión de la cartera corriente la ejecutan las empresas a través de su proceso de recaudo, que como lo vimos, representa el segundo mayor valor dentro de la estructura de los costos del ciclo operativo. Por lo anterior, se quiso evidenciar y medir la gestión que realizan las empresas para mantener y reducir la cartera de su mercado. Para hacerlo se calculó el índice de recaudo agregado, medido como el valor recaudado sobre el valor facturado en un período de tiempo y se encontró que no solo ha sido creciente durante el período de análisis, sino que muestra un valor casi del 96% para el año 2013 (TABLA 2). Individualmente se encontraron empresas con mercados marcadamente diferentes y con índices de recaudo superiores al 100%, lo cual muestra la continua gestión realizada por las empresas no solo para disciplinar el mercado sino también para reducir de forma continua los valores de cartera. Condiciones como la de la cartera oficial y la de los bienes constitucionalmente protegidos deberían ser tema de política pública, sin afectar la viabilidad financiera de los prestadores del servicio.

5.4. IMPUESTOS Y OTROS CARGOS

Ante la duda del impacto que representan los impuestos y otros cargos como las estampillas, servicios postales, estratificación, el impuesto de alumbrado público y otros más que puedan existir, se revisó para estas 14 empresas los siguientes aspectos que se resumen en la TABLA 3:

6,56%

10,29%

14,11%

16,65%

20,15%

25,11%

25,91%

38,69%

43,31%

61,53%

0,00%

0,00%

0,00%

0,00%

20,4%

0,00% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00% 70,00%

E9

E7

E1

E11

E13

E14

E8

E10

E12

E4

E6

E5

E3

E2

Prom.Pond

CARTERA CORRIENTE (2013)

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Cuánto representa cada concepto La tasa establecida Si dichos valores están o no incluidos en el costo de comercialización reportado

TABLA 3

AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013


COSTOS TOTALES* $ 827.779 $ 857.617 $ 907.732

4,94% 6,16% 5,29%

14.609,16$ 20.175,38$ 19.171,29$

180,44$ 592,13$ 294,92$

14.502,15$ 20.074,05$ 19.059,66$

ESTAMPILLAS COMO % DE INGRESOS 1,4% 1,9% 1,7%

ESTAMPILLAS COMO % DE COSTOS 1,8% 2,3% 2,1%

ESTAMPILLAS COMO % DE INGRESOS 0,0178% 0,0546% 0,0263%

ESTAMPILLAS COMO % DE COSTOS 0,0218% 0,0690% 0,0325%

TASA % 33,47% 31,21% 29,78%

Millones $COP (2013) 570.064$ 578.292$ 559.540$

Incluido en $ comercialización

(S / N)21.464$ 29.448$ 33.517$

TASA % 3,24% 3,01% 2,98%

Millones $COP (2013) 74.266$ 91.944$ 103.266$


(S / N)64.310$ 79.338$ 82.484$

TASA %

Millones $COP (2013) 187.624$ 207.284$ 229.789$


(S / N)28.059$ 33.133$ 39.592$

IMPUESTOS COMO % DE INGRESOS 2,12% 2,72% 2,98%

IMPUESTOS COMO % DE COSTOS 2,59% 3,43% 3,69%





SERVICIOS POSTALES 9.330$ 14.349$ 16.419$

COMO % DE INGRESOS 0,92% 1,32% 1,46%

COMO % DE COSTOS 1,13% 1,67% 1,81%

PAGO ESTRATIFICACIÓN 699$ 627$ 804$

COMO % DE INGRESOS 0,07% 0,06% 0,07%

COMO % DE COSTOS 0,08% 0,07% 0,09%

11,5% 11,0% 11,5%

1.323$ 1.737$ 5.764$

COMO % DE INGRESOS 0,13% 0,16% 0,51%

COMO % DE COSTOS 0,16% 0,20% 0,63%

ALUMBRADO PÚBLICOTASA %


ALUMBRADO PÚBLICO

SERVICIOS POSTALES

SERVICIOS POSTALES


ALUMBRADO PÚBLICO

ESTRATIFICACIÓN

IMPUESTOS

Renta

ESTRATIFICACIÓN

RENTA

RENTA

ICA

ICA

OTROS

OTROS


ICA

Otro

Millones $COP (2013) (una empresa)

Millones $COP (2013) (otras tres empresas)

Incluido en $ comercialización (S / N)

% (una empresa)

% (una empresa)

% (tres empresas)

% (tres empresas)




ESTAMPILLAS

TASA %


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En la TABLA 3 se observa que a nivel agregado el valor de los impuestos como proporción de los ingresos o de los costos tiene un comportamiento esperado, viéndolo como el peso que tienen como proporción de los ingresos netos de la actividad de comercialización Al realizar el análisis individual se encontró dispersión de criterios en la asignación de dichos conceptos a los costos de comercialización, así como en el tratamiento contable para su posterior clasificación en el costeo ABC. Ante esta realidad se considera necesario que la CREG defina el tratamiento de los impuestos, en los costos de comercialización. Por otro lado, se evidencia gran dispersión de las tasas, por ejemplo, el impuesto del ICA, si bien es incluido por todas las empresas en el costo de comercialización, las tasas que les son aplicadas difieren entre las diferentes zonas geográficas. Por esta razón, ya que corresponden a conceptos autónomos de cada municipio y dado que estos valores no son gestionables por las empresas, se recomienda excluir dichos valores y conceptos de la metodología que defina el costo base de comercialización y reconocerlos directamente como un passthrough. En el caso de las estampillas se encontró que no es un concepto que afecte de forma generalizada a las empresas comercializadoras, pero sí es un concepto que impacta de forma importante a una de las empresas analizadas. Ante este hecho se recomienda revisar la manera de tratar este tema para la empresa en cuestión, sin afectar de forma generalizada a la totalidad de los clientes del país. Otro aspecto que requiere de especial atención es el Alumbrado Público ante la discrecionalidad de los municipios en todo sentido. La problemática alrededor de este tema requiere un análisis integral que, para efectos de la comercialización, está llevando al cobro de tasas crecientes por parte de las Alcaldías a las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica.

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6. RECOMENDACIONES

Adicional a los comentarios enviados por el CAC a la CREG en agosto de 2012 y las conclusiones dadas por Mercados Energéticos, de este nuevo análisis, las principales recomendaciones que consideramos fundamentales en la definición de la metodología de remuneración de la actividad de comercialización son:

La comercialización de energía al ser un servicio público con las particularidades que ello implica, requiere que los riesgos económicos, financieros y de mercado que sean identificados por el regulador para definir su remuneración, reflejen objetivamente esta particularidad.

La baja o casi nula posibilidad de segmentación de mercado que existe para los prestadores de este servicio público, amerita un tratamiento particular para cada uno de los grandes tipos de mercado que existen en Colombia acorde con la dispersión del mercado, ya que las condiciones de desarrollo económico del país se caracterizan por la existencia de pocos sitios densamente poblados y muchos otros con muy baja densidad de población pero con los mismos derechos de suministro y calidad del servicio que el resto del país.

Las condiciones sociales del país y de disciplina de mercado que han caracterizado a la prestación del servicio de energía eléctrica, requieren que se definan principios de política pública que permitan garantizar la universalización del servicio en las condiciones de seguridad y calidad esperadas para los clientes y salvaguardando la viabilidad en el largo plazo de las empresas.

Como fue expresado el costo del capital de trabajo involucrado en el giro del negocio, amerita que se establezcan las condiciones para que su nivel sea el mínimo posible y en este sentido se requiere del establecimiento de medidas que garanticen que no sea incrementado ya sea por retraso en pagos de los fondos de subsidios o por adelanto en los plazos de pago de la compra de energía.

De mantenerse la diferenciación regulatoria entre los agentes que participan en

este mercado, entendiéndola como el mecanismo que ha garantizado la prestación del servicio por parte del Estado, es necesario que se estructure la figura del prestador de última instancia como el instrumento regulatorio que va a garantizar la atención de toda la demanda, pero bajo condiciones equitativas entre los diferentes tipos de agentes que participan en este mercado.

Dentro de la estructura de costos en que incurren las empresas se requiere que la CREG defina los principales lineamientos esto con el objeto de garantizar la comparabilidad entre las empresas dada la metodología propuesta actualmente.

En cuanto los impuestos dado que las tasas impositivas, su dispersión al interior

del país por la autonomía municipal, aparición de nuevos impuestos durante los períodos regulatorios y a que sus valores no son gestionables por las empresas de comercialización, se recomienda excluir dichos valores y conceptos de los

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análisis de eficiencia de los costos operativos de las empresas determinados en la metodología del costo base de comercialización, pero que su reconocimiento haga parte del cargo de comercialización resultante.

La definición de los costos eficientes de comercialización debe considerar que

posteriormente a los datos históricos que están siendo utilizados en la definición de la metodología surgieron otros que no están incluidos en esas bases de datos, así como otros futuros que esté previsto exigir a la actividad, como por ejemplo garantías SDL y STR, MOR, calidad de la prestación del servicio y otros identificados desde ya en el desarrollo regulatorio.

En cuanto a la cartera de difícil gestión conformada en su mayoría por la

resultante de los Bienes Constitucionalmente Protegidos y la Oficial, se hace necesario que la metodología consulte esta realidad y sea tenida en cuenta en la definición del riesgo de cartera que enfrenta la comercialización en Colombia.

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