Que el Artículo 91 de la Ley 142 de 1994, dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio;
Que el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia;
Que el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las formulas tarifarias tienen una vigencia de cinco (5) años.
Que la Resolución CREG-073 de 1998, publicada el 17 de julio de 1998, estableció la fórmula general que permite a los comercializadores de electricidad establecer el costo de prestación del servicio a usuarios regulados en el Archipiélago de San Andrés y Providencia.
Que de conformidad con lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión No. 212, aprobó el contenido de la presente Resolución;
2. REGIMEN LEGAL- ELEMENTOS A CONSIDERAR PARA DETERMINAR LAS FORMULAS TARIFARIAS 7
3. ESTRUCTURA DEL SERVICIO EN SAN ANDRES Y PROVIDENCIA 8
3.1.GENERACIÓN 8
3.2. TRANSMISION 10
3.3. DISTRIBUCIÓN 10
3.4. COMERCIALIZACION 11
3.4.1. Usuarios 11
3.4.2. Consumos 12
3.4.3. Pérdidas de Energía 13
3.4.3.1. Metodología para Estimar las Pérdidas Técnicas 14
3.4.3.2. Metodología para Estimar las Pérdidas No Técnicas 15
4. FORMULA TARIFARIA ACTUAL 18
5. ANÁLISIS DE LA APLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG-073 DE 1998 19
5.1. COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO 19
5.2. COSTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 21
5.2.1. Situación del Costo Actual 21
5.3. COSTOS DE DISTRIBUCIÓN 23
5.4. COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN 24
5.5. NIVEL DE PÉRDIDAS RECONOCIDAS 25
5.6. COSTOS ADICIONALES 25
6. OBJETIVOS REGULATORIOS CON RESPECTO A LAS FORMULAS TARIFARIAS 26
6.1. CRITERIOS Y OBJETIVOS GENERALES DE LA REGULACIÓN DE PRECIOS 26
6.2. CRITERIOS Y OBJETIVOS PARTICULARES DE LA REGULACIÓN DE PRECIOS 26
7. PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE LAS ACTIVIDADES INHERENTES AL SERVICIO PUBLICO DOMICILIARIO DE ENERGIA ELECTRICA EN EL ARCHIPIÉLAGO DE SAN ANDRES Y PROVIDENCIA 27
7.1. METODOLOGÍAS DE REMUNERACIÓN 27
7.1.1. Costo medio histórico 27
7.1.2. Costo medio de largo plazo 28
7.1.3. Costo medio de mediano plazo 28
7.1.4. Ingreso medio regulado 28
7.1.5. Ingreso máximo regulado (tasa de retorno) 28
7.1.6. Netback 28
7.1.7. Benchmarking 28
7.1.8. Libertad de precios 28
7.2. COSTO DE GENERACIÓN 30
7.3. COSTO DE DISTRIBUCION 31
7.3.1. Calidad 32
7.3.2. Nivel de Pérdidas 32
7.3.3. Administración, Operación y Mantenimiento 32
7.3.4. Propiedad de los Activos 33
7.3.5. Tratamiento a los Aspectos Tributarios 33
7.3.6. Productividad 33
7.4. COSTO DE COMERCIALIZACION 34
7.4.1. Margen de Comercialización 35
7.4.2. Cargo Base de Comercialización 36
7.4.3. Productividad 36
8. PROPUESTA DE FÓRMULA DEL COSTO UNITARIO PARA CONSULTA 36
8.1. OBJETIVOS DE LOS CARGOS A REGULAR EN LA FÓRMULA 37
8.1.1. Cargo de Generación – G 37
8.1.2. Cargo de Distribución – D 37
8.1.3. Cargo de Comercialización – C 38
8.1.4. Nivel de Pérdidas – Pr 38
8.2. FÓRMULA GENERAL PROPUESTA 38
8.2.1. Fórmula para Actualización del Costo de Generación - G 39
8.2.2. Fórmula para la Actualización del Cargo De Distribución – D 39
8.2.3. Fórmula para el Cálculo Del Cargo De Comercialización – C 40
8.2.4. Propuesta de Nivel de Pérdidas para la Formula del Cu 41
2. REGIMEN LEGAL- ELEMENTOS A CONSIDERAR PARA DETERMINAR LAS FORMULAS TARIFARIAS La Constitución Política, Artículos 365 y siguientes, establece que es deber del Estado asegurar la prestación eficiente de los servicios públicos a todos los habitantes del territorio nacional, y que estos servicios son inherentes a su finalidad social. En este contexto, la Constitución determina que los servicios públicos podrán ser prestados por el mismo Estado o por particulares, con sujeción al régimen jurídico que establezca el legislador y que, en todo caso, corresponderá al Estado mantener la regulación y el control y vigilancia sobre ellos. Igualmente, la Carta determina que el legislador fijará las competencias y responsabilidades relativas a la definición del régimen tarifario, el cual deberá tener en cuenta los criterios de costos, solidaridad y redistribución de ingresos. En desarrollo del mandato constitucional referido, el Congreso de la República expidió la Ley 142 de 1994 “Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.” De acuerdo con el Artículo 2º de la Ley, la intervención del Estado en los servicios públicos debe propender, entre otros fines, por la prestación eficiente de los mismos, la libertad de competencia y la obtención de economías de escala comprobables. Asimismo, la Ley fijó las competencias para la definición del régimen tarifario, sus componentes, los principios por los cuales debe regirse, su vigencia y las causas que hacen posible su modificación. La Ley 142 de 1994 asignó a las comisiones de regulación, en este caso a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la definición de los regímenes tarifarios a los cuáles se encuentran sujetas las diferentes actividades de prestación de los servicios que regulan. El cumplimiento de esta función debe enmarcarse, no solo dentro de las normas específicas establecidas en la Ley para tal efecto, sino, también, en concordancia con las demás disposiciones contenidas en la Ley, en especial con aquellas referentes a las funciones asignadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Según lo establecido en la Ley 142 de 1994, le corresponde de manera general a la Comisión de Regulación de Energía y Gas ... “la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolios o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad 1 1Artículos 73 y 74 de Ley 142 de 1994..” En relación con las tarifas, la Ley establece que corresponde a la Comisión determinar si se debe aplicar el régimen de libertad regulada o libertad vigilada, y definir las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios que regula, de ser necesario. En cualquier caso, las empresas estarán sometidas al régimen establecido en la regulación. Para tal efecto la Comisión deberá tener en cuenta lo dispuesto en el Título VI ibidem. Según el Artículo 88 de la citada Ley, la Comisión podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, así como definir las metodologías para la determinación de tarifas de acuerdo con estudios de costos que realice. Habrá lugar a establecer la libertad de tarifas cuando los análisis que realice la Comisión, con base en los criterios y definiciones de esta Ley, muestren que las empresas no tienen una posición dominante en su mercado y que hay competencia entre proveedores. El Artículo 87 establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. El criterio de eficiencia implica que en la definición de las tarifas se procurará que éstas reflejen lo que serían los precios de un mercado competitivo, de tal forma que se tengan en cuenta los costos pero también los aumentos de productividad, y que de ninguna forma se trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. La suficiencia financiera significa que las tarifas deben permitir al empresario recuperar los costos, utilizar tecnologías y sistemas administrativos que permitan prestar el servicio con la mejor calidad, seguridad y continuidad para los usuarios; y remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. Por otra parte, los Artículos 91 y 92 de la Ley indican que, cuando sea posible, se definirá una fórmula para cada una de las diversas etapas de prestación del servicio, y que en la determinación de éstas las comisiones tendrán en cuenta los costos típicos de operación de las empresas comparándolas con otras que operen en condiciones similares, pero que sean más eficientes. 3. ESTRUCTURA DEL SERVICIO EN SAN ANDRES Y PROVIDENCIA Actualmente en la Isla de San Andrés y Providencia existen dos empresas prestadoras del servicio público de energía eléctrica. En las actividades de generación y de distribución2 Esta actividad en San Andrés se le ha denominado como Transmisión. a Nivel de Tensión de 34.5 kV la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica –Corelca-, y en las actividades de distribución en los Niveles de Tensión 2 y 1 y comercialización la empresas Archipelago’s Power & Light Co. S.A. E.S.P (APL). 3.1.GENERACIÓN En 1995, Corelca operaba y mantenía plantas de generación de una capacidad de 36 MW en San Andrés y 3 MW en Providencia. Como resultado de la decisión de Gobierno Nacional de vincular capital privado al sector eléctrico, en septiembre de 1995, Corelca suscribe con la Sociedad Productora de Energía –SOPESA- un Contrato de Suministro de Energía y Disponibilidad de Potencia por un término de 14 años. Este contrato incluyó la recuperación de los equipos generadores existentes y el suministro de 15,000 kw adicionales para San Andrés y 700 kw para Providencia. El contrato comenzó a ejecutarse el 1° de mayo de 1996, y después de instaladas las nuevas unidades y recuperadas las entregadas por CORELCA, los racionamientos ocasionados por generación de energía fueron superados totalmente. En el sector de Punta Evans, en San Andrés, se encuentra el centro Generador de esta isla y en él hay instalados 54,700 kw discriminados asi: 2 Unidades de 9600 kw; 4 Unidades de 2,500 kw; 4 Unidades de 2,100 y 6 Unidades de 2,865 kw, para una capacidad efectiva de 48,500 kw. La Central de Providencia está ubicada en el sector de Bahía Garret y en ella están instaladas 3 Unidades cuyas capacidades son: 1 Unidad de 1,400 kw; 1 Unidad de 750 kw y 1 Unidad de 745kw, para una capacidad instalada de 2,895 kw y efectiva de 2,680 kw. Actualmente, Corelca vende toda su generación a la empresa APL. En el siguiente gráfico se observa la evolución de las compras de electricidad de APL a Corelca. Como se puede apreciar, durante los tres primeros años de ejecución del contrato se presentó un incremento de 4.7% en la demanda, pero desde el año 1999, la demanda de electricidad en la Isla ha presentado una disminución del orden de 1.3% anual.
Las pérdidas de energía asociadas con el transporte y transformación de la energía eléctrica se denominan pérdidas técnicas y para su estimación se requiere conocer detalladamente, no solo las características de los elementos que componen el sistema sino el comportamiento de la carga que alimenta.
Aunque existen muchas clasificaciones para las pérdidas técnicas, para el sistema de distribución de San Andrés se consideraron, de acuerdo con la información disponible, dos grupos básicos: pérdidas asociadas con la variación de la carga y pérdidas cuyo comportamiento es prácticamente independiente de la carga.
Las pérdidas técnicas asociadas con la variación de la carga dependen de la magnitud de las corrientes que circulan por los elementos constitutivos del sistema. Para las islas básicamente se dividió el sistema por nivel de tensión, así:
- Sistema de distribución de 34.5 kV - Circuitos primarios 13.2 kV y 13.8 kV - Circuitos secundarios 208/120 V
Para cada nivel de tensión se construyeron las curvas de duración de carga a partir de los registros diarios disponibles y se aproximó su comportamiento en tres grupos o escalones de acuerdo con el área bajo la curva que corresponde a la energía asociada al sistema. Los escalones corresponden a condiciones de alta, media y baja carga.
Para cada uno de los tres niveles de carga se calcularon las pérdidas de potencia utilizando flujos de carga. La estimación de las pérdidas de energía se hizo integrando estas pérdidas de potencia de acuerdo con su duración.
Se simuló, mediante flujos de carga, el comportamiento de 6 circuitos primarios de San Andrés (42%) y la totalidad de los circuitos de Providencia (2 circuitos). Teniendo en cuenta que las pérdidas de potencia asociadas con el transporte eran muy pequeñas, menores al 3% de la electricidad transportada en cada circuito, y que los resultados de los flujos son del mismo orden de magnitud que los estimados concentrando la carga en un punto del alimentador, se optó por estimar las pérdidas para los restantes circuitos de San Andrés mediante esa aproximación, la cual constituye un caso de condición de carga extrema del alimentador.
Las pérdidas técnicas de los circuitos secundarios se estimaron de la siguiente forma:
· Se asignó una longitud de red proporcional a la capacidad de los transformadores de APL. · Se estimó la carga de cada transformador repartiendo la demanda máxima del circuito entre todos los transformadores conectados (particulares y propios de APL). · Se concentró la carga estimada al final de la longitud asignada · Las pérdidas de potencia se calcularon mediante la expresión : 3 I2R · Las pérdidas de energía se evaluaron considerando constantes las pérdidas de potencia durante cada período.
Las pérdidas técnicas independientes de la demanda se presentan básicamente en los transformadores del sistema eléctrico.
Con base en la información recolectada en el levantamiento se determinó el número y la potencia de los transformadores que componen el sistema y para la estimación de estas pérdidas se consideraron las pérdidas de vacio establecidas en las normas ICONTEC 818 y 819, para las diferentes capacidades de los transformadores existentes en las islas.
Los niveles de pérdidas técnicas calculadas son los siguientes:
Las pérdidas no técnicas se determinaron como la diferencia entre las pérdidas globales calculadas con base en los balances de energía y las pérdidas técnicas estimadas mediante el proceso antes descrito.
Teniendo en cuenta que la información disponible es muy escasa, para su desagregación se siguió la metodología que presenta el estudio preparado para la CREG, por CERI y PS Technologies sobre pérdidas de energía eléctrica en el sistema eléctrico Colombiano.
Los grupos en los cuales se desglosaron las pérdidas no técnicas son:
- Pérdidas por conexiones ilegales - Pérdidas por fraude - Pérdidas administrativas - Pérdidas en procesos de medición
Para la clasificación se usó la metodología del estudio mencionado y la información del Departamento de Redes de APL. En cada isla se consideraron sus situaciones especificas.
El desglose de las pérdidas no técnicas en sus diferentes componentes, de acuerdo con el estudio del CERI y PS Technologies, es como sigue, según un análisis realizado conjuntamente con el departamento de redes de APL:
CUADRO No. 8 DESGLOSE DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS SAN ANDRÉS
La Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró que los costos inherentes a la actividad de comercialización en las islas de San Andrés y Providencia debían ser similares a los que enfrenta cualquier empresa en el Sistema Interconectado Nacional. Se consideró conveniente utilizar el siguiente criterio: adoptar como costo base de comercialización (Co*) para San Andrés y Providencia el promedio aritmético entre el estimativo de los costos propios de APL asignables al negocio de comercialización que se consideran razonables y el promedio ponderado por el número de facturas del Co* para el universo de empresas pequeñas del SIN a las cuales se les aplicó el análisis envolvente de datos.
La aplicación de este criterio condujo a un valor de Co* de 4002 $/factura referidos a precios de dic/95 ($8.758 por factura a precios de diciembre de 2002). De conformidad con la Resolución CREG-073 de 1998, este Costo se variabiliza con el consumo facturado medio de los usuarios al sistema de distribución de San Andrés y Providencia que corresponde al total kWh vendidos a los usuarios dividido entre el total de facturas expedidas, sin considerar las debidas a errores de facturación.
Por otro lado, el Costo de Comercialización se afecta por el Índice de Productividad del Sector Eléctrico que para el primer período de regulación se asumió en un 1% anual.
En el siguiente gráfico se observa la evolución del costo de comercialización para la isla de San Andrés y Providencia.
PÉRDIDAS RECONOCIDAS
Es importante aclarar, que en el caso del Archipiélago de San Andrés, las actividades de Generación y Comercialización que serían potencialmente competitivas en otras condiciones de mercado, en este caso no lo son. Dadas estas circunstancias la regulación se ajusta a dicha condición. Para la determinación de la nueva metodología de remuneración de cada una de las actividades del servicio público domiciliario de energía eléctrica que se presta en el Archipiélago de San Andrés y Providencia, se cuenta, entre otras, con las siguientes alternativas metodológicas:
· Mercados Nuevos: Libertad de precios con senda tarifaria definida por el Distribuidor para un período de 10 años, en los cuales el agente presenta la senda para los cargos de generación, distribución y comercialización. · Mercados en Desarrollo: Costos medios de mediano plazo · Mercados Desarrollados: Costos medios históricos Básicamente existen dos procedimientos para el cálculo de costos medios: a) la metodología de costos del servicio “costs of service”; y b) la metodología de precios de eficiencia “efficiency pricing”
· Procedimiento de costos del servicio “costs of service” La determinación de tarifas mediante la metodología de costos del servicio supone que el regulador efectúa un análisis pormenorizado de los proyectos y costos de expansión; los niveles de cobertura y las proyecciones de demanda y generación propuestos por el Agente. Con base en la propuesta formulada por el Agente, se califica la eficiencia y justificación de la inversión y se evalúan los niveles de cobertura propuestos, así como, las proyecciones de demanda correspondientes. Bajo este procedimiento los costos históricos reconocidos y efectivamente ejecutados no se disputan, el Agente es quien define la expansión del servicio y por lo tanto asume los riesgos comerciales derivados de ella. · Procedimiento de precios de eficiencia Mediante este procedimiento los costos medios se establecen a partir de los costos que demandaría la construcción de un sistema eficiente, diseñado por el regulador con base en reglas de ingeniería comúnmente aceptadas y en los datos históricos de la compañía para determinar el costo del sistema. Así mismo, utiliza una serie de supuestos sobre la evolución del mercado para así determinar los costos medios de mediano plazo.
Con base en lo anterior, las disposiciones relacionadas con calidad del servicio de distribución contenidas principalmente en la Resolución CREG-070 de 1998, 096 de 2000 y 084 de 2002 y aquellas que las modifiquen también serán aplicables a la actividad de distribución del Archipiélago de San Andrés y Providencia.
En cuanto a las pérdidas no-técnicas, se propone que las atribuidas a conexiones ilegales sean responsabilidad del distribuidor, mientras las debidas al fraude del usuario sean compartidas entre el distribuidor y el comercializador.
En estos términos, el potencial de mejora en productividad que pueden lograr las empresas de distribución de energía eléctrica en el siguiente período tarifario es 0.85%, y el factor X que se incorpora en la fórmula tarifaria 0.42%.
Los siguientes son los procesos básicos que la empresa de comercialización de electricidad del Archipiélago de San Andrés y Providencia debe realizar: · Inversión en equipos y sistemas de información · Medición y lectura del consumo de sus clientes · Facturación y reparto de facturas · Recaudo y conciliación de cuentas · Gestión de cartera y de pérdidas · Atención de quejas, peticiones y recursos · Mantenimiento de equipos y sistemas de información · Procesos de soporte administrativo y relaciones con otras instituciones
IPCm Índice de Precios al Consumidor del mes m. IPC0 Índice de Precios al Consumidor del mes en que se apruebe el costo de comercialización. Sobre la fórmula anterior se observa lo siguiente: · En el Costo Base de Comercialización se incluirá las contribuciones a la CREG y a la SSPD. · Se incluye un factor de productividad calculado de igual forma que se hace para el cargo de distribución. · La actualización se hace con el IPC como lo es actualmente, pero al mes m como en distribución y no al mes m-1 como está en la fórmula actual para el Archipiélago. Se propone mantener los esquemas de actualización adoptados por la Resolución CREG-112 de 2001.