CONCEPTO 1388 DE 2009

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<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D. C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación del 18 de marzo de 2009

Radicado CREG E-2009-0002362

Respetado XXXXX:

Hemos recibido la comunicación del asunto, mediante la cual el Ministerio de Minas y Energía solicita lo siguiente:

“Sobre el aspecto de incentivación a mejoras tecnológicas o cambios de tecnología de uso de fuentes energéticas fósiles por renovables, después de que se ha iniciado la concesión, con el fin de reducir los costos de prestación trasladando dichos ahorros a una menor tarifa y al concesionario, se ha propuesto un análisis que parte de:

1. La fórmula de costo unitario establecida por CREG en la resolución 160 de 2008 se compone de un sumando (IAOM) que refleja la remuneración de inversión y costos de AOM, y otro sumando (Gc) que refleja los costos de combustible. Este último es afectado por la eficiencia ofertada, el tipo de combustible ofertado y las pérdidas de distribución ofertadas.

2. La CREG en el artículo 25 y el artículo 26 de la Resolución CREG 160 de 2008 establece que el componente de IAOM será el ofertado en el proceso de selección. De modo que tratar de variar este componente a posteriori del proceso sería imposible por la limitación regulatoria (no se podría variar ni para arriba ni para abajo).

3. En cuanto al componente de Gc establece que se usa el precio de combustible puesto en sitio definido por el ministerio mes a mes. No se observa que lo refiera a costos en refinería, IP, costos en SAIP de estaciones de servicio, etc.

Con el fin de buscar incentivar aumentos de eficiencia por mejoras tecnológicas, y en general, disminuir en el tiempo el costo de prestación se propone dos soluciones contractuales:

- Siempre que el costo unitario sea menor, permitir aumentar el IAOM (por requerir inversiones no propuestas en la oferta inicial ganadora), reduciendo el Gc (por usar menos fuel, o usar fuel más barato). Si el cambio aceptado, por cambios de precios en el tiempo posteriores, resultara en un mayor cual ofertado, se acotaría al ofertado inicialmente. Si el CU es menor, un porcentaje del ahorro iría al concesionario y el otro para reducir tarifa. Problema inmediato: no se puede cambiar el IAOM ofertado, según la fórmula del regulador.

- Siempre que el costo unitario sea menor, sin permitir aumentar el IAOM, la reducción de costos de combustible Gc se incentivaría por una distribución del menor costo del combustible esperado por la mejora tecnológica. Problema: si hay mejora tecnológica, el concesionario no nos lo dirá, por cuanto de todos modos se le reconoce la eficiencia ofertada, de modo que él gana si hay mejoras tecnológicas y no nos las dice, ya que si las dice en vez de ganar el 100% lo ponemos a ganar un porcentaje menor ya que el resto va a menor tarifa.

Entonces como se ve el incentivo natural existe para mejoras tecnológicas, no se requiere una cláusula de mejora tecnológica para ello, a menos que el concesionario y la nación buscaran distribuir riesgos de esas mejoras (por ejemplo, cambiar de fósil a renovable que es riesgoso tecnológicamente y en precio). Si así se desease, tampoco se tendría la herramienta, al impedir el regulador cambiar el IAOM en el tiempo.

En cuanto a cambio de combustible en el tiempo, por ejemplo pasar de diesel marino a Hfo, evidentemente es más fácil y no requiere cláusula si no se necesita distribución de riesgos, pues resulta que el precio de Hfo tiene de referencia (indirecta) al precio de diesel marino, sabiéndose que el diesel marino siempre es más costoso que el Hfo, por su origen (el uno es destilado, el otro es residual).

Sin embargo, en cuanto a incentivar transporte más barato, esto sí se podría ya que el regulador dejó en manos del ministerio el fijar el precio de referencia de combustible en sitio mes a mes. El Ministerio usaría precio de referencia de transporte de ECOPETROL, por poner un ejemplo, que en caso de ser inferior por el concesionario verificado por interventor, se distribuye ese beneficio entre el concesionario y la tarifa. El Vice pide que se revise el tema regulatorio de que ante mejoras tecnológicas los ahorros se distribuyan entre el concesionario y el costo de prestación.”

Al respecto, hemos entendido que esta comunicación contiene dos propuestas de modificación de las Resoluciones CREG 160 y 161 de 2008 orientadas a generar incentivos para introducir mejoras tecnológicas en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas – ZNI – en donde el Ministerio de Minas y Energía haya conformado áreas de servicio exclusivo en ejercicio de la función contemplada en el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007:

1. Mecanismo para incentivar el reemplazo de una tecnología de generación basada en combustibles de origen fósil, afectando los componentes de la fórmula tarifaria.

2. Mecanismo para incentivar el reemplazo de una tecnología de generación basada en combustibles de origen fósil, sin afectar componentes de la fórmula tarifaria.

Al respecto, a continuación se presentan los resultados del análisis de cada una de las propuestas resumidas anteriormente:

Propuesta 1. Mecanismo para incentivar el reemplazo de una tecnología de generación basada en combustibles de origen fósil, afectando los componentes de la fórmula tarifaria.

La CREG considera que no es conveniente introducir este cambio en las resoluciones mencionadas, teniendo en cuenta los argumentos que se exponen a continuación:

- Las Resoluciones CREG 160 y 161 de 2008 abren espacio para que los participantes en las convocatorias públicas para la adjudicación de áreas de servicio exclusivo consideren en sus propuestas los costos asociados a la implementación gradual de mejoras tecnológicas en la actividad de generación de energía eléctrica.

En efecto, la regulación prevé que el costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica en estas áreas se forme a partir de los valores ofertados por dichos participantes, como es el caso de las variables IAOM y PIAOM. Estas variables deben reflejar la remuneración esperada por los oferentes, tomando en consideración las inversiones y los gastos de administración, operación y mantenimiento_[1] en que incurrirían durante el período de vigencia de los contratos. Entre dichas inversiones podrían contemplarse las asociadas a la implementación de nuevas tecnologías de generación que requieran un menor volumen de combustibles de origen fósil.

Es de resaltarse que las fórmulas tarifarias aplicables a aquellos casos en que los usuarios asumen el riesgo de demanda prevén la posibilidad de que los participantes en las convocatorias oferten un valor de IAOM diferente para cada mes del contrato, lo cual da una mayor flexibilidad para que los participantes consideren la adopción de futuros desarrollos tecnológicos.

- La regulación le permite al Ministerio de Minas y Energía definir el plazo de los contratos, sin establecer una duración mínima para los mismos. De esta manera, frente a posibles incertidumbres alrededor del desarrollo de nuevas tecnologías de generación y ante eventuales dificultades para estimar el costo de su implementación, el Ministerio tiene la facultad de optar por asignar las obligaciones de prestación del servicio por un plazo prudencial.

- De otro lado, para aceptar un cambio en las variables IAOM o PIAOM, sería conveniente verificar que el valor presente de la suma de estas variables y la remuneración de los combustibles de origen fósil resultara inferior tras la adopción de la nueva tecnología. Esta valoración resultaría compleja, dada la volatilidad de los precios de los combustibles de origen fósil.

En relación con este tema, es importante recordar que ésta fue la razón por la cual en las fórmulas tarifarias definidas por la regulación se introdujo un componente específico para remunerar los costos de los combustibles de esta naturaleza, el cual fue denominado Gc_m. El desarrollo de este análisis puede ser consultado en los Documentos CREG 094 y 095 de 2008.

En concordancia con lo anterior, se considera que la propuesta lleva a realizar proyecciones de precios de combustibles, lo cual contradice el espíritu de las fórmulas tarifarias aprobadas mediante las Resoluciones CREG 160 y 161 de 2008.

- Por otro lado, la regulación señala que previo a la apertura de las convocatorias públicas se debe definir con claridad las características del producto a adjudicar, teniendo en cuenta los fundamentos de la teoría de subastas. De esta manera, los cambios que se proponen afectan directamente este aspecto de la subasta, lo cual puede generar incertidumbre entre los posibles participantes.

Además, a juicio de la Comisión, esto aumenta la probabilidad de enfrentarse al ejercicio de acciones judiciales debido a las modificaciones de las condiciones exigidas en los pliegos publicados, base sobre la cual se elaboran las ofertas y se adjudica el respectivo contrato.

Propuesta 2. Mecanismo para incentivar el reemplazo de una tecnología de generación basada en combustibles de origen fósil, sin afectar componentes de la fórmula tarifaria.

La Comisión está analizando la viabilidad de esta propuesta desde el punto de vista legal, teniendo en cuenta además las consideraciones mencionadas respecto de la propuesta anterior y la normatividad vigente. En una comunicación posterior le informaremos los resultados de este análisis.

No obstante lo anterior y ante el interés del Ministerio de Minas y Energía, de la manera más respetuosa nos permitimos sugerirle a ese Ministerio que analice la viabilidad legal de implementar un esquema como éste, haciendo uso de recursos de subsidios a la demanda o del FAZNI.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en el artículo 25 del Código Contencioso Administrativo

Cordialmente,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. Con excepción de los gastos asociados a las compras de combustibles fósiles utilizados en la actividad de generación, los cuales son remunerados a través del componente Gc_m,