CONCEPTO 2185 DE 2019

(mayo 3)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá., D C

XXXXXXXXXXXXX

Asunto: Acción popular 2016-0005500

Accionante: Carlos Guerrero

Accionado: Nación, Ministerio de Minas y Energía, CREG y otros Señora Magistrada:

En respuesta al oficio 665 de 23 de abril de 2019, recibido en esta oficina el 24 de abril del año en curso, en virtud del cual y en cumplimiento del auto de pruebas dentro del proceso del asunto se le solicita a esta Comisión:

Se sirva certificar si de oficio o de parte se ha iniciado actuación administrativa contemplada en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, tendiente a modificar las fórmulas tarifarias por parte de la Empresa de Energía de Arauca ENELAR ESP. En caso afirmativo deberá informar las causas que motivaron dicha actuación y remitir copia íntegra de la misma.

Al respecto se indica que, revisada la base de datos de la entidad, no se encontró ninguna solicitud de modificación de fórmulas tarifarias por parte de la Empresa ENELAR ESP, con fundamento en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

La fórmula tarifaria general que debe aplicar ENELAR para calcular mensualmente el costo unitario de prestación del servicio a usuarios regulados, es decir el costo por unidad (Kilovatios hora mes) consumida en un periodo mensual, es la establecida en la Resolución 119 de 2007 en la cual se identifican los siguientes componentes:

a) Componente de Generación (G): corresponde a los costos de compra de la energía ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del comercializador minorista, ya sea que las compras se realicen en el mercado diario o spot o en contratos a largo plazo con generadores u otros comercializadores.

Los contratos de energía a largo plazo, que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores, se Indexan principalmente con el índice de Precios al Consumidor-IPC.

El precio de bolsa varía hora a hora en cada día por diversas circunstancias, como la disponibilidad de agua, el costo de los combustibles de origen fósil como el gas natural o el carbón. Las condiciones extremas en el clima, como el fenómeno del Niño, pueden llevar a variaciones al alza durante varios meses, las cuales se normalizan a medida que el fenómeno climático se atenúa y desaparece.

La proporción de compras en contratos frente a las compras en bolsa pueden ocasionar una mayor variación del costo de la generación de energía que se traslada a los usuarios. Si, por ejemplo, la empresa tiene una relación de 70 % de su energía comprada vía contratos y el restante lo compra en bolsa, puede tener una mayor variación frente a una empresa que tiene el 85% de su energía con precios fijos vía contratos y el restante 15% lo compra en bolsa.

La proporción entre contratos y compra en bolsa corresponden a una decisión estratégica de la empresa.

b) Componente de transmisión (7): Corresponde al costo por el uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN, se expresa en ($/kWh) para el mes m determinado. Es un valor único para todos los usuarios del sistema y paga el transporte de la energía desde las plantas de generación hasta las Redes de Transmisión Regional (STR).

La metodología de remuneración se encuentra definida en la Resolución CREG 011 de 2009 y 022 de 2001. Los valores reconocidos a cada empresa de transmisión y que se incluyen en la tarifa se fijan por el periodo tarifario y se modifican con la entrada en servicio de nuevos proyectos, que en general corresponden al resultado de procesos de libre concurrencia.

Adicionalmente, se considera la variación del índice de Precios al Productor y los cambios en la demanda nacional de energía.

c) Componente de distribución (D): Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final a través de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa distribuidora.

Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el Ministerio de Minas y Energía, MME, ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD. Las ADD actualmente determinadas por el MME son:

- Oriente: Codensa, Eec, Ebsa, Electrohuila y Enelar

- Occidente: Emcali, Epsa, Emcartago, Empresa Municipal de Energía Eléctrica, Cetsa, Ceo y Cedenar.

- Sur: Electrocaqueta, Emsa, Enerca, Putumayo, Bajo Putumayo y Emevasi

- Centro: Essa, Cens, Epm, Edeq, Eep, Chec y Ruitoque

d) Componente de costo variable en la comercialización (Cv): Corresponde al margen de comercialización del Comercializador Minorista, expresado en ($/kWh). Este valor remunera los costos variables asociados con la comercialización de la energía, tales como el margen de la actividad, riesgo de cartera, pagos al Administrador del Mercado y al Centro Nacional de Despacho, así como las contribuciones a la CREG y a la SSPD y los costos de atención comercial del usuario.

El anterior concepto se calcula de acuerdo con las resoluciones CREG 191 de 2014 y 180 del mismo año, en particular esta última implico la realización de múltiples estudios y la recopilación de información por un periodo de siete años.

En dicha metodología se establece el costo base de comercialización de cada mercado a partir de los gastos reportados por la empresa y la aplicación de un factor de eficiencia que resulta de realizar una comparación de los gastos de todas las empresas del sector mediante la metodología de frontera estocástica⁽¹⁾. Con la frontera se indica el porcentaje de gastos eficientes a reconocer a cada una de las empresas, dichos valores oscilaron entre el 70% y el 100% de los gastos declarados por las empresas.

Es importante anotar que, dentro de los gastos considerados en este tema, se han excluido aspectos como reconexiones, suspensiones y otros servicios que, si bien, son relacionados con la comercialización, no forman parte de los gastos reconocidos en la metodología de la Resolución CREG 180 de 2014

Las empresas que incurren en sobrecostos en los gastos reconocidos en la metodología no resultan eficientes y la misma resolución establece que para aquellos mercados cuya eficiencia resulte menor al 94% se definirá una senda de 4 años para llevarlos a la eficiencia. Lo anterior con el propósito de respetar el criterio de suficiencia financiera de que trata la Ley 142 de 1994, llevando a las empresas al nivel de eficiencia en cuatro años a partir de la definición de sus nuevos cargos.

La actualización se realiza con el índice de Precios al Consumidor (IPC).

b) Restricciones (fl): Corresponde a los costos de la generación más costosa que debió utilizarse para que el Sistema de Transmisión Nacional opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red.

Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión. Su cálculo se realiza de acuerdo con las resoluciones CREG 024 y 025 de 1995 y CREG 062 de 2000.

c) Pérdidas reconocidas (PR): Corresponde al costo reconocido de pérdidas de energía que por razones técnicas o no técnicas se pierden tanto en el Sistema de Transmisión Nacional, como en el Sistema de Transmisión Regional y en el de Distribución Local; reconoce también los costos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización.

Las pérdidas reconocidas se calculan empleando las resoluciones CREG 097 de 2008, para ios valores en el sistema de distribución, y CREG 039 de 1999.

El valor en pesos por kilovatio hora cambia en función de las variaciones de los costos de generación y transmisión.

b) Costo fijo (C/)^: Al respecto del costo fijo, con el Decreto 1937 de 2013, del Ministerio de Minas y Energía, se derogó la disposición del literal g) del artículo 3 del Decreto 387 de 2007 y en la actualidad el costo fijo de la fórmula es cero. Es decir que todos los costos que enfrenta el comercializador son variabilidades, tal como se refleja en las resoluciones CREG 180 de 2014 y 191 de 2014.

Finalmente, es preciso manifestarle al Despacho, que actualmente se encuentra en trámite la actuación administrativa 2018-0164, por solicitud de la Empresa ENELAR ESP, que tiene como objeto la aprobación de los ingresos por la actividad de distribución de energía eléctrica, con base en la metodología establecida en la Resolución 015 de 2018, se anexa auto de apertura.

Cordialmente,

CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

Director Ejecutivo

NOTAS AL FINAL:

1. Esta herramienta de comparación permite incluir diferentes factores que diferencien a las empresas y expliquen sus costos. Las principales variables empleadas fueron los gastos por usuario, la longitud de la red urbana y rural, la cantidad de usuarios urbanos y rurales, la cantidad de facturas bimestrales y trimestrales.