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Inversión e Infraestructura Director FRI-ESAN Sergio Bravo Orellana Director FRI-ESAN Sergio Bravo Orellana

Pagos por Disponibilidad

Autor: Sergio Bravo Orellana

Colaboradores académicos: Marisol Palacios y Alicia Vargas

Últimamente, se escucha con frecuencia que las Asociaciones Público Privadas o APPs deberían retribuirse en un esquema de Pago por Disponibilidad. Antes de ver las implicancias de un cambio respecto al esquema de pago actual, sería bueno revisar el concepto.

Se menciona que el Pago por Disponibilidad es equivalente a un pago por unidad de producto o de servicio que se entrega en la etapa operativa de la APP. Si bien suena lógico —y en ciertos casos es así—, en un gran número de APPs el concepto difiere, pues su función económica es brindar capacidad sin depender de las unidades de producto o servicio final.

En la historia de las APPs, se puede encontrar que la concesión de la Línea de Transmisión Mantaro-Socabaya, realizada a través de PROMCEPRI en 1997, se realizó bajo el esquema Pago por Disponibilidad. Lo resaltante de esta APP es que se estructuró bajo el concepto de pago por capacidad.

La elección del modelo económico de una APP debe coincidir con el objetivo y régimen de funcionamiento del servicio público que se está promoviendo. Una Línea de Transmisión, como un ducto de gas, no participan en el proceso de compra y venta del servicio, sino que brindan el servicio de transporte a los productores de electricidad o de gas.

Los generadores eléctricos producen electricidad y la venden a los distribuidores eléctricos, y estos, a los usuarios eléctricos. En este proceso, los generadores utilizan el sistema de transmisión eléctrica para el transporte de la electricidad y se comprometen a pagar los costos de transmisión, que están integrados en la tarifa que pagan los usuarios.

Lo mismo sucede en el negocio del gas. Los productores de campo ( upstream) producen el gas y lo venden a los domicilios o a la industria (downstream). Los productores utilizan sistemas de transporte para el gas (midstream), debiendo asumir los costos respectivos.

En el caso de un ducto de gas, se empieza transportando gas en un porcentaje de su capacidad, y paulatinamente se incrementa su uso hasta alcanzar la plena capacidad. Sin embargo, la capacidad máxima está disponible desde el inicio de las operaciones, y cómo evolucione el uso de la capacidad no depende del transportista sino de productores y consumidores.

Igualmente, en una Línea de Transmisión se tiene la capacidad máxima desde el inicio de las operaciones, el uso más o menos intensivo estará en función de la comercialización de la energía entre generadores y usuarios eléctricos.

En estos dos casos, se puede apreciar que no es posible que la capacidad se adecúe a la cantidad demandada, por el contrario, desde el inicio de las operaciones se cuenta con el total de la capacidad.

Del análisis anterior, se puede deducir que la inversión realizada en el ducto de gas y en la Línea de Transmisión, así como sus costos de operación, no están relacionados con el producto transmitido. El servicio que se presta es el de transporte del producto, que es independiente de la cantidad transmitida.

Por esta razón, en la regulación de gas y electricidad, se considera que lo más apropiado para retribuir estos subsectores es mediante el reconocimiento de los costos de inversión ( RPI) y de operación (RPMO), independientemente de la demanda, bajo un modelo de costos.

Un modelo de costos considera el reconocimiento de la inversión mediante una anualidad de la inversión -o su equivalente mensual- y de los costos de operación en similar periodicidad. Si bien el pago no depende de la cantidad de electricidad transmitida, en el caso de las Líneas de Transmisión los pagos están condicionado al inicio de las operaciones

Es decir, es un pago por Disponibilidad.

Los costos de la inversión y la operación de la Línea de Transmisión ingresan al cálculo de las tarifas eléctricas, y será el usuario quién en sus recibos de luz pagará una alícuota que retribuirá a la transmisión.

El modelo se ha mantenido desde 1997; desde esa fecha a la actualidad, se han realizado más de 20 procesos de Líneas de Transmisión Eléctrica y se mantiene el Modelo de Costos y el Pago por Disponibilidad.

Si bien en Transmisión Eléctrica la regulación no identifica costos variables en la operación, los otros segmentos sí. Por ejemplo, en generación eléctrica se tiene un precio de potencia que reconoce la alícuota de la inversión independientemente si la central opera o no; y si opera, se le reconocen los costos variables de operación como costo de la energía producida.

Los costos de operación -o de energía- pueden ser casi cero o poco variables, como es el caso de las centrales hidroeléctricas o tener costos variables que directamente dependen de la producción de energía, como las centrales a gas o petróleo. La forma de pago puede ser un poco más compleja, pero tiende a cubrir estos costos.

Regresando a la Transmisión Eléctrica, este subsector se define como un negocio de operador neutro, no compra ni vende energía eléctrica, pero sí ofrece una capacidad instalada para transmitir la energía.

Se trata de un símil a un ducto por el cual los generadores transmiten energía que venden a distribuidores o clientes libres. No sería posible pagar a los Transmisores por unidad de energía vendida, pues no intervienen en el negocio eléctrico, ofrecen capacidad de transporte.

Lo más apropiado es la aplicación de un modelo de reconocimiento de costos, independientemente si la línea está vacía o congestionada. Así lo contemplan las liquidaciones en la cadena de pagos del sector eléctrico.

En este caso, el Pago por Disponibilidad debe entenderse como el inicio del pago de las retribuciones una vez que la línea está en operación. Por ello, los operadores primero deben invertir y poner en marcha la línea de transmisión para ejercer el derecho a cobrar.

En los modelos de demanda -aquellos donde el ingreso del operador de una APP proviene del producto o servicio vendido-, la tarifa también debe cubrir los costos de inversión y de operación. La diferencia respecto a un modelo de costos, es que se repagan a través de los ingresos generados por la demanda del proyecto.

Claramente no habrá ingresos si no hay pago por producto o servicio entregado a los usuarios, por lo que el pago por disponibilidad es concomitante al modelo de demanda. A menos que se tenga ingresos mínimos garantizados u otro esquema de protección del financiamiento, los ingresos dependerán de la demanda establecida para el proyecto.

En el caso del Muelle Sur del Callao, un Puerto de contenedores, se utilizó un modelo de demanda pues los Operadores tenían un conocimiento de la administración de la demanda suficiente como para obtener mejores beneficios a los que pudiera tener o esperar del Estado. Mediante acuerdos con navieras u otros puertos pueden generar ingresos que incluso superen los costos de la inversión y la operación previstos.

Entonces, el pago por disponibilidad puede aplicarse en un modelo de costos o un modelo de demanda, donde el modelo de retribución no se define por la disponibilidad. Finalmente, se utilizará el que asigne mejor los riesgos de demanda y alinee los intereses públicos, sociales y privados.

Es importante anotar, que si se quiere cambiar un sistema de Pago con Fecha Firme a un Pago por Disponibilidad debe tenerse en cuenta las implicancias en las condiciones y los costos del financiamiento. Esto significaría, por ejemplo, que se debería asumir un incremento de costos por migrar de un costo de deuda que correspondería a un financiamiento en el mercado de valores (bonos, notas, etc.) a uno de mercado de créditos bancarios, teniendo las siguientes implicancias: mayores costos de deuda, menores niveles de apalancamiento y menores plazos de repago de la deuda. En otro artículo analizaremos estos impactos, pero pueden significar que los servicios de deuda se incrementen en más del 10%.

Tomando en consideración lo anterior, si bien la aplicación de un Pago por Disponibilidad es posible en el sector eléctrico, debe tenerse en cuenta sus particularidades antes de aplicarlo plenamente a otros sectores, pues se debe tener presente el tema de bancabilidad.

En el sector eléctrico se tiene que: (i) la fuente de repago de las inversiones es el pago de los usuarios eléctricos, donde inicia la cadena de pagos que ha probado ser líquida y solvente; (ii) la fuente de repago es independiente del presupuesto público, que tiene riesgos de liquidez y solvencia; (iii) bajo riesgo de expropiaciones, las servidumbres necesarias son administrativamente menos problemáticas; (iv) los riesgos ambientales, culturales y arqueológicos son controlables, los trazos tienen mayor flexibilidad de redefinirse; (v) la construcción y equipamiento no tienen una mayor dificultad; y sobre todo (vi) los proyectos se han estructurado bajo un esquema de autofinanciamiento, que permite tener una tesorería fluida, entre otras diferencias. En este sentido, los riesgos de la etapa constructiva son administrados por el operador eléctrico.

En el caso de los demás sectores, se tiene que encaminar a mejorar la tesorería, la eficiencia de las licencias y los permisos; enfocar mejor la administración de las expropiaciones y disponibilidad de terrenos, entre otros aspectos para tener estructuraciones de similar bancabilidad. Alternativamente, la forma de administrar el impacto en costos es incorporar a la estructuración de las APP seguros de indisponibilidad, concepto que puede ser revisado en el artículo “Administración del Riesgo de Indisponibilidad en APPs”.

 

 

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