Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 135 DE 2014 

(Septiembre 18)

“Por la cual se presenta a los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se realizarán los estudios para establecer la fórmula tarifaria para el siguiente periodo tarifario, que permita a las empresas comercializadoras de energía eléctrica calcular los costos unitarios de prestación del servicio y las tarifas aplicables a los usuarios regulados en el SIN”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994.

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994 establece que las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años y que vencido este periodo continuarán rigiendo mientras la comisión no fije unas nuevas.

El artículo 127 de la Ley 142 de 1994, dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, la comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente.

El artículo 91 de la Ley 142 de 1994, dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio.

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

Dichas fórmulas tienen una vigencia de por lo menos cinco años y sus bases se deben poner en conocimiento de terceros interesados tal como lo señala el artículo 127 de la Ley 142 de 1994: “la comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente”.

Adicionalmente, el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004 contiene reglas especiales para la adopción de fórmulas tarifarias:

“ART. 11.—Reglas especiales de difusión para la adopción de fórmulas tarifarias con una vigencia de cinco años. Cuando cada una de las comisiones adopte fórmulas tarifarias con una vigencia de cinco años, de acuerdo con lo establecido en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994, deberá observar las siguientes reglas:

11.1. Antes de doce (12) meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, cada comisión deberá poner en conocimiento de las entidades prestadoras y de los usuarios, las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente.

11.2. Las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar las fórmulas deberán cubrir como mínimo los siguientes puntos:

i) Aspectos generales del tipo de regulación a aplicar;

ii) Aspectos básicos del criterio de eficiencia;

iii) Criterios para temas relacionados con costos y gastos;

iv) Criterios relacionados con calidad del servicio;

v) Criterios para remunerar el patrimonio de los accionistas;

vi) Los demás criterios tarifarios contenidos en la ley.

11.3. Los resultados obtenidos del estudio que se adelante para la adopción de las fórmulas a las que se refiere el presente artículo, se harán públicos a medida que sean recibidos por la respectiva comisión, advirtiendo que son elementos de juicio para esta y que, en consecuencia, no la comprometen.

11.4. Tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página web de la comisión correspondiente los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones.

Adicionalmente, el comité de expertos deberá preparar un documento con una explicación en lenguaje sencillo sobre el alcance de la propuesta de fórmulas tarifarias. Este documento se remitirá a los gobernadores, quienes se encargarán de divulgarlo. Este documento deberá contener una invitación para que los interesados consulten a través de la página web de la comisión correspondiente, los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones.

11.5. Cada comisión organizará consultas públicas, en distintos distritos y municipios, durante un periodo que comience en la misma fecha en que se remita la información a los gobernadores y termine dos (2) meses después. Las consultas públicas tendrán entre sus propósitos el de lograr la participación de los usuarios.

La asistencia y las reglas para estas consultas son:

Serán convocadas por el director ejecutivo de la respectiva comisión por lo menos con 10 días de antelación, indicando el tema, la metodología, el día, la hora, el lugar de realización, el plazo y los requisitos de inscripción.

Podrán intervenir los representantes de las personas prestadoras de los servicios objeto de la decisión; los vocales de los comités de control social de los servicios públicos que fueren debidamente acreditados; los representantes legales de las ligas o de las asociaciones de consumidores; los representantes legales de las organizaciones gremiales; y los delegados de las universidades y centros de investigación y los usuarios.

Para intervenir, los interesados deberán inscribirse y radicar con una anticipación no inferior a dos (2) días hábiles a su realización, el documento que servirá de base para su exposición, el cual deberá relacionarse directamente con la materia objeto de la consulta pública.

La consulta será grabada y esta grabación se conservará como memoria de lo ocurrido.

Una vez terminada la consulta, el secretario levantará una memoria escrita en la cual se incorporarán los documentos presentados y los principales puntos que fueron objeto de debate.

11.6. El comité de expertos deberá elaborar el documento final que servirá de base para la toma de la decisión y los integrantes de cada comisión evaluarán este documento, las memorias escritas de las consultas públicas, los comentarios, las informaciones, los estudios y las propuestas allegadas al procedimiento.

El documento que elaborará el comité de expertos de cada comisión contendrá las razones por las cuales se aceptan o rechazan las propuestas formuladas y evaluará las memorias escritas de las consultas públicas. Para tal efecto podrá agrupar las observaciones, sugerencias y propuestas alternativas en categorías de argumentos.

Cuando se expidan las resoluciones, en la parte motiva se hará mención del documento en el cual cada comisión revisó los comentarios recibidos y expuso las razones para desechar las observaciones, reparos y sugerencias que no se hayan incorporado. Durante el día hábil siguiente al de la publicación de la resolución correspondiente en el Diario Oficial, se hará público el documento al que se refiere este numeral.

11.7. El sistema único de información, SUI, tendrá un módulo que contendrá la información sobre las organizaciones que expresen su voluntad de colaborar con los usuarios para el entendimiento de los proyectos de resolución. El sistema único de información divulgará los nombres y las direcciones de tales organizaciones, sin que la disponibilidad de esta información lo haga responsable por su idoneidad. Las relaciones entre tales organizaciones y los usuarios serán de exclusiva incumbencia de unas y otros y no generará responsabilidad alguna para el sistema único de información, SUI”.

La Resolución CREG 119 de 2007, en aplicación de lo establecido por el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, dispone que la actual fórmula, que permite a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados del sistema interconectado nacional rige a partir del 1º de febrero de 2008, por un periodo de cinco años y que una vez vencido este plazo continúa rigiendo hasta que la comisión apruebe una nueva.

Durante la aplicación de la fórmula establecida en la Resolución CREG 119 de 2007 se han detectado aspectos que requieren revisarse para identificar posibles ajustes a la fórmula actual.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, considera conveniente poner en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de electricidad, de los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para calcular el costo unitario de prestación del servicio y determinar la fórmula tarifaria para aplicar a los usuarios regulados del sector eléctrico.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 619 del 18 de septiembre de 2014, aprobó el contenido de la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Poner en conocimiento de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales efectuarán los estudios para determinar la fórmula tarifaria para el siguiente periodo tarifario, que permitirá a las empresas comercializadoras de energía eléctrica calcular los costos unitarios de prestación del servicio y determinar las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados, contenidas en el anexo general de la presente resolución.

ART. 2º—Inicio del trámite e impulso de la actuación. Con la presente resolución se da inicio al trámite, previsto en los artículos 127 de la Ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004, tendiente a aprobar la fórmula tarifaria para el siguiente periodo tarifario, que permita a las empresas comercializadoras de energía eléctrica calcular los costos unitarios de prestación del servicio y las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados en el SIN. El director ejecutivo impulsará la respectiva actuación, conforme a lo establecido en el Decreto 1260 de 2013 y la Resolución CREG 72 de 2014.

ART. 3º—La presente resolución es un acto de trámite, previo a la expedición de las disposiciones definitivas y, por tanto, no deroga disposiciones regulatorias vigentes.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 18 de septiembre de 2014.

Anexo general

Bases conceptuales para la definición de la fórmula tarifaria para el cálculo del costo unitario de energía eléctrica, para el próximo periodo tarifario

1. Antecedentes

2. Objetivo

3. Análisis de los componentes de la fórmula tarifaria establecida en la Resolución CREG 119 de 2007

3.1. Generalidades del CU

3.1.1. Comportamiento del costo unitario por nivel de tensión

3.1.2. Participación componentes

3.2. Costos de compra de energía, G ($/kWh)

3.2.1. Componente alfa, α

3.2.2. Factor de ajuste de compra de energía, AJ

3.3. Costo promedio por uso del STN, T, ($/kWh)

3.3.1. Costo de distribución, D, ($/kWh)

3.4. Costo de comercialización, Cm ($/kWh)

3.5. Costos de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía, PR

3.6. Restricciones y servicios complementarios, Rm

4. Aspectos a estudiar

4.1. Estudios generales CU

4.2. Señales de eficiencia en la compra de energía

4.2.1. Objetivos

4.2.2. Compras en bolsa, contratos bilaterales y contratos estandarizados

4.2.3. Factor de ajuste de compra de energía, AJ

4.2.4. Mercado organizado

4.3. Costo promedio por uso del STN, T ($/kWh)

4.4. Costo de distribución, D ($/kWh)

4.5. Costo de comercialización, C ($/kWh)

4.6. Costos de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía, PR

4.7. Costo de restricciones y servicios complementarios, Rm

4.8. Señales horarias

4.9. Efecto de cambios en usuarios y agentes en las compras de energía

4.10. Opciones tarifarias

Bases conceptuales para la definición de la fórmula tarifaria para el cálculo del costo unitario de energía eléctrica, para el próximo período tarifario

1. Antecedentes.

La Ley 142 de 1994 establece que es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los usuarios finales del servicio de energía eléctrica.

Así mismo, en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 se señala que corresponde a la CREG definir, fijar las tarifas para la venta de electricidad a los usuarios regulados o delegar la función a las empresas bajo el régimen de libertad regulada.

Las leyes 142 y 143 de 1994 establecen que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

El artículo 88 de la Ley 142 de 1994 señala que las empresas deberán ceñirse a las fórmulas que defina la comisión para calcular las tarifas que aplicarán a los usuarios finales.

Conforme a lo indicado en el artículo 127 de la Ley 142 de 1994 las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de por lo menos cinco años, y sus bases se deben poner en conocimiento de terceros interesados: “la comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente”. Así mismo, el artículo 126 de la misma ley señala que se podrán revisar según las causales allí previstas y que vencido el periodo seguirán vigentes hasta tanto no se expidan las nuevas fórmulas.

El Decreto 387 de 2007 definió políticas sobre la distribución de pérdidas en un mercado de comercialización y sobre la implementación y remuneración de planes de recuperación de pérdidas no técnicas. Adicionalmente, el mencionado decreto definió que los costos de comercialización se trasladarían a los usuarios en un componente fijo y uno variable. Finalmente señaló que se reconocería el costo de la energía adquirida por los comercializadores minoristas que atienden usuarios regulados para lo cual esta debería ser adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG.

Mediante el Decreto 1937 de 2013 el Gobierno Nacional modificó el Decreto 387 de 2007, señalando que los planes de pérdidas, de que trata el mencionado decreto, entrarán en aplicación cuando inicie la vigencia de los cargos de distribución que se aprueben con la metodología que reemplazará la Resolución CREG 97 de 2008. En el mismo decreto se derogó el literal g) del artículo 3º del Decreto 387 de 2007, en el cual se definía la obligación de trasladar a los usuarios un cargo fijo por los costos de comercialización.

Adicionalmente, el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004 contiene reglas especiales para la adopción de fórmulas tarifarias, que regirán durante cinco (5) años de acuerdo con lo establecido en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994.

Conforme a lo establecido en las normas mencionadas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha desarrollado las presentes bases para una propuesta tarifaria sobre el costo unitario de prestación del servicio, aplicable en el siguiente periodo, tomando como punto de partida el análisis de la experiencia resultante de la aplicación de la fórmula contenida en la Resolución CREG 119 de 2007. En ella se reflejó el costo de prestación del servicio como el agregado de todos los costos que se enfrentan en la cadena de prestación del servicio para poder llevar la energía hasta el usuario final. Por lo tanto, la fórmula vigente incluye los componentes de compra, transporte, distribución y comercialización de energía, los costos asociados a las pérdidas y los que se deben asumir por las restricciones del sistema.

La Resolución CREG 119 de 2007 establece que la fórmula tarifaria general se aplica desde el mes de febrero del 2008.

Mediante las resoluciones CREG 17 y 18 de 2008, 156 de 2009 y 173 de 2011 se aclaró, modificó y adicionó la Resolución CREG 119 de 2007.

En la Resolución CREG 168 de 2008 la comisión adoptó una opción tarifaria para permitir a las empresas moderar incrementos abruptos en la tarifa de los usuarios finales. La resolución fue modificada o adicionada mediante las resoluciones CREG 3 de 2009, 12 de 2010, 8 de 2012 y 57 de 2014.

2. Objetivo.

A través de este documento se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de electricidad, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión de Regulación de Energía y Gas efectuará los estudios tendientes a determinar la fórmula para el siguiente periodo tarifario, que permita a las empresas comercializadoras calcular los costos unitarios de prestación del servicio y las tarifas aplicables a los usuarios regulados del sistema interconectado nacional, SIN.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas ha desarrollado las presentes bases para una propuesta tarifaria a partir de la evaluación de la aplicación de la fórmula definida en la Resolución CREG 119 de 2007, con el fin de ajustar los aspectos que lo requieran teniendo en cuenta la evolución del sector eléctrico y las condiciones económicas del país, de tal forma que se garantice trasladar a los usuarios en forma adecuada todos los costos que se enfrentan en la prestación eficiente de servicio público de energía eléctrica.

3. Análisis de los componentes de la fórmula tarifaria establecida en la Resolución CREG 119 de 2007.

3.1. Generalidades del CU.

La Resolución CREG 119 de 2007 definió la siguiente fórmula general:

R 135 CREG F1
 

Donde:

n:Nivel de tensión de conexión del usuario.
m:Es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.
i:Comercializador minorista.
j:Es el mercado de comercialización.
CUvn,m,i.j:Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j.
Gm,i,j:Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j.
Tm:Costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para el mes m.
Dn,m:Costo por uso de sistemas de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m.
Cvm,i,j:Margen de comercialización correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh).
Rm,i:Costo de restricciones y de servicios asociados con generación en $/kWh asignados al comercializador minorista i en el mes m.
PRn,m,i,j:Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j.
CUfm,j:Componente fija del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el mercado de comercialización j.
Cfm,j:Costo base de comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el mercado de comercialización j

3.1.1. Comportamiento del costo unitario por nivel de tensión.

A continuación se presenta el comportamiento del costo unitario por cada nivel de tensión:

R 135 CREG IM2
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 1 Comportamiento de CU por nivel

Se destaca del comportamiento del CU para el promedio ponderado por consumo nacional:

• En el nivel de tensión 1 ha pasado de 304 $/ kWh a 398 $/kWh, con un valor promedio de 365,89 $/kWh, lo cual tiene una volatilidad anual de 2.3%.

• En el nivel de tensión 2 ha pasado de 253 $/ kWh a 318 $/ kWh, con un valor promedio de 296,01 $/kWh lo cual tiene una volatilidad anual de 2.1%.

• En el nivel de tensión 3 ha pasado de 205 $/ kWh a 287 $/ kWh, con un valor promedio de 259,78 $/kWh lo cual tiene una volatilidad anual de 2.8%.

• En el nivel de tensión 4 ha pasado de 177 $/ kWh a 250 $/ kWh, con un valor promedio de 226,10 $/kWh lo cual tiene una volatilidad anual de 3.1%.

Se observa una baja volatilidad de alrededor del 2,6% en general, permitiendo presentar una señal de estabilidad al mercado eléctrico, el cual está acompañado de tasas de crecimiento mensual promedio entre 0.4% y 0.5% mensual, las cuales se presentan a continuación:

R 135 CREG IM3
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 2 Crecimiento del CU

3.1.2. Participación componentes.

En la formación del CU, el componente de generación (G) para el nivel de tensión 1 tiene un peso relativo de 36%, en el nivel 4 alcanza una participación del 58%. El componente de distribución (D), pasa de un peso relativo del 37% en el nivel 1, a un 8% en el nivel 4. El componente de transmisión presenta una participación entre el 6% y el 10% según el nivel de tensión. En las siguientes gráficas se presenta la participación de los componentes en el CU durante el periodo 2008-2014:

R 135 CREG IM4
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 3. Participación promedio mensual componentes por nivel

El comportamiento de la participación de los componentes del CU ha evolucionado presentando las siguientes variaciones:

• Un aumento de la participación del componente de generación de 33% a 40%, mientras que el componente de transmisión pasó del 7% al 5%.

• El componente de distribución pasó del 40% al 35%.

• La participación de la componente de comercialización se mantuvo estable en un 11%, así como el de pérdidas en un 7%.

R 135 CREG IM5
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 4. Participación promedio mensual de los componentes en el nivel de tensión 1

3.2. Costos de compra de energía, G ($/kWh).

El modelo de traslado de costos de compra de energía que se aplica desde el año 2008, es el definido en el artículo 6º de la Resolución CREG 119 de 2008, que corresponde a la primera fase de transición:

R 135 CREG F2
 

Donde:

m:Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.
i:Comercializador minorista i.
j:Mercado de comercialización j.
DCRi,m-1:Demanda comercial regulada del comercializador minorista i en el mes m-1.
Qcm-1,i:Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el comercializador minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la demanda comercial del mercado regulado del comercializador minorista, en el mes m-1.
Ccm-1,i:Energía comprada mediante contratos bilaterales por el comercializador minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
Pcm-1,i:Costo promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del comercializador minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
Mcm-1:Costo promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el mercado de energía mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
αi,j:Valor de α del comercializador minorista i en el mercado de comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 31 de 1997.
Pbm-1,i:Precio de la energía comprada en bolsa por el comercializador minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.

R 135 CREG F3
 

Donde:

Ph,m-1:Precio de bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1.
Di,h,m-1:Compras en bolsa del comercializador minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
n:Número de horas del mes m -1.
AJm,i:Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía, expresado en $/kWh, del comercializador i para el mes m, calculado conforme al anexo 1 de la Resolución CREG 119 de 2007.

Durante el periodo de aplicación de la fórmula vigente el comportamiento del precio de generación ha presentado un crecimiento promedio mensual del 0,7% y una volatilidad anual del 3.9%, con variaciones asociadas principalmente al fenómeno climatológico de El Niño y al nivel de exposición a la bolsa de energía de cada comercializador. El comportamiento de la componente de generación se presenta a continuación:

R 135 CREG IM6
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 5. Generación promedio ponderado mensual nacional

3.2.1. Componente alfa, α.

La Resolución 119 de 2008 fijó valor de α al calculado para enero de 2007 para cada comercializador. El valor calculado para las diferentes empresas se presenta a continuación:

R 135 CREG IM7
 

Fuente NEON XM. Cálculos: CREG.

Gráfica 6. Alfa para los diferentes agentes

La metodología para el cálculo de la variable α, definida en la Resolución CREG 31 de 1997, es:

R 135 CREG F4
 

Donde:

Cm,t:Costo de comercialización ($/kWh) correspondiente al mes m del año t.
PRI,t:Porcentaje de pérdidas acumuladas hasta el nivel de tensión uno, reconocidas al comercializador, correspondiente al año t.
Pt-1:Costo promedio de las compras propias con destino al mercado regulado, correspondiente al año anterior a t. Para el primer año de operación del comercializador, se utilizará el promedio anual de todas las transacciones en el mercado mayorista, considerando tanto contratos como bolsa de energía (Mt-1).
IPP6,t-1:Índice de precios al productor total nacional de junio del año anterior a t.

En la Resolución CREG 119 de 2007, ante la inminente implementación del mercado organizado, dejó fijo el valor de la variable α al valor que habían calculado las empresas para el mes de enero de 2007. Dado que a la fecha el MOR no ha iniciado su aplicación y están por definirse sus principales aspectos, así como su fecha de inicio, se considera necesario analizar la pertinencia de mantener o ajustar esta variable.

3.2.2. Factor de ajuste de compra de energía, AJ.

El componente AJ define un tope al costo de compras de energía en bolsa que se traslada al usuario final, el cual se activa cuando se presentan incrementos sustanciales en dicho costo debido a aumentos del precio de bolsa.

Dicho componente permite que estos costos que se dejan de trasladar al usuario, en el momento en que se presentan los aumentos, le sean trasladados en períodos posteriores y reconoce al comercializador el costo financiero respectivo.

Al respecto se observa que para que el mecanismo sean aplicable los aumentos deben ser de al menos el 30%. Este límite conlleva a que ante aumentos, también muy importantes y que pueden afectar de forma relevante al usuario final, no se pueda aplicar el mecanismo dejando a los usuarios expuestos a alzas sustanciales del componente de generación.

Debe tenerse en cuenta que la posibilidad de moderar el costo de compras en bolsa que se traslada al usuario final ante aumentos importante en el precio cobra mayor relevancia acorde con la exposición que tenga el agente en bolsa.

Para analizar preliminarmente el efecto del componente AJ se presenta el comportamiento del precio en bolsa y la variación diaria del mismo:

R 135 CREG IM8
 

Fuente: BI XM. Cálculos: CREG.

Gráfica 7. Comportamiento promedio diario precio en bolsa y variación diaria

El impacto de la señal de AJ en el componente G se presenta de forma más detallada en el histograma de frecuencias de la variación promedio diaria del precio de la siguiente gráfica:

R 135 CREG IM9
 

Fuente: BI XM. Cálculos: CREG.

Gráfica 8. Frecuencia de variación de precios en bolsa

Como se puede observar en la gráfica anterior, al menos el 68% de las variaciones del precio diarias son del orden del 10%. Como se dijo el componente AJ está diseñado para actuar en una variación mayor al 30% en la componente G, esto acompañado del efecto de los contratos a largo plazo suscritos por los comercializadores, debilita la señal de estabilización de AJ. En consecuencia se considera pertinente estudiar el efecto del AJ dentro de la fórmula tarifaria para determinar la necesidad de ajustar el mecanismo.

3.3. Costo promedio por uso del STN, T ($/kWh).

En la Resolución CREG 119 de 2007 se estableció que los costos por el uso del sistema de transmisión nacional, calculados por el liquidador y administrador de cuentas (LAC), se trasladan directamente a la tarifa del usuario final, como el cargo de transmisión. Esta componente para el periodo tarifario ha tenido el siguiente comportamiento:

R 135 CREG IM10
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 9. Componente T promedio ponderado mensual nacional

Estos valores corresponden a los calculados según la metodología establecida mediante la Resolución CREG 11 de 2009, cuyos cargos particulares para los transmisores fueron aprobados e iniciaron su aplicación a partir del segundo semestre de 2010.

Como se observa de la gráfica 9, la componente de transmisión no muestra variaciones significativas a lo largo del periodo. En promedio el componente T ha tenido un valor de 22 $/kWh y su valor ha crecido un 0,2% en promedio mensual, con una volatilidad mensual de 0,61%. Estas variaciones obedecen principalmente al reconocimiento de los costos de nuevos activos que ingresan en operación al sistema, como resultado de la expansión del mismo.

3.3.1. Costo de distribución, D ($/kWh).

Los costos por el uso de las redes de distribución también fueron establecidos en la Resolución CREG 119 de 2007 como un traslado directo de los costos calculados por el liquidador y administrador de cuentas, LAC, para el caso de la redes de nivel de tensión 4, y por los operadores de red, OR, para las redes de los niveles de tensión 1, 2 y 3, conforme a lo definido en la regulación vigente.

Adicionalmente, se estableció que mientras se definieran los cargos por áreas de distribución (ADD), en cumplimiento del Decreto 388 de 2007, se aplicarían los cargos de esta actividad de acuerdo con los cargos por uso del operador de red del respectivo mercado de comercialización que se encuentren vigentes.

Esta componente ha tenido el siguiente comportamiento promedio:

R 135 CREG IM11
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 10. Componente D promedio ponderado nacional

Estos valores corresponden a los calculados según la metodología establecida en la Resolución CREG 82 de 2002 y posteriormente, en la Resolución CREG 97 de 2008, cuya aplicación inició a partir del segundo semestre de 2009, según fueron aprobándose los cargos particulares.

Respecto a la aplicación de los cargos de las ADD, mediante la Resolución CREG 58 de 2008 se estableció la metodología para calcular los cargos unificados dichas áreas. Esta resolución fue ajustada para evitar algunas volatilidades en la componente. Tal como se observa en la gráfica 10, las oscilaciones del cargo se moderaron a partir de noviembre de 2013.

El comportamiento del componente D mostrado en la gráfica 10, corresponde a la evolución de los cargos D aplicados.

Para los diferentes niveles de tensión el comportamiento ha sido estable acorde con lo considerado en la estructuración de los mismos donde se destaca que:

• En el nivel de tensión 1 pasó de 127 $/kWh a 139,55 $/kWh, con una volatilidad mensual de 0,46%.

• En el nivel de tensión 2 pasó de 88,61 $/kWh a 79,83 $/kWh, con una volatilidad mensual de 0,54%.

• En el nivel de tensión 3 pasó de 46,41 $/kWh a 47,48 $/kWh, con una volatilidad mensual de 0,43%.

• En el nivel de tensión 4 pasó de 17,44 $/kWh a 17,66 $/kWh, con una volatilidad mensual de 0,35%.

3.4. Costo de comercialización, Cm ($/kWh).

En el caso de los costos de comercialización, la Resolución CREG 119 de 2007 estableció una forma de cálculo transitoria mientras se aprobaba una nueva metodología de remuneración de dicha actividad.

Durante el periodo de vigencia y hasta la fecha, el cargo de comercialización considerado en la tarifa corresponde a la fórmula transitoria, la cual prevé un valor igual a cero para el costo fijo y define que el costo variable depende del costo base de comercialización calculado de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 31 de 1997 y de otros costos asociados a la actividad como las contribuciones de ley, los cargos del centro nacional de despacho y del administrador de sistema de intercambios comerciales y los costos de las garantías. El comportamiento del cargo de comercialización, que corresponde solo a la variable CV es el siguiente:

R 135 CREG IM12
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 11 Componente Cm promedio ($/KWh)

En la gráfica 11 se observa que la componente Cv trasladada al usuario presentó un aumento de 37 $/kWh a 43 $/kWh, debido a la senda establecida en la Resolución 119 de 2007, para excluir los UNR del cálculo del consumo facturado.

3.5.5. Costos de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía, PR.

Esta componente corresponde al costo de la energía perdida, su transporte en el STN y los costos asociados al programa de reducción de pérdidas de que trata el Decreto 387 de 1997.

La componente PR ha tenido el comportamiento que se muestra a continuación:

R 135 CREG IM13
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 12. Costo de pérdidas por nivel de tensión

Sobre el comportamiento de esta componente se destaca el costo de pérdidas para los diferentes niveles de tensión:

• El nivel 1 pasó de 21 $/kWh a 29 $/kWh con una volatilidad mensual de 1,02%, con un promedio de 25.3 $/kWh y un crecimiento mensual de 0,5%.

• El nivel 2 pasó de 9,18 $/kWh a 9,24 $/kWh con una volatilidad mensual de 1,41%, con un promedio de 9,86 $/kWh y un crecimiento mensual de 0,1%.

• El nivel 3 pasó de 6,2 $/kWh a 8,8 $/kWh con una volatilidad mensual de 1,18%, con un promedio de 7,61 $/kWh y un crecimiento mensual de 0,6%.

• El nivel 4 pasó de 3,73 $/kWh a 3,41$/kWh con una volatilidad mensual de 1,75%, con un promedio de 4,36 $/kWh y un crecimiento mensual de 0,1%.

3.6. Restricciones y servicios complementarios, Rm.

Las restricciones que corresponden a las diferencias entre el despacho real y el despacho ideal han presentado una volatilidad del 7,02%, con un promedio de 9 $/kWh mensual, como se presenta en la siguiente gráfica:

R 135 CREG IM14
 

Fuente: Publicaciones comercializadores. Cálculos: CREG.

Pesos constantes junio 2014.

Gráfica 13 Restricciones

4. Aspectos a estudiar.

En general las iniciativas para estudiar los diferentes elementos en la formación del CU consideran tres elementos base:

• Señales horarias

• Participación de la demanda

• Analizar señales de eficiencia en los mecanismos de compra de energía.

Para los diferentes componentes se desarrollarán propuestas a estudiar específicas las cuales se presentan a continuación:

4.1. Estudios generales CU.

Uno de los aspectos que se considera muy importante en la tarea de la actualización de la fórmula tarifaria a los usuarios regulados, es la revisión de la forma como se realiza este traslado en otros países, considerando las particularidades inherentes al esquema colombiano. Al respecto se espera estudiar:

• Separación de actividades de distribución y comercialización.

• Existencia de usuarios regulados y no regulados.

• Existencia de comercializadores puros.

• Negociación directa de la tarifa por parte de los usuarios con el prestador del servicio.

• Existencia de subsidios y contribuciones.

• Traslado de las pérdidas.

4.2. Señales de eficiencia en la compra de energía.

4.2.1. Objetivos.

Como objetivos de la definición del componente G debemos destacar:

• Estimular la competencia en la compra de energía, bajo condiciones económicas eficientes.

• Permitir la recuperación de costos de compra de energía por parte del comercializador, bajo condiciones de eficiencia económica.

• Determinar un adecuado balance, en la transferencia de variaciones del precio de generación, que presente señales de abundancia o escasez al usuario final.

Los elementos de las componentes considerarán un análisis integral de la transferencia de costos así como la inclusión de los desarrollos regulatorios complementarios en otras resoluciones provenientes de la inclusión de energías renovables y participación de la demanda.

4.2.2. Compras en bolsa, contratos bilaterales y contratos estandarizados.

De acuerdo con la agenda regulatoria de la comisión el sistema de compra de energía para el mercado tenderá a los mecanismos previstos en las resoluciones de consulta del mercado organizado MOR. Mientras se adopta e implementa el MOR habrá un periodo de transición en el que van a convivir los contratos de largo plazo vigentes con el mercado organizado. Durante este periodo es importante mantener las señales de eficiencia y garantizar la suficiencia financiera de los prestadores del servicio. Para ello se hace relevante analizar el comportamiento del factor alfa.

Como elemento complementario que podría estudiarse está el uso de coberturas por parte de los agentes.

4.2.3. Factor de ajuste de compra de energía, AJ.

En relación con el componente AJ se considera pertinente analizar el impacto del efecto de este factor y la utilidad del mismo en la fórmula tarifaria.

4.2.4. Mercado organizado.

El mercado organizado, MOR, dentro de su estructura permite evitar asimetrías en la contratación por parte de los comercializadores frente a generadores en cuanto acceso a suministro, adicionalmente tiene como señal complementaria que permite mantener riesgo de mercado comparable para los generadores que vendan su energía dentro de dicho mercado.

Dentro de los aspectos a estudiar, se destacan las diferentes etapas de implementación del MOR y cómo se trasladará el costo en la etapa definitiva con el objeto de garantizar funcionamiento correcto del mercado.

4.3. Costo promedio por uso del STN, T ($/kWh).

En cuanto a la componente de transmisión cuyas bases se adoptaron en la Resolución CREG 42 de 2013, en principio se espera que continúe con el traslado directo de los cargos que se calculen para remunerar.

Adicionalmente, es importante señalar que en dichas bases se espera analizar la posibilidad de revisar la metodología de definición de los periodos de carga y el efecto que tiene en los agentes teniendo en cuenta las diferentes opciones de facturación a los usuarios del SIN.

4.4. Costo de distribución, D ($/kWh).

Respecto a las componentes que reflejan los costos de las redes, como la distribución, se estudiará la posibilidad de que en la próxima fórmula tarifaria se continúe con el traslado directo de los cargos que se calculen para remunerar las respectivas actividades.

De otra parte, de acuerdo a lo señalado en la Resolución CREG 43 de 2013 se destaca que teniendo en cuenta que en el segmento de distribución de energía eléctrica no existen cargos horarios que permitan dar señales de congestión de la red o de aprovechamiento de la misma en horas valle, se considera conveniente revisar la posibilidad de establecer cargos horarios que modifiquen comportamientos de consumo para un mejor uso de la infraestructura.

4.5. Costo de comercialización, C ($/kWh).

Respecto a la componente de comercialización, tanto fija como variable, se revisará la posibilidad de que se trate de un traslado directo de los cargos que se definan conforme la metodología de remuneración de dicha actividad. Mientras dichas disposiciones quedan en firme, se revisará la opción de continuar con la misma fórmula transitoria para el cálculo de estos cargos, que se está aplicando actualmente. En todo caso se considerarán los elementos planteados en la Resolución CREG 45 de 2012.

4.6. Costos de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía, PR.

En el caso de la componente de pérdidas, se evaluará la posibilidad de que estas continúen incluyendo el costo de la energía perdida y el costo de los planes de reducción de pérdidas, según los decretos 387 de 2007 y 1937 de 2013. El costo del transporte y distribución de la energía perdida se considerará teniendo en cuenta lo que se establezca para el cálculo de las pérdidas en las respectivas metodologías.

Se evaluará la posibilidad de que también se pueda trasladar este elemento en forma horaria.

Adicionalmente se analizará la posibilidad de integrar las pérdidas a lo largo de la cadena de valor en una sola componente.

4.7. Costo de restricciones y servicios complementarios, Rm.

Considerando el modelamiento horario presentado en el numeral 4.8, se espera analizar la forma más eficiente de trasladar las restricciones, teniendo en cuenta quién las produce y métodos de asignación.

4.8. Señales horarias.

El desarrollo tarifario ha contado en general con tarifas que hacen aproximaciones a consumos mensuales debido, principalmente, a factores como limitaciones en el desarrollo en medición horaria y la caracterización de curvas de demanda en los diferentes mercados. Sobre el particular se han desarrollado estudios entre los cuales se destaca “Cargos horarios por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local CREG (1996)”, en el que se adelantó una primera aproximación al modelamiento horario.

Adicionalmente, en el estudio “Aspectos fundamentales de la introducción de competencia en el mercado minorista eléctrico NERA 2005” se buscó analizar los posibles beneficios y complejidades en las alternativas a la introducción de competencia minorista en el sector eléctrico. En el estudio se analizan alternativas en el uso de medidores horarios y perfiles de demanda.

En una primera aproximación y considerando los estudios referidos previamente, se adelantó un modelamiento base del comportamiento horario de la demanda, el cual se presenta a continuación.

R 135 CREG IM15
 

Fuente: XM. Cálculos: CREG.

Gráfica 14 Comportamiento horario demanda comercial y contratos 2013

La curva de demanda promedio día presenta variaciones importantes de hasta el 47% entre el máximo y mínimo diario del día promedio año, existiendo espacio para generar señales horarias para “aplanar” las curvas de demanda y optimizar el uso de infraestructura.

R 135 CREG IM16
 

Fuente: XM. Cálculos: CREG.

Gráfica 15 Precio en bolsa y contratos resolución horaria agregado total días al año

El comportamiento de las curvas de precios evidencia variaciones importantes entre valores máximos y mínimos que pueden ser hasta 140 $/kWh, mientras que en los contratos pueden llegar a ser de 64$/kWh en promedio durante el día. Estos factores hacen que se pueda analizar señales horarias, considerando la madurez del mercado y eficiencia en los requerimientos de infraestructura.

En la siguiente matriz se resumen los principales aspectos que se espera estudiar en la cadena de valor de energía eléctrica:

Tabla 1 Aspectos a estudiar para las señales horarias

TemaAspectos a estudiar
Generación• Análisis respuesta a la demanda.
• Análisis transferencia precios horarios.
• Análisis de señales de asignación a la demanda.
Transmisión• Análisis de métodos de transferencia señal horaria.
Distribución• Análisis de viabilidad registro y formación de curvas ho­rarias.
Pérdidas y restricciones• Análisis de asignación y métodos de transferencia de señal horaria.
MOR• Análisis efectos del MOR en la señal horaria.
Mercados• Análisis efecto en los mercados.

4.9. Efecto de cambios en usuarios y agentes en las compras de energía.

Se estudiarán mecanismos para implementar un tratamiento diferencial para los usuarios no regulados que cambian su condición a regulados de tal forma que se restrinjan o eviten las distorsiones que ello pueda ocasionar a los usuarios que hacen parte del mercado regulado del comercializador.

4.10. Opciones tarifarias.

Previendo algunas variaciones que se pudieran presentar con el cambio de metodología de remuneración de la actividades de transmisión y distribución y las variaciones del precio de la energía, entre otros aspectos que podrían variar la tarifa al usuario final, la comisión adoptó un mecanismo para amortiguar el impacto que esto pudiera tener en las tarifas del usuario final, mediante la Resolución CREG 168 de 2008 que autoriza a los comercializadores a utilizar una opción tarifaria.

Se estudiará la opción tarifaria actual buscando la minimización del impacto de las variaciones en los componentes que hacen parte de la fórmula tarifaria y la posibilidad de que se incluya como un mecanismo que haga parte de la fórmula tarifaria.