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Timestamp: 2018-08-18 12:52:40+00:00

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RESOLUCIÓN 43 DE 05 DE ABRIL DE 2013
CONTENIDO:PONE EN CONOCIMIENTO DE LOS PRESTADORES DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, USUARIOS Y TERCEROS INTERESADOS, LAS BASES SOBRE LAS CUALES LA COMISIÓN EFECTUARÁ EL ESTUDIO PARA DETERMINAR LA METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL PARA EL SIGUIENTE PERÍODO TARIFARIO.
RESOLUCIÓN 43 DE 2013
“Por la cual se ponen en conocimiento de los prestadores del servicio de energía eléctrica, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales la comisión efectuará el estudio para determinar la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional para el siguiente periodo tarifario”.
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 periodo siguiente;
Que el Decreto 2696 de 2004, artículo 11, dispuso que 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, que deben 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, y vi) Los demás criterios tarifarios contenidos en la ley;
Que la Resolución CREG 097 de 2008, por la cual se aprobaron los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local, actualmente vigentes, en aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, dispuso que los costos y cargos por uso de los STR y SDL que defina la comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar, y que “vencido el periodo de vigencia de los cargos por uso que apruebe la comisión, estos continuarán rigiendo hasta que la comisión apruebe los nuevos”;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 553 del 5 de abril de 2013, aprobó expedir la presente resolución;
ART. 1º—Objeto. 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 determinar la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, en el siguiente periodo tarifario, que están contenidas en el anexo general de la presente resolución.
ART. 2º—Plazo para la presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Los prestadores del servicio de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados tendrán un plazo de sesenta (60) días calendario, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, para enviar a la comisión comentarios, observaciones y sugerencias sobre las bases incluidas en el anexo general que acompaña esta resolución.
ART. 3º—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 metodología para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica, en el sistema interconectado nacional, que regirá durante el próximo periodo tarifario. El director ejecutivo impulsará la respectiva actuación, conforme a lo establecido en los decretos 1894 y 2461 de 1999.
ART. 4º—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial, y no modifica ni deroga disposiciones vigentes, por tratarse de un acto de trámite.
2.1. Metodología actual
2.1.1 Sistema de transmisión regional
2.1.2 Sistema de distribución local
3. Propuesta para la remuneración de la distribución de energía eléctrica.
3.2 Metodología de remuneración
3.2.1 Sistema de transmisión regional12
3.2.2 Sistema de distribución local13
3.3 Eficiencia13
3.4 Calidad del servicio14
3.5 Respaldo15
3.6 Remuneración de inversiones15
3.6.1 Unidades constructivas15
3.6.2 Tasa de retorno16
3.6.3 Reposición efectiva de activos16
3.6.4 Conexiones de usuarios o generadores16
3.7 Reconocimiento de AOM16
3.8 Energía reactiva16
3.9 Productividad16
3.10 Migración de usuarios a nivel de tensión superior17
3.11 Duplicidad de redes en el SDL17
La revisión de la metodología y las fórmulas se realizarán con base en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994, que establecen lo siguiente:
ART. 126.—Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un periodo igual. (…).
Vencido el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.
ART. 127.—Inicio de la actuación administrativa para fijar nuevas tarifas. 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. Después, se aplicará lo previsto en el artículo 124.
En esta propuesta se consideran los comentarios de los agentes, usuarios y terceros interesados presentados durante el actual periodo tarifario y los generados al interior de la comisión, en aspectos, tales como remuneración y tarifas, expansión, propiedad de los activos, calidad del servicio, pérdidas del sistema, y operación y mantenimiento, entre otros.
Temas Resolución CREG 099 de 1997 Resolución CREG 082 de 2002 Resolución CREG 097 de 2008
Metodología Precio máximo Ingreso regulado - precio máximo Ingreso regulado - precio máximo
Tasa de retorno antes de impuestos 9 % 14.06 % - 16.06 % 13 % - 13.9 %
actualización anual del ingreso del STR Actualización ingreso STR por solicitud.
De lo anterior, se observa una evolución importante en la determinación de la base de activos a remunerar, al contar con una mayor discriminación de las unidades constructivas (UC), lo que permite efectuar inventarios cada vez más precisos, lo cual redunda en mejoras para la determinación del costo de la infraestructura.
La determinación de los índices de pérdidas reconocidos, pasando de un índice general aplicable a todos los sistemas a la utilización de índices particulares, por sistema, que consideran la topología y características de cada uno de ellos.
El cálculo cada vez más preciso de la energía útil debido a la evolución en los índices de pérdidas.
La aplicación de esquemas de incentivos para mejorar la calidad del servicio.
La remuneración de los activos de nivel de tensión 1 de usuarios propietarios a través de las tarifas.
De acuerdo con la última metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica, se estima que los costos remuneran alrededor de 453.000 km de líneas y redes con sus subestaciones asociadas, con activos valorados en $ 26,6 billones (pesos de junio de 2012).
2.1. Metodología actual.
A continuación se presentan los principales aspectos de la metodología actual para la remuneración de los sistemas de transmisión regional (STR), y de los sistemas de distribución local (SDL).
2.1.1. Sistema de transmisión regional.
Es el sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del operador de red (OR), al sistema de transmisión nacional (STN), y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este nivel de tensión, o que han sido definidos como tales por la comisión. Un STR puede pertenecer a uno o más OR.
La metodología utilizada es de ingreso regulado, según la cual se determina un ingreso anual para cada operador en un año determinado, como la suma del costo anual equivalente de los activos eléctricos y no eléctricos y los gastos anuales de administración, operación y mantenimiento (AOM). Los costos y gastos están referidos al momento de aprobación de la respectiva resolución, actualizados al mes de diciembre del año anterior al del cálculo, y se indexan con el índice de precios del productor (IPP).
Actualmente se tienen conformados dos STR: Norte y Centro - Sur. Para cada uno de ellos se estima el ingreso total anual como la suma de los ingresos anuales de los OR que lo conforman.
• Los activos eléctricos, incluidos los de conexión al STN, se asimilan a unidades constructivas (UC), que se valoran con costos de reposición a nuevo y con una vida útil que varía dependiendo del tipo de activo. Estos activos representan el 10% de la valoración de los activos eléctricos. El restante 90% es producto de obtener la valoración de los mismos activos a partir de las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002.
• El costo anual equivalente de los activos eléctricos se obtiene aplicando una tasa de descuento del 13%, calculada con la metodología establecida en la Resolución CREG 093 de 2008.
• El costo de los terrenos se determina a partir de los avalúos catastrales presentados por los OR.
El liquidador y administrador de cuentas (LAC), tienen las siguientes tareas relacionadas con los STR:
• Calcular los cargos mensuales del nivel de tensión 4 para cada STR.
• Liquidar el valor mensual a facturar a los comercializadores que atienden usuarios finales, con base en los ingresos aprobados a los OR y la demanda total de cada comercializador.
2.1.2. Sistema de distribución local.
• Los activos eléctricos se asimilan a unidades constructivas (UC), las cuales se valoran con costos de reposición a nuevo y con una vida útil que varía dependiendo del tipo de activo.
• El costo anual equivalente de los activos eléctricos se compone de dos partes. El 10 % se obtiene a partir de la valoración de las UC, con base en las UC de la Resolución CREG 097 de 2008 y el restante 90%, resulta de la valoración de los mismos activos, con base en las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002; todo calculado con una tasa de descuento del 13,9%, con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 093 de 2008.
• El costo anual equivalente de los activos no eléctricos es el 4,1% del costo anual equivalente de los activos eléctricos.
La actividad de distribución de energía eléctrica tiene las características propias de un monopolio natural y en este sentido debe ser regulada. Con dicha regulación se busca garantizar la prestación del servicio en condiciones y costos adecuados, permitiendo el libre acceso a las redes para hacer uso de estas en forma apropiada.
•Tarifas competitivas: Se requieren tarifas competitivas a nivel internacional y frente a otros energéticos.
• Costos eficientes: Se busca una remuneración adecuada de las inversiones y dar señales para alcanzar gastos eficientes y la reposición adecuada de la infraestructura.
• Calidad del servicio: Se considera necesario 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 existente.
• Confiabilidad en la prestación del servicio: Se requiere revisar las señales de expansión, ampliación de cobertura y reposición de activos.
• Empresas sostenibles: Es necesario contar con empresas sostenibles, consolidadas y con suficiencia financiera, en este sentido, es necesario evaluar el impacto de los cambios tarifarios teniendo en cuenta los esquemas de remuneración aplicados actualmente, precio techo en los niveles de tensión 1, 2 y 3 e ingreso regulado utilizado en el nivel de tensión 4.
• Considerar las externalidades: Es necesario revisar el efecto de aspectos macroeconómicos, aspectos tecnológicos, normatividad de otros sectores, entre otros, en la remuneración de la actividad.
Teniendo en cuenta que la regulación es dinámica y debe ajustarse periódicamente para considerar los cambios en las condiciones, tanto de la actividad, como del entorno en el cual se desarrolla, a continuación se presentan las propuestas sobre la metodología.
Se pretende analizar algunas de las definiciones establecidas en la reglamentación actual, con el fin de identificar si estas contienen todos los elementos necesarios para la aplicación de la metodología y reglas definidas para la remuneración de la actividad de distribución, así como la concordancia con otras disposiciones dictadas por la CREG.
Adicional a lo anterior, se analizará la inclusión de otras definiciones para la implementación de las disposiciones contenidas en la propuesta regulatoria como inventario reconocido, respaldo, consumidor, cargo por uso monomio, centro de control, verificación de activos, acometida, periodo de carga, convocatoria o proceso de selección, RPP y compensación, entre otras.
3.2. Metodología de remuneración.
3.2.1. Sistema de transmisión regional.
Dada la importancia que el STR tiene dentro del sistema interconectado nacional (SIN), se analizará que la expansión del STR sea definida en forma central por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), de tal forma que se conozcan con suficiente antelación los proyectos requeridos, se identifique la forma de ejecutarlos y se cuente con ellos cuando los requiera el sistema.
3.2.2. Sistema de distribución local.
Un esquema de regulación tipo precio máximo es un mecanismo que incentiva a los agentes a aumentar la eficiencia con el propósito de optimizar sus ingresos. Las mejoras en eficiencia son obtenidas por su propia gestión (expansión eficiente, calidad del servicio, entre otras), y los beneficios pueden ser trasladados a los usuarios durante el periodo tarifario o en los siguientes.
Se ha identificado que la efectividad de este esquema de incentivos se ha reducido por la aplicación de la política de áreas de distribución (ADD), definida en el Decreto 388 de 2007 del Ministerio de Minas y Energía (MME), ya que no permite trasladar las eficiencias obtenidas directamente a los usuarios del mismo sistema y no da las señales de expansión adecuadas, entre otras razones.
Teniendo en cuenta lo anterior, se revisará la aplicación del esquema de precio máximo en conjunto con las ADD, con el fin de ajustar el esquema de remuneración empleado.
3.4. Calidad del Servicio.
• Frecuencia de las interrupciones: La metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 buscó incentivar la gestión del OR en la reducción de la duración de las interrupciones como un primer paso en la introducción al concepto de incentivos y compensaciones. Hoy se considera pertinente incluir en el esquema el seguimiento a la frecuencia de las interrupciones, ya que el primer paso ha permitido contar con un proceso de recolección de información más confiable.
• Estándares de calidad: Una vez iniciado la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, utilizando índices que incentivan al OR a no desmejorar el nivel histórico alcanzado, se analizará la posibilidad de establecer índices de referencia o metas que acerquen al OR a los niveles de calidad que puede brindar, según la tarifa aprobada y el tipo de red utilizada, revisando entre otros, los circuitos existentes, los circuitos que se interconecten, la dispersión de usuarios, la longitud de red y el nivel de enmallamiento.
• Asimilación y simplicidad: A fin de realizar comparaciones del desempeño del sistema de distribución colombiano, respecto al de otros países, se considera pertinente analizar la posibilidad de homologar los indicadores existentes con indicadores internacionales. Lo anterior también estará orientado a lograr una evaluación simplificada del desempeño por parte del OR y de la SSPD.
• Independización del incentivo: Debido a que el incentivo positivo o negativo que recibe el OR, por la mejora o desmejora de la calidad brindada, puede estar siendo aplicado a todos los usuarios de las empresas que conforman las áreas de distribución, establecidas en el Decreto 388 de 2007, se propone estudiar la modificación de la aplicación a los OR con el objeto de que este sea pagado o descontado solo de la tarifa de los usuarios del sistema al cual se le aplica dicho incentivo.
3.5. Respaldo.
Debido a las consultas recibidas sobre las inversiones, los costos asociados y las condiciones para mantener la capacidad de respaldo de que trata el artículo 14 de la Resolución CREG 097 de 2008, se estudiará la posibilidad de ajustar las reglas de dichos contratos, con el fin de precisar su aplicación, tanto para los usuarios, como para las empresas, considerando entre otros, la estimación de los costos en que se incurre, los efectos de estos en los cargos, y las condiciones y las características del respaldo.
3.6. Remuneración de inversiones.
• Metodología de valoración de los activos.
• Metodología de remuneración de los activos.
• Señales para la reposición efectiva de la infraestructura.
3.6.1. Unidades constructivas.
La evolución en la metodología de remuneración de la actividad de distribución ha permitido la tipificación cada vez más precisa de las unidades constructivas (UC), y en consecuencia, mejorar la valoración de la infraestructura empleada en la distribución de energía eléctrica.
Por otro lado, se analizará la inclusión de las UC, identificadas actualmente como especiales, la consistencia en la conformación y valoración de las UC del STR en comparación con las del STN y la posibilidad de compartir infraestructura y servidumbres entre el STR y STN.
3.6.2. Tasa de retorno.
3.6.3. Reposición efectiva de activos.
3.6.4. Conexiones de usuarios o generadores.
Se propone analizar los casos en los que las conexiones de usuarios no regulados (UNR), o generadores a los sistemas de distribución requieran de condiciones especiales, ya sea para la remuneración de los activos requeridos o para la forma de conectarse.
3.7. Reconocimiento de AOM.
Se propone revisar la forma de reconocer los gastos de AOM, teniendo en cuenta la metodología que se formule para la remuneración de los activos.
3.8. Energía reactiva.
3.9. Productividad.
3.10. Migración de usuarios a nivel de tensión superior.
3.11. Duplicidad de redes en el SDL.

References: RESOLUCIÓN 
 artículo 127
 artículo 11
 Resolución 
 artículo 126
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 artículo 124
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 14
 Resolución