CONCEPTO 4048 DE 2002

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA CREG

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

Solicitante: PARTICIPACIÓN CIUDADANA
Fecha:
Radicación: CREG – 9492 de 2002
Tema: Tarifas de servicios públicos.
RESPUESTA: MMEGREG – 4048 - 02

PROBLEMA: Se solicita aclaración sobre " el procedimiento que se aplica en las tarifas de servicios públicos cuando hay voladuras de torres".-


Bogotá, 12 de noviembre de 2002

MMECREG - 4048

XXXXXXXXXXXXXXX

Ref.: DPC – 516 – 02
Radicado CREG- 9492 del 23 de octubre de 2002

Apreciado doctor:

En primera instancia consideramos importante informarle que sólo hasta el 31 de octubre de 2002, llegaron los anexos correspondientes a su comunicación de la referencia.

En su comunicación se nos solicita que aclaremos "el procedimiento que se aplica en las tarifas de servicios públicos cuando hay voladuras de torres" con el fin de dar respuesta a la inquietud de la Red Nacional de Veedurías Ciudadanas que señala lo siguiente:

"Requerimos que se investigue porque el señor vargas lleras, anunció que a raíz de las voladuras de torres, se incrementarían las tarifas por cerca de 2000 millones, a los usuarios acaso no estaban aseguradas las torres, como se encuentra hace un tiempo por EPM.?

En respuesta al punto anterior consideramos fundamental aclarar que en ningún momento los usuarios del servicio de energía han asumido el costo de la reparación de las torres objeto de los atentados. El aumento en las tarifas, con ocasión de dichas voladuras, se debe al incremento en las restricciones asociadas con generación de seguridad, concepto este que desarrollaremos a continuación.

FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MAYORISTA

El Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, según lo define la Ley 143 de 1994, Artículo 11, "es el mercado de grandes bloques de energía eléctrica, en que generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al Reglamento de Operación."

Es decir, es el mercado donde los generadores conectados al Sistema Interconectado Nacional venden la energía que generan, a los comercializadores, como por ejemplo las empresas de servicios públicos que requieren de dicha energía para atender a los usuarios conectados a dicho Sistema.

En condiciones normales de operación del Sistema Interconectado Nacional, la energía eléctrica que genera una unidad o planta de generación puede ser consumida en cualquier parte del país que esté cubierta por dicho Sistema, razón por la cual todos los días los generadores compiten por vender su energía al Sistema. Dicha competencia se da a través del Mercado Mayorista; donde un supuesto fundamental para que tales condiciones se den, es que funcione normalmente el Sistema Interconectado Nacional.

En dicho Mercado se realizan varios tipos de transacciones, las cuales permiten a los generadores vender su energía y obtener de manera competitiva la remuneración de los diversos costos en que incurren, así como la rentabilidad de su inversión. Tales esquemas son las transacciones en la Bolsa de Energía, y los contratos de energía a largo plazo, los servicios de AGC, y la generación de seguridad, entre otros.

Como dijimos, uno de los mecanismos de funcionamiento del Mercado Mayorista de energía eléctrica es la Bolsa de Energía, en la cual se dan señales de precio de corto plazo. Todos los días, los generadores ofertan a la Bolsa la energía que tienen disponible y el precio al cual están dispuestos a venderla, sin considerar las limitaciones existentes en la red de transporte, por cuanto, se reitera, una condición esencial del funcionamiento del Mercado Mayorista es la disponibilidad normal del Sistema Interconectado Nacional.

A partir de las ofertas recibidas, el Centro Nacional de Despacho realiza un procedimiento denominado Despacho Ideal ( Estos procedimientos se encuentran definidos en las Resoluciones 024 y 025 de 1995 expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.), a partir del cual se programa el Despacho Real, como se explicará a continuación.

a) El Despacho Ideal

Las transacciones en el Mercado Mayorista colombiano obedecen al supuesto de que toda la energía puede ser transportada desde los centros de producción hasta los centros de consumo, bajo la consideración de no existencia de limitaciones en la red de transporte.

En consecuencia, una vez conocida la información real de la operación del sistema, y posterior al Despacho Real, así como con las ofertas que presentan los generadores, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC-, las ordena de menor a mayor valor (orden de mérito), con la finalidad de que la demanda del Sistema Interconectado Nacional sea atendida con los recursos más económicos ofrecidos libremente a la Bolsa por los generadores, sin importar la ubicación geográfica de éstos. A este procedimiento se le denomina Despacho Ideal. En la siguiente figura, se hace una simplificación del tema:

Esta figura representa dos áreas geográficas diferentes (Regiones), las cuales se encuentran unidas por una línea de transporte, que permite llevar energía desde A hasta B o desde B hasta A. En conclusión, la demanda de A podría ser atendida en su totalidad con la energía de los generadores que se encuentran instalados en B o viceversa.

Ahora, para el escenario anterior vamos a suponer lo siguiente:

Bajo las consideraciones anteriores, el Mercado de Energía atendería la demanda de los usuarios tanto de la región A como de la región B con los recursos de generación ubicados en B, dado que el precio ofrecido por estos son los más bajos del mercado. Lo anterior supone que la línea de transmisión de energía que conecta los puntos A y B permite transportar la totalidad de la energía requerida en A desde B, sin considerar si dicha línea se encuentra disponible. Por lo tanto, si la línea que conecta los puntos A y B sale de servicio por cualquier motivo el Despacho Ideal seguiría siendo el mismo.

b) El Despacho Real

El Centro Nacional de Despacho, en tiempo real, programa la energía que requiere el Sistema hora a hora. A este proceso se le denomina Despacho Real, el cual tiene como objetivo atender la demanda con criterios de calidad y confiabilidad, y por tanto debe considerar las limitaciones que presenta la red de transporte, sean éstas debidas a causas programadas o no programadas.

En síntesis, el Despacho Real debe reconocer que existen limitaciones en la red de transporte ya sean de carácter técnico, mantenimientos, terrorismo, u otros.

Retomando el ejemplo anterior, si por cualquier motivo, sale de servicio la línea que interconecta las regiones A y B, el Despacho Real debe tener en cuenta esta nueva situación y por lo tanto, sin importar que la energía que se esté ofreciendo más barata sea la de los generadores ubicados en la región B, la demanda de A no puede ser atendida por los generadores instalados en B, por la indisponibilidad de la línea de transmisión, y por lo tanto, los únicos generadores en capacidad de entregar dicha energía son los instalados en la región A.

Actualmente, como consecuencia de la voladura de torres, muchas regiones del país se han quedado aisladas del Sistema Interconectado Nacional, razón por la cual la energía más eficiente en términos económicos, esto es más barata, no puede ser suministrada a esas regiones.

La diferencia entre el Despacho Ideal y el Despacho Real, vistos anteriormente, es lo que se denomina restricciones, y la diferencia del costo de operación entre el Despacho Ideal y el Despacho Real es el costo por restricciones; en el ejemplo, corresponde a la diferencia entre atender toda la demanda de A con energía procedente de B a 30,000 $/MWh y atender la demanda de A con energía directamente de A, a razón de 200,000 $/MWh. En este caso el costo por restricciones sería de 170,000 $ por cada MWh.

LAS RESTRICCIONES.

Las restricciones, como se explicó anteriormente, obedecen a las diferencias existentes entre el Despacho Ideal y el Despacho Real, debidas a las limitaciones en la red de transporte. Estas limitaciones se pueden dar por diferentes causas aún bajo condiciones normales de operación; pero como es de público conocimiento, durante el año 2000 y lo corrido del 2001, se presentaron múltiples ataques a la red de transporte lo que implicó que el costo de las restricciones, considerado marginal bajo condiciones de operación normal del Sistema, pasara a ser uno de los principales costos de dicho Sistema.

La siguiente gráfica muestra la evolución del costo de las restricciones en millones de pesos para los años 1998,1999 y 2000, alcanzando un valor de 951,759 millones de pesos para el año 2000, los cuales son trasladados a los usuarios finales a través de la tarifa que les aplican las empresas prestadoras del servicio.

Considerando lo anterior la Comisión expidió las Resoluciones CREG-034, CREG-038 y CREG-094 con el fin de establecer un tope máximo al precios de dichas restricciones, los resultados de estas medidas adoptadas por la Comisión se reflejan directamente en la factura que por servicio de electricidad que recibe el usuario.

LAS RESTRICCIONES EN LAS FÓRMULAS TARIFARIAS

Dentro del nuevo régimen jurídico del servicio público domiciliario de electricidad establecido por las Leyes 142 y 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos". Para la definición de tales fórmulas, la Comisión está sujeta a la aplicación de los siguientes criterios señalados por la Constitución y las leyes mencionadas, los cuales se explicarán a continuación:

La Constitución Política de 1991, Artículo 365, estableció que el régimen tarifario de los servicios públicos domiciliarios debe tener en cuenta los criterios de costos y de solidaridad y redistribución del ingreso, en la forma que defina la Ley.

a) En cuanto al criterio de costos se refiere, la Ley 142, Artículo 87, y la Ley 143, Artículo 44, ambas de 1994, establecieron que el régimen tarifario debe regirse por los principios de eficiencia económica y de suficiencia financiera.

La aplicación del criterio de eficiencia económica implica, de acuerdo con tales leyes, que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste. (Ley 142, artículo 87; Ley 143, artículo 44).

En virtud del principio de suficiencia financiera, las fórmulas tarifarias deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios. (Ley 142, artículo 87; Ley 143, artículo 44).

En síntesis, de acuerdo con los anteriores principios, las fórmulas tarifarias que le corresponde aprobar a la CREG deben garantizar a las empresas la recuperación de los costos económicos eficientes en que incurren por la prestación del servicio. Con base en tales fórmulas, las empresas deben calcular el Costo de Prestación del Servicio ($/kWh) que aplicarán a todos los usuarios que atienden en un determinado mercado.

El Costo de Prestación del Servicio (CU) para usuarios regulados es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Este costo está representado en la siguiente fórmula, desarrollada en la Resolución CREG-031 de 1997:

El G (generación) corresponde al costo de compra de energía ($/kWh) por parte del comercializador. Este se calcula como un promedio del valor de las compras del comercializador en el mercado de contratos y en la bolsa de energía. En el sistema eléctrico colombiano, todos los comercializadores están obligados a comprar su energía en el mercado, pudiendo hacerlo en el mercado de largo plazo o en la bolsa de energía (mercado spot). La actualización de este ítem, depende de cómo contraten los comercializadores y como evoluciona el precio en la bolsa de energía. El G es el costo de la generación de energía; con este valor se cubren los costos de las plantas hidráulicas y térmicas que producen la electricidad que consumen los usuarios. Se determinan de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-031 de 1997, teniendo en cuenta los costos de compra de energía de las empresas en el Mercado Mayorista, ya sea a través de transacciones en la Bolsa de Energía o mediante contratos de largo plazo. Esto por cuanto las empresas distribuidoras-comercializadoras, prestadoras del servicio no producen la energía que suministran a sus usuarios y por tanto deben comprarla en el Mercado Mayorista. La Resolución CREG-020 de 1996, dispone que las empresas prestadoras del servicio deben adquirir la energía que requieran para atender a los Usuarios Regulados, mediante convocatorias en la cuales asignen los contratos a los agentes que le ofrezcan el menor precio.

El T (transmisión), corresponde actualmente al costo promedio por uso del Sistema de Transmisión Nacional ($/kWh) ( 220 kV). Con este valor se paga el transporte o transmisión nacional de la energía, esto es, los costos de las líneas de transmisión, los transformadores y las subestaciones necesarias para llevar la energía desde las plantas de generación hasta las redes regionales de transmisión. Se determina de acuerdo con los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional definidos por la CREG.

El D (distribución) corresponde al valor del costo de transporte por las redes de distribución ($/kWh) (< 220 kV). Estos dos costos remuneran el transporte de energía desde las plantas de generación hasta el inmueble del usuario final. Con este valor se paga la distribución de la electricidad, esto es, los costos de las redes de transporte urbanas y rurales que llevan la energía desde las subestaciones del sistema de transmisión nacional hasta usuario final. Se determina de acuerdo con unos Cargos Máximos (Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local) definidos por la CREG para cada empresa distribuidora.

El C (comercialización) es igual al costo de atención de clientela ($/kWh). Con este valor se remuneran los costos máximos asociados con la atención de los usuarios, tales como la facturación, lectura, atención de reclamos., etc. Con este valor se cubren los costos de lectura de la medida, de facturación, recaudo asociados con la atención de los usuarios regulados y los costos de gestión de compras de energía y costos de transferencia de los recursos financieros a todos los demás agentes en la cadena de producción. Se determinan de acuerdo con un Cargo Máximo (Costo Base de Comercialización) definido por la CREG para cada empresa comercializadora.

El O (otros) corresponde al valor de las restricciones; las contribuciones que por mandato legal deben pagar los agentes a la CREG y a la SSPD; los costos asignados a los comercializadores por restricciones y servicios complementarios; y la remuneración del Centro Nacional de Despacho, los Centros Regionales de Despacho y del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

La P (pérdidas) representa el porcentaje reconocido de pérdidas de energía. Es un valor que representa la fracción (o porcentaje expresado en forma de fracción) del costo de prestación del servicio en la fórmula por kWh facturado, asociado a la energía que por razones técnicas o no técnicas se pierde en el Sistema de Transmisión Nacional, imputable sólo a las compras y al transporte por el STN. Esta variable se refiere a las pérdidas de energía producidas principalmente por la transformación requerida para pasar la energía de los niveles de voltaje del STN a los niveles inferiores de los Sistemas Regional y Local, y no a pérdidas patrimoniales de las empresas.

Los recursos correspondientes a cada actividad deben ser pagados por la empresa que presta el servicio al usuario final, a cada uno de los agentes que prestan el servicio respectivo (Generación, Transmisión, Distribución).

Es pertinente señalar que cada uno de los componentes del Costo de Prestación del Servicio, están acompañados de indicadores que miden la eficiencia y la productividad de cada uno de ellos.

En conclusión, si se presentan más atentados a la red de Transmisión Nacional, podría incrementarse la tarifa por incremento en la generación de seguridad o restricciones, ya que el valor va directamente al costo de prestación del servicio.

Esperamos haber dado respuesta a su inquietud.

Cordialmente,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ
Director Ejecutivo