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En Febrero de 2018 algunas empresas de transmisión discreparon ante el Panel de Expertos respecto de las bases que regirán el cálculo de la valorización de los sistemas de transmisión, vigente en el período 2020-2023.

Las bases incluidas en la Resolución Exenta N°124 de febrero de 2018, elaborada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), contienen los procedimientos administrativos y criterios técnicos que deben seguir los consultores en la confección de los estudio de valorización de las instalaciones de transmisión. Los resultados de estos estudios permiten calcular los cargos por el uso del sistema de transmisión, que posteriormente serán incluidos en las tarifas de los consumidores.

Las empresas transmisoras solicitaron al Panel la corrección de diez materias incluidas en las bases, relacionadas principalmente con la reconsideración de algunas partidas de costos, y con la rentabilidad o tasa de descuento de las transmisoras — valor promedio del costo de capital de la empresa —. En su dicetmen N°6, el Panel desechó gran parte de las solicitudes de las empresas, entre ellas, las referidas a la rentabilidad.

Las discrepancias relacionadas con la rentabilidad de las transmisoras fueron la novedad. Tras la modificación incluida en la ley 20.936 de 2016, o Ley de Transmisión, las bases deben contener el cálculo de la tasa de descuento, el cual, se basa en la aplicación del modelo de valorización de activos de capital — CAPM por sus siglas en inglés —. El CAPM determina la rentabilidad de una industria en función de la tasa libre de riesgo del país y el premio por riesgo sistemático asociado a la actividad, en este caso, la transmisión. La tasa de descuento es fundamental en el cálculo de las tarifas finales de transmisión, mientras menores sean las tasas, menores serán las tarifas, sin embargo, su valor se mantuvo inexplicablemente fijo en 10%, antes de impuestos, por más de treinta años.

Respecto de la tasa libre de riesgo, la CNE consideró en su cálculo un bono de diez años de la Tesorería General de la Republica. Transelec discrepó, ya que, a su juicio, el instrumento financiero seleccionado debe tener plazos de duración de al menos veinte años, lo que sería más coherente con la vida útil de los activos de transmisión. Sin embargo, para el Panel, es la duración económica de los activos el factor que debe primar en la elección del instrumento financiero, la cual, estaría bien reflejada en instrumentos del Estado con un plazo de 10 años. De aquí que el Panel rechazó la solicitud de la empresa.

Transelec también discrepó del cálculo del premio por riesgo sistemático, expresado en el factor beta. La transmisora alegó que la muestra de las empresas seleccionadas, a partir de la cual se calculó el factor beta del sector, no es representativa del negocio de transmisión. El Panel declaró inadmisible esta discrepancia por razones administrativas, ya que, la transmisora no entregó un portafolio con una muestra alternativa de empresas.

En definitiva, la tasa de descuento que se aplicará para valorizar los activos de transmisión será de 7%, después de impuestos, pues, y a pesar de que las bases de la CNE reportan un costo de capital promedio bastante menor, prevalecerá el límite inferior definido en la ley, situación que sugiere la obsolescencia prematura de este límite.

La aplicación de la nueva tasa de descuento debería reducir el valor de los activos de transmisión, beneficiando con menores tarifas al consumidor. Sin embargo, la magnitud del impacto en las tarifas dependerá de la aplicación de otras materias definidas en estas mismas bases, entre ellas, cuán acelerada sea la depreciación de los activos.

Cristián Marcelo Muñoz

Fundador de Breves de Energía. Email de contacto cmmunozm@brevesdeenergia.com

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