Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-78-de-junio-12-de-2014?documento=legcol&contexto=legcol_fc12a30f266201bee0430a01015101be&vista=STD-PC
Timestamp: 2020-06-01 22:11:29+00:00

Document:
RESOLUCIÓN 78 DE 12 DE JUNIO DE 2014
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICOS LOS PROPÓSITOS Y LINEAMIENTOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL PERÍODO TARIFARIO 2015-2019.
TEMAS ESPECÍFICOS:SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, SISTEMA DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, REGULACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, FACTURACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
“Por la cual se ordena hacer públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019”.
en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y
El artículo 6º de la Resolución 9 0604 de 2014 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la cual se adoptan medidas excepcionales para el STN y el STR tendientes a garantizar la continuidad del servicio en situaciones especiales, publicada en el Diario Oficial 49.174 del 6 de junio de 2014, establece:
Dentro de los cinco días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha de publicación de la presente resolución, la CREG expedirá para consulta la resolución que contenga el documento con propósitos y los lineamientos para la remuneración de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica en el SIN.
Estos documentos deberán contener los lineamientos que aseguren la oportuna expansión, adecuación y reposición de los activos utilizados en la prestación del servicio y su debida administración, operación y mantenimiento, con el fin de propender por el continuo mejoramiento de la calidad del servicio.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 609 del 12 de junio de 2014, aprobó hacer públicos para consulta los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019,
ART. 1º—Objeto. Háganse públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, contenidos en el Anexo General de esta resolución.
ART. 2º—Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los usuarios, a los agentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
ART. 3º—Información. Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al Director Ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: Avenida Calle 116 Nº 7-15, Edificio Torre Cusezar, Interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.
ART. 4º—Estudios. La comisión publicará para conocimiento y comentarios de los interesados los estudios relacionados con la revisión de las metodologías de remuneración de las actividades de transmisión y distribución y su implementación en diferentes países, y el de revisión de la calidad de la energía alcanzable con la infraestructura actual en Colombia.
ART. 5º—Vigencia. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.
Dada en Bogotá, D. C., a 12 de junio de 2014.
PROPÓSITOS Y LINEAMIENTOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL PERIODO TARIFARIO 2015-2019
De acuerdo con la regulación vigente, la actividad de transmisión consiste en el transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión nacional, STN, usando equipos y líneas que operan a 220 kV o más.
La actividad se remunera de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 11 de 2009, donde se definen los activos a remunerar, los gastos de administración, operación y mantenimiento a reconocer, la calidad del servicio exigida, la forma de calcular los ingresos de los transmisores nacionales, TN, y el cálculo del cargo por uso de la actividad que hace parte del costo de prestación del servicio.
Desde el año 1998, la expansión del STN se hace mediante convocatorias públicas que se adjudican a los inversionistas que soliciten el menor valor para ejecutar los proyectos del plan de expansión de transmisión elaborado por la UPME y adoptado por el Ministerio de Minas de Energía. La metodología vigente para remunerar estos proyectos está desarrollada en la Resolución CREG 22 de 2001.
De acuerdo con la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años por lo que para iniciar el nuevo proceso de revisión se publicaron las bases mediante la Resolución CREG 42 de 2013.
Como insumos para la definición de la propuesta metodológica se contrataron estudios con consultores externos en los siguientes temas: revisión del estado del arte en metodologías de remuneración de actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica y su implementación en diferentes países, y un estudio de actualización de unidades constructivas. Además, se encuentra en proceso de contratación un estudio de pérdidas de energía en el STN que se realizará en convenio con la OLADE.
En la Resolución 9 0604 de 2014 del MME se señala que la comisión deberá expedir los propósitos y lineamientos bajo los cuales se desarrollará la metodología de remuneración de la actividad de transmisión.
Los propósitos y lineamientos que se presentan en este anexo están siendo considerados por la comisión para la definición de la metodología de remuneración de la actividad de transmisión en el siguiente periodo tarifario, la cual hace parte de la agenda regulatoria de la CREG para el año 2014, y hacen referencia a la remuneración de los activos usados en la actividad de transmisión que no han sido construidos mediante los mecanismos de convocatoria.
La comisión propone abordar el estudio considerando los siguientes aspectos, los cuales se encuentran enmarcados dentro de los criterios tarifarios definidos por las leyes 142 y 143 de 1994:
— Tarifas competitivas: lograr tarifas competitivas a nivel internacional, que reflejen los costos que enfrentan las empresas para la prestación eficiente del servicio.
— Costos eficientes: remunerar de forma adecuada la infraestructura utilizada para la prestación del servicio, así como dar señales para alcanzar niveles de gastos eficientes y una reposición adecuada de la infraestructura.
— Calidad del servicio: consolidar el esquema de calidad del servicio de tal forma que el suministro de energía eléctrica sea realizado con altos estándares de calidad y acorde con la metodología de remuneración.
— Confiabilidad en la prestación del servicio: fortalecer las señales regulatorias para la expansión y la reposición de activos.
— Empresas sostenibles: contar con empresas sostenibles, consolidadas y con suficiencia financiera.
— Manejo de externalidades: considerar en la remuneración de la actividad aspectos macroeconómicos, tecnológicos y ambientales, entre otros.
Para la regulación de la actividad de transmisión se ha utilizado en los dos últimos periodos tarifarios un esquema de costo medio histórico(1) en combinación con un mecanismo de incentivos tipo ingreso máximo y una remuneración de inversiones basada en el modelo de valor de reposición a nuevo.
La regulación aplicada ha contribuido para que se cuente con un sector eléctrico consolidado, sin embargo, se han identificado algunos aspectos que deben ser considerados en el diseño regulatorio del próximo periodo tarifario para cumplir con los propósitos mencionados en el numeral anterior.
Dentro de los aspectos a considerar se encuentran los siguientes: i) en general, las inversiones en reposición de la infraestructura han estado por debajo de los niveles esperados, ii) se requieren inversiones importantes en la reposición y adecuación de la infraestructura eléctrica para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio y mejorar la calidad del mismo, iii) es importante dar mayores señales de estabilidad en la remuneración de las inversiones realizadas por las empresas, y iv) se requiere guardar la consistencia regulatoria de los diferentes elementos para que las señales sean claras para las empresas y de esta manera se mejore la eficiencia en los costos.
Con base en lo anterior, se considera necesario redefinir el marco regulatorio para fortalecer las señales de reposición y renovación de la infraestructura, y permitir, de manera eficiente, la incorporación de nuevas tecnologías al sistema de transmisión, entre otros.
Para el nuevo periodo tarifario se propone un esquema de costo de mediano plazo, en el cual la remuneración de las empresas es calculada a partir de una base inicial de activos reconocida, los planes de inversión en activos y los costos eficientes de AOM.
Para la remuneración de las inversiones se propone utilizar un modelo de costo de reemplazo depreciado, bajo el cual se reconoce una rentabilidad sobre la base regulatoria de activos(2), BRA, y se incorpora de manera explícita en los ingresos el valor correspondiente a la depreciación(3) de los activos y el plan de inversiones.
Como ya se mencionó, la expansión del sistema de transmisión corresponde a los proyectos incluidos en el plan de expansión de transmisión que se adjudican mediante convocatorias, por lo que no es posible para los TN incluir los proyectos identificados por la UPME dentro de sus planes de inversión. Las ampliaciones, cuando se recurra a este mecanismo de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 022 de 2001, también hacen parte del plan de expansión elaborado por la UPME. Los planes de inversión particulares deben incluir, entonces, las reposiciones y la posible instalación de activos que no requieran estar aprobados en los planes de expansión.
En relación con los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, se propone una metodología consistente con el esquema de costo de reemplazo depreciado.
Para la calidad del servicio se propone continuar con la aplicación del esquema vigente, realizando los ajustes que se consideran necesarios, los cuales se han venido identificando desde el inicio de la aplicación del nuevo esquema en el mes de abril de 2013.
A continuación se presentan los lineamientos generales de la metodología en estudio.
2.1 Propuesta de remuneración.
Se considera la aplicación de una metodología de ingreso máximo con los siguientes lineamientos:
— Continuar con un solo cargo de transmisión para todo el sistema interconectado, facturado de acuerdo con los periodos horarios de consumo.
— Ingresos que correspondan a la suma de la rentabilidad de la BRA, la depreciación, los gastos de AOM y un componente asociado con los incentivos.
— Definición de la BRA inicial a partir de la valoración de los activos a una fecha de corte y ajuste por un factor que represente la vida útil remanente de esta base de activos.
— Actualización anual de la BRA con base en las inversiones incorporadas, la depreciación de los activos existentes y los activos que salgan de operación.
— Actualización de la BRA por la entrada en operación de activos ejecutados como ampliaciones.
— Valoración de los activos a la fecha de corte (tanto el inventario como su respectiva valoración) manteniéndola inmovilizada a partir del nuevo periodo tarifario.
— Definición de la vida útil a partir de la establecida en la Resolución CREG 11 de 2009, revisando la pertinencia de utilizar el concepto de vida útil extendida empleado en la regulación de otros países.
— Definición de una vida útil remanente de la base de activos existente, con la opción de que las empresas presenten un estudio en el cual justifiquen la vida útil remanente de los activos de su sistema(4).
— Depreciación lineal de la BRA con base en la vida útil reconocida a cada grupo de activos.
— Verificación de la ejecución de los planes de inversión y definición de mecanismos de ajuste de los ingresos por cumplimiento del plan.
— Uso de un modelo de incentivos para los planes de inversión, mediante la aplicación de un esquema de menú de contratos.
— En relación con las unidades constructivas, UC, utilizadas para la valoración de los activos se propone lo siguiente:
• Revisar el impacto de los costos ambientales en la valoración de las unidades constructivas.
• Para las UC de control y comunicaciones se propone utilizar la estructura global del esquema de control del TN.
• Valorar las estructuras de las UC de línea de forma independiente, con base en el inventario real de las estructuras identificados.
• Continuar remunerando las servidumbres con base en los costos reportados por los TN.
• Adicionar las nuevas UC requeridas.
— Para los gastos de AOM se propone la utilización de modelos de comparación entre los agentes, con el fin de obtener los niveles de gastos eficientes que a su vez sean consistentes con la metodología de remuneración de la actividad que se adopte.
2.2 Calidad del servicio.
Se propone continuar con la aplicación del esquema definido en la Resolución CREG 11 de 2009. No obstante, se analizará la posibilidad de hacer algunos ajustes puntuales orientados a la mejora del esquema, como son:
— Revisión del porcentaje de energía no suministrada, ENS, a partir del cual aplica la compensación y analizar la posibilidad de verificación de la existencia de demanda no atendida en el STN ante eventos en este sistema.
— Revisión de las horas de indisponibilidad permitidas.
— Revisión de la frecuencia y las horas excluibles en el cálculo de las indisponibilidades para los mantenimientos mayores de subestaciones encapsuladas.
— Definición de procedimientos para evaluar la afectación entre sistemas por eventos.
— Revisión de criterios para la definición de las zonas excluidas de compensación.
2.3 Pérdidas.
Se está contratando un estudio con el propósito de calcular el nivel de pérdidas en el STN a partir de simulaciones del sistema, con el fin de comparar los resultados obtenidos con los porcentajes de pérdidas reconocidos actualmente en la regulación. El estudio identificará las posibles causas de las diferencias y las magnitudes asignables a cada una de estas causas.
Además, el estudio incluirá recomendaciones sobre proyectos, viables técnica y económicamente, relacionados con la instalación, cambio o reubicación de equipos o redes en el sistema con el propósito de reducir las pérdidas.
(1) Se toma como referencia el costo medio al inicio del periodo tarifario.
(2) La BRA está representada por los activos eléctricos, activos no eléctricos y terrenos necesarios para la prestación del servicio.
(3) En la regulación, la depreciación se considera una medida de la reducción del valor o la utilidad de un activo durante su vida útil debido al uso o la obsolescencia, a partir de la vida útil regulatoria y un perfil de depreciación.
(4) Para las empresas que justifiquen una vida útil remanente mayor a la de referencia, se propone realizar un proceso de evaluación que puede incluir auditorías y evaluación por parte de consultores contratados por la comisión.

References: artículo 6
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