COLOMBIA :
Activos existentes al 31 de diciembre de 1999: remuneración de la inversión a Valor de Reposición a Nuevo (VRN), utilizando costos unitarios estándar, más 2.5% o 3% por remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento. Activos de convocatoria (construidos por convocatorias públicas internacionales): durante 25 años es el ingreso propuesto por el transportador que resulta adjudicatario.
CHILE:
Instalaciones existentes troncales: se remunera la anualidad del valor nuevo de inversión a precios de mercado, con tasa 10% real, determinada por ley y costos de operación y mantenimiento según estándares. Instalaciones nuevas troncales: la remuneración es la que resulta de la oferta ganadora en la licitación para concederla.
PARAGUAY:
No existen remuneraciones separadas por el uso de la red. La tarifa a los clientes finales establece por el conjunto de todos los servicios eléctricos tiene el criterio de que el criterio de Ingreso Neto Anual, debe cubrir los costos de operación y mantenimiento, depreciación de inversiones y una remuneración adecuada de la inversión.
PERU:
Sistema Principal y Sistema Secundario (puesta en operación comercial antes de la Ley 28832 de 2006): se remunera la anualidad de inversión a valor de reemplazo (con vida útil 30 años y tasa 12%) y los costos estándares de operación y mantenimiento, ambos para un sistema económicamente adaptado. Sistema Garantizado de Transmisión (puesta en operación comercial posterior a Ley 28832): se remunera anualidad a 30 años, con tasa 12% real de la inversión ofertada por el concesionario ganador de la licitación, más costos estándar eficientes de operación y mantenimiento.
URUGUAY:
Red existente: Se remunera la inversión por la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de, calculado con vida útil 30 años, a una tasa regulada y un costo estándar de operación, mantenimiento y administración expresado como % del VNR. Red nueva: Por el período de amortización de 15 años. Si la obra es propiedad de UTE se remunera anualidad de la inversión a la tasa de retorno regulada, más OyM estándar. Si la instalación es de un inversor privado se remunera el canon solicitado por este en la licitación competitiva.
CARGOS POR USO DE LA RED
ARGENTINA:
Recaudación Variable Total por Energía Eléctrica Transportada (RVT) resulta de las diferencias entre los precios spot de la energía y la potencia: Cargo por conexión, para los equipamientos de conexión, en proporción a la potencia del agente. Cargo Complementario en función de su participación marginal en el uso de cada equipamiento del Sistema de Transporte.
BRASIL:
Para la red básica de interconexión la remuneración de generadores y cargas se calcula a partir de los costos marginales de largo plazo que una inyección o extracción de 1 MW respectivamente ocasionan en la red, más una parcela de ajuste por MW de potencia a todos los usuarios para cubrir faltantes respecto a los ingresos regulados del transportista.
COLOMBIA :
Los comercializadores pagan un “cargo estampilla” nacional, con diferenciación horaria por periodo de carga, que permite remunerar la totalidad del Ingreso Regulado de los transportadores. Este cargo es asumido por la demanda en la tarifa de energía. Los generadores no pagan cargos por concepto de Uso del STN.
CHILE:
Transmisión troncal: Lo que no cubren los ingresos por diferencias de precios de nodo, se paga por peajes. Se define el área de influencia común (AIC, como el mínimo conjunto de instalaciones entre dos nodos, tales que la inyección y demanda entre ellos superen el 75% de los totales del sistema y que se maximice el cociente (%de inyecciones en AIC respecto al total del sistema / % de valor de inversión en AIC respecto al total del sistema). Por las instalaciones del AIC los generadores pagan el 80% de los peajes y las cargas el 20%. Por las instalaciones fuera del AIC pagan los generadores si el flujo es entrante hacia al AIC y las demandas si es saliente del AIC, en proporción a su uso esperado.
PARAGUAY:
No existen cargos separados por el uso de la red.
PERU:
Sistema Principal (SP). Peaje de Conexión, que complementa el ingreso resultante de las diferencias a precio spot de la energía inyectada y extraída). El Peaje de Conexión unitario es estampillado para toda la red, y pagado por los generadores en proporción a la demanda máxima coincidente de contratos que abastecen. Sistemas Secundarios de conexión al SP: el peaje lo pagan los generadores o demandas que los emplean.
URUGUAY:
Ingreso Tarifario implícito en precios de nodo. Peajes de Localización pagados por los generadores e importaciones según intensidad de uso de líneas, estimada por flujos de carga en diversos escenarios para demanda máxima.Peajes de Potencia, pagados por todas las demandas, con cargos diferenciados por nivel de tensión y los contratos de exportación. Cargos de conexión.
III – DISTRIBUCIÓN COMPRA DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA
ARGENTINA:
Aproximadamente el 75% de la energía distribuida en el país, es vendida por el distribuidor. El distribuidor tiene obligación de suministrar energía a tarifa regulada a un cliente libre potencial, pero que opta por no adquirir la energía en el mercado. Los distribuidores no quedan sujetos a riesgo financiero ni a pérdidas por sus compras en el mercado mayorista a precios spot estabilizado estacional.
BRASIL:
Por proceder de subastas (leilões) en el ambiente regulado, los costos en el mercado mayorista son trasladables a las tarifas. Se admite a los distribuidores el traslado a las tarifas de hasta un 3% de energía contratada por encima de su demanda. Si la sobrecontratación es mayor al 3% no se reconoce el exceso.
COLOMBIA:
La efectúan comercializadores separados contablemente de los distribuidores. Se permite al comercializador trasladar los costos de compra mediante contratos, aplicando una señal de eficiencia al comparar los costos propios con el costo promedio de todos los contratos bilaterales con destino al mercado regulado.
CHILE:
Las distribuidoras traspasan los precios de sus contratos. Si el precio promedio de energía de una distribuidora sobrepasa en 5% el precio calculado para todas las distribuidoras del sistema, el exceso se suprime y es absorbido por todos los consumidores de precio regulado del sistema. El mecanismo de traslado a tarifas no genera riesgos financieros ni pérdidas económicas para los distribuidores.
PARAGUAY:
No existe un mercado mayorista. La empresa ANDE integrada verticalmente genera energía y compra a las hidroeléctricas binacionales según los acuerdos para su construcción.
PERU:
El distribuidor traslada a las tarifas: •Por los contratos sin licitación el promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato. •Por contratos resultantes de licitaciones, los precios resultantes de la licitación, con un incentivos para contrataciones a más de tres años. El Precio de Barra regulado no puede diferir en más de 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones, vigentes. Un mecanismo de compensación entre usuarios regulados hace que el precio a nivel generación sea único.
URUGUAY:
Los distribuidores puedan trasladar a las tarifas íntegramente el costo de compra en contratos de suministro resultantes de licitaciones, de los convenios internos iniciales aprobados por el Poder Ejecutivo con generadores estatales y de los contratos realizados en el marco de programas de políticas energéticas. Si los contratos no resultan de licitaciones los distribuidores pueden trasladar a tarifas un precio regulado.
MECANISMO DE REMUNERACIÓN ARGENTINA:
Bajo jurisdicción federal (Edenor, Edesur y Edelap), las revisiones tarifarias fueron suspendidas por la Ley 25.561 de emergencia económica, de 2002 que congeló y pesificó las tarifas. Luego de las negociaciones realizadas posteriormente por las empresas y la UNIREN se firmaron acuerdos ratificados por el Poder Ejecutivo que concedieron aumentos, a la espera de la realización de las «revisiones tarifarias integrales» Antes de 2002 los costos reconocidos en las tarifas debían responder a una empresa que opere en forma eficiente, procurando la prestación del servicio en condiciones de calidad objetivo determinadas previamente.
BRASIL:
Remuneración de activos en la segunda revisión tarifaria en la actualidad: a) se tomó el monto de la base de remuneración aprobada en el primer ciclo de revisión tarifaria (2003-2004) fue “blindada”. b) de la base blindada se eliminaron las bajas de activos c) los valores del primer ciclo fueron actualizados por un índice de precios mayoristas el IGP-M d) se corrigió por depreciación. e) las inclusiones de activos se valoraron a precios de mercado, “adaptados” tomados de una base de precios estándar, y se aplicó índices de aprovechamiento que reflejan el grado de sobredimensionamiento.
COLOMBIA:
Los ingresos del distribuidor por los sistemas de niveles 1, 2 y 3, (tensión menor a 57.5 kV) se determinan por mecanismo price cap, con un cargo máximo unitario por unidad de energía distribuida. Para el nivel 4 (V>57.5) se determina un ingreso máximo dadas las instalaciones reales del distribuidor a valor de reposición estándar. El cargo máximo eficiente para cada tipo de instalación resulta de considerar la distribución de costos medios por unidad de energía distribuida de todos los distribuidores, para instalaciones del mismo tipo, y tomar el valor que deja por debajo al 57% de la probabilidad de dicha distribución.
CHILE:
El VAD remunera la anualidad de la inversión de una red óptima a valor de nuevo de reposición, para cada área típica, calculada al 10% real antes de impuestos. Si las tarifas determinadas por el regulador, en una estimación de flujos de fondos de las empresas de distribución, generan retornos menores al 6% o mayores al 14% respectivamente se ajustan para alcanzar el límite más cercano.