Resoluciones CREG 044 y 045 de 2012 · Margen de comercialización Estimación Margen operacional...

Resoluciones CREG 044 y 045 de 2012

Propuesta para establecer los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de

comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional

21 de junio de 2012

1. Remuneración de la actividad de comercialización

2. Costo base

3. Margen

Contenido

Remuneración actividad de comercialización

Cargo variable $/kWh

Margen

Costos

variables

CREG

SSPD

CND

ASIC

Garantías

MEM

Ventas

Cargo fijo $/factura

Costo

base


2. Costo base

3. Margen

Contenido

Cargo base de comercialización

• Costo de la actividad que se causa por usuario atendido

• Independiente del consumo, variable por número de usuarios • Lectura de medidores • Impresión y entrega de facturas • Atención de usuarios • Recaudo

• No incluye: • Actividades remuneradas en otras componentes (distribución,

generación, reducción de pérdidas, etc.) • Costos asociados a un usuario en particular (pago de medidores,

reconexiones, etc) • Atención de usuarios no regulados

• Costo eficiente – no reconoce sobrecostos por ineficiencias

• Se calcula para cada mercado de comercialización


Gastos AOM

comercialización

2006-2009

= Total

reportado SUI -

Costos no

remunerados

• Costos no remunerados

• Solicitud de información mediante circulares CREG

• Auditoría de la información

• Reunión con cada empresa en los años 2008, 2009, y 2010

• Oficios a cada empresa sobre los resultados

• Incorporación de la información ajustada por las empresas


• Dispersión • Longitud de red de distribución (niveles I, II, y III, urbana, rural) • Usuarios rurales • Áreas

• Economías de escala • Número de usuarios

• Gestión de cartera • Cuentas por cobrar • Usuarios de estrato 1 y 2

• Calidad de prestación del servicio • No existen variables confiables

• Variable ambiente • Usuarios atendidos por clase de municipio (clasificación DANE) • Índice de pobreza • Usuarios de zonas especiales

Frontera estocástica

variable

Cost

o

Costo reportado

Frontera eficiencia

Desviación frontera

Variables no observadas

Ineficiencia

Tipo modelo 1

Tipo modelo 2

• Cálculo de alrededor de 150 modelos de frontera estocástica • Diferentes combinaciones de variables • Transformaciones variables

• Criterios de selección • Lógica económica de los coeficientes. • Significancia estadística de los coeficientes

Modelo seleccionado

Modelo seleccionado

• Variable dependiente • AOM / USUARIO

• Variables independientes

• LN (USUARIOS) • LN (RED), en km

• Distribución de la ineficiencia

• Normal truncada

• Información • Panel, años 2007, 2008 y 2009

• Evolución en el tiempo de la ineficiencia

• Invariante

• Estimate Std. Error z value Pr(>|z|)

• (Intercept) 1328e+04 8.5964e+01 1.5448e+02 < 2.2e-16 ***

• LOG_USUARIOS -1.6541e+03 3.6881e+02 -4.4850e+00 7.293e-06 ***

• LOG_RED 1.4308e+03 5.5413e+02 2.5820e+00 0.009824 **

• sigmaSq 1.5885e+07 1.0032e+00 1.5834e+07 < 2.2e-16 ***

• gamma 6.8488e-01 6.6549e-02 1.0291e+01 < 2.2e-16 ***

• mu 1.4174e+02 2.4766e+02 5.7230e-01 0.567117

Modelo seleccionado

Signif. codes: 0 ‘***’ 0.001 ‘**’ 0.01 ‘*’ 0.05 ‘.’ 0.1 ‘ ’ 1

• Correlación 0,93: Número de usuarios y longitud de red. • No significancia media de la ineficiencia normal truncada – puede ser semi

normal.

• Significancia del modelo y los coeficientes • No hay heteroscedasticidad • Existe ineficiencia. – comparación MCO • Sesgo positivo de los residuales • Resultados similares con promedio de los datos e ineficiencia semi – normal

Modelo seleccionado

• 𝑉𝑗 Desv estándar variables no observadas: $2237/ usuario

Desv estándar ineficiencia: $3298/ usuario

Máxima desviación negativa: $2097/ usuario

𝐶𝑓𝑗 = 13280 − 1654 𝐿𝑁 𝑈𝑆𝑈𝑗 + 1431 𝐿𝑁 𝑅𝐸𝐷𝑗 + 𝑉𝑗

0

0,00005

0,0001

0,00015

0,0002

0,00025

0,0003

Variables no observadas Ineficiencia

Cargo base de comercialización Resultados del modelo de comparación

Cargo base de comercialización Cargo reconocido


- Factor de productividad 0.71%

- Posibilidad de ofrecer un descuento permanente por facturación electrónica

- Prepago de varios meses

- Estimación costo adicionales: - Auditorías de calidad del servicio - Nueva reglamentación servicios de mensajería


Fijo: B x Cargo base

VARIABILIZACIÓN DEL CARGO BASE

Variable: (1-B) x Cargo base


2. Costo base

3. Margen

Contenido

Margen de Comercialización

𝐶𝑣𝑚,𝑖,𝑗 = 𝐶𝑚,𝑖,𝑗∗ +

𝐶𝐸𝑅𝑚,𝑖 + 𝐶𝐶𝐷𝑚−1,𝑖 +𝐶𝐺𝑚−1,𝑖𝑉𝑚−1,𝑖

+ 𝐶𝑣𝑅𝑖,𝑗,𝑚

Resolución CREG 119 de 2007

Costo de garantías

Costos variables de la actividad de comercialización

Costos variables de la actividad de comercialización

Componente que remunera costos de atención a UR

𝐶𝑣𝑅𝑖,𝑗,𝑚 =1 − 𝛽 × 𝐶𝑓𝑚,𝑗 × 𝑈𝑅𝑖,𝑗,𝑚−2 + 𝐶𝐺𝐶𝑈𝑖,𝑗,𝑚−1 + 𝑃𝑈𝐼𝑗,𝑚

𝑉𝑅𝑖,𝑗,𝑚−1

Porción del Cfm,j

que se remunera a través del margen

Costo del PUI Para usuarios

regulados

Costo de garantías


Costos variables de la comercialización

• 𝑪𝒎,𝒊,𝒋∗ = Rentabilidad

𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗 + 𝑇𝑚−1 + 𝐷1,𝑚−1,𝑗 + 𝑃𝑅1,𝑚−1,𝑗 + 𝑅𝑚−1,𝑖 × 𝑚𝑜 + 𝑅𝐶𝑖,𝑗,𝑚 + 𝐶𝐹𝐸𝑖,𝑗,𝑚

𝒎𝒐+ 𝑹𝑪𝒊,𝒋,𝒎 + 𝑪𝑭𝑬𝒊,𝒋,𝒎

Margen operacional

Riesgo de cartera

Costos financieros




Margen operacional

Riesgo de cartera

Costos financieros

Artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 – Actividad económica de riesgo comparable

𝑴𝒂𝒓𝒈𝒆𝒏 𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒍 =𝑬𝑩𝑰𝑻

𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 𝑶𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒍𝒆𝒔

Margen de comercialización



Margen operacional

Riesgo de cartera

Costos financieros

𝑹𝑶𝑬 =𝑬𝑩𝑰𝑻

𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒍𝒆𝒔(𝟏)

×𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒍𝒆𝒔

𝑨𝒄𝒕𝒊𝒗𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍(𝟐)

×𝑨𝒄𝒕𝒊𝒗𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍

𝑷𝒂𝒕𝒓𝒊𝒎𝒐𝒏𝒊𝒐(𝟑)

Estructura financiera

Nivel de ingresos


Nivel de Ingresos

Fuente: Superintendencia de Sociedades. Elaboración CREG

Fuente: SIREM y SUI




Margen operacional

Riesgo de cartera

Costos financieros

𝑹𝑶𝑬 =𝑬𝑩𝑰𝑻

𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒍𝒆𝒔(𝟏)

×𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒐𝒔 𝒐𝒑𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒍𝒆𝒔

𝑨𝒄𝒕𝒊𝒗𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍(𝟐)

×𝑨𝒄𝒕𝒊𝒗𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍

𝑷𝒂𝒕𝒓𝒊𝒎𝒐𝒏𝒊𝒐(𝟑)

Estructura financiera

Nivel de ingresos

Activo corriente

Homogeneidad producto y frecuencia de consumo

? G5211 y G5219 – Grandes Superficies


Estimación Margen operacional


Tomar IO y EBIT (G5211 y G5219) para los últimos

4 años*

IO superiores al mínimo ingreso de una empresa

de comercialización de EE

1 2

201 203 198 215

158 163 148

173

0

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009

Nú

mer

o d

e Em

pre

sas

Total Empresas - Grandes Superficies Empresas Consideradas


Estimación Margen operacional (II)


Calcular el MO de las empresas y estimar el del sector como un

promedio ponderado por ingresos

Calcular el MO de EE como un promedio de los

márgenes estimados

3 4

4

4321 nnnn

n

MOMOMOMOMO

2,37% 2006 2007 2008 2009

Ponderado Ingresos GS 2,041% 2,674% 2,055% 2,699%

0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

2,50%

3,00%

Ponderado Ingresos GS

Riesgo de cartera Costos variables de la comercialización


Margen operacional

Costos financieros

Riesgo de cartera

Prima por riesgo de cartera de usuarios

tradicionales

Prima por riesgo de cartera de usuarios subnormales (SN)

• Probabilidad de incumplimiento en el pago de las obligaciones de los usuarios sin que estos vuelvan a utilizar el servicio de energía eléctrica

• El riesgo de cartera de la comercialización se considera como aquella parte del riesgo de incumplimiento de las obligaciones que no es gestionable, es decir que se sale del alcance de la gestión del comercializador


Estudio R. Bautista (2006)

• Primas negativas

• Compensaba parte del riesgo gestionable

Usuarios desconectados (2008)

Lectura medidor (Energía no pagada)

Usuario sin energía (No consumo)

Mes m Mes m+1 Mes m+2 Mes m+3

Fecha

límite pago

mes m+2

Fecha

límite pago

mes m+1

Fecha

límite pago

mes m

Suspensión (máximo 20 días

después de finalizar el tercer

mes no pagado).

Riesgo de cartera

• Comercializador declara a la CREG información de Usuarios NIU Fecha de desconexión

• La CREG valida la información con los siguientes filtros

El último mes de no pago debe encontrarse dentro de los cinco años reportados

Cada NIU de usuarios incumplidos debe reportarse una sola vez. En caso contrario se dejará el registro del mes de no pago de la última desconexión

La información de estrato, la clasificación como zona de difícil gestión (para los usuarios que aplique), y mercado debe coincidir con lo reportado en el SUI

Debe incluirse la fecha de desconexión y ésta debe ser posterior al mes de no pago

Riesgo de cartera

Para el mes de no pago reportado debe existir algún consumo en el maestro de facturación

Una vez cortado el servicio, no debe aparecer en el maestro de facturación del SUI, información de consumos posteriores a la fecha de corte

Después de validar la información, se calculará el riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales, por mercado de comercialización, de acuerdo con la siguiente fórmula:

𝑅𝐶𝑇𝑗 =

𝑁𝑗,𝑒5× 𝐶𝐹𝑀𝑒,𝑗,𝑡−1 × 1 − 𝑆𝑢𝑏𝑒,𝑗,𝑡−1

𝑛𝑒=1

𝑉𝑅𝑗,𝑡−1,

Margen de Comercialización Usuarios desconectados (2008)

Riesgo de cartera



Margen operacional

Costos financieros

Riesgo de cartera

Prima por riesgo de cartera de usuarios

tradicionales

Prima por riesgo de cartera de usuarios subnormales (SN)

Riesgo de cartera usuarios subnormales

Trasladar a los demás usuarios regulados los costos del riesgo de cartera de atender SN* y establecer una figura de prestador de última instancia para los nuevos SN o aquellos que continúen segmentados

Mercado Regulado PUI para nuevos SN

𝑹𝑪𝑺𝑵′

Usuarios subnormales existentes

* Este valor se calculó aplicando la metodología del profesor Bautista para inferir el riesgo de cartera a la información de los años 2006 al 2009

𝑷𝒐𝒏𝒅𝒆𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝒌𝑾𝒉(𝑹𝑪𝑻𝒋, 𝟑, 𝟏%∗, 𝑹𝑪𝑺𝑵𝑬)




Margen operacional

Riesgo de cartera

• Costos financieros asociados al recaudo y pago de la actividad (Plazos y tarifas)

• Giro de subsidios por parte del Gobierno Nacional

Costos financieros


Costo financiero asociado al ciclo de efectivo , y a la publicación y cobro de tarifas (Escenario 1)

Mes 1 Mes 2

14 días 16 días

1/Mes 1 30/Mes 1

Tarifa m1 Tarifa m2

Pago tarifa 1 a los demás agentes

(aprox. 16 día calendario)

Mes 3

Tarifa m3

Recaudo tarifa 1 (aprox.

11 día calendario)

5 días


Costo financiero asociado al ciclo de efectivo , y a la publicación y cobro de tarifas (Escenario 30)

Mes 1 Mes 2

15 días 15 días

30/Mes 1 29/Mes 2

Tarifa m1 Tarifa m2

Pago tarifa 1 a los demás agentes (aprox.

16 día calendario) equivalente a 1/30 del

total de energía facturada para el ciclo

Mes 3

Tarifa m3

Recaudo Tarifa 1 (aprox.

11 día calendario)

Pago tarifa 2 a los demás agentes (aprox. 16

día calendario) equivalente a 29/30 del total

de energía facturada para el ciclo

6 días

24 días


Costo financiero asociado al ciclo de efectivo , y a la publicación y cobro de tarifas

0,071%

Día de Publicación de Tarifas

Rendimiento Promedio

Δ Rendimiento

15 -0,082%

14 -0,078% 0,004%

13 -0,073% 0,004%

12 -0,069% 0,004%

11 -0,065% 0,004%

10 -0,060% 0,004%

Sensibilidad al día de publicación 0,004%


Costo financiero por giro en el pago de subsidios

𝑪𝑭𝑺𝒎,𝒊,𝒋 =𝑺𝒖𝒃𝒔𝒊𝒅𝒊𝒐𝒔𝑻,𝒊,𝒋 × 𝟏 + 𝒓 𝑵+𝟎,𝟔𝟑 − 𝟏

𝑭𝒂𝒄𝒕𝒖𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏𝑻,𝒊,𝒋

Enero Febrero

Costo financiero desde el día 11 después de finalizado

el ciclo de facturación hasta el giro de los subsidios

Marzo

Giro

Ministerio Trimestre I

11 días 11 días 11 días

Giro Enero

Giro Febrero

Giro Marzo



𝐶𝑚,𝑗∗ = 𝐺𝑚−1,𝑖,𝑗 + 𝑇𝑚−1 + 𝐷1,𝑚−1,𝑗 + 𝑃𝑅1,𝑚−1,𝑗 + 𝑅𝑚−1,𝑖 × 𝑚𝑜𝑡,𝑖 + 𝑅𝐶𝑖,𝑗,𝑚 + 𝐶𝐹𝐸𝑖,𝑗,𝑚


Margen operacional

Riesgo de cartera

Costos financieros

≈ 2,9% 𝟐, 𝟑𝟕% + 𝟎, 𝟒% + 𝟎, 𝟏𝟑%

Cargo de comercialización Relación entre costos reportados y nuevo cargo c

Mínima diferencia: Ingresos – Costos = -14%

Mayores informes

Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG

Calle 116 No. 7-15 Piso 9

PBX: 6032020

FAX: 6032100

Email: [email protected]

Página Web: www.creg.gov.co

Bogotá D.C.

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