CONCEPTO 2496 DE 2003

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

<NOTA: Concepto bajado de la Página de Internet de la CREG>

Solicitante: GOBERNACIÓN DEL VAUPÉS
Fecha: 28 de mayo de 2003
Radicación: CREG – 5442 de 2003
Tema: Resoluciones CREG – 077 y 082 de 1997.
RESPUESTA: S- 2003 - 002496

PROBLEMA: Se solicita información sobre la aplicación de las Resoluciones CREG – 077 y 082 de 1997, para el cálculo de tarifas de las zonas no interconectadas.-

Bogotá,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación recibida el 28 de mayo de 2003
Radicación CREG –5442 de 2003

Respetado XXXXX:

Damos respuesta a la comunicación de la referencia, en la cual consulta "Desearía que me indiquen un documento donde este resuelta la resolución 077 y 082 de 1997 para cálculo de tarifas de las zonas no interconectadas."

1. RESOLUCIONES CREG- 077 DE 1997 Y 017 DE 1998

Las resoluciones mencionadas aprobaron la fórmula general que permite determinar el costo de prestación del servicio y la fórmula tarifaria para establecer las tarifas aplicables a los usuarios del servicio de electricidad en las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional. Aunque no precisa que parte no entiende de las resoluciones, nos referiremos al anexo No. 1, que corresponde al calculo del costo de prestación del servicio.

En la primera parte se específica que el costo de prestación del servicio es una sumatoria de los costos de generación, distribución y comercialización.

Los costos de generación corresponde a los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento.

El costo anual de inversión en generación se obtiene teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

a) Valor total de la inversión en generación a precios de reposición, expresado en pesos de diciembre del año base (corresponde a la fecha que se van a calcular los costos, por ejemplo si se encuentra con los estados financieros de 2002, los cálculos se realizaran a precios de ese año). Considera el valor de las plantas y demás equipos requeridos para la generación, incluido el vehículo para el acarreo del combustible y tanques de almacenamiento, así como sus costos de transporte y seguros hasta el sitio de instalación, y sus costos de montaje y puesta en servicio. Se asumen las siguientes vidas útiles para los diferentes equipos:

- Plantas diesel de altas revoluciones: cincuenta mil (50,000) horas de servicio.
- Equipos electromecánicos de generación: veinticinco (25) años.
- Equipos de maniobras y centros de distribución: quince (15) años
- Obras civiles de plantas hidráulicas: sesenta (60) años
- Equipos de transporte y almacenamiento de combustible: diez (10) años

b) Factor de recuperación anual de la inversión en generación, teniendo en cuenta la vida útil de las plantas y la tasa de oportunidad del capital. Dicha tasa se fija en el 9% anual, en términos reales y antes de impuestos.

Se recuerda que en los costos mencionados en los literales anteriores, no se consideran los aportes recibidos de entidades públicas, como bienes o derechos.

Los costos de administración, operación y mantenimiento se calculan teniendo en cuenta lo siguiente:

a) Costo anual de todo el personal dedicado a esta actividad, incluyendo sueldos y prestaciones legales, expresado en pesos de diciembre del año base.

b) Otros costos administrativos anuales tales como arriendos, seguros, impuestos, contribuciones, elementos de oficina, papelería, servicios públicos tales como acueducto, aseo y telecomunicaciones etc., asignables a esta actividad, expresados en pesos del año base.

c) Costo anual de operación, correspondiente al costo del combustible durante el año base, expresado en pesos de diciembre de dicho año.

d) Costo anual de mantenimiento calculado con información del año base, expresado en pesos de diciembre de dicho año. Incluye los costos de repuestos, filtros, lubricantes y demás elementos requeridos para el mantenimiento de las plantas de generación.

e) Una vez obtenidos los costos anuales de administración y mantenimiento, la CREG establece un límite máximo equivalente al 120% del costo promedio obtenido a partir de la información disponible.

f) Si el terreno utilizado para la planta es de propiedad de la empresa prestadora del servicio ó es arrendado, se tomará como costo anual equivalente el 12% del valor comercial del predio.

Para calcular los costos de distribución y comercialización, también deberá incluirse los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento.

El costo anual de inversión en distribución y comercialización calculado base, se obtiene teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

a) Valor total de la inversión en la distribución y comercialización de la energía, a precios de reposición, expresado en pesos de diciembre del año base. Comprende el costo anual de las inversiones en las redes desde las salidas de las plantas hasta las acometidas a los usuarios, sin incluir el valor de tales acometidas. Incluye el valor de todos los elementos de las redes como postes, cables y herrajes, transformadores de salida y transformadores de distribución y accesorios. Deberá tomarse una vida útil de veintidós (22) años para las redes y sus equipos.

b) Factor de recuperación anual de la inversión en distribución, el cual depende de la vida útil de las redes y de la tasa de oportunidad del capital. Dicha tasa se establece en el 9% anual, en términos reales y antes de impuestos.

c) Costo anual de inversión en el año base de otros activos fijos requeridos para la prestación del servicio. Se calcula como la suma de los costos anuales de depreciación de edificios, casetas, vehículos, equipos de oficina y cómputo, y demás activos fijos requeridos para la prestación del servicio, expresados en pesos de diciembre del año base.

En los costos mencionados en los numerales anteriores, no se consideran los aportes recibidos de entidades públicas, como bienes o derechos.
El costo anual de administración, operación y mantenimiento de las actividades de distribución y comercialización se obtiene teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

a) Costo anual de todo el personal dedicado a estas actividades, incluyendo sueldos y prestaciones legales, expresado en pesos de diciembre del año base.

b) Otros costos administrativos anuales tales como arriendos, seguros, impuestos, contribuciones, elementos de oficina, papelería, servicios públicos tales como acueducto, aseo y telecomunicaciones etc., asignables a estas actividades, expresados en pesos de diciembre del año base.

c) Costo anual de lectura de medidores, facturación, entrega, recaudo, recuperación de cartera, atención de usuarios y todos los demás costos asociados con las actividades comerciales del servicio, expresado en pesos de diciembre del año base.

d) Costo anual de mantenimiento calculado con información del año base, expresado en pesos de diciembre de dicho año. Incluye los costos de cables, fusibles, postes, aisladores, reparación de transformadores, y demás costos de mantenimiento del sistema de distribución.

e) Una vez obtenidos los costos anuales de administración y mantenimiento, se establece un límite máximo equivalente al 120% del costo promedio obtenido a partir de la información disponible.

Se recuerda que cuando la empresa presente el estudio de costos a la CREG, debe comprobarse los costos relacionados y presentar las memorias de cálculo.

2. RESOLUCIONES CREG- 082 DE 1997

En razón a las dificultades presentadas para aplicar la Resolución CREG-077 de 1997, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó la Resolución 082 de 1997, los costos unitarios máximos de prestación del servicio de electricidad para establecer las tarifas aplicables a los usuarios finales en las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional. Para el caso del Vaupes se aprobó un costo de $380.80 a precios de diciembre de 1996, el cual se actualiza con el Indice de Precios al Consumidor. En el siguiente cuadro se actualiza a precios de junio de 2003.

Con el costo de prestación del servicio, se calculan las tarifas, de acuerdo con las fórmulas establecidas en la Resolución CREG-117 de 2000

Cordialmente,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ

Director Ejecutivo