RESOLUCIÓN 80 DE 2000 

(Noviembre 8)

“Por la cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados los principios generales conceptuales sobre la remuneración en distribución eléctrica que permitan establecer con posterioridad la metodología para determinar los cargos en dicha actividad”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en uso de sus facultades legales, en especial, las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que 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 período siguiente;

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

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

Que la Resolución CREG 99 de 1997, en aplicación de lo instituido por el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, dispone que la actual fórmula para la remuneración de la actividad de distribución eléctrica tiene vigencia hasta el 31 de diciembre del año 2002;

Que la Resolución CREG 99 de 1997, en su artículo 8º, parágrafo 3º, ordena que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de los cargos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, pondrá en conocimiento de los transportadores las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar los cargos del período siguiente;

En consideración a que por una parte la remuneración en la distribución eléctrica representa un componente significativo del costo unitario de prestación del servicio; y por otra a que se dispone de un tiempo suficiente para analizar diferentes enfoques conceptuales, realizar las simulaciones necesarias, además de enriquecer la discusión con los agentes, usuarios y terceros interesados, la Comisión estima conveniente iniciar desde ya los estudios que permitan definir el esquema de remuneración en distribución para la vigencia 2003-2007;

Que con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, considera conveniente someter a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados los principios generales conceptuales sobre la remuneración en distribución eléctrica que permitan establecer con posterioridad la metodología para determinar los cargos de distribución en energía eléctrica;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 135 del 8 de noviembre de 2000, aprobó el contenido de la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Someter a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados los principios generales conceptuales sobre la remuneración en distribución eléctrica contenidos en el anexo general de la presente resolución.

ART. 2º—Los agentes, usuarios y terceros interesados tendrán un plazo de noventa (90) días calendario para enviar a la comisión comentarios, observaciones y sugerencias a los principios generales conceptuales mencionados en el artículo primero de la presente resolución.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 8 de noviembre de 2000.

Principios generales conceptuales sobre la remuneración en distribución eléctrica

Anexo general

Contenido

1. Introducción

2. Principios generales conceptuales en transmisión regional (subtransmisión) y distribución local

2.1. Transmisión regional (subtransmisión)

2.1.1. Definición

2.1.2. Remuneración

2.1.3. Expansión

2.1.4. Tarifas (cargos)

2.1.5. Pérdidas

2.1.6. Administración, operación y mantenimiento

2.1.7. Calidad

2.1.8. Propiedad de los activos

2.1.9. Tratamiento a los aspectos tributarios

2.2. Distribución local

2.2.1. Definición

2.2.2. Remuneración

2.2.3. Expansión

2.2.4. Tarifas (Cargos)

2.2.5. Pérdidas

2.2.6. Administración, operación y mantenimiento

2.2.7. Calidad

2.2.8. Propiedad de los activos

2.2.9. Tratamiento a los aspectos tributarios

1. Introducción

De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 99 de 1997, la actual remuneración de distribución eléctrica tiene vigencia hasta el 31 de diciembre de 2002. Adicionalmente, el artículo 8º, parágrafo 3º, de la mencionada resolución establece: «Antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de los cargos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas pondrá en conocimiento de los transportadores las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar los cargos del período siguiente».

Con base en lo anterior, la CREG debe determinar las bases por tarde el 31 de diciembre del año 2001. Sin embargo, considerando, por una parte que la remuneración en la distribución eléctrica representa un componente significativo del costo unitario de prestación del servicio; y por otra que se dispone de un tiempo suficiente para analizar diferentes enfoques conceptuales, realizar las simulaciones requeridas, además de enriquecer la discusión con los agentes, usuarios y terceros interesados; se considera conveniente iniciar desde ya los estudios que permitan definir el esquema de remuneración en distribución para la vigencia 2003-2007.

Por ello, el objeto principal de esta resolución es someter a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados los principios generales preliminares que permitan establecer con posterioridad la metodología para determinar los cargos de distribución de transporte de energía eléctrica. El esquema que se plantea ha sido preparado para dar respuesta en forma breve a inquietudes expresadas por los agentes, usuarios, terceros interesados, y al interior de la comisión, en aspectos tales como: remuneración y tarifas, la expansión y cobertura del sistema, propiedad de los activos, calidad del servicio, pérdidas del sistema y operación y mantenimiento, entre otros.

Hay otros aspectos de consideración que no son tratados específicamente en esta resolución, pero que estarán incluidos con posterioridad en la metodología de remuneración, tales como: localización de fronteras, tratamiento a la energía reactiva, tratamiento a las suplencias a cogeneradores y autogeneradores en los cargos por uso, responsabilidad de los operadores de red (OR) en las pérdidas en los sistemas de distribución, definición clara entre reposición y mantenimiento, requisitos para ser OR, tratamiento a los activos de conexión al STN, etc. No obstante, se esperan en estos puntos también, comentarios, observaciones y sugerencias por parte de los agentes, usuarios y terceros interesados.

Los principios generales preliminares que se plantean son fruto de un análisis conceptual. No obstante, existe todavía la necesidad de realizar ejercicios de aplicación, con el fin de comprobar si la propuesta conceptual puede ser implantada adecuadamente, considerando entre otros los objetivos establecidos en las leyes 142 y 143 de 1994 y la normatividad vigente. Con base en los comentarios que se reciban y en los análisis internos de la comisión, y de no encontrarse dificultades en su implantación adecuada o esquemas que den mejor respuesta a las inquietudes planteadas, los principios generales aquí esbozados serían la base para determinar con posterioridad la metodología que será sometida a discusión de conformidad con lo establecido en las leyes 142 y 143 de 1994 y normatividad vigente.

2. Principios generales conceptuales en transmisión regional (subtransmisión) y distribución local

2.1. Transmisión regional (subtransmisión)

2.1.1. Definición. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones iguales o mayores a 30 kV y menores de 220 kV.

2.1.2. Remuneración. Regulación económica por ingreso en forma anual, considerando unidades constructivas que se valorarían a costos unitarios establecidos por la comisión. El recaudo se realizaría centralizadamente a través del administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC. En esta actividad se remunerarían los activos ya en uso y los nuevos proyectos a ejecutar.

En el primer caso, tendríamos una fórmula de ingreso anual que estaría determinado por el costo anual equivalente del activo eléctrico valorado a costos de reposición (se aplicarían costos unitarios por unidades constructivas considerando, entre otros, la consistencia entre los inventarios presentados por las empresas para el cálculo de los cargos por uso y aquellos reportados para circuitos en el esquema de calidad de conformidad con la normatividad vigente), una tasa de rentabilidad determinada con base en Weighted Average Cost of Capital, WACC, y esquema de remuneración seleccionado, un margen por activos no eléctricos reconocidos, un costo anual equivalente del terreno (en el caso de unidades constructivas de subestaciones), y gastos de eficiencia de administración, operación y mantenimiento.

En el caso de nuevos proyectos requeridos por expansión y/o confiabilidad, el ingreso anual estaría determinado en forma similar a los activos existentes (unidades constructivas y costos de reposición a nuevos, WACC, etc.), pero sería necesario establecer unos criterios de selección de los proyectos a ejecutar, acordes con criterios de distribución. Dado que los criterios de distribución van más allá del criterio de eficiencia económica, es necesario establecer mecanismos y/o indicadores que permitan seleccionar solamente proyectos que cumplan con dichos criterios de distribución, y considerando, entre otros, los impactos tarifarios que puedan causar y la cobertura existente. Para ello, se establecerían unos indicadores fácilmente administrables, medibles, verificables y controlables, que puedan ser aplicados por los operadores de redes, OR, para la selección de los proyectos a ejecutar.

2.1.3. Expansión. Los proyectos de expansión, requeridos para atender el crecimiento de la demanda, para incrementar la cobertura del servicio o para dar una mayor confiabilidad a los sistemas, deben cumplir con los criterios establecidos en el capítulo 3 de la Resolución CREG 70 de 1998 y en el numeral 2.1.2 de esta resolución.

Los criterios de distribución permitirían seleccionar no solamente los proyectos que cumplan con los criterios de eficiencia económica (hasta que se agoten las economías de escala), sino también aquellos proyectos que cumplan con los indicadores que se diseñen, considerando, entre otros, los impactos tarifarios que puedan causar y el nivel de cobertura existente en cada sistema. No obstante los criterios de selección, los proyectos deben considerar alternativas de ejecución (análisis beneficio-costo de integrar los proyectos al sistema interconectado nacional, tratarlos como zona no interconectada, o, simplemente, no hacer nada).

Los proyectos a incluir en el listado de confiabilidad deben cumplir con criterios de selección consistentes con el esquema de calidad que se adopte.

Los proyectos identificados, bien sea por solicitudes de los usuarios o de los OR, que cumplan con los criterios de selección serían ejecutados en forma obligatoria por los OR.

2.1.4. Tarifas (cargos). La asignación del ingreso requerido se aplicaría completamente a la demanda en forma de tarifas estampilla para todo el país, diferenciadas estas tanto por los niveles de tensión involucrados (niveles IV y III) como por los bloques de carga del sistema. La estimación se realizaría anualmente y la actualización periódica de los cargos se realizaría con un índice de precios que refleje la variación de los componentes de costos de dichos cargos.

2.1.5. Pérdidas. Se establecería un nivel de pérdidas eficientes acordes con los niveles de voltaje que manejaría la actividad y consistentes con los niveles de pérdidas reconocidas regulatoriamente al final (dic. 31/2002) del período tarifario vigente, realizando análisis comparativos con empresas similares u otra metodología que refleje pérdidas de eficiencia.

2.1.6. Administración, operación y mantenimiento. Los gastos de administración, operación y mantenimiento serían determinados en forma eficiente y por empresas, considerando metodologías de eficiencia tales como análisis comparativos con empresas similares, fronteras de eficiencia relativa u otra que refleje gastos de eficiencia. La responsabilidad en desarrollar las actividades de administración, operación y mantenimiento estaría a cargo del operador de red.

2.1.7. Calidad. El esquema de calidad que se defina debe ser consecuente y estar acorde con el esquema de remuneración adoptado para la actividad (ingreso regulado), y con los criterios de selección para ejecutar los proyectos relacionados con la confiabilidad del servicio.

2.1.8. Propiedad de los activos. Los cargos serían determinados con independencia de la propiedad de los activos que conforman la actividad de transmisión regional. La distribución del ingreso se realizaría en forma similar a como se hace en la actualidad con el sistema de transmisión nacional, STN.

2.1.9. Tratamiento a los aspectos tributarios. Desde el punto de vista legal, el esquema de prestación del servicio introducido por la Ley 142 de 1994, implica que las empresas asuman riesgos propios de la actividad, como son el cambio en las condiciones tributarias sobre las cuales la CREG fijó inicialmente la tarifa.

Se reconocerían solamente los impuestos vigentes al momento del cálculo de los cargos al inicio del período tarifario, ya que los cambios en las condiciones tributarias pueden afectar a las empresas negativa o positivamente, sin que esté previsto en este último caso, la revisión de los componentes de la fórmula mencionados con miras a reducirlos.

2.2. Distribución local.

2.2.1. Definición. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales, distritales o locales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores a 30 kV. El nivel I actual (distribución secundaria) sería convertido en activos de conexión.

2.2.2. Remuneración. La regulación económica sería por tope de precio, o cualquier otro esquema de incentivos. Se mantendría la estructura de incentivos que se ha utilizado hasta ahora, sólo que aplicado únicamente al nivel II de tensión.

El cálculo del nivel inicial de cargos estaría basado en la valoración de los activos involucrados en la prestación del servicio de distribución (en este caso los del nivel II y considerando, entre otros, la consistencia entre los inventarios presentados por las empresas para el cálculo de los cargos por uso y aquellos reportados para circuitos en el esquema de calidad de conformidad con la normatividad vigente), con similar tratamiento, por ejemplo, al que reciben de acuerdo con la regulación vigente, pero realizando ciertos ajustes. Esto es, con reposición a nuevo, sin acotamiento de cargos, gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento y tasa de rentabilidad determinada con base en WACC y esquema de remuneración seleccionado, un margen por activos no eléctricos reconocidos, un costo anual equivalente del terreno (en el caso de unidades constructivas de subestaciones), entre otros.

Para la determinación de los costos de distribución (correspondiente al nivel II), se establecería para el año base un cargo basado en el costo medio histórico (suprimiendo el límite del 120% del promedio nacional en los cargos), pero que podría ajustarse dependiendo de las inversiones en expansión que serían ejecutadas con posterioridad a la fijación del cargo. Esto implica que el ajuste se realizaría solamente cuando el costo marginal de los nuevos proyectos sea superior al costo medio. En este caso, el operador de red deberá sustentar los proyectos y demostrar que tienen costos marginales superiores a los medios.

Las inversiones que se considerarían en el nivel II serían las que cumplan con unos criterios de selección (solamente cuando el costo marginal de los nuevos proyectos sea superior al costo medio) similares a los establecidos en la actividad de transmisión regional, pero ajustándolos a las características de la distribución local. Adicionalmente, no se considerarían en el período regulatorio de cinco años, las inversiones que se realicen para levantar restricciones.

Por otra parte, los propietarios de los activos de conexión (activos de nivel I) no pagarían un cargo al OR por los mismos. Para tener derecho a los cargos por conexión que sean establecidos, el operador de red debe demostrar la propiedad de los activos por los cuales recibiría compensación.

Si el OR es el dueño de los activos de conexión, la tarifa para el usuario en distribución local estaría compuesta de un cargo por conexión más un cargo por uso del nivel II. Para la determinación de dicho cargo por conexión, se consideraría el costo anual equivalente del activo eléctrico valorado a costos de reposición (se aplicarían costos unitarios por unidades constructivas considerando, entre otros, la consistencia entre los inventarios presentados por las empresas para el cálculo de los cargos por uso y aquellos reportados para circuitos en el esquema de calidad de conformidad con la normatividad vigente), una tasa de rentabilidad determinada con base en WACC y esquema de remuneración seleccionado y gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento, entre otros.

2.2.3. Expansión. Los proyectos de expansión, requeridos para atender el crecimiento de la demanda, para incrementar la cobertura del servicio o para dar una mayor confiabilidad a los sistemas, deben cumplir con los criterios establecidos en el capítulo 3 de la Resolución CREG 70 de 1998, y con los planteados en el numeral 2.2.2 de esta resolución.

Para el nivel II, existiría obligatoriedad por parte del OR en adelantar los proyectos que tengan como máximo un costo marginal igual al costo medio, y en ejecutar los proyectos que se incluyan cuando cumplan con los criterios de selección señalados en el numeral 2.1.3 y se realice el ajuste mencionado al costo medio de conformidad con lo planteado en el numeral 2.2.2 anterior.

En el nivel I, existiría obligación por parte del OR en conectar a nuevos usuarios, cuando éstos se lo soliciten y sea técnicamente factible.

2.2.4. Tarifas (cargos). El patrón de regulación tarifario en baja tensión debe ser flexible en la asignación de tarifas por tipo de usuario, con el fin de lograr una señal de consumo más adecuada. El período de los cargos sería de cinco años.

El diseño de las estructuras tarifarias podría ser desarrollado por la CREG para ser aplicado por los distintos distribuidores o, dentro de un esquema de libertad regulada, la CREG podría establecer los parámetros de diseño, permitiendo a los distribuidores elaborar la estructura tarifaria, con aprobación final de la comisión.

Para el nivel II, se establecerían cargos regulados variables decrecientes por empresas en función del consumo. Estos serían los cargos regulados de referencia a los cuales tendrían derechos los usuarios (fallback). Sin embargo, a opción del usuario, el OR puede ofrecerles un esquema de cargos fijos y variables. En todo caso, la actualización periódica de los cargos se realizaría con un índice de precios que refleje la variación de los componentes de costos de dichos cargos.

Para el nivel I, si el(los) usuario(s) es(son) el(los) propietario(s) de los activos de conexión, no se pagarían cargos por este concepto, con excepción de cargos por concepto de la operación y mantenimiento de dichos activos. No obstante, el OR siempre aprobará los aspectos técnicos de conformidad con lo establecido en el capítulo IV de la Resolución CREG 070 de 1998. Cuando el OR es propietario, se consideraría un esquema de conexión eficiente, ya sea ésta de uso compartido o exclusivo.

Cuando el OR es propietario, el cargo se estimaría con base en lo descrito en el párrafo anterior y con lo establecido en el numeral 2.2.2 de esta resolución. La actualización períodica de los cargos se realizaría con un índice de precios que refleje la variación de los componentes de costos de dichos cargos.

2.2.5. Pérdidas. Para el nivel dos de tensión, se establecería un nivel de pérdidas eficientes acordes con los niveles de voltaje que manejaría la actividad y consistentes con los niveles de pérdidas reconocidas regulatoriamente al final (dic. 31/02) del período tarifario vigente, realizando análisis comparativos con empresas similares u otra metodología que refleje pérdidas de eficiencia.

Las pérdidas que se reconozcan al nivel uno, como parte del diseño de la conexión, tendrían un tratamiento diferente de los otros niveles de voltaje. Estas pérdidas se determinarían de acuerdo con las configuraciones eficientes que se definan para las conexiones tipo.

2.2.6. Administración, operación y mantenimiento. Los OR serán responsables de la administración, operación y mantenimiento de la actividad y a ellos se les reconocería un componente por dichos gastos, bien sea utilizando la metodología de estimación de frontera de eficiencia relativa, análisis comparativos con empresas similares u otra metodología que refleje gastos de eficiencia.

Con independencia de la propiedad de los activos, el OR debe llevar registros de la operación y mantenimiento que realicen a los activos de conexión.

2.2.7. Calidad. El esquema de calidad que se defina debe ser consecuente y estar acorde con los esquemas de remuneración y responsabilidad adoptados para la actividad, y con los criterios de selección para ejecutar los proyectos relacionados con la confiabilidad del servicio.

2.2.8. Propiedad de los activos. Para el nivel II, los cargos serían determinados con independencia de la propiedad de los activos que hacen parte de dicho nivel de tensión. Sin embargo, el OR deberá remunerar a los propietarios de conformidad con lo establecido en el capítulo 9 de la Resolución CREG 70 de 1998.

En el nivel I, el propietario de los activos de conexión es el responsable por la reposición de los mismos. En caso de que el usuario sea el propietario y no realice la reposición, el OR estará obligado a realizarla de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 70 de 1998, y tendrá derecho a su remuneración. Cuando el usuario es el propietario de dichos activos, el OR es también una opción como proveedor de los activos que deban reponerse. Si el OR es el propietario de los activos de conexión, el usuario debe tener la opción al final de los cinco años del período tarifario de adquirir dichos activos.

2.2.9. Tratamiento a los aspectos tributarios. Desde el punto de vista legal, el esquema de prestación del servicio introducido por la Ley 142 de 1994 implica que las empresas asuman riesgos propios de la actividad, como son el cambio en las condiciones tributarias sobre las cuales la CREG fijó inicialmente la tarifa.

Se reconocerían solamente los impuestos vigentes al momento del cálculo de los cargos al inicio del período tarifario, ya que los cambios en las condiciones tributarias pueden afectar a las empresas negativa o positivamente, sin que esté previsto en este último caso la revisión de los componentes de la fórmula mencionados con miras a reducirlos.