RESOLUCIÓN 79 DE 2014

(junio 12)

Diario Oficial No. 49.181 de 13 de junio de 2014

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 6o de la Resolución número 9 0604 de 2014 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la cual se adoptan medidas excepcionales para el STN y el STR tendientes a garantizar la continuidad del servicio en situaciones especiales, publicada en el Diario Oficial número 49.174 del 6 de junio de 2014, establece:

Dentro de los cinco días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha de publicación de la presente resolución, la CREG expedirá para consulta la resolución que contenga el documento con propósitos y los lineamientos para la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica en el SIN.

Estos documentos deberán contener los lineamientos que aseguren la oportuna expansión, adecuación y reposición de los activos utilizados en la prestación del servicio y su debida administración, operación y mantenimiento, con el fin de propender por el continuo mejoramiento de la calidad del servicio.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 609 del 12 de junio de 2014, aprobó hacer públicos para consulta los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Háganse públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, contenidos en el Anexo General de esta resolución.

ARTÍCULO 2o. PRESENTACIÓN DE COMENTARIOS, OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS. Se invita a los usuarios, a los agentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 3o. INFORMACIÓN. Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al Director Ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: avenida calle 116 No 7-15, Edificio Torre Cusezar, Interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co

ARTÍCULO 4o. ESTUDIOS. La Comisión publicará para conocimiento y comentarios de los interesados los estudios relacionados con la revisión de las metodologías de remuneración de las actividades de transmisión y distribución y su implementación en diferentes países, y el de revisión de la calidad de la energía alcanzable con la infraestructura actual en Colombia.

ARTÍCULO 5o. VIGENCIA. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 12 de junio de 2014.

El Presidente,

AMÍLCAR DAVID ACOSTA MEDINA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO.

ANEXO GENERAL.

PROPÓSITOS Y LINEAMIENTOS PARA LA REMUNERACIÓN PARA LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL PERIODO TARIFARIO 2015-2019.

La Comisión expidió la Resolución CREG 043 de 2013 en la cual se encuentran las bases para iniciar los estudios conducentes a la definición de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el siguiente periodo tarifario.

Como insumos para la definición de la propuesta se han contratado estudios con consultores externos en los siguientes temas: revisión del estado del arte en metodologías de remuneración de actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica y su implementación en diferentes países, revisión de la calidad de la energía alcanzable con la infraestructura actual en Colombia, estudio de actualización de unidades constructivas y estudio de determinación del costo de transporte de energía reactiva.

Adicionalmente se han realizado estudios al interior de la Comisión, con base en la información suministrada por las empresas al Sistema Único de Información y a la Comisión, la revisión detallada de la regulación a nivel internacional y las condiciones bajo las cuales se ha desarrollado el servicio durante el actual periodo tarifario.

A nivel normativo se presentan retos importantes con la expedición de la Ley 1715 de 2014, en la cual se dan las políticas generales para la incorporación de nuevas fuentes de energía en la operación del Sistema Interconectado Nacional. De otra parte, el desarrollo de nuevas tecnologías hace que la operación y, por ende, la regulación, del sistema de distribución requiera ajustes importantes.

La Comisión ha identificado la necesidad de realizar cambios estructurales en la metodología de remuneración de la actividad orientados al fortalecimiento de las señales de reposición de la infraestructura existente, la integración de nuevas tecnologías al sistema, la estabilidad en la remuneración de las inversiones realizadas y el mejoramiento de la confiabilidad y la calidad del servicio; guardando la consistencia regulatoria requerida entre sus diferentes elementos_[1].

En la Resolución número 90604 del 5 de junio de 2014 MME se señala que la Comisión deberá expedir para consulta la resolución que contenga los propósitos y los lineamientos para la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica.

A continuación se presentan los propósitos y lineamientos generales que la Comisión está considerando para la definición de la metodología de remuneración de la actividad de distribución en el siguiente periodo tarifario, que hace parte de la agenda regulatoria de la CREG para el año 2014.

1. Propósitos

La Comisión propone abordar el estudio considerando los siguientes aspectos, los cuales se encuentran enmarcados dentro de los criterios y principios tarifarios definidos por las Leyes 142 y 143 de 1994:

– Costos eficientes: remunerar de forma adecuada la infraestructura utilizada para la prestación del servicio, incluyendo la ampliación de la cobertura, así como dar señales para alcanzar niveles de gastos eficientes y una reposición adecuada de la infraestructura.

– Confiabilidad en la prestación del servicio: fortalecer las señales regulatorias para la expansión, ampliación de cobertura y reposición de activos.

– Calidad del servicio: consolidar el esquema de calidad del servicio de tal forma que el suministro de energía eléctrica sea realizado con altos estándares de calidad y acorde con la metodología de remuneración.

– Empresas sostenibles: contar con empresas sostenibles, consolidadas y con suficiencia financiera.

– Tarifas competitivas: lograr tarifas competitivas a nivel internacional, que reflejen los costos que enfrentan las empresas para la prestación eficiente del servicio.

– Manejo de externalidades: considerar en la remuneración de la actividad aspectos macroeconómicos, tecnológicos, ambientales, entre otros.

2. Lineamientos

Para la regulación de la actividad de distribución se ha utilizado en los tres últimos periodos tarifarios un esquema de costo medio histórico_[2] en combinación con un mecanismo de altos incentivos tipo precio máximo y una remuneración de inversiones basada en el modelo de valor de reposición a nuevo.

La regulación aplicada ha contribuido para que se cuente con un sector eléctrico consolidado y con altos niveles de cobertura, en el cual, la calidad del servicio y los niveles de pérdidas han mejorado, sin embargo, se han identificado algunos aspectos que deben ser considerados en el diseño regulatorio del próximo periodo tarifario para cumplir con los propósitos mencionados en el numeral anterior.

Dentro de los aspectos a considerar se encuentran los siguientes: i) en general, las inversiones en reposición de la infraestructura han estado por debajo de los niveles esperados, ii) en unos pocos mercados los proyectos con costo superior al medio no se han desarrollado oportunamente, a pesar de que la regulación actual contiene los mecanismos para estos casos, iii) se requieren inversiones importantes en la reposición y adecuación de la infraestructura eléctrica para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio y mejorar la calidad del mismo, iv) la incorporación de nuevas tecnologías y las políticas definidas en la Ley para la promoción de energías no convencionales impone retos importantes en la planeación, operación y regulación de la actividad de distribución, v) es importante dar mayores señales de estabilidad en la remuneración de las inversiones realizadas por las empresas, y vi) se requiere guardar la consistencia regulatoria de los diferentes elementos para que las señales sean claras para las empresas y de esta manera se mejore la eficiencia en los costos.

Con base en lo anterior, se considera necesario redefinir el marco regulatorio para fortalecer las señales de reposición y renovación de la infraestructura, incentivar las inversiones en expansión y permitir, de manera eficiente, la incorporación de nuevas tecnologías al sistema de distribución, entre otros.

Se propone un esquema que considere los planes de inversión presentados por las empresas, acompañado de un mecanismo de ingreso máximo y un esquema de remuneración de las inversiones con base en el modelo de costo de reemplazo depreciado.

Para la remuneración de las inversiones se propone utilizar un modelo de costo de reemplazo depreciado, bajo el cual se reconoce una rentabilidad sobre la Base Regulatoria de Activos_[3] (BRA), e incorporar de manera explícita en los ingresos el valor correspondiente a la depreciación_[4] de los activos y las inversiones incluidas en el plan de inversiones.

Respecto a las inversiones requeridas durante el periodo tarifario se plantea el uso de mecanismos para incentivar a las empresas a presentar y desarrollar planes de inversión eficientes y ajustados con las condiciones propias de su mercado, manteniendo como referencia el comportamiento histórico de cada empresa. Lo anterior acompañado de mecanismos de seguimiento de la ejecución de los planes de inversión y esquemas de revisión de los ingresos de las empresas asociados al cumplimiento de dichos planes.

Se propone que los OR presenten planes de inversión asociados con diferentes tipos de proyectos: reducción de pérdidas, incorporación de nuevas tecnologías, mejoramiento de la calidad del servicio, expansión y reposición de activos, confiabilidad, entre otros.

En relación con los gastos de AOM se propone una metodología consistente con el esquema de costo de reemplazo depreciado.

Para la calidad del servicio en los SDL, se propone mantener el esquema de incentivos y compensaciones, haciéndolo consistente con las condiciones actuales y futuras de las redes en concordancia con la metodología de remuneración de las inversiones y los gastos. Además, se plantea dar señales para que las empresas presten el servicio cumpliendo con los niveles mínimos de calidad a los usuarios.

A continuación se presentan los lineamientos generales de la metodología en estudio.

2.1 Propuesta de remuneración

La Comisión está considerando la aplicación de una metodología de ingreso máximo para el STR y SDL con los siguientes lineamientos:

– Ingresos que correspondan a la suma de la rentabilidad de la BRA, la depreciación, los gastos de AOM y un componente asociado con los incentivos.

– Definición de la BRA inicial para cada OR a partir de la valoración de los activos a una fecha de corte y ajuste por un factor que represente la vida útil remanente de esta base de activos.

– Actualización anual de la BRA con base en las inversiones incorporadas, la depreciación de los activos existentes y los activos que salgan de operación.

– Valoración de los activos a la fecha de corte (tanto el inventario como su respectiva valoración) manteniéndola inmovilizada a partir del nuevo periodo tarifario.

– Determinación de la BRA del nivel de tensión 1 utilizando el inventario de activos de las redes urbanas_[5], y para las rurales, mediante una muestra representativa.

– Definición de una vida útil remanente de la base de activos existente, con la opción de que las empresas presenten un estudio en el cual justifiquen la vida útil remanente de los activos de su sistema_[6].

– Definición de la vida útil a partir de la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, revisando la pertinencia de utilizar el concepto de vida útil extendida empleado en la regulación de otros países.

– Depreciación lineal de la BRA con base en la vida útil reconocida a cada grupo de activos.

– Verificación de la ejecución de los planes de inversión y definición de mecanismos de ajuste de los ingresos por cumplimiento del plan.

– Presentación, por parte de los OR, de planes de inversión asociados con diferentes tipos de proyectos: reducción de pérdidas, nuevas tecnologías, calidad del servicio, expansión y reposición de activos, reducción de restricciones del sistema_[7], entre otros.

– Uso de un modelo de incentivos para los planes de inversión, mediante la aplicación de un esquema de menú de contratos.

– En relación con las Unidades Constructivas (UC), utilizadas para la valoración de los activos se propone lo siguiente:

-- Revisar el impacto de los costos ambientales en la valoración de las unidades constructivas.

-- Para las UC de control y comunicaciones se propone utilizar la estructura global del esquema de control del OR.

-- Valorar los apoyos de las UC de línea de forma independiente, con base en el inventario real de los apoyos identificados.

-- Remunerar las servidumbres con base en los costos de las empresas.

– Para los gastos de administración, operación y mantenimiento se propone la utilización de modelos de comparación entre los agentes, con el fin de obtener los niveles de gastos eficientes que a su vez sean consistentes con la metodología de remuneración de la actividad que se adopte.

2.2 Calidad del servicio

2.2.1 Sistema de Transmisión Regional

Con respecto a la regulación de calidad del servicio en los STR se propone continuar con la aplicación del esquema definido en la Resolución CREG 097 de 2008. No obstante, se revisará la posibilidad de hacer ajustes orientados a la mejora del esquema, como son:

– Revisión del porcentaje de Energía No Suministrada (ENS), a partir del cual aplica la compensación y la posibilidad de verificación de la existencia de demanda no atendida en el SIN ante eventos en estos sistemas.

– Revisión de las horas de indisponibilidad permitidas.

– Separación de las horas permitidas de indisponibilidad por cada activo.

– Revisión de la frecuencia y las horas excluibles en el cálculo de las indisponibilidades para los mantenimientos mayores de subestaciones encapsuladas.

– Definición de procedimientos para evaluar la afectación entre sistemas por eventos.

– Revisión de criterios para la definición de las zonas excluidas de compensación.

2.2.2 Sistema de Distribución Local

Se propone realizar ajustes al esquema de incentivos y compensaciones, tales como:

– Uso de indicadores de calidad comparables a nivel internacional que reflejen la duración y la frecuencia de las interrupciones del servicio.

– Identificación de los estándares de calidad alcanzables, teóricos y óptimos.

– Identificación de estándares mínimos garantizados para los usuarios.

– Adopción de nuevos Grupos de Calidad que reflejen las condiciones exógenas a las que están expuestas las redes y consideren además el nivel de ruralidad.

– Establecimiento de sendas a cada OR para alcanzar los estándares de calidad base y los estándares mínimos garantizados, de acuerdo con el plan de inversiones que se apruebe a cada empresa.

– Aplicación de la regulación de calidad a todos los OR cumpliendo con los requisitos mínimos de medición, registro y reporte.

2.3 Pérdidas

Se propone que los OR presenten un plan de reducción de pérdidas en el cual se incluyan las inversiones, los gastos y las metas de reducción de pérdidas durante el periodo tarifario, sujeto a aprobación por parte de la Comisión y con reconocimiento sujeto al cumplimiento de las metas aprobadas_[8].

2.4 Unificación de cargos en los SDL

Se propone unificar los cargos de distribución de nivel de tensión 1 agrupando los OR en dos sistemas de la misma forma que se hace en los STR (Norte y Centro Sur).

2.5 Nuevas tecnologías

Se plantea que los OR presenten planes para la incorporación de nuevas tecnologías en los activos utilizados en las redes de uso, sujetos a aprobación por parte de la Comisión y con mecanismos de seguimiento a la ejecución.

2.6 Respuesta de la demanda

Se propone incorporar precios horarios como una señal de eficiencia para la demanda y optimización del uso del sistema.

2.7 Energía reactiva

Se propone realizar ajustes al tratamiento de la energía reactiva en exceso, tales como:

– Revisión de la pertinencia del cobro de la energía reactiva en exceso en el nivel de tensión 4.

– Fortalecimiento de las señales para los usuarios que consumen o entregan energía reactiva al sistema.

– Análisis de la posibilidad de que alguna maniobra de un elemento de subestación pueda determinar la cantidad de la energía reactiva transportada y así generar un cobro que pueda ser evitado.

– Revisión del impacto de la implementación de un factor de potencia más alto como señal a los usuarios finales para corregir las posibles deficiencias en este sentido.

2.8 Migración de usuarios a nivel de tensión superior

Se propone revisar los criterios requeridos la migración de usuarios a nivel de tensión superior, dado que, con la propuesta de utilización de un esquema de ingreso máximo para la remuneración de los SDL se reducen los incentivos del operador de red para limitar el cambio de nivel de tensión de un usuario.

El Presidente,

AMÍLCAR DAVID ACOSTA MEDINA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO.

* * *

1. Principalmente la inversión, la tasa de remuneración, los gastos, la calidad del servicio y las pérdidas.

2. Se toma como referencia el costo medio al inicio del periodo tarifario.

3. La BRA está representada por los activos eléctricos, activos no eléctricos y terrenos necesarios para la prestación del servicio.

4. En la regulación, la depreciación se considera una medida de la reducción del valor o la utilidad de un activo durante su vida útil debido al uso o la obsolescencia, a partir de la vida útil regulatoria y un perfil de depreciación.

5. Para las empresas que cuenten con el inventario detallado de las redes rurales se utilizará esta información.

6. Para aquellas empresas que justifiquen una vida útil remanente mayor a la de referencia, se propone realizar un proceso de evaluación que puede incluir auditorías y evaluación por parte de consultores contratados por la Comisión.

7. Se propone considerar la responsabilidad por el pago de las restricciones ante el incumplimiento del plan de inversiones aprobado.

8. En documento aparte, la Comisión tratará lo relativo a la distribución de pérdidas de energía de tal forma que dicha distribución no cree ventajas competitivas en el mercado de comercialización minorista a ningún agente.