CREG - Circular 14 de 1997

REPÚBLICA D E •eo tO M B Ift M IN ISTER IO D E M INAS Y EN ERG ÍA C o m i s i ó n d e R e g u l a c ió n d e E n e r g í a y G a s

CIRCULAR No. 14

DE: DIRECCION EJECUTIVA CREG PARA: TODAS LAS EMPRESAS GOM ERO IA LIZ A D O R A S DE

ELECTRICIDAD Estimado Señor Gerente: Se anexa a continuación un documento que responde a las observaciones presentadas por las empresas con relación a la propuesta de fórmula tarifaria de la Res. 112 CREG, de acuerdo con lo previsto en la Resolución 031 de 1997. Atpntampntp

REF.: RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES CON RELACION A LA

PROPUESTA DE FORMULA TARIFARIA DE ELECTRICIDAD

SANTAFE DE BOGOTA,.D.C, 29 DE ABRIL DE 1997

Director Ejecutivo Comisión de Regulación de Energía y Gas PCWCircu 14.doc 611 5 0 0 0 - 8 1 1 4 1 9 9 - 6 1 1 4 5 0 4 - 6 1 1 5214 FA X : 611 5 4 2 7 - 2 3 6 5331 e-m aW xreg@ colom íat.n et.co 611 5 0 0 0 - 8 1 1 4 1 9 9 - 6 1 1 4 5 0 4 - 6 1 1 5214 FA X : 811 5 4 2 7 - 2 3 6 5331 e-m aW xreg@ colom íat.n et.co

S 3 Cra I I N o. 84-51 P is o 3o, S an tafé d e B ogotá D.C. C o lo m b iaREPÚ B LIC A DE COLOMBIA M INISTERIO DE MINAS Y EN ERG IA C o m is ió n de R e g u l a c ió n de E n e r g í a y G a s

RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES PRESENTADAS A LAS FORMULAS

TARIFARIAS (RESOLUCION CREG-112 DE 1996) DE ACUERDO CON LO PREVISTO EN LA RESOLUCION 031 DE 1997 1 . INTRODUCCIÓN El presente docum ento contiene las observaciones presentadas por parte de las em presas com ercializadoras de energía, a la fórm ula de costos de prestación del servicio a u suarios regulados en el Sistem a Interconectado Nacional, propuesta por la Comisión en la Resolución CREG112 de 1996, y la resp u esta de la Comisión a tales observaciones.

II. OBSERVACIONES GENERALES 1 . La Resolución 112 confunde los limites entre u suarios regulados y no regulados; desaparece el m ercado regulado. Analizar con detenim iento las consecuencias p ara las em presas. Los m ercados que serán de interés e n el ju e g o de la lib re c o m p e te n c ia so n los m e rc a d o s fu e rte s M unicipales. Ante la pérdida de tales m ercados las em presas deberán hacer mayores esfuerzos p ara atender los m ercados débiles, lo cual hace necesario aum entar las tarifas, dados los costos de atención del servicio. ¿Qué h a previsto el gobierno central frente a esta situación?.

hacer mayores esfuerzos p ara atender los m ercados débiles, lo cual hace necesario aum entar las tarifas, dados los costos de atención del servicio. ¿Qué h a previsto el gobierno central frente a esta situación?. Definir la com petencia que se tiene en el m ercado regulado, y las diferencias entre m ercado regulado y no regulado.

Respuesta: La fórm ula tarifaria es aplicable a los u suarios regulados, ya que la categ o ría de u s u a rio no reg u lad o p erm ite fijar el precio librem ente, en condiciones de com petencia. La posibilidad de que en u n m ercado reg u lad o p u e d a n ex istir varios co m ercializad o res se h a contem plado en la Resolución CREG-031 de 1997, condicionando la aprobación del costo base de comercialización a que se presenten ofertas por todo el mercado, y no p ara u n a parte de él; de esta form a se evita que la com petencia se limite a los grupos de u suarios regulados con alta concen tración. 2. ¿Cómo se asegura la expansión con los costos a utilizar en las fórm ulas tarifarias de la propuesta?.

Respuesta: De acuerdo con la regulación establecida p ara la actividad de comercialización de energía, quien desem peña esta actividad debe ad q u irir la ‘ energía n e cesaria p a ra aten d er a su s u su a rio s, ya sea PC \\C ircu_14.d oc

de comercialización de energía, quien desem peña esta actividad debe ad q u irir la ‘ energía n e cesaria p a ra aten d er a su s u su a rio s, ya sea PC \\C ircu_14.d oc S í 611 5 0 0 0 - 6 1 1 4 1 9 9 - 6 1 1 4 5 0 4 - 6 1 1 5214 FAX: 611 5 4 2 7 -2 3 6 6 3 3 1 9-/nfl//.'Cr6g^O0l0fT1s&t.n6t.C0 Cra I I N o. 64-51 P is o 3, S a n ta fé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia .TíiseeieHieiMni.seiiiieiht..: , ' ,REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ERG IA C o m is ió n de R e g u l a c i ó n de E n e r g ía y G a s m ediante contratos de largo plazo con em presas generadoras, o a través de la c o m p ra de e n e rg ía . Com o ta l, el c o m e rc ia liz a d o r es u n interm ediario entre los generadores y los usuarios. Con base en lo anterior, el hecho de que los precios que se están presentando en el m ercado m ayorista de energía no sean suficientes p a ra a se g u ra r la e x p an sió n del siste m a no se so lu c io n a dándole mayores recursos al comercializador, si no asegurando que las señales de precios de ese m ercado sean suficientes p ara asegurar la expansión que requiere el país.

mayores recursos al comercializador, si no asegurando que las señales de precios de ese m ercado sean suficientes p ara asegurar la expansión que requiere el país.

3. La aplicación de la fórm ula traslad a al usuario el riesgo de mercado, lo que no es conveniente. Se propone que las em p resas realicen u n a proyección de su costo de referencia con base en la información de 12 m eses hacia atrás, valor a m antener congelado por seis meses. Al cabo de este tiem po, se h a ría u n aju ste que co n sistiría en calcular la diferencia entre la facturación real y la que debería haberse realizado con el costo de referencia de la fórmula.

Respuesta: Uno de los objetivos fundam entales de la fórm ula, es que las tarifas que se cobren a los usuarios por el servicio reflejen los costos en que incurren las em presas p ara su m in istrar tal servicio. La estabilidad de la señal se logra m ediante los m ecanism os de actualización previstos en la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG-031 de 1997, el cual, en la m edida en que el Gobierno Nacional logre los objetivos de reducir los niveles de inflación del país, dará lugar a u n a tarifa estable por un período superior a seis meses.

4. D ada la tendencia tem poral a la baja de los precios, la aplicación de las fó rm u la s ta rifa ria s d e te rm in a que u n a vez fin alicen los c o n tra to s actuales (2 años aproxim adam ente), habría u n a variación im portante en las tarifas a los clientes y la dificultad de llevar al u su a rio final aum entos abruptos.

actuales (2 años aproxim adam ente), habría u n a variación im portante en las tarifas a los clientes y la dificultad de llevar al u su a rio final aum entos abruptos. M antener tem poralm ente el costo de referencia a ctu al y asig n ar la diferencia a u n fondo de com pensación para pago de subsidios a las em presas. La reducción de ingresos genera gran incertidum bre frente al program a p resu p u esta 1 aprobado p ara el presente año. La nueva dism inución de ingresos com prom ete se ria m e n te el cu m p lim ien to de obligaciones financieras derivadas de m acroproyectos iniciados en 1994. Igualm ente queda la inquietud si van en detrim ento de la calidad del servicio. ¿Tiene la CREG claridad sobre la necesidad de u n a gradualidad en la PCW Cifcu_14.doc __________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 611 5000 -611 419 9 -611 4 504 -6 1 1 5214 FA X : 611 5427 -2 3 6 6331 e-m a //:creg@ Colom sat.net.CO t S l Cra 11 No. 84-51 P iso 3“,S a n ta fé de B ogotá D.C. ColombiaREPÚBLICA DI! COLOM BIA MINISTERIO DE MINAS Y E N E R G IA C o m is ió n de R E g u la c iÓ n de ENERGÍA y G a s aplicación de las fórm ulas?. Analizar en detalle la inquietud de las diferentes em presas en el sentido de que con la aplicación de la Res. 112 los ingresos obtenidos con Ia aplicación de Res. 080 se dism inuyen.

aplicación de las fórm ulas?. Analizar en detalle la inquietud de las diferentes em presas en el sentido de que con la aplicación de la Res. 112 los ingresos obtenidos con Ia aplicación de Res. 080 se dism inuyen. A segurar m ayor estab ilid ad en la regulación, especialm ente en Ia fórm ula tarifaria. Los co sto s d e b e rán rev isarse a n u a lm e n te debido a los p ro fu n d o s cam bios que se p resen tarán en el sector eléctrico en los próximos cinco años (traslado de clientes al m ercado no regulado y la penetración del gas, transform ación i n t e r n a de la s e m p r e s a s p o r e x ig e n c ia s regulatorias).

Respuesta: La R esolución CREG-031 de 1997, de acuerdo con lo establecido en la Ley, fija u n período de vigencia de 5 años p ara la fórm ula, contados a partir del I o de enero de 1998; esto asegura la estabilidad deseada en la regulación, y garantiza que los presupuestos de las em presas p ara el presente año no se vean afectados.

Por otra parte, debe tenerse en cu en ta que la resolución CREG113 de 1996 estableció u n período de transición, h asta el 31 de diciembre del año 2000, en m ateria de tarifas, su b sid io s y contribuciones. Como consecuencia de esta transición, la señal de costos que sale de la fórm ula se irá reflejando al usuario final en form a gradual d u ran te u n período de tres años, g rad u alid ad que tan to el legislador como la Comisión han considerado suficiente.

fórm ula se irá reflejando al usuario final en form a gradual d u ran te u n período de tres años, g rad u alid ad que tan to el legislador como la Comisión han considerado suficiente.

5. La Resolución 112 no especifica la form a en que debe actualizarse mes a mes la tarifa. La propuesta de aplicar u n a actualización solam ente cuando se de u n a variación superior al 3%, deriva los siguientes efectos: 1 ) No existe la in fraestru ctu ra necesaria (base de datos) p ara realizar los cálculos m ensuales: 2) El usuario podría estar sometido a la volatilidad de las tarifas: 3) Este procedim iento no está explícito en la Resolución

112 .

Respuesta: La actualización cuando se acum ule u n a variación superior al 3% es u n a condición establecida en la Ley 142 de 1994, p ara lo cual las em presas deberán preparar su in fraestru ctu ra antes del Io de enero de 1998.

6. Dentro de los costos asociados a la com pra de energía y al uso del STN, se deben incluir los gastos originados por la constitución de p olizas de garantía de pago. La fórm ula p ara el cálculo del CU debe contem plar los PCW Circi-M 4.doc ___________________________________ ■ 9 611 5000 - 611 4 1 9 9 -6 1 1 450 4 -611 5214 FA X : 611 5427 - 230 8331 e-m « //x reg @ C0 l0 m»»t.net.C 0

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[ 3 3 Cra I I N o. 84-51 P is o 3o, S an tafé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia i» amrnmhutmtit áutatk i,, •REPÚBLICA D E COLOM BIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERG ÍA C o m is ió n d e R e g u l a c i ó n de E n e r g í a y G a s ajustes a las facturas producidas por el SIC, que afecten los costos de energía reconocidos. Igualm ente debe incluir u n m argen de utilidad sobre el costo total unitario equivalente al 20%, el cual cubre: Costo de capital de trabajo; costo asociado de riesgos de recuperación de cartera; re p o sic ió n de activ o s; im p le m e n ta c ió n de n u e v o s p ro g ra m a s de sistem atización; program a de recuperación de pérdidas negras y cartera; Imprevistos. M odificar la fórm ula p a ra que p erm ita co n sid erar u n m argen que rem unere el capital de riesgo invertido en com pras de energía y costos de clientela. E stim an que se debe reconocer u n porcentaje del 10% sobre los costos implícitos en estos conceptos. No existe claridad en la definición de la fórm ula a aplicar en el cobro de las ventas de energía en bloque.

Respuesta: De acuerdo con la Ley, m ediante la fórm ula se b u sca cubrir todos los costos, establecidos dentro de p arám etro s de eficiencia, necesarios p ara la prestación del servicio de energía eléctrica a todos los

Respuesta: De acuerdo con la Ley, m ediante la fórm ula se b u sca cubrir todos los costos, establecidos dentro de p arám etro s de eficiencia, necesarios p ara la prestación del servicio de energía eléctrica a todos los usuarios regulados, incluyendo u n a rem uneración adecuada p ara el capital invertido por las em presas, com parable con el que se obtendría en otras actividades económ icas con niveles sim ilares de riesgo.

III. COSTOS DE COMPRA DE ENERGÍA

1. Propuesta: Gm.a^ costo promedio m ensual de las transacciones en el m ercado m ayorista, considerando solo co n trato s de largo plazo. El precio de Bolsa histórico no es apropiado p ara estim ar el costo de compra, debido a su variabilidad y al com portam iento durante 1996: bajos precios de bolsa por abundancia de lluvias, sobreoferta de energía y bajo crecim iento de la dem anda.

Que se reconozca el costo total de generación p ara 1997, máxime que el m ercado de energía se encontraba durante 1996 en periodo de ajuste, El costo de com pra de energía (Gm.a) no incentiva a com prar energía eficientem ente. Traslada la ineficiencia a los usuarios. Las com pras m ás recientes se ponderan con p y aparecen tam bién en Pm.a ■ El efecto se refleja dos veces. Los comercializadores con contratos de largo plazo por encim a de los mínim os asum irían pérdidas al incluir el valor de las transacciones en PCVVCifCu._1«l.doc _________________________________________________________________________________________________________________________________________

Pm.a ■ El efecto se refleja dos veces. Los comercializadores con contratos de largo plazo por encim a de los mínim os asum irían pérdidas al incluir el valor de las transacciones en PCVVCifCu._1«l.doc _________________________________________________________________________________________________________________________________________ ® 611 5 0 0 0 - 611 4 1 9 9 - 611 4 5 0 4 - 611 5 214 F A X : 611 5 4 2 7 - 2 3 6 8331 e-/n «//:creg@ colom sal. nal. c o E 3 Cra 11 N o. 84-51 P is o 3o, S an tafé d e B ogotá D.C. C o lo m b iaREPÚBLICA OK COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ERG ÍA C o m is ió n de R e g u l a c i ó n de E n e r g í a y G a s bolsa en el cálculo del costo medio de las transacciones en el mercado m ayorista. Proponen no incluirlo durante algún tiempo. El costo de com pra de energía reconocido por la CREG, es lesivo para aquellas electrificadoras que tienen suscritos contratos de com pra de energía a largo plazo, en el cual el costo promedio de las transacciones propias sea mayor que el costo promedio de las transacciones en el m ercado m ayorista. E sta es u n a m edida perjudicial, ya que em presas que atienden m ercados débiles y que atraviesan por difíciles situaciones de liquidez y fin a n c ie ra s so n poco a tra c tiv a s p a ra las E m p resa s G eneradoras. Pueden surgir problem as p ara los com ercializadores al crecer el precio

de liquidez y fin a n c ie ra s so n poco a tra c tiv a s p a ra las E m p resa s G eneradoras. Pueden surgir problem as p ara los com ercializadores al crecer el precio de Bolsa. No es grave durante los prim eros años debido al valor de a . El costo prom edio de las tra n s a c c io n e s p ro p ias debe in clu ir las realizadas en bolsa, p a ra que las variaciones se tra n s m ita n a los usuarios. Podría ser problem ático el período de 12 m eses propuesto p ara calcular el promedio de los precios de com pra m ensuales. Se propone incluir como elemento de ponderación el costo de las com pras propias en el mes inm ediatam ente anterior. Sin em bargo no es claro qué valor se asignaría a éstas, pues de ser m uy alto se perdería la señal de eficiencia que se pretende.

R espuesta: De acuerdo con la regulación vigente, la com praventa de energía entre g e n e r a d o r e s y com ercializadores del Sistem a Interconectado Nacional, se realiza m ediante contratos de largo plazo, a precios fijados librem ente entre las partes, o a través de la bolsa de energía, al precio que refleje la interacción entre la oferta y la dem anda.

Con base en lo anterior, fue el propósito de la Comisión, y así quedó plasm ado en la Resolución CREG-03 1 de 1997, inducir la eficiencia en las transacciones que realicen los com ercializadores p ara abastecer de energía a los u suarios regulados, m ediante u n a ponderación de su s transacciones con los costos del mercado.

las transacciones que realicen los com ercializadores p ara abastecer de energía a los u suarios regulados, m ediante u n a ponderación de su s transacciones con los costos del mercado. Por otra parte, con el fin de que no exista u n retraso exagerado entre la señal de precios al usuario final y la situación del mercado, se le da u n a ponderación mayor a los costos del últim o mes.

2. Incluir dentro de esta com ponente u n a que refleje los costos de la energía en rácionam iento, conforme a lo que se reglam ente en estatuto de racionam iento.

PCWCircu 14.doc ______________ a 611 5000 - 6 1 1 4 1 9 9 -811 4 504 -8 1 1 5214 FA X : 611 5427 - 236 5331 e-matf.-cr eg @ co lo m sa t.n et.co E 3 Cra 11 N o. 84-51 P is o 3°, S an tafé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia . littMiUíitth t lifefinR E P Ú D U C A O li COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ERG ÍA C o m is ió n de R e g u l a c i ó n de E n erg ía y G as Respuesta: Los costos de la energía que ve el usuario final a través de la com ponente de generación de la fórm ula, deben reflejar las situaciones de escasez de oferta que se presenten.

IV. COSTOS DE TRANSMISION

1. Costo prom edio por uso del S istem a de T ransm isión Nacional. La zonificación eléctrica que se tiene en cuenta p ara la aplicación a los

de escasez de oferta que se presenten.

IV. COSTOS DE TRANSMISION

1. Costo prom edio por uso del S istem a de T ransm isión Nacional. La zonificación eléctrica que se tiene en cuenta p ara la aplicación a los comercializadores de los cargos por uso del sistem a de transm isión n acio n al, es su b je tiv a dado que no se conocen los e stu d io s que arg u m en ten la s v a ria b le s u tiliz a d a s p a ra la a g ru p a c ió n de las electrificadoras.

R espuesta: La actividad de transporte de energía por el Sistem a de T ransm isión N a c io n a l e s u n a m a t e r i a o b je to de r e g u la c ió n independiente, tal como se indicó en el artículo 5o de la resolución 112 de 1996. La fórm ula le tra sp a sa al usuario los costos promedio del comercializador por este concepto.

V. COSTOS DE DISTRIBUCIÓN

1. El pago de peajes a otras electrificadoras por uso de su s redes locales, no está contem plado en los costos de la fórm ula tarifaria.

Propuesta: utilizar los costos de distribución del estudio de José Ignacio

Coral. Un vacío de la fórm ula tarifaria es el hecho de no m encionar el problem a de estim ación del costo de distribución en baja tensión. Se requiere la definición del cargo estam pilla para el nivel de tensión 1. El cargo por uso en baja tensión propuesto solo incluye u n ajuste por las pérdidas técnicas. El distribuidor no recupera el costo de tran sp o rtar

definición del cargo estam pilla para el nivel de tensión 1. El cargo por uso en baja tensión propuesto solo incluye u n ajuste por las pérdidas técnicas. El distribuidor no recupera el costo de tran sp o rtar las p é rd id a s té c n ic a s y no té c n ic a s . Es m ás a d e c u a d o p a ra la recuperación de costos del distribuidor y para las relaciones con los comercializadores, hacer los cálculos aplicando u n a corrección del costo unitario por el índice de pérdidas total. No se com parte los cargos por uso del SDL aprobados por que: 1 ) E lectrificad o ra de B olívar p re s e n ta u n a in fra e s tru c tu ra de red es totalm ente sim ilar a las dem ás electrificadoras de la Costa Atlántica; 2) A tiende a 22 m u n icip io s y 75 co rreg im ien to s d istrib u id o s en el PCWCircu 14.doc__________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 611 5 0 0 0 - 6 1 1 4 199 - 611 450 4 -611 5214 FA X : 611 5427 - 2 3 6 6331 e-m a//.-creg@ C0 l0 m sat.n et.00 E J Cra 11 N o. 64-51 P iso S ', S an tafé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia ft MMMruawt M üttitt t • iREPÚBLICA DI5 COLOM BIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ER G ÍA C o m is ió n de R e g u l a c ió n de E n e r g í a y G a s

ft MMMruawt M üttitt t • iREPÚBLICA DI5 COLOM BIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ER G ÍA C o m is ió n de R e g u l a c ió n de E n e r g í a y G a s El costo requerido p ara dism inuir las pérdidas es elevado por tratarse de p é rd id a s físicas en su gran mayoría, que la electrificadora no lo ha podido asum ir, toda vez que el m argen de comercialización obtenido en los años anteriores no permitió ejecutar las inversiones requeridas. El estudio de viabilidad em presarial realizado puntualiza que las perdidas de electricidad son u n a variable determ inante y de vital im portancia en la viabilidad fu tu ra de las em presas. La dism inución en la tarifa traería como consecuencia que la electrificadora no sea viable financieram ente. El índice de pérdidas inicial reconocido en el nivel de baja tensión debe ser el índice real del año 1996, que el del orden del 33% y no del 20% como lo estipula la resolución. Dar u n tratam iento diferencial p ara algunas em presas por: 1 ) Tienen u n sistem a de distribución obsoleto con altísim as necesidades de recursos p a ra reposición; 2) A lta d isp e rsió n de u s u a rio s y secto r ru ra l de u su a rio s de estrato uno; 3) Los d e sa stre s n a tu ra le s agravaron la pobreza en los últim os años, y h an increm entado las pérdidas negras. No hay separación entre pérdidas técnicas y no técnicas, lo cual no perm ite determ inar qué porcentaje es im putable al comercializador.

pobreza en los últim os años, y h an increm entado las pérdidas negras. No hay separación entre pérdidas técnicas y no técnicas, lo cual no perm ite determ inar qué porcentaje es im putable al comercializador. Perm itir la negociación directa entre distribuidores y com ercializadores (facilita mayor gestión). Incluir en la fórm ula tarifaria los costos de inversiones que im plica llevar las pérdidas a u n nivel del 13%. No son claras las reglas entre comercialización y distribución p ara la d eterm inación de las pérdidas, situ ació n que se corroboró con la re s o lu c ió n 0 3 8 q u e p e rm itió h a c e r el a n á lis is de v ia b ilid a d , trabajándolas conjuntam ente. No hay asignación de pérdidas entre el distribuidor y el comercializador. E stán siendo asu m id as por el com ercializador. Proponen: Indice de pérdidas perm itidas en el prim er año = IP acum uladas en cada nivel de tensión que tiene cada em presa, m enos las pérdidas técnicas incluidas ya en los cargos estam pilla de distribución.

Respuesta: En prim er lugar, debe aclararse que los niveles de pérdidas in c lu id o s en la fó rm u la al u s u a r io fin al d e b e n re fle ja r, bajo consideraciones de eficiencia, los costos de la energía que se pierde en todo el Sistem a Interconectado Nacional p ara entregarle u n kWh en la frontera comercial del usuario (dada por el equipo de medida), y no las pérdidas de sistem as parciales, ya que esto dejaría por fuera el costo de

todo el Sistem a Interconectado Nacional p ara entregarle u n kWh en la frontera comercial del usuario (dada por el equipo de medida), y no las pérdidas de sistem as parciales, ya que esto dejaría por fuera el costo de la energía perdida por fuera de esos sistem as parciales. Así lo establece la Resolución. CREO-031 de 1997, que define los niveles de pérdidas reconocidos 'como los totales acu m u lad o s h a sta el nivel de tensión PC\\CifCU_14.doc _ _ _ © 611 5000 - 6 1 1 4 1 9 9 - 611 450 4 -611 5214 FA X : 611 5427 - 2 3 6 6331 e-ma//.-cr eg @ co lo m sa t.n et.co L 3 Cra I I N o. 84-51 P is o 3o, S a n ta fé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia ; i : í H im ilt:» :Mili t i AÉ» : .R E P Ü B U C A DE COLOM BIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ERG ÍA C o m i s i ó n d e R e g u l a c ió n d e E n e r g í a y G a s D epartam ento de Bolívar, m uy d istantes de C artagena, ya que es uno de los d ep artam en to s m ás extensos del país; 3) no en tien d en cómo a Bolívar le asignan unos valores inferiores que a otras, siendo C artagena la ciudad de mayor salinidad en el país, increm entando sustancialm ente los m antenim ientos de las redes. Solicita se reconsidere el valor fijado,

Bolívar le asignan unos valores inferiores que a otras, siendo C artagena la ciudad de mayor salinidad en el país, increm entando sustancialm ente los m antenim ientos de las redes. Solicita se reconsidere el valor fijado, ya que éste a ten ta con el propio desarrollo del departam ento. ncluir cargos por conexión al STN Respuesta: Al igual que p ara la actividad de transm isión, la actividad de transporte de energía por los Sistem as de Transm isión Regional y /o D istribución Local es u n a m ateria objeto de regulación independiente, tal como se indicó en el artículo 5” de la resolución 112 de 1996. La fórm ula le tra sp a sa al usuario los costos promedio del comercializador por este concepto, v a lo ra d o s d e sd e la co n ex ió n al S is te m a de Transm isión Nacional.

2. Los cargos estam pilla, com ponentes de la fórm ula tienen u n a vigencia de 3 años, m ientras que p ara la fórm ula es de 5 años ¿Cómo se prevé la incorporación de los nuevos valores a la fórm ula tarifaria?.

Respuesta: M ediante la resolución CREG-075 de 1997, se h a propuesto am pliar el período de regulación de los cargos estam pilla a 5 años, a partir del I o de enero de 1998. Los costos que resulten de aplicar la revisión de la metodología p ara el cálculo de estos cargos, se incorporan en la fórm ula a través de su com ponente de distribución.

VI. COSTOS ADICIONALES

1. D entro de los cargos adicionales d e b en in c lu irs e los p ag o s por

en la fórm ula a través de su com ponente de distribución.

VI. COSTOS ADICIONALES

1. D entro de los cargos adicionales d e b en in c lu irs e los p ag o s por re s tric c io n e s , y otros c a r g o s y servicios que paguen los comercializadores. Dado que no son iguales en todos los m eses del año, y que varían de año en año, no tiene sentido estim arlos con base en el valor medio del año anterior actualizado por la variación del IPP. Para los CRS debe definirse como u n promedio móvil sim ilar al propuesto p ara el costo de com pra de energía.

R espuesta: La R esolución CREG-031 de 1997 perm ite calcular los costos por restricciones y servicios com plem entarios con base en el promedio de los últim os tres meses.

VIL TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA PC \\C ircu_14.doc í 1 1 S 000, í 11 4199 - 6 1 1 4S04 • $ 11 ¡214 F A X : 911 ¡427 - 2 H B 3 3 I e-m a//;cr eg @ c o lo m sa l.n el.c o t S l Cra 11 N o. 84-51 P is o 3o, S an tafé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia - i n a — ai.MUMatu m m iu m. . ,REPÚBLICA D E COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ERG IA C o m is ió n de R e g u l a c ió n de E n e r g í a y G a s

• i n a — ai.MUMatu m m iu m. . ,REPÚBLICA D E COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y EN ERG IA C o m is ió n de R e g u l a c ió n de E n e r g í a y G a s 1 . Se e s tá a ju s ta n d o el cargo p o r u n Indice de p é rd id a s m áx im as reconocido a cada em presa, en su propio sistem a, pero no se están considerando las pérdidas que se g en eran en el STN, que debería reflejarse en el costo de referencia y en la tarifa que se le cobra al usuario final.

Un porcentaje de las pérdidas corresponden a pérdidas en el STN y STR, que son incontrolables por el comercializador y su reducción no depende de su gestión. Que el plan de ajuste de pérdidas, a nivel 1, tenga como m eta final 15.36% teniendo en c u e n ta que el sistem a eléctrico de E m presas M unicipales de Cali tiene aguas arriba dos sistem as más: El Sistem a de Transm isión Regional de la E m presa de Energía del Pacífico y el Sistem a de Transm isión Nacional, los cuales ostentan u n nivel de pérdidas del 3%, que al descontarlo de la m eta del 13%, plantea p ara el sistem a de E m p re sa s M u n icip ales de Cali p é rd id a s del 9.7% no ju stific a b le económ icam ente. No se ju s tific a n los porcentajes p a ra el IPR (Indice de P é r d id a s Reconocido). Los niveles de pérdidas se consideran bajos. No es claro que sea u n nivel

económ icam ente. No se ju s tific a n los porcentajes p a ra el IPR (Indice de P é r d id a s Reconocido). Los niveles de pérdidas se consideran bajos. No es claro que sea u n nivel óptimo: antes que n ad a se debe analizar la relación costo/beneficio p ara a c o m e te r u n p ro g ra m a de re d u c c ió n de p é rd id a s . S o n v a lo re s inalcanzables p ara cualquiera de las electrificadoras débiles, y adem ás estos índices no corresponden a la realidad ni a las m etas trazadas por la em presa en los estudios de viabilidad financiera. El porcentaje señalado por la CREG no guarda relación con las m etas de pérdidas fijadas en el plan de gestión y resultados de la UPME. Se propone considerar como IPR el aprobado por la UPME. S ustituir el Po por el índice de pérdidas real de 1996 de cada u n a de las com ercializadoras y Pf por la m eta de pérdidas de 18.3% proyectadas por la UPME p ara el año 200 1. E ntre m enor es el índice de p é rd id a s, m ás o n e ro sas re s u lta n las inversiones p ara efecto de conseguir la dism inución de u n punto del índice. R esultaría m as conveniente desde el punto de vista financiero convivir con u n m oderado nivel de pérdidas y no efectuar inversión alguna en su m ejoramiento. Se propone mayor debate sobre niveles m eta de pérdidas. PCViCircu_I4.doc

convivir con u n m oderado nivel de pérdidas y no efectuar inversión alguna en su m ejoramiento. Se propone mayor debate sobre niveles m eta de pérdidas. PCViCircu_I4.doc ® 611 5000 - 611 4 19 9 - 611 4 504 - 6 1 1 5214 FA X : 611 5427 - 236 8331 e - m a // : c re g @ C O lO m sa t.n et.C O E d Cra 11 N o, 84-51 P is o 3 o, S a n ta fé d e B ogotá D.C. C o lo m b ia i : ; i HtBiriM il:f.tlimit; ; ¡ ^ ,REPÚB LIC A DE COLOMBIA M IN IS T E R IO D E M IN A S Y EN ERG IA C o m i s i ó n d e R e g u l a c ió n d e E n e r g í a y G a s respectivo, incluyendo las pérdidas por el S istem a de T ransm isión Nacional. En cuanto a los valores de los niveles de pérdidas a incluir en la fórm ula, la