CONCEPTO 2542 de 2004

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGIA Y GAS

<NOTA: concepto bajado de la página de intenet de la CREG>

Solicitante: XXXXX
Fecha: 21 de junio de 2004
Radicación: CREG – E – 2004 – 005509
Tema: Fórmula del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía.
RESPUESTA: S – 2004 – 002542

PROBLEMA: Se solicita aclaración respecto de las diferencias de precios presentados en los componentes Dn,m (Distribución) y Cm,t (Comercialización) de la fórmula del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía.-

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Comunicación de junio 21 de 2004

Radicado CREG E-2004-005509

Respetado XXXXX:

Hemos recibido la comunicación de la referencia, mediante la cual solicita explicación respecto de las diferencias de precios presentados en los componentes Dn,m (Distribución) y Cm,t (Comercialización) de la fórmula del Costo Unitario de Prestación del Servicio de energía eléctrica de que trata la Resolución CREG 031 de 1997, presentados entre tres empresas prestadoras del servicio.

La estructura tarifaria vigente actualmente y definida en las Resoluciones CREG 031 y 097 de 1997, estableceprincipio de Solidaridad y redistribución del Ingreso sobre el Costo Unitario de Prestación del Servicio así:

Tarifa estratos 1,2,3 = Costo Unitario - Subsidio
Tarifa estrato 4 = Costo Unitario
Tarifa estratos 5,6 y Com.e Ind. = Costo Unitario + Contribución

Ahora bien, el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU), es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, distribución y Comercialización, definido por la Resolución CREG 031 de 1997 así:

donde:

Gm,t Costo de compra de energía ($/kWh) por parte del comercializador. Se calcula como un promedio del valor de las compras del comercializador en el mercado de energía mayorista (a través de contratos y/o en la bolsa de energía) durante los últimos doce meses. Para efectuar la compra de energía con destino al mercado regulado para un periodo determinado mediante un contrato de largo plazo, la empresa efectúa una licitación pública y está obligada a escoger el oferente con el precio más bajo.

T m,t Corresponde al costo promedio por uso del Sistema de Transmisión Nacional ($/kWh).

D n,m Corresponde al costo de transporte por las redes de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m, conforme al numeral 2.3. de la Resolución CREG-031 de 1997. En conjunto con el Tm,t remuneran el transporte de energía desde las plantas de generación hasta el inmueble del usuario final.

O m,t Costos adicionales del mercado mayorista ($/kWh), correspondientes al mes m del año t, conforme al numeral 2.4 de la Resolución CREG-031 de 1997. Aquí se incluyen las contribuciones que deben pagarse a la CREG y a la SSPD, los costos asignados a los comercializadores por restricciones en las redes y la utilización de otros servicios como lo son los del Centro Nacional de Despacho y los del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

PR n,t Pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión n, reconocidas para el año t, conforme al numeral 2.5 de la Resolución CREG-031 de 1997. Este porcentaje ha disminuido de 20%, aplicable en 1998, hasta 14.75% aplicable actualmente. Con este mecanismo, se impide que el prestador del servicio traspase a los usuarios ineficiencias derivadas de no tener ni ejecutar planes de recuperación de las pérdidas.

C m,t Costo de comercialización ($/kWh) correspondiente al mes m del año t, conforme al numeral 2.6 de la Resolución CREG-031 de 1997. Es igual al costo de atención de la clientela y mediante este valor se remuneran los costos máximos asociados con la atención de los usuarios, tales como la facturación, lectura, atención de reclamos, etc.

Con base en lo anterior, se tiene que el Costo Unitario de Prestación del Servicio –CU- es la base para establecer las tarifas al usuario final.

Acorde con lo anterior, procederemos a efectuar las respectivas explicaciones de las diferencias entre el valor presentado por los componentes D y C registrado en las distintas ciudades del país:

Diferencias en el Cm,t.

Este costo es calculado según la resolución CREG 031 de 1997 mediante cuatro componentes como se muestra en la siguiente fórmula:

El primero (Co*) es el Costo Base de Comercialización que es un valor regulado establecido mediante resoluciones particulares para cada mercado de comercialización del país, que refleja los costos eficientes de cada empresa en el desarrollo de las actividades involucradas con la Comercialización de energía como se describió anteriormente.

En este valor se presentan diferencias de acuerdo con la estructura de costos de cada una de las empresas. Es decir, el costo por factura aprobado varía de acuerdo con el tipo de empresa dadas las diferencias de composición de sus mercados, pues por ejemplo, no es igual el costo eficiente del desarrollo de las actividades de lectura de medidores y reparto de facturas para una empresa cuyos usuarios se encuentran concentrados, al costo eficiente que enfrenta una empresa cuyos usuarios se encuentran en condiciones más dispersas que la primera, encontrando que el costo base de comercialización eficiente de las empresas con usuarios concentrados es más bajo que el que se presenta en empresas con usuarios dispersos.

El segundo componente (CFMt-1), corresponde al promedio de kilovatios vendidos por factura expedida por cada empresa durante el año anterior en el mercado de comercialización en cuestión; este valor debe ser fijo y único durante todo un año calendario, pero es distinto entre empresas porque los kilovatios vendidos por cada empresa en su área de comercialización difieren ampliamente dependiendo directamente de la estructura de mercado de cada una y, de otra parte, porque las empresas tienen distintos periodos de facturación entre sí, es decir que aunque algunas empresas puedan contar con ciclos de facturación trimestrales o bimensuales, algunas empresas tienen ciclos de facturación mensuales.

De esta manera, se explican claramente las diferencias que se pueden presentar en esta variable entre las distintas empresas del país.

Diferencias en el Dn,m.

Como ya se comentó, este costo remunera el transporte de la energía en las redes regionales y/o de distribución local de cada operador de red. Es un valor regulado y definido por la CREG mediante resoluciones particulares para cada uno de los operadores de red que distribuyen energía en el territorio nacional. Es así como para usuarios de un mismo Departamento, encontramos diferencias, ocasionadas por la complejidad de cada sistema de distribución y la diferencia en extensión de redes, pues mientras las empresas de ciudades capitales tienen su mercado concentrado y alta densidad de usuarios por km. de red, las empresas que atienden el resto del Departamento tienen su mercado mucho más distribuido y una baja densidad de usuarios por km., lo que incrementa el valor de la distribución en este último sistema.

Finalmente, le informamos que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios es la entidad competente para vigilar y controlar el cumplimiento de la regulación y las leyes por parte de las empresas prestadoras del servicio, e igualmente competente para adelantar las investigaciones en los casos que correspondan.

En los anteriores términos esperamos haber absuelto las inquietudes presentadas. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en el artículo 25 del Código Contencioso Administrativo.

Agradecemos su amable atención.

SANDRA STELLA FONSECA ARENAS
Directora Ejecutiva