| Publicación Diario Oficial No.: | , el día: |
| Publicada en la WEB CREG el: | |
| Resolución 037 de 1996
(21 de mayo)
Por la cual se establece un costo de referencia para la prestación del servicio público de electricidad en el Archipiélago de San Andrés y Providencia.
LA COMISIÓN DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS
en ejercicio de las atribuciones legales, en especial de las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y los decretos 1524 y 2253 de 1994.
CONSIDERANDO:
Que es necesario establecer los costos de referencia para la prestación del servicio de electricidad aplicables al mercado regulado en San Andrés y Providencia;
Que la Comisión adelantó un estudio para la determinación de los costos involucrados en las diferentes etapas de prestación del servicio en este Departamento.
R E S U E L V E:
Artículo 1o. Establecer los siguientes costos máximos de referencia en cada una de las etapas de prestación del servicio de energía eléctrica en el Departamento de San Andrés y Providencia, expresados en pesos de diciembre de 1995:
a. Costo máximo de referencia de venta de energía eléctrica suministrada en Bahía Hooker a nivel de tensión de 13.8 kV: $/kwh 94.81.
b. Costo máximo de referencia de transporte de energía eléctrica a nivel de tensión II: $/kwh 7.40.
c. Costo máximo de referencia acumulado de transporte de energía eléctrica a nivel de tensión I: $/kwh 16.91.
d. Costo máximo de referencia de atención de clientela: $/kwh 20.79.
a. Margen de Comercialización de energía eléctrica : $/kWh 4.00.
En el Anexo de esta Resolución se describe la metodología utilizada para establecer los costos antes indicados.
Artículo 2o. Los costos de referencia se actualizarán mensualmente, con base en el IPP certificado por el Banco de la República, correspondiente al mes inmediatamente anterior al período que se vaya a actualizar.
Artículo 3o. Los costos de referencia establecidos en el artículo No. 1, tendrán efectos tarifarios únicamente cuando la Comisión así lo autorice.
Artículo 4o. La presente resolución rige a partir de la fecha de sus notificación a Corelca, APL e Issesa. Contra lo dispuesto en ella procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a su notificación.
Sin perjuicio de lo anterior esta Resolución deberá publicarse en el Diario Oficial.
| Publicada en el Diario Oficial No. 42.796 de Mayo 29 de 1996 |
NOTIFIQUESE, PUBLIQUESE Y CUMPLASE,
Dada en Santafé de Bogotá, D.C., el día 21 de mayo de 1996
 | LEOPOLDO MONTAÑEZ CRUZ
Viceministro de Energía encargado de las funciones del Despacho del Ministro de Minas y Energía | ANTONIO BARBERENA S.
Director Ejecutivo |
ANEXO
METODOLOGIA PARA ESTABLECER EL COSTO DE REFERENCIA PARA LA PRESTACION DEL SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD EN EL ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES Y PROVIDENCIA
A. Metodología
Para establecer el costo de referencia se calculan los costos de generación, transmisión (nivel III), distribución y comercialización
Costo de Generación y Transporte en el Nivel III
Se realizaron las proyecciones financieras de Corelca buscando las tarifas medias anuales a las cuales esta empresa debe vender la energía al comercializador para garantizar un equilibrio económico del negocio.
Los ingresos de Corelca corresponden al producto de la energía entregada en Bahía Hooker por la tarifa media y los egresos son la suma de los pagos por disponibilidad de potencia, suministro de energía y costo de combustible, el cual se calcula con subsidios para el periodo de 1996 al 2003.
Los pagos por disponibilidad de potencia incluyen los costos del transporte entre Punta Evans y Bahía Hooker.
Costos de Distribución
Se realizó un inventario de las redes a los niveles de tensión I y II (sin incluir transformación hasta la red primaria que opera a la tensión II, dado que esta hace parte del costo de generación). Los activos fueron valorados a precios de reposición de diciembre de 1995.
Los activos de las redes de distribución comprenden: a) líneas primarias y secundaria a las tensiones de los Niveles I y II, b) transformadores de distribución con tensión secundaria del Nivel I y sus equipos de protección correspondientes.
Los activos se agruparon en la siguiente forma:
. Activos del Nivel II (líneas primarias).
. Activos del Nivel I (líneas secundarias, transformadores y equipos de protección).
El costo anual equivalente de estos activos se calcula utilizando una tasa de descuento del 10% anual y una vida útil de 15 años (zona altamente contaminada). Los costos anuales de administración, operación y mantenimiento se estimaron en forma separada para los negocios de distribución y comercialización con base en los gastos reales de la empresa actual.
De igual forma, se calcularon los costos de los activos no eléctricos entre los negocios de distribución y comercialización, considerando una vida útil de 20 años para las edificaciones y de 5 años para los vehículos
Dentro del proceso de cálculo se asigna el 100% del costo a la demanda por energía.
Para el cálculo de los cargos por uso de las redes se utilizó la demanda de energía estimada por Corelca para el año de 1995.
Con base en lo anterior, se obtuvieron los cargos "estampilla" por energía para las etapas individuales del Nivel II y Nivel I y el acumulado para el Nivel I.
Costos Atención Clientela
Los costos directos de clientela por kWh se calcularon como la suma de los costos de AOM del negocio de comercialización más las anualidades de los activos no eléctricos asignados a esta actividad, divididos entre los kWh adquiridos en Bahía Hooker.
Margen de Comercialización
El margen de comercialización se calcula como la suma de los siguientes costos:
- Costo de oportunidad del capital de trabajo, correspondientes a tres meses de funcionamiento, descontado a una tasa que incluye una prima de riesgo.
- Costo de administración financiera
- Retorno a la gestión administrativa
| LEOPOLDO MONTAÑEZ CRUZ
Viceministro de Energía encargado de las funciones del Despacho del Ministro de Minas y Energía | ANTONIO BARBERENA S.
Director Ejecutivo |
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