bases conceptuales para la regulaciÓn de la …apolo.creg.gov.co/publicac.nsf... · poblado, es:...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

BASES CONCEPTUALES PARA LA REGULACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD EN LAS

ZONAS NO INTERCONECTADAS

DOCUMENTO CREG-073SEPTIEMBRE 25 DE 2003

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No. 222

CONTENIDO

IN TR O D U C C IO N ............................................................................................................................................................................... 56

1. SITUACIÓ N AC TU AL DE LAS Z N I..........................................................................................................................56

1.1 IN TR O D U C C IÓ N ...................................................................................................................................................... 561.2 C AR ACTERÍSTICAS DEL PARQ UE DE G E N E R A C IÓ N ......................................................................... 571.3 S ISTEM A DE D IS T R IB U C IO N ............................................................................................................................601.4 O RG ANIZACIÓ N EM PRESARIAL Z N I............................................................................................................. 611.5 CALIDAD DEL SERVIC IO DE ENER G ÍA ELÉCTR IC A EN LAS Z N I........................................................641.6 CO BERTUR A DEL S E R V IC IO ............................................................................................................................ 661.7 C U M PLIM IEN TO DE LA REG ULACIÓ N Y LA LE Y ......................................................................................661.8 TARIFAS A P L IC A D A S ...........................................................................................................................................671.9 CO STOS DE PRESTACIÓ N DEL S E R V IC IO ................................................................................................681.10 SUBSID IO S Y APO RTES DE PRESU PUESTO N A C IO N A L ................................................................... 72

2. REGIM EN REG ULATO RIO A C TU A L ........................................................................................................................73

2.1 ASPEC TO S G E N E R A L E S ................................................................................................................................... 732.2 FO RM ULA G ENERAL DE V IG E N T E ................................................................................................................742.3 ESTRUC TU RA T A R IF A R IA ................................................................................................................................. 78

3. D IRECTRICES DE PO LÍTICA PARA LAS ZO N AS NO IN T E R C O N E C TA D A S ........................................80

3.1 DEFINICIÓN DE LAS ZONAS NO IN T E R C O N E C TA D A S .........................................................................803.2 SUBSID IO S A LA D E M A N D A ............................................................................................................................. 813.3 SUBSID IO S A LA O FE R TA .................................................................................................................................. 823.4 ORG ANIZACIÓ N, PLANIFICACIÓ N Y PRO M O CION DEL SERVIC IO EN LAS Z N I..........................823.5 ESQ UEM AS DIFERENCIALES PARA LA PRESTACIÓN DEL SER VIC IO ..........................................823.6 A PO YO A LAS FUENTES NO C O N V E N C IO N A LE S ..................................................................................833.7 REC O M EN DACIO NES DEL C O N P E S ............................................................................................................. 833.8 RESUM EN DE P O LIT IC A S .................................................................................................................................. 84

4. EXPER IEN CIA INTERNA CIO N AL EN SISTEM A S ELÉCTRICO S A IS L A D O S .........................................86

5. NUEVA PRO PUESTA DE REGIM EN R EG U LA TO R IO .......................................................................................88

5.1 IN TR O D U C C IÓ N ...................................................................................................................................................... 885.2 O BJETIVO S G ENERALES DEL NUEVO M ARCO R E G U LATO R IO ......................................................885.3 A M BITO DE APLIC ACIÓ N DE LA R E G U LA C IO N .......................................................................................885.4 M ERCADO S R E L E V A N T E S ................................................................................................................................895.5 CARGO S MÁXIM OS DE G E N E R A C IÓ N ....................................................................................................... 895.6 CO STOS DE D IS TR IB U C IÓ N ............................................................................................................................. 925.7 CARGO S MÁXIM OS DE C O M E R C IA L IZ A C IO N ..........................................................................................945.8 LA FORM ULA T A R IF A R IA ....................................................................................................................................955.9 EL M ANEJO DE LOS S U B S ID IO S .....................................................................................................................955.10 LA CALIDAD DEL S E R V IC IO ...............................................................................................................................965.11 LA CO BERTUR A DEL S E R V IC IO ...................................................................................................................... 975.12 LA TASA DE RENTABILIDAD PARA EL IN V E R S IO N IS TA .....................................................................975.13 INTEGRACIÓN HO RIZO NTAL Y V E R T IC A L................................................................................................. 97

6. ANEXO , EXPERIENCIAS IN TE R N A C IO N A LE S ..............................................................................................................98

7. REFERENCIAS B IB L IO G R A FIC A S ................................................................................................................................... 106

55

Sesión No. 222

INTR O D U C C IÓ N 1

Tras más de seis años de aplicación de la fórmula tarifaria para remunerar el servicio público domiciliario de electricidad, en las Zonas No Interconectadas localizadas en territorio continental, se someten a consideración de la Comisión las bases conceptuales para establecer el nuevo régimen regulatorio para el próximo período tarifario.

Una evaluación global de la prestación del servicio en las ZNI indica la necesidad de definir un nuevo régimen y está motivada en los siguientes aspectos:

i) Altos costos, baja calidad y baja cobertura del servicio.ii) Limitada aplicación del régimen legal y regulatorio vigente.iii) Inconvenientes en la fórmula tarifaria actual.iv) Limitada utilización de nuevas tecnologías.v) Evolución del entorno legal aplicable.vi) Precario desempeño institucional.

En este contexto, el presente documento contiene las bases conceptuales para la definición del nuevo régimen regulatorio y se ha dividido en cinco capítulos: el primero incluye una descripción de las características más relevantes de la prestación actual del servicio en las ZNI; el segundo y tercer capitulo resumen las principales políticas adoptadas a nivel nacional e internacional sobre el tema; el cuarto capítulo describe los elementos más relevantes del régimen regulatorio actual; y finalmente, en el último capítulo, se presentan una propuesta regulatoria general para el próximo período tarifario.

1. SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ZNI

1.1 INTRODUCCIÓN

La descripción de la situación actual busca visualizar las características y los problemas en la prestación del servicio en las ZNI y se basa en la mejor información que ha sido posible obtener de los estudios realizados y de entrevistas sostenidas con funcionarios de entidades del sector involucradas en esta actividad.

La información disponible indica que en las ZNI se presta el servicio a cerca de 110.000 usuarios, que existen plantas instaladas cuya capacidad total es de aproximadamente 200 MW y que la capacidad disponible es cercana a los 90 MW2. Las ZNI del país ocupan en extensión cercana al 66% del territorio Nacional (754.000 Km2), con una

1 Este documento ha sido elaborado con el apoyo de los estudiantes María Cristina Guayara y César Cáceres de la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia.2 La cifra de capacidad instalada se ha tomado del inventario de Plantas de Generación realizado por Hagler-Bailly-Aene (2001), y las cifras de capacidad disponible se obtuvo de las cifras de asignación de subsidios del IRSE.

56

Sesión No. 222

población aproximada de 1.500.000 habitantes3, distribuida en 1132 localidades, con una densidad aproximada de 2 habitantes/km2. Estas Zonas ocupan la llanura del Caribe, el Pacífico, la Orinoquía y la Amazonia principalmente.

Tabla 1. Usuarios y capacidad disponible por Departamento

Región Opto Usuarios Capacidad Instalada kW

Amazonia*

Amazonas 7662 21558Cagueta 7921 7851Putumayo 5733 6615

Total 21316 36024

Orinoquía

Arauca 91 132Casanare 1125 1473Guanía 4067 3465Guaviare 4611 5168Meta 4492 4425Vichada 4680 6207Vaupes 2913 2355

Total 21979 23225

Occidente

Antioquia 2225 1325Cauca 11757 6750Valle del Caw 2516 1327Choco 19681 13593Nariño 34159 19589

Total 70338 42584TOTAL 113633 101833

FUENTE: IRSE (2003a)

Según estudios recientes, la demanda actual por usuario, por tamaño del centro poblado, es: a) 1232 kWh/año para centros poblados con más de 500 habitantes, b) 389 kWh/año para centros poblados de 200 a 500 habitantes y c) 363 kWh/año para centros poblados con menos de 200 habitantes4.

1.2 CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE DE GENERACIÓN

La mayor parte de los sistemas de generación de las ZNI operan con tecnología diesel, en segundo lugar se encuentran las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas y por último los sistemas solares fotovoltaicos. La gráfica 1 muestra las capacidades instalada y promedio por usuario.

3 Lo cual representa cerca del 3% de la población del país; de los cuales el 12,4% reside en las capitales departamentales y cabeceras municipales, y el 88% en las áreas rurales.4 Hagler-Bally - Aene (2001)

57

Sesión No. 222

Gráfica 1.

3,00

2,50o■= 2,00

^ 1,503§ 1,00

n nn

Capacidad Instalada (kW) /Usuario

1--------------------------------------------------------------------------I_________

m lllMiliMMIM■ll|i|H

FUENTE: IRSE (2003a)

1.2.1. GENERACION DIESEL

En las ZNI se encuentran localizadas 1075 plantas de generación diesel que suman un total de 199,629,3 kW5. A continuación se presenta el total de plantas localizadas en las Zonas No Interconectadas clasificadas de acuerdo con el rango de potencia:

Tabla 2. Plantas Diesel por Rango de Potencia.

RANGO DE POTENCIA (kW)

No.DE PLANTAS

0-60 kW 77260-100 kW 90100-200 kW 93200-500 kW 71

500-1000 kW 36>1000 kW 13

Total 1075FUENTE: Hagler-Bailly-Aene (2001)

5 Hagler - Bailly - Aene (2001)

58

Sesión No. 222

350

300

250

200

150

100

o oCDCM

OCMCO

OCD

O00CD

CO 00CMCM CD CO

CMCD00 ■M-

(M00CO

CMID

CDCD

00CO CD

CM00

CMR A N G O DE P O T E N C IA (K W )

Gráfica 2FUENTE: H a g le r-B a illy -A e ne (2001)

La siguiente gráfica muestra la relación entre el tamaño de planta y el número de horas de prestación del servicio:

HORAS DE PRESTACION DE SERVICIO POR PLANTAS

3 0 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

25O

R AN G O DE P O TE N C IA (K W )

Gráfica 3FUENTE: H a g le r-B a illy -A e ne (2001)

59

Sesión No. 222

Puede observarse que más del 80% de la capacidad instalada en las ZNI esta distribuido en cerca de 860 plantas diesel de menos de 100 kW, con muy pocas horas de prestación de servicio por día. En la gráfica anterior también se puede apreciar que a mayor potencia de la planta, mayor es la cantidad de horas al día durante las cuales se puede prestar el servicio6.

1.2.2. PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS (PCH’s) Y SISTEMAS FOTOVOLTÁICOS

Se tiene conocimiento que solo tres Pequeñas Centrales Hidroeléctricas -se encuentran | en operación en las ZNI con una Capacidad Instalada de 2584 kW. Las PCH’s que se encuentran en operación actualmente son: López de Micay (Cauca), que atiende actualmente cerca de 443 usuarios con una generación total de 1970 kWh-dia; Bahía Solano (Chocó) que atiende 1660 usuarios y genera un total de 11600 kWh-dia; y Caracoli (Costa Atlántica) 64 kW y que atiende 138 usuarios. No se han desarrollado tecnologías de conversión que operen con muy bajas caídas y altos caudales de agua, tales como las turbinas sumergibles Michell- Bank!, en donde coinciden una adecuada tecnología de conversión, la dotación de recursos naturales y la localización de asentamientos humanos en vías fluviales de gran caudal, como es el caso de la Orinoquía y la Amazonia.

De otra parte, se estima que existen aproximadamente 52 sistemas fotovoltáicos cuya capacidad instalada es estimada en 148.48 kW7.

1.3 SISTEMA DE DISTRIBUCION

El estudio de Hagler-Bailly-Aene (2001) encontró 65 MVA de transformación instalados, en cerca de 1000 transformadores de distribución operando predominantemente con una relación de transformación de 13.200/220 V. La cantidad de transformadores de distribución según los voltajes a los que operan es como sigue:

6 En el estudio Hagler- Bailly-Aene (2001), se encontró una disponibilidad promedio de 60% y un factor de utilización de 26%.7 Hagler- Bailly - Aene (2001).

60

Sesión No. 222

Gráfica 4.

Transfom adores Instalados ZNI.

147

Región Amazonia Región Orinoquía Región Pacífica

0 Trafos Trifásicos 13200/220 V □ Trafos Monofásicos 13200/220 V □ Trafos Monofásicos 7600/220 V

FUENTE: H a g le r-B a illy -A e ne (2001)

El sistema de distribución está compuesto por redes de media tensión (13.2 kV, 7.6 kV) y baja tensión (440 V, 220 V). No se dispone de información sobre los circuitos de baja tensión ya que no se conocen los datos como longitud de los circuitos o el número de usuarios por circuito. La longitud total de tendido en media tensión es de 304.5 Km. Se muestra a continuación el promedio de tendido de red de media tensión por cada cien usuarios8:

- Región Pacífica 0.74 Km/100 usuarios- Región Orinoquía 1.9 Km/100 usuarios- Región Amazonia 2.32 Km/100 usuarios

Según el estudio de Hagler-Bailly-Aene, el valor promedio de usuarios por kilómetro de red primaria es de 138 usuarios/Km, lo cual equivale a 7 metros de red primaria por usuario.

1.4 ORGANIZACIÓN EMPRESARIAL ZNI9

El diagnóstico elaborado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios indica lo siguiente:

“En las Zonas No Interconectadas se presta el servicio de energía eléctrica a 1.132 localidades incluidos 43 Entes prestadores que se encuentran en las respectivas cabeceras municipales entre los cuales se encuentran 37 ESPs., 5 Alcaldías y 1 Gobernación, además de 53 Alcaldías que

8 Hagler-Bailly-Aene (2001)9 Este numeral ha sido extraído casi en su totalidad del documento SSP (2003).

500

400

« 300■o

<3 200

100

0

61

Sesión No. 222

perteneciendo a la zona Interconectada tienen bajo su jurisdicción 437 localidades que no han sido interconectadas. En las 1.132 localidades se atienden aproximadamente a 125.000 usuarios, de acuerdo a la siguiente distribución10”:

Tabla 3. Empresas de Servicios Públicos.

ITEM EMPRESA USUARIOS OBSERVACIONES

- A PL - San Andrés Isla - No se tiene en cuenta en el presente análisis

13.717 Se rige por norm atividad especial

1 EEASA S. A ESP - Leticia - Am azonas - 5.744 Naturaleza ju ríd ica: Mixta

ENERGUAVIARE S.A E.S.P. San José del Guaviare - G uaviare ( Se in terconectó)

5.200Se encuentra en proceso de transición ZNI - interconectó ju lio 24/02 -: Mixta

2 Em presa de Energía Perla del M anacacías E.S.P. - Puerto Gaitán - Meta -

931 Naturaleza Jurídica: Mixta

3 EG ECHARCO S.A E.S.P. El Charco - Nariño -

1.135 Mixta

4 ESPEU S.A E.S.P. - Unguía - Chocó - 890 Mixta

5 ELCA E.S.P. Capurganá - Chocó - 472 Particular: Junta Adm in istradora

6 EM SELCA S.A E.S.P. - A c a n d í - C h o c ó 1.215 Mixta

7 EM ELCE S.A E.S.P. - Puerto In ír id a - Guainía

2.456 Mixta

8 EMSEPEM S.A E.S.P. - Puerto Concordia - Meta

632 Mixta

9 EM RO SALIA S.A E.S.P. - Sta. Rosalía - V ichada

315 Em presa Ind. Y Com. del Estado del orden Mpal.

10 ENERISCUANDE S.A E.S.P. - Iscuandé - Nariño

501 Privada. EAT

11 ENERSAT S.A E .S .P .-O la y a Herrera - Nariño

1.153 Mixta

12 ENER SALA S.A E.S.P. Feo. P iz a rra - Nariño

813 Mixta

13 ELECTRONUQUI S .A E.S.P. N u q u í- Chocó -

596 Mixta

14 ENERGUAPI S .A E. S.P. - Guapi - Cauca -

2.169 Mixta

15 ELECTRO BAUDO S.A E.S.P. P izarra - Chocó -

564 Mixta

16 E.PB. S.A E.S.P. Bahía Solano - Chocó 1.935 Mixta

17 EMEVIF E.S.P. - V igia del Fuerte - Antioqu ia -

491 Em presa M unicipal

18 EM SEPULOM E.S.P. López de M ic a y - Cauca -


19 EMTIMBIQUI E.S.P. T im b iq u í-C a u c a - 839 Em presa M unicipal

20 ELECTR O BO JAYA E.S.P - Bojayá - Chocó -


21 ELECTR O JU RADO ESP - Jurado - 397 Em presa M unicipal

111 Esta cifra incluye los usuarios atendidos por Archipiélagos Power & Light, no incluidos en la información reportada por el IRSE.

62

Sesión No. 222

Chocó -22 ELECM URI ESP - R iosucio - Chocó - 973 Em presa M unicipal

23 EAT El Porvenir - M osquera - Nariño - 280 Em presa -P a rticu la r

24 EAT . Serv. Energ. Mpio. De la Tola - Nariño -

950 Em presa -Particu lar

25 Emp. de Em.de Ser.Púb.de Calam ar ESP. - Guaviare -


26 M unicip io de M iraflores - Guaviare - 780 A lca ld ía - P restador

27 Energ. Eléct. y Varios de la M acarena S .A ESP - Meta -

780 Mixta. 100% m edición. Cum ple con la m ayoría de norm atividad vigente.

28 Emp. de Serv. Púb. De Pto. Rico E.S.P. - Meta


29 Emp. de Serv. Públic. de la Uribe E.S.P. - Meta -


30 Emp. de Energ. Siglo XXI S.A ESP- La Prim avera - V ichada 807

Em presa M unicipal

31 Emp. Mpal. de Serv. Púb. C /gena del Chairé. E.S.P. - Caquetá - 1602

Em presa M unicipal

ELECTRORITO Emp. de Energía E léctrica de Grito - Putum ayo -

2.124 Se encuentra en proceso de Transición ZNI - recientem ente se Interconectó -La A lca ld ía tiene bajo su Jurisdicción 11 localidades que pertenecen a la ZNI a las cuales les adm inistra recursos para el servicio de energía.

32 EM PULEG S.A E.S.P. Pto. Leguísam o - Putum ayo 1545

Em presa M unicipal

33 JASPUSO L - Junta Adm in istradora SPD - Solano - Caquetá -


34 ENERGUAM UEZ S.A. ESP. - Valle del G uam uez (La Horm iga) Putum ayo - La Horm iga se interconectó

2000 A dm in is tra recursos para el servicio de energía a 15 localidades que pertenecen a Valle del Guam uez

35 M unicip io de Mapiripán - Meta 250 A lca ld ía - P restador

36 M unicip io de Cum aribo - V ichada 250 A lca ld ía - P restador

37 G obernación del Vaupés - Mitu 1.536 G obernación - P restador

38 E.A.T. E lecrificadora de San Juan de la Costa

250 Em presa -EAT - Particu lar

39 Enervichada S.A ESP - V ichada - Puerto Carreño

2.179 Mixta. La em presa se creó el 5 ju lio /02, por requerim ientos de la SSPD. Anteriorm ente el servicio era prestado por la G obernación del Departam ento.

40 Em presa de Energía de Chajal ESP- Nariño


41 M unicip io El Retorno - Guaviare 650 A lca ld ía - P restador

42 M unicip io de O rocué - Casanare 618 A lca ld ía - P restador

43 Em presa de Servicios Públicos de Sólita S .A ESP - EM SERSO L - Caquetá -

763 Mixta

FUENTE: SSPD (2003)

63

Sesión No. 222

La Superintendencia anota además lo siguiente:

“OBSERVACIONES: Los 43 Entes prestadores del servicio de energía atienden la prestación del servicio para sus respectivas cabeceras municipales y del total de 1132 localidades existentes en las ZNI, Éstos administran recursos y asesoran en la prestación del servicio de energía a 695 Localidades que pertenecen a sus respectivas Jurisdicciones. Las demás Localidades (437) reciben recursos del IPSE a través de las Alcaldías - Cabeceras Municipales - que no son prestadores del servicio de energía pero que tienen bajo su Jurisdicción a localidades de las ZNI. Lo cual dificulta de acuerdo a la Ley 142 de 1994 Artículo 79, Numeral 7 la vigilancia de éstos Recursos ya que la SSPD, no tiene competencia para sancionar a los Alcaldes que no son prestadores de servicios públicos . Por quejas presentadas por las Juntas Comunales de las Localidades, los Alcaldes Municipales que pertenecen a la Zl, reciben los recursos pero no los entregan de acuerdo a lo estipulado en los convenios suscritos con el IRSE”.

Gráfica 5

Organización em presarial

Empresa Alcaldía - Privada Gobernación- MixtaMunicipal Prestador Prestador

FUENTE: SSPD (2003)

1.5 CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ZNI.

La continuidad en la prestación del servicio de energía eléctrica en estas zonas, presentan diferencias marcadas de acuerdo a las poblaciones atendidas. Así como se encuentran localidades con 2 horas de servicio al día, existen otras (generalmente cabeceras municipales) con 24 horas de servicio diarias, obteniéndose un promedio de8.7 horas al día para las ZNI del país11. Es de anotar que el logro de mayores horas de prestación del servicio depende principalmente del monto de subsidios asignados a combustible.

11 Hagler Bailly, Aene Consultoría, (2001, ANC 375-18 , Anexo 6B).

64

Sesión No. 222

Gráfica 6. Horas de prestación del servicio

10

8

Horas de Prestación de Servicio. ZNI

(/)2O AI 4

O

n

Región A m azo n ia Región Orinoquía Región Pacífica

FUENTE: Hagler-Bailly-Aene (2001)

La situación en las capitales de Departamento localizadas en las ZNI, es como sigue:

Leticia.El servicio se presta las 24 horas del día

En relación con las demás capitales de Departamento, la situación observada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios es la siguiente12:

“ MitúLa situación es difícil para la Capital del Vaupés, pues a pesar de contar con capacidad de generación sólo presta 4 horas diarias del servicio de energía dado los altos costos en el transporte del combustible, a ello se une las falta de retribución del usuario que no paga lo que consume, pues argumenta que la prestación es deficiente y sin continuidad..... en Mitú no se ha conformado la ESP, el servicio es prestado directamente por la Gobernación, que a pesar de los continuos requerimientos de la SSPD, la empresa no se ha podido consolidar.

Puerto IníridaSe presta el servicio de energía en promedio 12 horas diarias, dependiendo de la forma como se adquiera el combustible, pues actualmente los proveedores lo compran en Venezuela, situación que debe tener en cuenta el IPSE, para abastecer a la capital del Guainía del combustible en aras a poder prestar las 24 horas diarias del servicio. (Importación directa).

Puerto CarreñoPor requerimientos de la Superintendencia de Servicios Públicos, la creación de la ESP, llegó a un feliz término el 5 de julio de 2002 y ha estado atenta para adoptar la normatividad vigente para las empresas prestadoras de servicios públicos en las ZNI. Actualmente presta

12 SSPD (2003)

65

Sesión No. 222

el servicio 15 horas diarias, su principal obstáculo para prestar un continuo servicio ha sido el mal estado de las plantas".

1.6 COBERTURA DEL SERVICIO

Con base en las poblaciones visitadas en el estudio de Hagler-Bailly-Aene (2001)13, la cobertura de la prestación del Servicio de Energía Eléctrica en las Zonas No Interconectadas del País, presenta variaciones en las diferentes regiones.

La población de las cabeceras municipales de la región Orinoquía presenta una cobertura del servicio de 74%, la región de la Amazonia 73%, la región Pacífica 74%, mientras en la región del Atlántico la cobertura es solo del 45% de la población atendida.14 En la gran mayoría de las poblaciones la cobertura del servicio se limita al área urbana de la cabecera municipal. A pesar de no existir una cifra de coberturaglobal, teniendo en cuenta el número de usuarios (110.000), y el número de habitanteslocalizados en las ZNI (1.500.000), la cobertura es del orden del 30%, quedando cerca de 1.000.000 de personas sin servicio.

1.7 CUMPLIMIENTO DE LA REGULACIÓN Y LA LEY

Al respecto, la SSPD ha encontrado lo siguiente15:

11 Desconocimiento total de las leyes y actos administrativos a los que están sujetos quienes prestan el servicio de energía en las Zonas No Interconectadas, en especial los que afectan en forma directa e inmediata a los usuarios y empresa, violando entre otras las siguientes normas:

Artículo 128 de la Ley 142 de 1994 - Contrato de Condiciones Uniformes.Artículo 182 Ley 142/94, Ley 286/96 Artículo 3 - Formación de Nuevas Empresas. Resoluciones CREG 077/97, 082/97 Y 117/00 vigentes - Régimen Tarifario.Artículo 14, numeral 29 Ley 142 de 1994- Subsidios.Artículo 101 Ley 142 de 1994 - Régimen de estratificación.Artículos 376, 384, 387, 399 y 400 del Código de Comercio - Composición accionaria, pago de las mismas, etc.Artículos 144 y 146 de la Ley 142 de 1994, Resolución CREG 108 de 1997, Artículo 1o. - Medición.Resolución CREG 043 oct. 23/95 y Resolución 81132 junio 3/96 - Alumbrado Público- ”

En relación con la aplicación de la fórmula tarifaria, se observa que en las Zonas No Interconectadas del país, continúa predominando el cobro de un valor fijo que en la mayoría en las poblaciones es establecido por usuario, o por punto de conexión a la red. “En un 52% de las poblaciones visitadas no se realiza medición del consumo por usuario, esto debido a la falta de contadores o a falta de mantenimiento de los que

13 Hagler Bailly, Aene Consultoría (2003, ANC 375-24 , Cap.4.)14 Cabe anotar que dentro de cada región se presentan variaciones muy marcadas; mientras la localidad de Araracuara, en el departamento del Caquetá, presenta un cubrimiento del 10%, en municipios como Leticia en el departamento del Amazonas el cubrimiento es del 100%.15 SSPD (2003)

66

Sesión No. 222

hay insta lados.”16. La Gráfica , muestra la diversidad de estructuras tarifarias utilizadas en ZNI.

Gráfica 7. Estructura tarifaria en las localidades visitadas

M etodología de cobro del Servicio. ZNI

60 |-

50

| 30

£ 20 ———

10 — ——0 J ---------- ------- ------------------ ------------------ -----------

V alo r Fijo Resolución Tarifa con Tarifa sin OtroC R E G cargo fijo cargo fijo

FUENTE: Hagler-Bailly-Aene (2001)

En las localidades visitadas en el estudio citado, predomina el cobro de un valor fijo, este valor, la mayoría de las veces es establecido por usuario, por bombillo, por toma corriente, lo que se conoce como aforo de carga. El cobro del servicio mediante Resolución CREG es el segundo método empleado para la facturación del servicio (aplicado en cerca de un 15% de los casos), seguido del cobro de la tarifa con costo fijo y del cobro de la tarifa sin costo fijo.

La falta de medidores o la inoperancias de los que están instalados, no permite entonces que se pueda realizar un control del consumo real de cada usuario, así mismo las plantas tampoco poseen medidores que permitan saber con precisión los datos de energía generada (Hagler-Bailly-Aene).

Por su parte, la Superintendencia señala que: “ A lrededo r de l 60% de los usuarios fina les en las cabeceras m un ic ipa les y e l 100% de los usuarios en las loca lidades no cuentan con equ ipo de m edida, s ituac ión que contrad ice las s igu ien tes d isposic iones: Ley 142 de 1994 artícu los 9.1, 14.9, 144, 146. Decreto 1842 de 1991 artícu lo 9. CREG 108 de 1997 artícu lo 1” .

1.8 TARIFAS APLICADAS

La inexistencia de Sistemas de Información no permite conocer las tarifas aplicadas en las Zonas No Interconectadas, no obstante de una muestra de cuatro empresas prestadoras del servicio se encontró lo siguiente:

16 Hagler Bailly, Aene Consultoría (2001, ANC 375-24, Capítulo 4. pag.64).

67

Sesión No. 222

Gráfica 8.

700 |—

Facturación del Servicio.

600

500-

| 400

^ 300 .

200

100

o Li i l F i h h lv- CN (OQ B 8(ü ra ro( / ) ( / ) ( / )LU LU LU Co

m e r

e la

- i

Ofic

ial

1 |

i

□ EMPERPUCAR □ EMSERVA □ SIGLO XXI ■ EG ECHAR □ CREG ZNI □ CREG SIN

FUENTE: Recopilación CREG con base en facturas e empresas

Puede observarse en esta muestra de empresas, que las tarifas aplicadas difieren de las tarifas CREG y son, en promedio, dos veces superiores a las aplicadas para usuarios de los mismos sectores de consumo en los Sistema Interconectado Nacional.

1.9 COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO

A continuación se presentan gráficos comparativos entre los costos establecidos en la resolución CREG-082 de 1997 frente a los estimados actualmente para varios tamaños de plantas de generación diesel en diferentes Departamentos. De estas gráficas puede llegarse a las siguientes conclusiones:

• Los costos varían apreciablemente entre departamentos.• Los costos actuales estimados son considerablemente mayores a los

establecidos por la CREG en 1997.• Los costos varían dependiendo del tamaño de la planta.• No se observan variaciones importantes en los costos de prestación del servicio

con redes monofásicas y con redes trifásicas.

68

Sesión No. 222

Gráfica 9

C osto P re s ta c ió n de S e rv ic io C hoco .

2000

1500

1000

500

20 kW 50 kW 150 kW 500 kW 1500 kW 2500 kW

P la n ta s D ie se l

Monofásico Trifásico CREG

Gráfica 10.

Costo Prestación de Servicio_ Vaupés.

2500

2000

1500

1000

500

20 kW 50 kW 150 kW 500 kW 1500 kW 2500 kW

Plantas Diesel.

Monofásico T rifás ico CREG

Gráfica 11

Costo Prestación de Servicio_ Putumayo.

1500

1000

500

20 kW 50 kW 150 kW 500 kW 1500 kW 2500 kW

Plantas Diesel

Monofásico Trifásico CREG

FUENTE: Cálculos CREG

69

Sesión No. 222

Los supuestos utilizados para el cálculo de los costos anteriores son los siguientes:

Tabla 4. Supuestos de CalculoTasa de Descuento 16%Tasa de Cambio 2.900,00Factor de Instalación 2Factor de Carga 0,5Consumo de Combustible Gal/kwh 0,075Consumo de lubricante Gal/kwh 0,012

ChocoValor Galón Combustible Valor Galón de Lubricante Demanda Monofasi Demanda Trifásico

3838,9 $/Galones 13436,2 $/Galones

438,72 kWh/año 741,12 kWh/año

PutumayoValor Galón Combustible Valor Galón de Lubricante Demanda Monofasi Demanda Trifásico

2702,05 $/Galones 9457,19 $/Galones


VaupesValor Galón Combustible Valor Galón de Lubricante Demanda Monofasi Demanda Trifásico

8721,48 $/Galones 30525,17 $/Galones



Así mismo, con el ánimo de observar la estructura de costos de prestación del servicio, la Gráfica 12 muestra la distribución de costos entre las diferentes componentes, para el caso de la generación diesel y de la PCH de Bahía Solano. Se observa en esta desagregación de costos la marcada incidencia de los costos de combustible dentro del costo total en el caso de la generación diesel, y la marcada incidencia de los costos de capital dentro del costo total en el caso de la generación hidroeléctrica.

70

Sesión No. 222

Gráfica 12

COSTOS TECNOLOGIA PCH Y DIESEL

1.400.00 -|------------- - ----------------------------------------

1.200.00 ------':::::::::: - —

| 800.00 -

g 600.00 -

400.00 -

200.00 - h ~

PCH Bahía Solano 2220 kW Planta Diesel 2500 kW

D Generación-inversión n Generación AOM □ Distribución h Comercialización


La gráfica 13 muestra los costos de inversión para diferentes tecnologías de conversión en las zonas no interconectadas del país. Donde se observa que la tecnología de menor costos de inversión es la de mayor costo de AOM y viceversa, lo cual indica que la selección de la mejor tecnología de conversión necesariamente implica el análisis conjunto de costos de inversión y AOM, y que si se presentan dificultades en el fondeodel AOM pueden ser preferible las tecnologías de mayor costos de inversión, como lasPCH y las fotovoltáicas.

Gráfica 13.

Costos de Inversión en G eneración

20000

15000

1ñ 10000U)3

5000

O kw 0 D 5 20 kW 50 kW ]5 0 kW 2 7 5 5 00 3500 2 2 2 0 2 5 0 0 36000 39500

kw kw kw kw kw kw kw kw

« D iese l PCH Fotovoltaico — Eol ico


71

Sesión No. 222

1.10 SUBSIDIOS Y APORTES DE PRESUPUESTO NACIONAL

La Tabla muestra los recursos de presupuesto nacional asignados durante los últimos seis años a inversión y a subsidios por menores tarifas, las cifras indican que durante dichos años se han asignado en promedio $ 60.000 millones por año, sin incluir recursos FAZNI, para atender aproximadamente 110.000 usuarios. Lo anterior muestra que se han asignado recursos cercanos a los $ 550.000 por usuario-año. Si se tiene en cuenta que el consumo de los habitantes de dichas regiones oscila entre los 360 y los 1200 kWh/año, el subsidio otorgado puede estar entre 1500 $/kWh y 450 $/kWh respectivamente, valores que pueden superar el costo de prestación del servicio.

Tabla 5, Aportes de Presupuesto Nacional 1998-2003$ Millones

$ Corrientes $ Constantes (Agosto/2003)Subsidios

Menores tarifasPresupuesto

Inversión IRSESubsidios

Menores tarifasPresupuesto

Inversión IPSE1998 16.459 38.822 23.685 55.8651999 20.810 32.007 27.415 42.1662000 21.540 9.807 26.093 11.8802001 21.945 34.500 24.696 38.8252002 23.178 35.821 24.379 37.6772003 21.766 24.264 21.766 24.264

Total 148.034 210.677

FUENTE: Compilación CREG con base en las leyes anuales de presupuesto.

72

Sesión No. 222

2. REGIMEN REGULATORIO ACTUAL

2.1 ASPECTOS GENERALES

Los diferentes componentes de la fórmula tarifaria vigente para las ZNI desde agosto de 1997, han sido determinados con base en los costos medios de eficiencia de las actividades de generación, distribución y comercialización del servicio. En general, dicha fórmula tiene las siguientes características e inconvenientes:

• Los cargos máximos para las actividades de generación determinados al inicio del período tarifario no necesariamente corresponden a los costos reales mensuales de esta actividad.

• La fórmula de actualización tarifaria determinada con la variación del IRC no es adecuada a las variaciones de las principales componentes del costo (el combustible).

• El mercado relevante para cada formula ha sido determinado con una coberturadepartamental, lo cual no se adecúa al mercado relevante de las empresasexistentes ni las previstas por el Gobierno Nacional.

• Los costos de generación son iguales para todo tipo de tecnología, tamaño y ubicación geopolítica de la planta.

• No se ha incluido la calidad ni la cobertura del servicio, en la determinación de los cargos.

• No facilita la identificación de recursos públicos destinados a subsidios a la oferta o a la demanda.

• Aunque admite esquemas flexibles de facturación, dichos esquemas no se han reglamentado.

• La fórmula tarifaria no es sencilla ni de fácil entendimiento.

• Los costos reconocidos en el período tarifario anterior son menores a los costosreales eficientes actuales de prestación del servicio.

Las principales disposiciones regulatorias aplicables para el caso particular de las ZNI son las siguientes:

- Contribuciones y subsidios: Resolución CREG-115 de 1996.

Fórmula tarifaria y metodologías de cálculo: Resolución CREG-077 de 1997.

- Costos de prestación del servicio: Resolución CREG-082 de 1997.

73

Sesión No. 222

Resolución CREG-017 de 1998: Modifica Resolución CREG-082 de 1997.

- Subsidios: Resolución CREG 117/2000.

2.2 FORMULA GENERAL DE VIGENTE

Las tarifas de prestación del servicio en un mes m, Tm, se obtienen sumando y actualizando por el IRC los costos máximos de generación y distribución- comercialización (CPS) adoptados por la CREG al inicio del período tarifario en la Resolución CREG-082 de 1997, como se muestra a continuación:

' Km ,i

Tim i IPCo

jj; IPCm- l , t

IPCim i

Donde:

T m,t Tarifa aplicable a los consumos del mes m del año t en $/kWh.

T7,1997 Tarifa aplicada por el prestador del servicio en el mes de julio de 1997.

CPSo Costo Máximo de Prestación del Servicio aprobado por la CREG al mes dediciembre del año base, incluyendo las componentes de generación y distribución y comercialización.

IPC7,i997 índice de precios al consumidor del mes de julio de 1997.

IP C m - u índice de precios al consumidor del mes m-1 del año t.

IPCo índice de precios al consumidor del mes de diciembre del año base.

S Subsidio o Contribución Máximos.

Km,t Desmonte de Subsidios aplicables durante el mes m del año t.

Vale la pena señalar que a pesar de que el regulador propuso establecer un costo anual real de prestación del servicio, con base en los costos incurridos por el prestador en el año anterior (Resolución CREG-077 de 1997), finalmente optó por un cargo máximo regulado que se actualiza mensualmente con las variaciones del IPC (Resolución CREG-082 de 1997).

Los cargos máximos regulados de prestación del Servicio aplicables a las ZNI, rigen para todo prestador del servicio de electricidad en los Departamentos que se indican en

74

Sesión No. 222

la siguiente tabla, y son aplicables a cualquier tecnología o fuente alternativa de generación de energía eléctrica en estas zonas17:

Tabla 6. Costos Unitarios Máximos de Prestación del Servicio en ZNI.

DEPARTAMENTOCG0

$/kWh 2003CDC0$/kWh 2003

CPS0$/kWh 2003

AMAZONAS 190,0 387,3 36,0 73,4 226,1 460,9ANTIOQUIA 191,4 390,1 34,1 69,5 225,5 459,6ARAUCA 188,9 385,0 35,3 72,0 224,2 457,0CAQUETA 204,2 416,2 32,6 66,4 236,8 482,7CASANARE 201,7 411,1 35,0 71,3 236,7 482,5CAUCA 197,6 402,8 37,5 76,4 235,1 479,2CHOCO 232,5 473,9 41,0 83,6 273,6 557,7GUAINIA 117,8 240,1 25,7 52,4 143,4 292,3GUAVIARE 187,1 381,4 36,8 75,0 223,9 456,4META 196,5 400,5 34,2 69,7 230,7 470,2NARINO 187,3 381,8 41,9 85,4 229,2 467,2PUTUM AYO 156,0 318,0 36,5 74,4 192,4 392,2VAUPES 344,2 701,6 36,6 74,6 380,8 776,2VICHA DA 196,2 399,9 36,9 75,2 233,1 475,1

Fuente: Resolución CREG 082 de 1997, actualizados con el IRR de ju lio de 2003.

Donde:

CG0 Costo de Generación del mes de diciembre de 1996.

CDC0 Costo de Distribución y Comercialización del mes de diciembre de 1996.

CPS0 Costo Máximo de Prestación del Servicio, calculado en $/kWh del mes de diciembrede 1996, el cuál resulta de sumar CG0 y CDC0

Los prestadores pueden aplicar costos menores si tienen razones económicas que lo sustenten. Sin embargo, hasta el momento no se tiene conocimiento de ningún prestador que haya sustentado costos inferiores a los márgenes máximos, como tampoco se ha hecho uso de la posibilidad por parte de algún prestador de servicio de presentar un estudio de costos que sustente la aplicación de costos mayores para ser estudiada y aprobada por la CREG18.

1:7 Resolución CREG 017/98.18 Resolución CREG 077/97.

75

Sesión No. 222

2.2.1 Cargos máximos de Generación

Para la determinación de los cargos máximos actuales se empleó una metodología de costos medios de largo plazo, utilizando una tasa de descuento del 9% anual real antes de impuestos, y vidas útiles normativas correspondientes a las vidas útiles de los diferentes activos de la actividad. Se tomó como período de servicio la mediana de generación en 24 horas, en lugar de un promedio simple, obteniéndose un período diario de generación de15 horas, que la Comisión calificó como la más eficiente19.

Estos costos se hicieron validos para cualquier fuente de generación de energía eléctrica, tras haberse realizado el cálculo con los datos suministrados por el ICEL, hoy IRSE. Al calcular el CPS de una central hidroeléctrica en el Departamento del Cauca, el resultado fue de $ 232 /kWh, un valor similar a los $ 235,1/kWh determinado en la Resolución 082 de 1997 ($ de 1996 ). De igual manera se realizó el cálculo para energía solar. Como los costos finales al usuario fueron similares, se amplió la aplicabilidad de los costos estipulados inicialmente en la Resolución CREG-082/97 para generación diesel a todo tipo de fuente de energía20.

• M etodo log ía utilizada para ca lcu la r e l costo anua l de invers ión en generación para e l año 0, C IG n

Se obtuvo teniendo en cuenta el valor total de la inversión en generación a precios de reposición, utilizando una tasa de descuento del 9% y las siguientes vidas útiles para los diferentes equipos:

Plantas diesel de altas revoluciones; cincuenta mil (50,000) horas de servicio. Equipos Electromecánicos de generación; veinticinco (25) años.Equipos de maniobras y centros de distribución; quince (15) años.

- Obras civiles de plantas hidráulicas; sesenta (60) años.Equipos de Transporte y almacenamiento de Combustible; diez (10) años21.

• C osto anua l de adm in istración, operación y m anten im ien to de la ac tiv idad de generac ión para e l año 0, CAOMGn

El costo anual de administración, operación y mantenimiento de la actividad de generación para el año 0, CAOMG0, se obtuvo teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

- Costo del personal.Costos administrativos tales como arriendos, seguros, impuestos, contribuciones, elementos de oficina y servicios públicos.Costo de operación, correspondiente al costo del combustible.

19 Documento CREG 037/97.20 Documento CREG 013/98.21 Resolución CREG 017/98.

76

Sesión No. 222

Costo de mantenimiento, incluyendo costos de repuestos, filtros, lubricantes y demás elementos.Una vez obtenidos los costos de administración y mantenimiento, la CREG estableció un límite máximo equivalente al 120% del costo promedio obtenido a partir de la información disponible.

- Si el terreno utilizado para la planta es de propiedad de la empresa prestadora del servicio o es arrendado, se tomó como costo anual equivalente el 12% del valor comercial del predio22.

2.2.2 Cargos máximos de Distribución y Comercialización

Los cargos máximos de Distribución se determinaron con base en los costos de inversión, mantenimiento, administración e incluye dentro de este, el costo de comercialización23, reconociéndose niveles de pérdidas del 10%.

• Costo anual de inversión en distribución y comercialización para el año 0, ClDCn

El costo anual de inversión en distribución y comercialización para el año 0, CIDC0, se obtuvo teniendo en cuenta lo siguiente:

- Valor total de la inversión en distribución y comercialización a precios de reposición. Considera las redes comprendidas desde las salidas de las plantas hasta las acometidas a los usuarios, sin incluir el valor de tales acometidas, una vida útil de veintidós (22) años, y una tasa de descuento del 9%, en términos reales antes de impuestos24.

- Costo anual de inversión de otros activos fijos, calculado como la suma de los costos anuales de depreciación de edificios, casetas, vehículos, equipos de oficina y cómputo, y demás activos fijos.

• Costos anual de administración, operación v mantenimiento de las actividades de distribución y comercialización para el año 0, CAOMPC

El costo anual de administración, operación y mantenimiento de las actividades de distribución y comercialización para el año 0, se obtuvo teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

- Costo del personal- Otros costos administrativos anuales tales como arriendos, seguros,

impuestos, contribuciones, elementos de oficina, servicios públicos- Costo anual de lectura de medidores, facturación, entrega, recaudo,

recuperación de cartera, atención de usuarios y demás costos.

Resolución CREG 017/98.23 Documento CREG 037/97.24 Resolución CREG 017/98.

77

Sesión No. 222

- Costo anual de mantenimiento, incluye los costos de cables, fusibles, postes, aisladores, reparación de transformadores, y demás costos de mantenimiento.Una vez obtenidos los costos anuales de administración y mantenimiento, se estableció un límite máximo equivalente al 120% del costo promedio obtenido a partir de la información disponible.

2.3 ESTRUCTURA TARIFARIA

La Estructura Tarifaria establecida incluye los siguientes cargos:

- Cargo por unidad de Consumo.

Cargo de conexión

- Cargo mínimo por disponibilidad del servicio.

2.3.1 Cargo por disponibilidad del servicio

El Cargo Mínimo por Disponibilidad del Servicio (CMmt) a todo usuario, residencial o no- residencial, por concepto de costos fijos de atención de clientela (CC0), se establece por factura y se determina mediante la siguiente fórmula:

CMM,t=CCo*IPCm~UIPCo

Siendo:

IPCm-i t índice de precios al consumidor del mes m-1 del año t, publicado por elDANE.

IPCo índice de precios al consumidor del mes de diciembre del año base,publicado por el DANE.

La aplicación del cargo mínimo por disponibilidad del servicio (CMmt), está condicionada a que el número de kWh vendidos por la empresa en el período de facturación anterior al que se va a facturar, se reduzca en más del 20% con respecto al promedio de las ventas de los tres períodos de facturación anteriores al mismo”25.

25 Resolución CREG 077/97

78

Sesión No. 222

El Cargo Mínimo por Disponibilidad del servicio (CMmt) se puede cobrar a los usuarios, “ún icam ente cuando la liqu idac ión de los consum os de l usuario sea in fe r io ra d icho cargo m ín im o ’’, en cuyo caso este cobro reemplaza la liquidación de los consumos del usuario.

El costo fijo máximo de atención a clientela CC0, aplicable a los usuarios del servicio de electricidad en las Zonas No Interconectadas corresponde a $ 2,324 por factura en pesos de diciembre de 1996; $ 4,579 p o r factura en $ de ju lio de 200326.

2.3.2 Cargo de Conexión para el Sector Residencial

La tarifa máxima que se puede cobrar por la conexión de los usuarios del sector residencial, incluye a) el valor máximo por acometida residencial corresponde a $51.228,67 ($ de julio de 2003); y b) Valor máximo por medidor residencial corresponde a $108.368,35 ($ de julio de 2003), incluyendo el costo del medidor monofásico, accesorios e instalación. El valor de conexión para los usuarios del sector no-residencial corresponderá a la cotización que para tal efecto realice el prestador del servicio.

2.3.3 Facturación sin Medición

El régimen regulatorio vigente estipula que para la medición del consumo de electricidad cuando no existe contador o medidor individual, “e l consum o m ensua l puede s e r estab lec ido p o r horas d iarias de p restac ión de l servicio, e l núm ero de pun tos de consum o, las capacidades de los focos lum inosos, e lectrodom ésticos y dem ás aparatos eléctricos en d ichos puntos, ten iendo en cuenta adem ás los háb itos de consum o de los usuarios"27.

Aunque la Resolución CREG-114 de 1996 fue derogada parcialmente por la Resolución CREG-077 de 1997, la metodología utilizada en la “Cartilla para el Cálculo de los costos y Tarifas de Electricidad en las Zonas no Interconectadas”28, que corresponde a la citada en la Resolución 114/96, es utilizada actualmente por los prestadores de servicio de electricidad en estas zonas para la determinación del consumo y el posterior cálculo del costo de prestación del servicio.29

En esta cartilla se especifica la información de las estructuras de demanda reconociendo distintos tipos de usuarios y electrodomésticos.

2.3.4 Otros

El marco regulatorio vigente para las Zonas No Interconectadas del país, no especifica ningún parámetro de calidad del servicio de energía eléctrica y no existe un código de

Resolución CREG 082/97.a).27 Resolución CREG 114/96.28 S INERG IA (1996)).29 Com o precisaron los funcionarios de la S uperintendecia de Servicios Públicos Dom iciliarios y el IRSE, en entrevista, ju lio de 2003.

79

Sesión No. 222

redes específico. De otra parte, aunque no hay explícitamente regulación de estructura, al establecerse en uno mismo el costo de distribución-comercialización se determinan implícitamente que la realización de estas dos actividades las asuma un mismo prestador del servicio.

3. DIRECTRICES DE POLÍTICA PARA LAS ZONAS NO

INTERCONECTADAS

Los principales elementos definidos por vía legislativa o reglamentaria, específicamente relacionados con las Zonas No Interconectadas, hacen referencia a los siguientes aspectos:

- Definición de las Zonas No Interconectadas.- Subsidios a la Demanda.- Subsidios a la Oferta.- Planificación y promoción del Servicio en Zonas No interconectadas.- Determinación de esquemas diferenciales para la prestación del servicio.- Apoyo a las Fuentes Alternas.

Dichos elementos, de carácter vinculante, se resumen a continuación:

3.1 DEFINICIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS.

Sobre el particular existen las siguientes definiciones en materia legislativa:

- Ley143de 1994, Art. 11.Define a las Zonas No Interconectadas como el “área geográfica donde no se presta el servicio público de electricidad a través del Sistema Inte reo nectado Nacionaf’.

- Ley 788 de 2002, Parágrafo 2o del Artículo 105 30.Establece que “Son zonas no interconectadas para todos los efectos los departamentos contemplados en el artículo 309 de la Constitución Nacional, más el Departamento del Choco, el Departamento de Caquetá, y el Departamento del Meta”.

Por su parte, el Artículo 309 de la Constitución Nacional establece: “Erígense en departamento las intendencias de Arauca, Casanare, Putumayo, el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, y las comisarías del Amazonas, Guaviare, Guanía, Vaupés, y Vichada. ”

30“ Por la cual se expiden norm as en m ateria tribu taria y penal del orden nacional y territorial; y se dictan

otras d isposic iones” .

80

Sesión No. 222

La Ley 143 de 1994 regula el servicio público de energía eléctrica y por tanto es una Ley especial para esta materia, que se debe aplicar de preferencia frente a la Ley 788 de 2002, según lo previsto en la Ley 57 de 1887, Artículo 5.

3.2 SUBSIDIOS A LA DEMANDA.

Las disposiciones relevantes son las siguientes:

- Ley143de 1994, Art. 11Establece el consumo de subsistencia “como la cantidad mínima de electricidad utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer sus necesidades básicas que solamente puedan ser satisfechas mediante esta forma de energía finaf’.

- Ley 732 de 20 0231, Art. 2Establece que los asentamientos indígenas en la zona rural dispersa recibirán tratamiento especial en cuanto a subsidios y contribuciones de servicios públicos domiciliarios que dependa de su clasificación según condiciones socioeconómicas y culturales, aspectos que definirá el Departamento Nacional de Planeación. Hasta tanto se considerarán como estrato 1.

- Ley812de 200332, Art. 62Estipula que “los subsidios destinados a las Zonas no Interconectadas (ZNI) podrán ser utilizados tanto para inversión como para cubrir los costos del combustible requerido por las plantas de generación eléctrica en estas zonas. El Gobierno Nacional establecerá la metodología de asignación de dichos recursos que concertará las iniciativas de la empresa beneficiada.

- Ley812de2003, Art. 116.Subsidios para estratos 1, 2 y 3. La aplicación de subsidios al costo de prestación de los servicios públicos domiciliarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2 a partir de la vigencia de esta ley y para los años 2004, 2005 y 2006, deberá hacerse de tal forma que el incremento tarifario a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de subsistencia corresponda en cada mes a la variación del Indice de Precios al Consumidor.

- Resolución 80386 de 2000, Ministerio de Minas y Energía33Establece la metodología para estimar la energía subsidiadle y el monto del subsidio asumiendo administrativamente parámetros tales como horas prestación del servicio, demanda por usuario, estratificación por localidad y tarifas aplicadas. Las transferencias de recursos se efectúan mediante convenio suscrito entre el IPSE y el prestador del servicio, en forma proporcional a los recursos de presupuesto nacional disponibles y de manera independiente a la demanda real atendida.

31 “Por la cual se adoptan nuevos plazos para realizar, adoptar y aplicar las estratificaciones socioeconómicas urbanas y rurales en el territorio nacional y ...”32 Mediante la cual se aprueba el Plan Nacional de Desarrollo 2003-2006, “Hacia un Estado Comunitario”.33 “Por la cuál se establece la metodología para distribuir recursos para subsidios en Zonas No Interconectadas”.

81

Sesión No. 222

3.3 SUBSIDIOS A LA OFERTA.

- Ley 633 de 200034, Artículos 81, 82, 83, 84Establece las fuentes y destinación de recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las ZNI (FAZNI). Dicho Fondo se nutre esencialmente con el recaudo que realiza el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC, de un peso ($1,00) M/cte. por cada kilovatio hora despachado en la Bolsa de Energía Mayorista y es pagado por los agentes generadores de energía. El FAZNI se mantendrá vigente hasta el 31 de diciembre de 2007 y los recursos recaudados se utilizaran para financiar planes, programas y proyectos de inversión en mejoras de la infraestructura eléctrica de las ZNI que permitan ampliar la cobertura y satisfacción de la demanda.

- Ley 788 de 2002, Parágrafo 1 del Artículo 105.La ejecución de los recursos recaudados del FAZNI no podrá ser aplazada ni congelada por el Gobierno Nacional.

- Decreto 2884 de 2001.Reglamenta el funcionamiento del FAZNI y establece que la destinación de los recursos se realizará de conformidad con lo establecido en el documento CONPES 3108 de 2001 para la instalación de nueva infraestructura eléctrica, para la rehabilitación de la existente a fin de ampliar la cobertura y mejorar el servicio en las ZNI.

3.4 ORGANIZACIÓN, PLANIFICACIÓN y PROMOCION DEL SERVICIO EN LAS ZNI.

Decreto 1140 de 199935.Dispuso la transformación del Instituto Colombiano de Energía Eléctrica, ICEL, en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IRSE. De acuerdo con sus normas de creación, es un Establecimiento Público cuyo objeto social incluye la identificación, planificación y promoción de soluciones energéticas integrales para las Zonas No Interconectadas del país.

Ley 689 de 2001, Art. 13Dispone que los prestadores que atiendan menos de 2500 usuarios no están obligados a contratar Auditorias Externas de gestión.

3.5 ESQUEMAS DIFERENCIALES PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO.

- Ley 812 de junio 26 de 2003, Artículo 64.

34 “Por la cual se expiden normas en materia Tributaria, se dictan disposiciones sobre el tratamiento a los fondos obligatorios para la vivienda de interés social y se introducen normas para fortalecer las finanzas de la rama judicial”.35 “Por el cual se transforma el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica, en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas”.

82

Sesión No. 222

Esquemas diferenciales de prestación de los servicios públicos domiciliarios. De acuerdo con el principio de neutralidad establecido en el artículo 87 de la ley 142 de 1994, las Comisiones de Regulación desarrollarán en un término de seis meses a partir de la vigencia de esta ley, la regulación necesaria para incluir esquemas diferenciales de prestación del servicio en generación, distribución, comercialización, calidad, continuidad y atención del servicio en las zonas no interconectadas, territorios insulares, barrios subnormales, áreas rurales de menor desarrollo, y comunidades de difícil gestión. Se podrán desarrollar esquemas de medición y facturación comunitaria, utilizar proyecciones de consumos para facturación, esquemas de pagos anticipados de servicio, y periodos flexibles de facturación.”

3.6 APOYO A LAS FUENTES NO CONVENCIONALES.

- Ley 697 de 20013S, Art.9El Artículo 9o establece: “Promoción del uso de fuentes no convencionales de energía: El Ministerio de Minas y Energía formulará los lineamientos de las políticas, estrategias e instrumentos para el fomento y la promoción de las fuentes no convencionales de energía, con prelación en las zonas no interconectadas”.

3.7 RECOMENDACIONES DEL CONPES.

- Documento CONPES 3108 de 200137Este programa toma como base los resultados del estudio Hagler Bailly - Aene (2001) y en resumen plantea las siguientes propuestas para incrementar la cobertura y mejorar la calidad del servicio de electricidad en estas zonas:

o Esquema EmpresarialPropone la agrupación de municipios en 11 grupos a fin de concentrar la operación del servicio en el menor número de empresas. Las Empresas de Servicios Públicos se seleccionarán por Licitación de acuerdo con la menor oferta de AOM de cada proponente. Dichas empresas asumirán la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura energética regional de propiedad del IRSE, o de la Nación, o de los mismos entes regionales. También propone que las ESP se hagan cargo de la ejecución de los planes de inversión de mínimo costo que garanticen la adecuada prestación del servicio, cumpliendo con las obligaciones de cubrimiento y calidad especificados en el contrato firmado con el Gobierno Nacional que incluyen metas de “calidad” establecidas por la CREG. Los costos por construcción de nuevos proyectos pueden ser financiados con los recursos que el Gobierno Nacional o las autoridades municipales tengan destinados para ZNI.

o Calidad del servicio.

36 “Por la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones”37 Mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Departamento Nacional de Planeación, recomiendan al Consejo Nacional de Política Económica y Social aprobar el “Programa de Energización para las Zonas No Interconectadas” presentado en abril de 2001

83

Sesión No. 222

Propone 24 horas para capitales de departamento; 16 horas para centros poblados con más de 500 habitantes; 12 horas para poblaciones con más de 200 y menos de 500 habitantes; y 6 horas para el resto de comunidades.

o Uso de recursos públicosPropone destinar US$ 65 millones en cinco años que se destinarán a financiar las inversiones necesarias para mantener y recuperar los activos actuales de generación, de transmisión, redes y transformadores de distribución y acometidas en centros urbanos, como se muestra en la siguiente tabla.

T abla 7. Recursos para m antener y recuperar activos existentes. M illones de $US de2000.Recursos Millones $USRecursos para recuperación de los sistemas actuales. $US 41,3Recursos para cobertura urbana $US 11Recursos para nuevas soluciones solares $US 11,2Total $US 63,5

Fuente; Documento CONPES 3108, pagina 12.

3.8 RESUMEN DE POLITICAS

Estos instrumentos legislativos y reglamentarios fijan a la CREG lineamientosespecíficos para la definición del régimen regulatorio para la prestación del servicio deenergía en las Zonas No Interconectadas del país:

- Las Zonas No Interconectadas corresponden al “área geográfica donde no se presta el servicio público de electricidad a través del Sistema Inte reo nectado Nacionaf’.

- Hasta el año 2006 las tarifas de los consumos de subsistencia para los estratos 1 y 2, que representan más del 85% de los usuarios de las ZNI, se incrementarán mensualmente con el IPC. Lo cual implica que los altos costos de prestación del servicio tendrán una mayor incidencia para el fisco que para los usuarios de los estratos 1 y 2.

- Existen ingentes recursos públicos para otorgar subsidios tanto a la oferta, a través del FAZNI, como a la demanda en sus componentes de inversión y de gastos de combustibles para generación eléctrica. Lo anterior obliga a establecer una adecuada contabilidad regulatoria de los mismos

- Hasta el 31 de diciembre del año 2007 existen recursos públicos del FAZNI para ampliar la cobertura del servicio y mejorar la infraestructura, por lo cual el nuevo período regulatorio (2004-2009) será fundamental para asegurar la ampliación de la cobertura del servicio.

84

Sesión No. 222

- El régimen regulatorio debe incluir esquemas diferenciales de prestación del servicio en generación, distribución y comercialización, calidad, continuidad y atención del servicio.

- Se fomentarán y promocionarán las fuentes no convencionales.

- El control para los prestadores de servicio se dificulta especialmente para empresas con menos de 2500 usuarios que no cuentan con auditoría externa.

Por su parte, el CONPES ha establecido la conformación de agrupaciones de municipios para la prestación del servicio con operadores-inversionistas seleccionados por Licitación.

85

Sesión No. 222

4. EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN SISTEMAS

ELÉCTRICOS AISLADOSEl tema de suministro de energía eléctrica para regiones apartadas, de difícil acceso, con poblaciones menores, generalmente rurales y con características muy especiales que las diferencian de las zonas del sistema interconectado del país, no es exclusivo de Latinoamérica, ni de Colombia. Los diferentes países han abordado esta “situación especial”, con políticas especificas en algunos casos y en otros con diversos programas que buscan solucionar el problema de cobertura, calidad y costos del suministro de energía para estas zonas.

Como puede observarse en el anexo (numeral 6 del presente documento), del análisis de las experiencias internacionales es importante mencionar los siguientes aspectos de utilidad para el caso colombiano:

• Énfasis en soluciones energéticas con bajos costos de mantenimiento, principalmente a través de sistemas fotovoltaicos.

• La prestación del servicio, aún sin red, requiere de empresas prestadoras del servicio.

• Énfasis en subsidios a la oferta procurando autofinanciamiento de la operación y administración de las soluciones adoptadas.

• Cofinanciación con recursos de fondos alimentados con contribuciones de los sistemas interconectados.

• Utilización de contratos de concesión con precios obtenidos de procesos de cobertura y con metas de calidad y cobertura establecidos contractualmente.

De especial interés para el desarrollo regulatorio de la prestación del servicio en Zonas No Interconectadas puede mencionarse la experiencia de Sudáfrica, que se resume en los siguientes elementos:

a) Utilización de recursos fotovoltaicos.

“ Tort uñate íy, we are 6(essecfwitfi high CeveCs o f sunshine year round giving us a renewahk energy resource thanhs to modem technofogy. The remote ru ra f areas w iff Benefit today Because o f the scientific hnowfedge avaifaBCe to us” Nelson Mandela (1999)

b) Participación del sector privado

“ I thanh^Sheff andTshpm fo r this wondefufproject. This jo in t venture is a South J¡frican f ir s t and I am to fd a T forfd first. This partnership Between a puBCic utifity, the private sector and the community is in the true spirit ofMasa^hane. Nelson Mandela (1999)

c) Utilización de sistemas de prepago

86

Sesión No. 222

“Many of the areas where potential customers reside, had almost no infrastructure. There were no fixed address for customers, they did not have permanent jobs., and there areno postal services in those areas.............. To address these and other problems, Eskomstarted the development o f the basic prepayment system". Eskom (2003)

87

Sesión No. 222

5. NUEVA PROPUESTA DE REGIMEN REGULATORIO.

5.1 INTRODUCCIÓN

A continuación se presentan las bases conceptuales para definir el marco regulatorio de la prestación del servicio en ZNI, buscando incorporar la evolución del entorno legislativo, las particularidades de la prestación del servicio en dichas zonas, las nuevas iniciativas del Gobierno Nacional, la experiencia observada a nivel internacional y los inconvenientes encontrados en el régimen regulatorio vigente.

Las bases conceptuales que se someten a consideración de la industria y terceros interesados suponen una aproximación regulatoria focalizada en los aspectos que la hacen necesaria, adaptada a las innovaciones tecnológicas, con un adecuado balance entre la rigurosidad para la determinación de costos y la simplicidad y el pragmatismo para usuarios y entidades involucradas.

5.2 OBJETIVOS GENERALES DEL NUEVO MARCO REGULATORIO

Las bases conceptuales para la definición del nuevo régimen regulatorio buscan lossiguientes objetivos generales:

- Inducir a menores costos en la prestación del servicio: reconociendo costos específicos para nuevas tecnologías de conversión y distribución e incentivando la utilización eficiente de las actuales.

- Mejorar la calidad del servicio: relacionando la tarifa aplicada con la continuidad del servicio, y flexibilizando esquemas de medición de consumo.

- Asegurar cumplimiento del régimen regulatorio: Buscando simplicidad, y adaptabilidad en la formula tarifaria.

- Promover formalización institucional: Estableciendo cada mercado relevante y particularizando los cargos aplicables correspondientes.

- Asegurar sostenibilidad del servicio: Buscando mayor precisión en la determinación de costos eficientes reales, adecuando índices de actualización de costos y ajustando las tasas de rentabilidad esperada.

- Facilitar la identificación de recursos públicos: detallando propiedad de activos, imponiendo obligatoriedad en la medición de los consumos.

- Promover incremento en la cobertura: Utilizando metodologías de costos medios de mediano plazo, estableciendo esquemas que faciliten la verificación de compromisos de cobertura.

5.3 AMBITO DE APLICACIÓN DE LA REGULACION

El régimen regulatorio aplicable al nuevo período tarifario a usuarios de las ZNIcontemplará dos regímenes de intervención regulatoria:

88

Sesión No. 222

- Régimen de libertad vigilada: Electrificación con o sin red para prestadores del servicio con capacidades instaladas colectivas inferiores a 500kW.

- Régimen de libertad regulada: Electrificación con o sin red para prestadores del servicio con capacidades instaladas colectivas superior a 500kW.

5.4 MERCADOS RELEVANTES

El desarrollo espontáneo, diverso y desordenado de la organización empresarial en las zonas no interconectadas no aconseja definir la unidad mínima para establecer el mercado relevante, se propone que tal mercado sea definido por la Comisión para cada caso particular de conformidad con la solicitud del prestador del servicio. La definición de dicho mercado supone el cumplimiento de los compromisos de calidad, cobertura y precio que establezca la Comisión en Resoluciones de tipo particular para un grupo de usuarios o para un área definida.

En todo caso, la definición de mercado relevante buscará definir una señal de precio que refleje de la manera más precisa posible los costos de prestación del servicio, respetando hasta donde sea conveniente los mercados relevantes existentes y procurando hasta donde sea posible adaptarse a los propósitos del Gobierno Nacional y de los entes territoriales. Además, la definición de cada mercado deberá:

- Facilitar la expansión del servicio público a nuevas áreas e incrementar su cobertura.- Propiciar la sostenibilidad del servicio.- No generar barreras a la entrada de nuevos agentes.

5.5 CARGOS MÁXIMOS DE GENERACIÓN

La aproximación metodológica para la remuneración de costos eficientes de generación considerará, las siguientes dos modalidades:

5.5.1 Determinación de cargos máximos de generación por competencia a la entrada.

Bajo esta modalidad, las entidades prestadoras de servicio público podrán realizar compras de electricidad destinadas a su mercado relevante, mediante procedimientos que aseguren la libre competencia entre oferentes, donde el precio y la confiabilidad del suministro serán los factores de evaluación. Dichas convocatorias podrán estar orientadas a la gestión de todas las actividades del servicio.

Con el propósito de hacer efectiva la competencia los entes prestadores del servicio deberán:

- Solicitar y dar oportunidad, en igualdad de condiciones, a toda tecnología que garantice el suministro confiable y económico de energía.

89

Sesión No. 222

- Las convocatorias deberán efectuarse por todo o parte de la electricidad requerida para atender el mercado relevante.

- La convocatoria deberá señalar todas las condiciones requeridas para la presentación de ofertas y deberá anunciarse con suficiente anticipación en periódicos de amplia circulación y de cobertura nacional.

La Comisión establecerá las guías para la realización de las convocatorias de compra de energía.

5.5.2 Determinación de cargos máximos de generación por costos medios.

Mediante esta modalidad, la Comisión determinará los costos medios de mediano plazo de generación. Para tal efecto, se tendrán en cuenta los siguientes aspectos:

- La determinación de los requerimientos de energía eléctrica del mercado relevante.- La verificación de que la tecnología seleccionada minimice los costos combinados de

inversión y de AOM.

Una vez determinada la tecnología de conversión correspondiente, el cálculo de costos medios considerará lo siguiente:

- Remuneración Costos de inversión

Para la determinación de los costos medios de generación se tendrán en cuenta los siguientes conceptos:

a) Valor total de la inversión en generación a precios de reposición, expresado en pesos de diciembre del año base. Incluye el valor de las plantas y demás equipos requeridos para la generación, sus costos de transporte y seguros hasta el sitio de instalación, costos de montaje y puesta en servicio.

b) Se determina la vida útil para la correspondiente tecnología de generación.

Para el caso de plantas diesel, típicamente la vida útil entre overhauls para equipos con configuración Standard, pueden ser tomados como:

Tabla 8 Vida Util de las Máquinas

35-200 Kw 20-130 kW 12,000 horas200-500 kW 130-325 kW 16,000 horas500-1250 Kw 325-815 kW 20,000 horas

1250-2000 kW 815-1300 kW 24,000 horas

Según recomendaciones de fabricantes, el máximo número de overhauls que tiene sentido económicamente no debe pasar de 2 en unidades pequeñas (menos de 200 kW

90

Sesión No. 222

nominales) y 3 en las unidades mayores, lo que da ciclos de vida útil equivalentes a 3 y 4 periodos entre overhauls respectivamente antes de reemplazar las unidades.

Bajo estas condiciones, la vida útil económica del proyecto puede variar entre 10 años para unidades de más de 200 kW y 5 años en unidades menores.

Para otras tecnologías de conversión, la vida útil se determinará para cada caso particular.

- Determinación de Costos de Administración. Operación v Mantenimiento del parque de generación

Los gastos de administración, operación y mantenimiento de la actividad de generación, para los gastos diferentes a combustible, se determinará utilizando modelos de ingeniería.

Para la determinación de los costos eficientes de combustibles la Comisión desarrollará modelos de optimización de origen destino, y establecerá las eficiencias energéticas típicas de las diferentes plantas de generación.

- Determinación de la demanda a atender

El ente prestador del servicio elaborará la proyección de demanda para el horizonte de proyección correspondiente. Dicha proyección se someterá a revisión metodológica de la UPME y a aprobación de la Comisión.

- Determinación de los cargos máximos de generación

Los cargos de generación se determinarán utilizando metodologías de costos medios de mediano o largo plazo, con un horizonte de proyección que corresponda a la vida útil de la tecnología de conversión utilizada. Para descontar los valores de inversión, gastos de AOM y las demandas correspondientes se utilizará una tasa de descuento determinada con una metodología similar a la empleada para la actividad de distribución del Sistema Interconectado Nacional. El Cargo Máximo de Generación incluirá las pérdidas eficientes que establezca la CREG.

5.5.3 Electrificación sin uso de red

Como se mencionó anteriormente aún quedan por atender cerca de un millón de habitantes en las Zonas No Interconectadas, la mayoría de ellos muy alejados de centros atendidos y con muy bajo consumo de electricidad. Por lo anterior, es posible que la atención de un buen número de dichos usuarios se efectúe empleando sistemas individuales de electrificación sin red. Tecnologías como las fotovoltáicas no solo pueden ser más económicas que las de electrificación tradicional con red sino que pueden

91

Sesión No. 222

suministrar demandas similares a las que muchos usuarios demandan de los sistemas tradicionales con red38.

En tales casos, a pesar de no disponerse de red física, se propone el requisito de que exista prestador del servicio bajo el régimen de libertad regulada en soluciones colectivas de más de 500 kW.

5.6 COSTOS DE DISTRIBUCIÓN

Para la determinación de los costos de distribución del mercado relevante, se propone determinar redes típicas eficientes de distribución a partir de las topologías determinadas en el estudio de Hagler-Bailly-Aene y utilizando modelos de selección óptima de transformadores, conductores y tipo de red. De esta forma, la determinación del costo eficiente de distribución se establecerá de manera semejante a la práctica utilizada en el nivel I de las redes de distribución del Sistema Interconectado Nacional, teniendo en consideración las particularidades de la demanda, densidad poblacional y topología de las redes de distribución en las ZNI. Dicho costo incorporará las pérdidas eficientes de energía que determine la Comisión.

Para la valoración de las inversiones correspondientes se utilizarán costos de reposición a nuevo, tasas de descuento determinadas con metodologías similares a las adoptadas para las redes de distribución del SIN, niveles de pérdidas acordes con la topología establecida y gastos de AOM valorados con modelos de ingeniería.

La elección de un modelo de ingeniería como herramienta para determinar los costos eficientes de operación y mantenimiento de redes de distribución eléctrica, obedece a la existencia de prácticas comunes para la realización de estas actividades y a la inexistencia de información contable para la aplicación de otras metodologías.

Especial atención, tanto para la actividad de distribución, tendrá la reglamentación de sistemas de propiedad múltiple y de los casos en los cuales el operador de red no sea el propietario de los activos de distribución correspondientes. La necesidad de reglamentar la remuneración de las redes de distribución de diferentes propietarios se debe a las siguientes razones:

- El número de redes de distribución construidas o por construir con el presupuesto de entidades territoriales (departamentales y municipales)

- La presencia de casos en que usuarios distintos construyen parte de la infraestructura de distribución.

Respecto al primer punto, dado que la tarifa debe reflejar el costo total de prestación del servicio, el cargo incorporará el costo de la red de distribución ejecutada por el ente territorial. No obstante se señalará qué porcentaje del cargo remunera la red y qué

38 NER (2002)

92

Sesión No. 222

remunera los gastos de AO&M. Esta separación facilitará a la entidad territorial administrar, de acuerdo con la Ley, los subsidios sobre las inversiones realizadas.

Para los casos que corresponden al segundo punto se adoptará una metodología similar a la empleada actualmente en la distribución eléctrica en el SIN. Se establecerá entonces que cuando una persona sea propietaria de Redes de Uso General dentro de un sistema de distribución tendrá la opción de conservar esta propiedad y ser remunerado por el distribuidor que los use o puede decidir venderlos.

Esta situación está contemplada en el artículo 28 de la ley 142 de 1994 que establece que cualquier persona tiene el derecho a construir redes para prestar servicios públicos. Esta persona tiene el derecho a conservar la propiedad de estos activos sin que para ello tenga que constituirse en una Empresa de Servicios Públicos.

Cuando los activos de distribución sean usados por un tercero para prestar el servicio de distribución, el propietario tiene derecho a que le sean remunerados por quien haga uso de ellos de acuerdo con la regulación tarifaria vigente.

El cargo de distribución, que será aprobado por resoluciones particulares de la CREG para cada mercado relevante, se actualizara mes a mes de acuerdo con la siguiente fórmula general:

Donde,

IPPD„=Db *(i - X d ) * - ^

D jm = Cargo promedio máximo de distribución correspondiente al mes m deprestación del servicio, aplicable a los usuarios de nivel i de tensión.

D ín = Cargo promedio máximo de distribución aplicable a los usuarios de nivel i detensión, aprobado por Resolución de la CREG y expresado en precios de la fecha base.

/PPm_j = índice de Precios al Productor Total Nacional reportado por el Banco de laRepública para el mes (m-1).

IPP() = índice de precios al productor reportado por el Banco de la República para la

fecha base del cargo por distribución D ín.

XD = Factor de productividad mensual de la actividad de distribución

93

Sesión No. 222

5.7 CARGOS MÁXIMOS DE COMERCIALIZACION

La actividad de comercialización incluye todas las labores relacionadas con los aspectos comerciales del servicio incluyendo, entre otros, lectura del medidor, facturación del servicio, recaudo, atención de reclamos y servicios al cliente.

Dado el grado de desarrollo de las actividades inherentes a la comercialización del servicio, así como el bajo número de usuarios que cuentan con medidores de energía, la Comisión analizará la posibilidad y conveniencia de adoptar cargos de comercialización específicos para las siguientes modalidades de medición y facturación del consumo:

a) Medición y facturación con base en el uso de contadores de energía.b) Medición y facturación con base en la determinación del consumo a partir de aforos

de carga.c) Medición y facturación de consumo con esquemas colectivos de medición.d) Medición y facturación con base en esquemas de contadores de prepago de energía.

En todo caso, la Comisión establecerá incentivos para que pueda determinarse con precisión el consumo individual de energía, utilizando las modalidades descritas en los literales a) y d) arriba señalados. Así mismo, dependiendo de la densidad poblacional y de los costos de esta actividad podrán determinarse diferentes períodos de medición y facturación del servicio.

El cargo de comercialización se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula:

IPCC = C „ * ( 1 - X c ) * ~m-1

m c> IPC 0

Donde,

Cm = Cargo máximo de comercialización, expresado en pesos por factura,correspondiente al mes m de prestación del servicio.

Cn = Cargo base de comercialización aprobado por Resolución de la CREG yexpresado en pesos por factura a precios de la fecha base.

/PC m_j = índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para el mes (m-1).

IP C () = índice de Precios al Consumidor reportado por el DANE para la fecha base

del cargo por comercialización Cn.

X c = Factor de Productividad mensual de la actividad de comercialización

94

Sesión No. 222

5.8 LA FORMULA TARIFARIA

La fórmula tarifaria aplicable a los usuarios finales del servicio público de electricidad en las ZNI, se determinará mensualmente con el objeto de trasladar al usuario final las variaciones de los componentes de la tarifa, principalmente las debidas a cambios en el precio de combustible, componente de mayor incidencia en la determinación del costo de prestación del servicio en los casos en se hace uso de grupos electrógenos.

Así, el costo de prestación del servicio aplicable a todo tipo de usuarios del servicio público domiciliario de electricidad en ZNI, se calcularía mediante la siguiente fórmula general:

CUm = Gm+Dm + Cm

Donde:

m = Mes de prestación del servicio.

Gm = Cargo máximo de generación en $/kWh aplicable en el mes m.

Dm = Cargo máximo de distribución en $/kWh permitido al distribuidor por uso de lared aplicable en el mes m. Dicho cargo no incluye la conexión.

Cm = Cargo máximo de comercialización expresado en pesos por factura.

5.9 EL MANEJO DE LOS SUBSIDIOS

De conformidad con lo establecido en la Ley 142 de 1994 y en la Ley 812 de 2003, la incorporación de subsidios en la determinación de la tarifa al usuario final contemplará los siguientes elementos, de conformidad con las disposiciones que adopten las autoridades competentes:

5.9.1 Subsidios a la dem anda de electricidad

Con el objeto de racionalizar la aplicación de subsidios a la demanda, desde el punto de vista regulatorio, se propone establecer las siguientes disposiciones:

- Implantar en forma obligatoria esquemas de medición de consumo de carácter colectivo, individual o por aforo de carga, de conformidad con lo establecido en el régimen regulatorio vigente.

95

Sesión No. 222

- Desarrollar un sistema de información de la prestación del servicio de conformidad con lo establecido en el SUI. Dicho sistema de información contará con un módulo que permita recolectar la información de:

o la continuidad del servicio.o demanda atendida en cada uno de los sectores de consumo, utilizando

los esquemas de medición de que trata el literal anterior, o demanda atendida correspondiente al consumo de subsistencia en los

estratos 1,2 y 3, así como las contribuciones de los estratos 5 y 6, y de los usuarios industriales y comerciales,

o Tarifa aplicada, o Costo de prestación del servicio.

5.9.2 Subsidios a la oferta de electricidad

Los subsidios a la oferta de electricidad, representados por los aportes de la Nación y entidades territoriales a la ejecución de obras de infraestructura serán administrados por dichas entidades de conformidad con lo establecido en el Artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994 y con las demás disposiciones aplicables. Con el objeto de facilitar la determinación de los activos financiados con dichos recursos, el nuevo régimen buscará los instrumentos para cuantificar dichos aportes, discriminando para cada actividad los componentes relacionados con la inversión y los correspondientes a los gastos de AOM. De esta forma, el ente territorial adoptará autónomamente las decisiones relacionadas con subsidios, a partir de cargos máximos determinados por la CREG que incluyan todos los componentes de costo del servicio.

5.10 LA CALIDAD DEL SERVICIO

Según lo establecido por la Ley 142 de 1994, las tarifas deben llevar implícito un nivel de calidad que definirán las comisiones de regulación. La calidad del servicio técnico, medida en términos de número de fallas y duración de las mismas, será el principal elemento para calificar la calidad del servicio en las ZNI.

Dado que la continuidad del servicio en la mayoría de las localidades de las ZNI dependerá del monto de los subsidios que otorgue el Gobierno Nacional, la Comisión desarrollará metodologías que permitan establecer la continuidad del servicio al que esta obligado el ente prestador del servicio, en función del subsidio otorgado, de la tecnología empleada y de la demanda atendida.

Así, las metas de continuidad podrán contemplar períodos diarios programados de prestación del servicio, y a semejanza de la regulación de la calidad en SIN , las desviaciones frente a los períodos programados de servicio originarán compensaciones a los usuarios finales.

96

Sesión No. 222

5.11 LA COBERTURA DEL SERVICIO

Tal como lo dispone la Ley 142 de 1994, los cargos de distribución que se establezcan tendrán un carácter integral e incluirán la definición de un grado de cobertura del servicio. Para propiciar el incremento en la cobertura se adoptará una metodología de costos medios de mediano plazo, en los cuales se incorporará el Programa de Nuevas Inversiones que presente el ente prestador del servicio que incluye el número de usuarios que conectará anualmente al servicio.

Los compromisos de cobertura que proponga el ente prestador del servicio serán verificados anualmente por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

5.12 LA TASA DE RENTABILIDAD PARA EL INVERSIONISTA

La tasa de descuento a utilizar en los cálculos del cargo de distribución de electricidad por redes se determinará con base en el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC), calculado de acuerdo con la metodología general para cálculo de WACC, de acuerdo con el Documento CREG-013 de 2002.

5.13 INTEGRACIÓN HORIZONTAL Y VERTICAL

Con el objeto de facilitar la consecución de economías de alcance y de escala, se permitirá la constitución de empresas multiservicios así como la integración de las actividades de generación, distribución y comercialización.

97

Sesión No. 222

6. ANEXO, EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

Algunas de las experiencias de mayor relevancia en el desarrollo del suministro de electricidad a sistemas aislados son las siguientes:

6.1 ARGENTINA

La experiencia Argentina se ha desarrollado con base en el programa de Abastecimiento Eléctrico de la Población Dispersa Rural Argentina PAEPRA, dando concesiones de distribución y comercialización en áreas específicas por contratos a 15 años mínimo. El servicio de electricidad se constituye por dos tipos de mercados; uno concentrado principalmente urbano conformado por usuarios interconectados, y otro disperso donde se considera las áreas rurales de usuarios no interconectados39. El programa de suministro eléctrico para los mercados dispersos se desarrolla en cooperación entre el gobierno y las autoridades locales, y las Concesiones de Distribución se dan a la empresa que proponga el menor subsidio para el mercado local.

Los recursos necesarios para el desarrollo eléctrico rural se canalizan a través del “Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE) que se forma a partir de un cargo de 0,0030 $/Kwh. ±20% sobre las tarifas que paguen los compradores (consumidores) del Mercado Mayorista y los aportes recaudados a partir del impuesto a los combustibles líquidos (Ley 23966)”40. Este fondo tiene dos componentes; el Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI) creado por la Ley 15336, y el Fondo Subsidiario para Compensación Regional de Tarifa a Usuario Final que se utiliza para cubrir las diferencias tarifarias de las localidades y es distribuido entre aquellas que se adhirieron a los principios tarifarios contenidos en la Ley 24065 (Ley de Marco Regulatorio). Los recursos provenientes para este fondo se toman de un recargo sobre la tarifa que pagan los compradores del Mercado Eléctrico Mayorista.En forma particular el Fondo de Desarrollo Eléctrico realiza aportes a provincias para planes de electrificación y préstamos a municipalidades, cooperativas, consorcios de usuarios de electricidad y empresas privadas para obras de construcción y ampliación de centrales, redes de distribución y obras complementarias.

El ente provincial regulador de energía aprueba cuadros tarifarios que constituyen los valores máximos dentro de los cuales las distribuidoras facturarán a los usuarios por el servicio prestado. Estos valores máximos no se aplican en el caso de los contratos especiales acordados entre los usuarios y la distribuidora, esta podrán proponer el establecimiento de nuevas tarifas cuando conlleven a mejoras en la prestación del servicio a los usuarios41.

En cuanto al empleo de energías renovables, estas permiten a los entes que toman en concesión las regiones escoger libremente la tecnología a aplicar comprometiéndose a mantener el servicio, suministrar mantenimiento, y realizar las reparaciones de estos

Martinet, Eric; Reiche, Kilian, (2000).40 Hagler Bailly Aene (2001, ANC 375-21 EXPERIENCIAS INTERNACIONALES EN PROYECTOS DE ENERGIA, Capitulo 2, pagina 1).41 Ibid.pagina 6.

98

Sesión No. 222

sistemas por un período no menor de 15 años tiempo después del cual se puede terminar la concesión.

6.2 BANGLADESH

El acceso al servicio de electricidad en Bangladesh es uno de los más bajos del mundo, allí el 76% de la población vive en áreas rurales, privándose una gran mayoría de este servicio por lo cual el gobierno ha visto la necesidad de la implementación del uso de energías renovables en regiones donde la expansión de la red no es viable, por esto el Ministerio de Energía y Recursos Minerales de la República de Bangladesh, estableció en 1996 la Política Nacional de Energía ( National Energy Policy NEP), la cual tiene entre otros objetivos satisfacer las necesidades de energía incentivando el financiamiento de energías renovables buscando el compromiso del mismo gobierno, Organizaciones Internacionales, Organizaciones Civiles, Privadas y las Universidades en el desarrollo de estas tecnologías42.

La Comisión Reguladora de Energía ERO, no regula el precio de la electricidad obtenida mediante fuentes de energía renovables ya que esta se pacta entre los consumidores y generadores pero la ERO protege los intereses de las dos partes.

6.3 BOLIVIA

A través de la Ley de participación popular se descentralizó la toma de decisiones para el uso de fondos estatales, asignando una parte de los ingresos que tiene el Tesoro Nacional a las Alcaldías, tomando como base para la distribución de los mismos la cantidad de habitantes.

La Ley de Electricidad 1604 de 1994 en su articulo 61 hace referencia a la electrificación de poblaciones menores y en el área rural. Por su parte, el Decreto Supremo 24772 de 1997, reglamenta los principios de las actividades de electrificación rural entre los incluye la adecuación y diversificación tecnológica, que considera la implementación de energías renovables; accesibilidad al servicio; cofinanciamiento; legitimidad de la demanda del servicio eléctrico y sostenibilidad. Establece la organización institucional, haciendo responsable a los municipios de incluir en sus Planes Anuales Operativos PAO, los proyectos de electrificación rural para los cuales se asigna en sus presupuestos los fondos necesarios para estos.

Además el Decreto en mención, crea el Sistema de Información de Electrificación Rural (SIER), como apoyo a la asignación optima de recursos a través del mejor conocimiento del mercado. Para el cálculo tarifario se debe tener en cuenta lo contemplado en la Ley de Electricidad y El Reglamento de Precios y Tarifas, por ultimo establece que los

42 Ministry of Energy and Government of people's Republic of Bangladesh (2002).

99

Sesión No. 222

niveles de calidad del servicio estarán conformes con las condiciones especificas de cada sistema fijado en los contratos43.

De otra parte, el Decreto supremo 26252 del 13 de julio de 2001, establece la modalidad de financiamiento para el desarrollo de proyectos de electrificación rural con Sistemas Fotovoltaicos (SFVs), en el marco del Proyecto BOL/97/G31 y sus modificaciones posteriores, con destino a electrificar poblaciones rurales que no tienen acceso o que se encuentran alejadas de los sistemas de distribución eléctrica, a través de crédito y transferencia de recursos no reembolsadles, destinados a la adquisición de SFVs.

6.4 BRASIL

En Brasil se ha dado prioridad para el establecer un mercado en servicios de energías renovables en las zonas rurales utilizando reformas en el sector energético para la privatización y descentralización.

Al respecto se estableció el Programa Nacional para el Desarrollo de Energía en Estados y municipios (PRODEEM) creado en diciembre de 1994, coordinado por el Departamento de Desarrollo de Energía Nacional (DNDE), del Ministerio brasileño de Minas y Energía (MME). El objetivo primordial del programa es promover el suministro de energía a comunidades rurales pobres que están lejos del sistema eléctrico central, esta organización también incluye un “Agente regional” en cada Estado Federal el cual es responsable por la valoración de las comunidades, identificación de sus necesidades y la propuesta de proyectos.

Aunque los resultados han sido satisfactorios con la instalación de sistemas fotovoltaicos la expansión de este programa todavía requiere de una mayor cantidad de recursos tanto humanos como financieros adicionales.

6.5 CHILE

El Programa de Nacional de Electrificación Rural (PER) fue creado a fines de 1994 por parte de la Comisión Nacional de Energía y tiene como objetivo principal dar solución a las carencias de electricidad en el sector rural.

Se maneja un modelo de gestión descentralizado aunque corresponde a la Comisión Nacional de Energía la fijación de las metas del Programa Nacional de Electrificación Rural. La supervisión de su cumplimiento, corresponde exclusivamente a los Gobiernos Regionales determinar sus plazos de ejecución.44

Como los proyectos de electrificación rural no resultan rentables para las empresas o cooperativas eléctricas, el Estado ha buscado incentivar estas inversiones a través de un mecanismo de subsidio, enfocado a la inversión (no existe subsidio al consumo), el cual es asignado teniendo en cuenta que avances tuvo la región en cuanto a electrificación rural y a cuantas usuarios les falta todavía el servicio. Los beneficiarios del programa

43Consejo de Ministros de la República de Bolivia,(1997)44 Comisión Nacional de Energía, Chile (2002)

100

Sesión No. 222

cubren los costos de la instalación eléctrica interior domiciliaria, el medidor y los empalmes a la red. No se subsidia la operación de los sistemas.

El aporte público proviene, fundamentalmente, de dos fondos:

• El Fondo Nacional de Desarrollo Regional, FNDR, que es la fuente definanciamiento de las regiones para materializar diversos proyectos sectoriales de inversión social. Por tanto, el monto que cada región asigna a electrificación rural depende de la prioridad que el Gobierno Regional y su Consejo Regional le asignen anualmente al tema.

• Una provisión reservada especial destinada exclusivamente al financiamiento de proyectos de electrificación rural (FNDR-ER). La asignación de esta provisión a las distintas regiones la realiza la CNE, de acuerdo a criterios fijados anualmente en la Ley de Presupuestos que incentivan los esfuerzos regionales enelectrificación rural.

La Comisión Nacional de Energía es responsable de la coordinación del Programa Nacional de Electrificación Rural (PER):

• Define los lineamientos estratégicos y las metas de Gobierno.• Supervisa su cumplimiento, en coordinación con los Gobiernos Regionales.• Elabora estudios de factibilidad técnica para proyectos de electrificación rural, en

particular aquellos basados en el uso de energías renovables para comunidades aisladas.

• Distribuye anualmente la Provisión Reservada a Electrificación Rural (FNDR-ER) que le corresponderá a cada Región de acuerdo a lo establecido en la Ley de Presupuestos.

• Gestiona nuevas fuentes de financiamiento internacional y de optimización de los recursos públicos.

En cuanto a energías renovables no convencionales el Gobierno Chileno lleva a cabo un amplio programa para fomentar el uso de las mismas en proyectos para comunidades aisladas o viviendas dispersas, las soluciones fotovoltaicas van acompañadas de un programa de capacitación para los usuarios y de la creación de pequeñas empresas o cooperativas rurales que se hagan cargo de su operación y mantenimiento.

Para acceder a un subsidio, las compañías presentan sus proyectos a los gobiernos regionales que le asignan los fondos teniendo en cuenta criterios como: el análisis costo-beneficio, la cantidad de inversión cubierta por las compañías y el impacto social.

101

Sesión No. 222

6.6 CUBA45

En Cuba, como en el resto de países, las zonas rurales son las menos beneficiadas por la electrificación, sin embargo allí se alcanza una cobertura nacional promedio superior al 80%.

En Cuba existen alrededor de 3000 plantas diesel, de las cuales el 80% son privadas para uso familiar y el 20 % son estatales que brindan el servicio a comunidades rurales. Se tienen además unas 160 mini hidroeléctricas en funcionamiento, la implementación de los cuales resulta ser menos costosa ya que la industria mecánica cubana ha desarrollado modelos que cubren gran parte de las necesidades de los proyectos y la ejecución de la construcción y montaje se realiza por parte de pequeñas brigadas especializadas con el aporte del trabajo voluntario de los beneficiados.

En cuanto a energía solar fotovoltaica en Cuba se han ejecutado más de 1000 proyectos para garantizar los servicios en escuelas, consultorios médicos, hospitales etc, en lugares de difícil acceso y alejados de la red nacional.

6.7 KENYA

En este país se ha desarrollado uno de los mercados más grandes del mundo en cuanto a sistemas fotovoltaicos se refiere, pese a la falta de ayuda gubernamental o subsidios el mercado a florecido. La única ayuda del gobierno ha sido el levantamiento de aranceles de importación para todos los tipos de paneles solares, pero debido a la falta de intervención gubernamental no ha habido ninguna estandarización o certificación y las compras se hacen sin los conocimientos debidos, encontrándose muchos kenyanos invierten el equivalente a una año de sueldo en sistemas de calidad cuestionable o que no se instalan de manera adecuada, pese a esto los sistemas fotovoltaicos proporcionan el mas bajo costo para la electrificación de las zonas rurales46.

6.8 NEPAL

En Nepal el servicio en zonas rurales se prestaba a través de un monopolio estatal, dependiente de la ayuda extranjera, el cual era un organismo ineficaz debido a la falta de competencia y a la interferencia política. Lo anterior conllevó a una prestación pobre del servicio de electricidad, solo logrando una cobertura del servicio eléctrica de aproximadamente el 5%. El dinero de los subsidios solo alcanzaba para cubrir gastos de operación y mantenimiento.

A pesar de lo anterior el Gobierno Nepalés, creó un movimiento para descentralizar la prestación del servicio apoyando tecnologías como la implementación de plantas de biogás con el subsidio del gobierno, el cual varia con la lejanía de la región. Con las nuevas políticas se han logrado altos niveles de calidad, competencia entre proveedores dándole un manejo eficaz a los subsidios debido a que la asignación de los mismos se basa en el éxito de las instalaciones ejecutadas. Otra tecnología que ha sido apoyada

45 G onzález Francisco (2001).46 Ross JP (2001).

102

Sesión No. 222

es la mini hidráulica permitiendo a los inversionistas privados construir y operar plantas para la venta de electricidad hasta 1M W 47.

6.9 PERU

En el Perú se está implementando el Programa de Electrificación Rural (PER), que contempla mantener el proceso de decisión regionalmente descentralizado, ampliar las alternativas tecnológicas de la electrificación rural, considerando la autogeneración de energía con energía solar, eólica, pequeñas centrales hidroeléctricas, grupos electrógenos y sistemas híbridos. En el sistema actual de cofinanciamiento las inversiones son materializadas con aportes del Estado, las empresas eléctricas y los usuarios.

El aporte estatal debe dirigirse a financiar las inversiones en sistemas de electrificación y los gastos derivados de administrar el programa global, el PER debe propender a que los costos de administración, operación y mantenimiento de las soluciones particulares sean cubiertas por los usuarios mediante el pago de una tarifa.

Actualmente esta en vigencia la Ley 27744 de mayo de 2002 “Ley de Electrificación rural y de localidades aisladas y de frontera” en la cual además de definir el papel del Estado para el fortalecimiento de los subsidios y promover la participación privada, crea el Fondo de Electrificación Rural (FER) y lo reglamenta48.

6.10 ECUADOR

El articulo 62 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico trata de la electrificación rural y urbano marginal, estableciendo como obligación del Estado promocionar los proyectos de electrificación para estas zonas, así mismo encarga del financiamiento de los programas de electrificación rural y urbano-Marginal, FERUM y el cual fue reglamentado mediante decreto por el presidente el 30 de julio de 1998 estableciendo en este los recursos que lo conforman sus usos así como los beneficiarios del mismo49.

6.11 SUDAFRICA

El Gobierno de Sudáfrica, en la colaboración con el sector privado, buscando llevar a cabo los mecanismos innovadores al problema de la provisión de servicio de electricidad en las zonas aisladas (rurales) del país, a partir de noviembre de 1999 seleccionó seis consorcios para cubrir determinar determinadas áreas a través de contratos de concesión. Consciente de la importancia de dichos proyectos el Departamento de Minas y Energía (DME) encargó al Regulador Nacional de la Electricidad (NER) la implementación de un marco regulatorio con el objeto de establecer el marco normativo para la electrificación sin red a usuarios rurales.

47 Ross JP (2001).48 Ministerio de Energía y Minas del Perú (2002).49 Reglamento Para la Administración del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal FERUM.

103

Sesión No. 222

Dichas concesiones se basan en la utilización de soluciones fotovoltáicas que no hacen uso de la red eléctrica a través de contratos de concesión que incluyen un marco regulatorio que define las normas de prestación del servicio, el control de precios (regulación de la estructura y niveles del precio), la asignación de los subsidios, el control y periodo de tiempo de concesiones50.

Experiencia Sudafricana en esquemas de prepago51

En 1988 se desarrolló en Sudáfrica el proyecto “Electricidad para todos” con el fin de prestar el servicio de electricidad a clientes que no lo tenían y reunían ciertas características especiales como eran, la de no tener dirección fija, no tener trabajos permanentes o cuentas bancadas, no tener el presupuesto para pagar cargos fijos o una factura después de realizado el consumo, además de vivir en áreas donde no se tenia ninguna infraestructura por parte de la empresa para el recaudo del servicio características propias de las zonas rurales.

Así se implemento el uso de los contadores prepago (llamados también Dispensadores de electricidad “EDs”). Actualmente hay por encima de 3.200.000 contadores prepago instalados en Sudáfrica lo cual hace líder mundial a este país en la tecnología de pago por adelantado del servicio de electricidad, ha sido tal el éxito de que algunos usuarios han llegado a instalar contadores prepago en algunas viviendas con arrendatarios.

Aunque no necesariamente el uso de contadores prepago implique un ahorro económico ni en el consumo de electricidad, si da una visión de que tan eficientemente se este utilizando la misma y asegura el pago del consumo.

Además de los contadores prepago hay que tener en cuenta que este sistema debe contar con los lugares donde los clientes puedan comprar su “tarjeta crédito de electricidad” estos expendedores son caros de instalar y mantener por esto debe existir un numero determinado de clientes que justifiquen la instalación del mismo.

6.12 UGANDA52

En Uganda el Ministerio de Energía y Desarrollo Mineral mediante La Estrategia y el Plan de la Electrificación Rural constituye un marco formal en que se desarrolla el proceso de electrificación para la aplicación de la política de energía nacional y el desarraigo de la pobreza este se desarrolla mediante un proceso de consulta a todos los agentes involucrados incluyendo además investigadores y académicos.

Actualmente solo el 2% de la población rural tiene servicio de electricidad y se espera que mediante este plan para el año 2010 la proporción sea del 10%. Para la instalación de Sistemas Fotovoltaicos el Gobierno Ugandés solo ofrece subsidio para los sistemas institucionales (Por ejemplo centros de salud, y de educación). La regulación de los

50 NER (2000)51 Eskom (2003).52 Government of the Republic of Uganda (2001)

104

Sesión No. 222

proyectos esta a cargo del Ente Regulador (ERA), creando las normas de calidad mínima y los niveles de servicio.

6.13 CONTRATACION BASADA EN RESULTADOS, Experiencia de Filipinas y Bangladesh.

Según estudios recientes adelantados por el Banco Mundial, la contratación basada en resultados para la electrificación rural, comprometiendo a las empresas privadas y vinculando a éstos con el pago de los subsidios logra un mejor desempeño, mejor selección de proyectos y mejor forma de vigilar los contratos. Así en países de Asia como Bangladesh y Filipinas el pago de los subsidios asignados a las cooperativas de electrificación rural depende en parte de que estas alcancen las metas negociadas anualmente, tales como las metas de reducción de perdidas del sistema, aumento de ventas, conexión de clientes, mejora en tasas de recaudación y reintegro de prestamos53.

A través de estos contratos los subsidios se han entregado en forma de donaciones de capital cuando comenzaban las obras de construcción, cuando se terminan algunas o cuando se alcanzan determinadas metas, financiando así parcialmente la inversión y no el consumo “los subsidios al consumo suelen erosionar la eficiencia operativa y exigen compromisos de financiamiento a largo plazo".

En modelos como las concesiones en electrificación rural se pueden crear obligaciones contractuales para ampliación de la red, conectar nuevos usuarios etc., los cuales pueden ser controlados por las autoridades municipales o el Organismo Regulador, aunque se debe procurar que exista competencia para asignar las concesiones y tener en cuenta que existen zonas lo suficientemente aisladas donde los mercados no son lo suficientemente grandes o viables para atraer la participación privada ni competencia por el mercado fuere cual fuere el nivel del subsidio.

53 Tomkins Ray (2001)

105

Sesión No. 222

7. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

CashPow er (2002), “ S istem a de venta antic ipada y d istribución de la Energía E léctrica ’’, República de Argentina, abril de 2002.

Consejo de M inistros de la República de Bolivia (1997), “R eglam ento de E lectrificación R ural según la Ley 1604, Decreto suprem o 24772 de 31 de ju lio de 1997". Bolivia.

Com isión Nacional de Energía, Chile (2002) “La E lectrificación R ura l en Chile, Logros de un Program a Social de G obierno 1992-2002”, Santiago de Chile.

Com isión de Regulación de Energía y Gas (1997). Docum ento CREG 024A, “M etodología de cálculo de costos de prestación de l servic io y fórm ulas tarifarias para usuarios regulados en Zonas No In terconectadas”. Soporte Resolución CREG 077 de 1997. Abril 11 de 1997, Bogotá.

Com isión de Regulación de Energía y Gas (1997). Docum ento CREG 037 de 1997, “Costo de prestación del servicio de e lectric idad en Zonas No In terconectadas”. Soporte Resolución CREG 082 de 1997, Abril 29 de 1997, Bogotá

Com isión de Regulación de Energía y Gas (1997b), Resolución CR EG -077 de 1997, “P o r la cual se aprueba la fórm ula genera l que perm ite de term inar e l costo de prestación de l servic io y la fórm ula tarifaria para estab lecer las tarifas ap licables a los usuarios de l servic io de e lectric idad en las Zonas No In terconectadas ZNI, de l territorio N aciona l”. Bogotá.

Com isión de Regulación de Energía y Gas (1997c). R esolución CREG -082 de 1997, “"Por la cua l se aprueban los costos un itarios m áxim os de prestación de l servic io de e lectric idad para estab lecer las tarifas ap licables a los usuarios finales en las Zonas No In terconectadas ZNI, de l territorio N aciona l”. Bogotá.

Com isión de Regulación de Energía y Gas (1998), Resolución CREG 017 de 1998 “P or la cuá l se am plia el ám bito de ap licación de la Resolución CREG 077/9, se ad icionan pautas para e l cálculo de l costo de prestación de l servic io y se aclara la ap licación de los costos m áxim os estab lecidos en la Resolución CREG 082/97” . Bogotá.

Com isión de Regulación de Energía y Gas (1998). D ocum ento CREG 013 de 1998 “M odificación Resolución CR EG -077 de 1977, Soporte Resolución CREG 017 de 1998, Bogotá.

Congreso de la República de Colom bia (1994a), Ley 142 de 1994. Bogotá

Congreso de la República de Colom bia (1994b), Ley 142 de 1994. Bogotá

Congreso de la República de Colom bia (2000), Ley 632 de 2000, “ P o r la cua l se expiden norm as en m ateria Tributaria, se dictan disposic iones sobre e l tratam iento a los fondos ob ligatorios para la vivienda de in te rés socia l y se in troducen norm as para fo rta lecer las finanzas de la ram a ju d ic ia l”. Bogotá

Congreso de la República de Colom bia (2001), Ley 697 de 2001, “P o r la cua l se fom enta e l uso rac iona l y efic iente de la energía, se prom ueve la utilización de energías a lte rnativas y se dictan otras d isposic iones”. Bogotá

Congreso de la República de Colom bia (2002a), Ley 732 de 2002, “P o r la cua l se adoptan nuevos plazos para realizar, adop ta r y ap lica r las estra tificaciones socioeconóm icas urbanas y rura les en el territorio naciona l y se precisan los m ecanism os de ejecución, contro l y atención de reclam os p o r e l estrato asignado". Bogotá

106

Sesión No. 222

Congreso de la República de Colom bia (2002b), Ley 788 de 2002, “P o r la cua l se expiden norm as en m ateria tribu taria y pena l de l orden nac iona l y territoria l; y se dictan otras d isposic iones”. Bogotá

Congreso de la República de Colom bia (2003), Ley 812 de 2003, “P o r la cua l se aprueba el P lan de Desarrollo 2003- 2006, hacia un estado Com unitario. Bogotá

C um m ins Power Generation (2002), “ On-site P ow er G eneration Systems", M inneapolis, USA.

Departam ento Nacional de P laneación (2001), “P rogram a de Energización para Zonas No In terconectadas", Docum ento 3108 DNP:D IE-SM E. Bogotá.

Em presas Públicas de M edellin (2002), “Parque Eólico P iloto Jepirachi, Descripción de l proyecto", M edellin, jun io de 2002.

Eskom (2003), “A bout p repa id E lectrifica tion”, www. Eskom .co.za/e lectrifica tion /h istory.htm

G onzález Francisco (2001), Trabajo presentado en la XVIII C onferencia de E lectrificación Rural, abril de 2001 .

G overnm ent of the Republic o f Uganda (2001), “R ura l E lectrification S tra tegy and Plan, covering the period 2001 to 2010”, Kampala, February 2001

H agler Bailly - Aene Consu ltoria (2001), “Estab lecim iento de un plan estructural, ins tituc iona l y financiero, que perm ita e l abastecim iento energético de las Zonas No Interconectadas, con partic ipación de las com unidades y e l secto r privado", jun io de 2001, Bogotá.

Instituto de P lanificación y Prom oción de Soluciones E n e rg é tica s -IP S E - (2003a), “D istribución pre lim ina r de subsid ios para ZNI, año 2003", Bogotá.

M andela Nelson (1999), “Speech b y the P resident Nelson M andela at the launch o f the rura l non-grid electrification b y the jo in t venture between She ll So lar and Eskom", Bhipa in the F lagsta ff District, 24 February 1999

Martinet, Eric; Reiche, Kilian, (2000) “R egu la tory Approaches to R ura l E lectrification and Renewable Energy; Case S tudies from S ix D eveloping C ountries”, W orld Bank, W ashington DC.

M inisterio de Hacienda y Crédito Público (2001), Decreto 2884 de 2001, “P o r e l cua l se reg lam enta e l Fondo de A poyo F inanciero para la Energización de Zonas No In terconectadas".

M inisterio de Energía y M inas del Perú (2002), “Ley de E lectrificación R ura l y de Localidades ais ladas y de Fronte ra”, Lima Perú.

M inistry o f Energy and G overnm ent o f peoples Republic o f Bangladesh (2002). “Renewable Energy P o licy o f Bangledesh”, October2002.

National E lectric ity R egu lator -N E R - (2000), “R egu la tory F ram ew ork fo r Non- G rid E lectrification in the Republic o f South Africa". South Africa.

Presidencia de la República de Colom bia (1999), Decreto 1140 de 1999, “P o r e l cua l se transform a el Instituto Colom biano de Energía Eléctrica, en el Instituto de P lanificación y Prom oción de Soluciones Energé ticas”, Bogotá.

Ross JP (2001),” Consultant to C enter fo r Resource Solutions Non-G rid renew able energy po lic ies: In ternational Case S tud ies”, august 16,2001.

S INERG IA Ltda. (2001), M edardo Prieto, Estudio “Régim en Tarifario de las Zonas No In terconectadas”, Informe de Consultoria , Febrero de 2001. Bogotá.

107

Sesión No. 222

S uperintendencia de Servicios Públicos Dom iciliarios - SSPD- (2003), “P restación de l servicio de energía en Zonas No In terconectadas" Bogotá, Septiem bre de 2003.

Tom kins Ray,(2001), “Am pliación de la E lectrificación Rural -e s tu d io de a lgunas in ic ia tivas innovadoras”, W orld Bank Publications, 2001.

Unidad de Planeación M inero Energética -U P M E - ( 2003), “Energías Renovables: Descripción, tecnologías y usos finales", Bogotá.

Universidad del Valle (1996), “Em presa de Energía E léctrica para e l M unicip io de Bahía Solano", Contrato No. 6526 ICEL-Universidad del Valle, Santiago de Cali, jun io de 1996.

108

Sesión No. 222

109

bases conceptuales para la regulaciÓn de la …apolo.creg.gov.co/publicac.nsf... · poblado, es:...

Documents