informe transmisión remuneración activo de uso

Metodologías Regulatorias para Remunerar la Actividad de Transmisión

Remuneración de Actividades Competitivas

Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Pregrado en Ingeniería Eléctrica

Economía de los Sistemas de Potencia IELE-3110

Profesora: Ing. Ángela Inés Cadena, Ph.D.

Presentado por: Carlos Andres Africano Díaz – 200815444

Oscar Andres Delgado Guataquira – 201012628 Juan Camilo Sánchez Hernández – 201023396

Remuneración de Transmisión

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Contenido

Introducción .................................................................................................................................................................... 3

Comparación de Metodologías de Remuneración ........................................................................................... 3

1.1 Aspectos Relevantes Resolución CREG 11-2009 ............................................................................... 3

1.2 Aspectos Relevantes Resolución CREG 178 -2014 ........................................................................... 5

1.3 Pautas Comparativas .................................................................................................................................... 7

1.4 Análisis Comparativo .................................................................................................................................... 8

1.4.1 Valor reconocido por los activos eléctricos .......................................................................... 8

1.4.2 Valor reconocido por los activos no eléctricos .................................................................... 8

1.4.3 Valor reconocido por los costos de terrenos para uso de UC ........................................ 9

1.4.4 Valor reconocido por los costos de servidumbre ............................................................... 9

1.4.5 Valor reconocido por incentivos en eficiencia ..................................................................... 9

1.4.6 Máximas horas de indisponibilidad ......................................................................................... 9

1.4.7 Calculo de horas de indisponibilidad....................................................................................... 9

1.4.8 Límites para cobro de compensaciones mensuales ....................................................... 10

1.4.9 Zonas de exclusión de compensaciones y eventos excluidos ..................................... 10

1.5 Conclusiones y Recomendaciones ........................................................................................................ 11

Calculo de la Remuneración .................................................................................................................................. 12

2.1 Proyecto Chinu - Montería – Urabá 220 kV ..................................................................................... 12

2.2 Ingreso Regulado Metodología Vigente ............................................................................................. 12

2.2.1 Metodología de Ingreso Regulado ......................................................................................... 13

2.2.1.1 Unidades Constructivas .............................................................................................................. 16

2.3 Ingreso Aprobado Resolución CREG 137- 2014 ............................................................................. 17

2.4 Análisis Comparativo ................................................................................................................................. 17

2.5 Consideraciones del Cambio en Remuneración ............................................................................. 18

Referencias ................................................................................................................................................................... 18


3

Introducción

El Sistema de Transmisión Nacional (STN) está compuesto por un conjunto de equipos y líneas que operan a tensiones mayores o iguales a 220kV, su correcto funcionamiento es de suma relevancia para el Sistema de Interconexión Nacional (SIN) en el cual se transporta la energía eléctrica desde los centros de generación hasta los usuarios consumidores. En Colombia las tensiones de operación en el STN son de 220kV, 230kV y 500kV. El sistema es operado por el Centro Nacional de Despacho (CND) y administrado por el Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales (ASIC).

La Transmisión en Colombia es desarrollada por varias empresas de transporte de energía de las cuales se pueden destacar ISA, EPM, EEB y Transelca; sin embargo dado a la naturaleza del mercado (mercado de escala) no es posible que dos transportadoras compitan al tiempo por un tramo del sistema, es por esto que el mercado de transmisión eléctrico colombiano es considerado un monopolio natural. Para que las empresas no ejerzan poderes de mercado y manipulen los precios de la transmisión eléctrica, el gobierno nacional regula estos precios teniendo en cuenta la inversión inicial de las empresas, la depreciación de los activos usados para la transmisión y la tasa de retorno de ellos (WACC), por medio de la comisión de regulación de energía y gas CREG, la cual se aplica durante 5 años.

Actualmente la remuneración que rige para los transmisores nacionales está dada por la resolución 011 del 2009, expedida por la CREG; sin embargo se presentó una nueva propuesta para remuneración por medio de le resolución 178 del año 2014, resolución que aún no está vigente.

En el presente informe se analizara los aspectos relevantes de las dos resoluciones (la propuesta y la vigente) y los cambios respectivos entre ellas, además se realizara un análisis de precios de la convocatoria de construcción y operación de la línea de transmisión Chinú-Montería-Urabá 220kV con respecto a la metodología vigente de remuneración y que consideraciones se tendrían en cuenta con la remuneración propuesta por la CREG.

Comparación de Metodologías de Remuneración

En esta parte del documento se desea establecer la comparación entre la resolución vigente

(011 de 2009 por la CREG) y la resolución propuesta (178 de 2014 por la CREG), para

evidenciar los cambios impartidos en la actividad de la remuneración de transmisión;

presentando inicialmente los aspectos relevantes de cada resolución, seguido de la

comparación en algunos aspectos entre ambas resoluciones y análisis de los cambios o

comparaciones tenidas en cuenta y las conclusiones al respecto.

1.1 Aspectos Relevantes Resolución CREG 11-2009

El ingreso anual (IAT) pagado a los transportadores nacionales (TN) depende de los siguientes

factores:

Costo anual equivalentes de los activos (CAEA): Se remunera al transportador los activos que

usa a un valor de reposición a nuevo (VRN), los cuales conforman las Unidades Constructivas

(UC); que tienen uso para la actividad de transmisión (como bahías, subestaciones, líneas de

transmisión, torres de transmisión). Este costo depende de la tasa de retorno para los


4

transmisores fijados por la CREG (11,5% según la regulación 83 de 2008), de la vida Útil de las

unidades constructivas (10, 30 o 40 años según la UC particular), el porcentaje remunerado por

cargos de uso de las UC y el costo particular de cada UC establecido en la resolución.

Activos no eléctricos (ANE): Se reconoce un porcentaje adicional con respecto a los costos

anuales equivalentes de los activos de 5% para los activos no eléctricos requeridos para prestar

el servicio de transmisión.

Costo anual de administración, operación y mantenimiento (VAOM): Se reconoce un valor por

concepto de administración, operación y mantenimiento (AOM) del sistema de transmisión; el

cual es un porcentaje reconocido al transmisor por concepto de AOM (el cual depende de los

AOM gastados entre los años 2001-2007 y el AOM reconocido para el año 2008) y el costo de

reposición de los activos eléctricos (el cual depende del porcentaje remunerado por cargos de

uso de las UC y el costo particular de cada UC).

Costo anual equivalente de terrenos (CAET): Se remunera el costo anual por uso de terrenos de

las UC para la actividad de transmisión, el cual depende de una tasa de reconocimiento de

5,69% del valor de la sumatoria de las áreas típicas para las UC (mencionada en esta resolución)

por el valor catastral del terreno.

Costo anual equivalente de servidumbres (CAES): Valor reconocido al costo de la servidumbre

demostrado por el TN con el reporte de inventario.

Otros ingresos (OI): Valor de otros ingresos por la explotación de los activos remunerados

mediante cargos de uso en actividades distintas a la transmisión de energía eléctrica.

𝐼𝐴𝑇 = 𝐶𝐴𝐸𝐴 ∗ (1 + %𝐴𝑁𝐸) + 𝑉𝐴𝑂𝑀 + 𝐶𝐴𝐸𝑇 + 𝐶𝐴𝐸𝑆 − 𝑂𝐼

El ingreso que recibirán los TN se liquidara de forma mensual (también llamado IMT) y tendrá

en cuenta el IAT para cada mes ajustados a los índices de precios al productor total nacional

(IPP) del mes anterior al mes de pago y el IPP para el mes de diciembre del año anterior (el cual

empieza con referencia al año 2008), los ingresos esperados por las convocatorias adjudicadas

y los valores mensuales a compensar del TN (VMC) por la calidad de la transmisión de energía

eléctrica que presta servicio.

𝐼𝑀𝑇𝑗,𝑚 =1

12∗ 𝐼𝐴𝑇𝑗 ∗

𝐼𝑃𝑃𝑚−1

𝐼𝑃𝑃0+ 𝐼𝐸𝑗,𝑚 − 𝑉𝑀𝐶𝑗,𝑚

El VMC depende de la indisponibilidad no mayor a la permitida de los activos eléctricos (la cual

se establece en la resolución con respecto a una ventana de 12 meses), la Energía no

suministrada (ENS) por las indisponibilidades de los activos no supere el 2% de la predicción

horaria de demanda estimada por el CND, y que la indisponibilidad superior de un activo no

deje operativos otros activos. Se considera indisponibilidades excluidas los trabajos de

expansión, los trabajos programados por el CND para mejorar calidad o confiabilidad del

sistema, las causadas por catástrofes o actos de terrorismo y sus subsecuentes consignaciones

de emergencia, y las indisponibilidades de mantenimiento mayor (la cual no pueden superar


5

las 96 horas cada 6 años). Se da a favor del TN una remuneración de activos indisponible por

causa de catástrofes naturales o actos terroristas durante los 6 primeros meses a partir de la

ocurrencia del evento, después de este tiempo se dara lugar a compensaciones por

indisponibilidad del activo. El valor de VMC no puede superar límites establecidos por la

resolución en proporción al IMT antes de compensaciones; y si se supera estos límites, se

pagara el excedente del valor límite en los meses siguientes.

1.2 Aspectos Relevantes Resolución CREG 178 -2014

El ingreso anual (IAT) pagado a los transportadores nacionales (TN) depende de los siguientes

factores:

Ingreso anual por inversión en activos (IAA): Valor reconocido de remuneración por los activos

aprobados en el inventario presentado de acuerdo con las Unidades constructivas aplicados en

la resolución CREG 011 de 2009, el inventario de activos de los planes de inversión aprobados

al TN con base en las UC definidas en la resolución, el inventario de activos a retirar de acuerdo

con el plan de reposición presentado a la CREG en la solicitud de ingresos, el costo a la fecha de

corte de los activos y los activos incluidos en el plan de inversión con base en la valoración de

estos prevista en la resolución, el costo de los terrenos asociados a las UC con respecto a su área

y el valor catastral del terreno.

El cálculo de IAA, el cual tendrá en cuenta la tasa de retorno reconocida para la actividad de

transmisión (r: 11,5%), se hará por medio de la siguiente ecuación y tendrá en cuenta los

siguientes componentes:

𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 = 𝐵𝑅𝐴𝑗,𝑡 ∗ 𝑟 + 𝑅𝐶𝑗,𝑡 − 𝐵𝑅𝑇𝑗,𝑇

Base regulatoria de activos (BRA): Este valor tiene en cuenta la base regulatoria de

activos eléctricos (BRAE) y activos no eléctricos para el funcionamiento del sistema de

transmisión de energía eléctrica. Para el primer año la base regulatoria de activos

eléctricos tiene en cuenta el costo de reposición de la inversión aprobado al TN según

la resolución CREG 011 de 2009, con un valor de ajuste considerando la antigüedad y

cambio de modelo de remuneración de los activos y un valor de indexación de los

precios de diciembre de 2008 a la fecha de corte; para siguientes años tiene en cuenta

la base regulatoria de activos del año anterior, la recuperación reconocida de capital de

ese año, la base regulatoria de nuevos activos eléctricos (BRAEN) teniendo en cuenta la

aprobación de los planes de inversión (inversiones de expansión o ampliación,

inversiones en reposición e inversiones en tecnología) y la base regulatoria de activos

que salen de operación por antigüedad, reemplazo, renovación o ampliación de la

capacidad del activo (tiene en cuenta el valor de la UC reconocido en la base regulatoria

inicial, un valor de vida útil remanente de 20 años y el tiempo de transcurso de retirada

del activo desde la aplicación de la presente resolución. Para la base regulatoria de

activos no eléctricos tiene en cuenta un porcentaje del 2% de la suma de BRAE y BRAEN

para el mismo año.


6

𝐼𝑀𝑇𝑗,𝑚 =1

12∗ 𝐼𝐴𝑇𝑗 ∗

𝐼𝑃𝑃𝑚−1

𝐼𝑃𝑃0+ 𝐼𝐸𝑗,𝑚 − 𝑉𝑀𝐶𝑗,𝑚

Recuperación reconocida de capital (RC): Este valor tiene en cuenta la recuperación de

capital de los activos eléctricos incluidos en la base regulatoria inicial de activos

eléctricos (BRAE inicial dividido sobre un valor de vida útil remanente para estos

activos de 20 años) y la recuperación de capital de los activos eléctricos nuevos

(sumatoria de BRAEN en el año dividido sobre un valor de vida útil remanente para

estos activos nuevos de 45 años)

Base regulatoria de terrenos (BRT): Este valor tiene en cuenta el costo anual por uso de

terrenos de las UC para la actividad de transmisión, el cual depende de una tasa de

reconocimiento de 6,9% del valor de la sumatoria de las áreas típicas para las UC

(mencionada en esta resolución) por el valor catastral del terreno y por el porcentaje

de costo total de la UC que es remunerado vía cargos de uso.

Ingreso anual por gastos en AOM (IAAOM): Valor reconocido por gastos de AOM del Transmisor

nacional en el año, el cual depende del valor AOM base del TN para el año (obtenido mediante

los valores AOM remunerados y demostrados durante los años 2009 a 2013, un factor de

eficiencia del TN obtenido de los modelos de eficiencia establecidos para los gastos AOM, el IPP

a la fecha de corte y el IPP de diciembre del año 2013) y del valor de AOM para nuevas

inversiones, diferentes a reposición (obtenido mediante el valor acumulado de las nuevas

inversiones hasta la fecha de corte por un porcentaje de reconocimiento de 2,5%)

Ingreso anual por incentivos del TN (IAINC): Valor reconocido por incentivos asociados con la

eficiencia en las inversiones del TN (el cual tiene en cuenta el nivel de inversiones ejecutadas

en el año anterior, el nivel declarado de inversiones en el año anterior y un incentivos de

información de acuerdo con los niveles de inversión declarado e informado) e incentivos

asociados con la eficiencia en AOM (el cual tiene en cuenta el AOM de referencia del TN, el nivel

de gastos ejecutadas y el nivel declarado de gastos en el año anterior, y un incentivos de

información de acuerdo con los niveles de gastos en AOM declarado e informado)

Otros ingresos (OI): Valor de otros ingresos por la explotación de los activos remunerados

mediante cargos de uso en actividades distintas a la transmisión de energía eléctrica.

𝐼𝐴𝑇𝑗,𝑡 = 𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 + 𝐼𝐴𝐴𝑂𝑀𝑗,𝑡 + 𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶𝑗,𝑇 − 𝑂𝐼𝑗

El ingreso que recibirán los TN se liquidara de forma mensual (también llamado IMT) y tendrá

en cuenta el IAT para cada mes ajustados a los índices de precios al productor total nacional

(IPP) del mes anterior al mes de pago y el IPP para el mes de diciembre del año anterior (el cual

empieza con referencia al año 2014), los ingresos esperados por las convocatorias adjudicadas

y los valores mensuales a compensar del TN (VMC) por la calidad de la transmisión de energía

eléctrica que presta servicio.


7

El VMC depende de la indisponibilidad no mayor a la permitida de los grupos de activos

eléctricos (la cual se establece en la resolución con respecto a una ventana de 12 meses; y

corresponden a grupos de Transformadores, Equipos de Compensación, Líneas, Barrajes,

FACTS y Comunicaciones), la Energía no suministrada (ENS) por las indisponibilidades de los

activos no supere el 2% de la predicción horaria de demanda estimada por el CND, y que la

indisponibilidad superior de un activo no deje operativos otros activos. Se considera

indisponibilidades excluidas los trabajos de expansión, los trabajos programados por el CND

para mejorar calidad o confiabilidad del sistema, las causadas por catástrofes o actos de

terrorismo y sus subsecuentes consignaciones de emergencia, las indisponibilidades de

mantenimiento mayor (la cual no pueden superar las 96 horas cada 6 años) y la ejecución de

obras por parte de entidades estatales o modificación de las instalaciones existentes ordenadas

por los Planes de ordenamiento territorial (POT). Se da a favor del TN una remuneración de

activos indisponible por causa de catástrofes naturales o actos terroristas durante los 6

primeros meses a partir de la ocurrencia del evento, después de este tiempo se dará lugar a

compensaciones por indisponibilidad del activo. El valor de VMC no puede superar límites

establecidos por la resolución en proporción al IMT antes de compensaciones, dependiendo si

es por indisponibilidad de horas o por valores de ENS o dejar no operativos otros activos; y si

se supera estos límites, se pagara el excedente del valor límite en los meses siguientes.

Se incluyen Zonas excluidas de compensación por ENS o por dejar no operativos otros activos.

Se estable estas zonas ya que se encuentran alimentadas por un solo circuito o por un solo

transformador que conforma el STN; y también se pueden declarar zonas de manera temporal

cuando los demás activos que alimenten esta zona se encuentren indisponibles.

1.3 Pautas Comparativas

Se realizara una comparación de las resoluciones 011 de 2009 y 178 de 2014 de la CREG con

respecto a los siguientes factores:

Valor reconocido por los activos eléctricos

Valor reconocido por los activos no eléctricos

Valor reconocido por los costos de terrenos para uso de UC

Valor reconocido por los costos de servidumbre

Valor reconocido por incentivos en eficiencia

Máximas horas de indisponibilidad

Calculo de horas de indisponibilidad

Límites para cobro de compensaciones mensuales

Zonas de exclusión de compensaciones y eventos excluidos


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1.4 Análisis Comparativo

1.4.1 Valor reconocido por los activos eléctricos

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 Los costos anuales de equivalentes de activos tienen en cuenta el valor de la UC, la tasa de retorno de la transmisión de 11,5% y la vida útil del activo. Se realiza este cálculo con respecto a valores de reposición a nuevo de los activos, sin tener en cuenta el tiempo de uso de estos, la cual también aplica para nuevos activos.

El ingreso anual de los activos se divide en tres partes: un valor base de regulatorio de activos (BRA), un valor de recuperación reconocida de capital (RC) y una base regulatoria de terrenos. Para BRA tiene en cuenta dos factores: 1) La base regulatoria de activos eléctricos inicial (BRAE inicial), presentada en la resolución CREG 011 de 2009, la cual ajusta los precios de las UC de base inicial con un valor de ajuste considerando la antigüedad del mismo y la indexación de precios entre diciembre de 2008 y la fecha de corte para el primer año, y la tasa de retorno de la transmisión de 11,5%; para los siguientes años tiene en cuenta el BRA del año anterior, la base de nuevos activos eléctricos (BRAEN) con precios de las UC distintos de la base inicial y presentados en la resolución, restando a estos valores el valor de las UC inicial reemplazadas por antigüedad, ampliación de capacidad o renovación tecnológica y la RC reconocida para ese año. 2) Base regulatoria para activos no eléctricos. Para RC tiene en cuenta la recuperación de capital de los activos eléctricos incluidos en la base regulatoria (BRAE inicial dividido sobre un valor de vida útil remanente para estos activos de 20 años) y la recuperación de capital de los activos eléctricos nuevos (sumatoria de BRAEN en el año dividido sobre un valor de vida útil remanente para estos activos nuevos de 45 años).

1.4.2 Valor reconocido por los activos no eléctricos

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 Los costos anuales de equivalentes de activos no eléctricos representan el 5% de los costos anuales de activos eléctricos (CAEA)

La base regulatoria para activos no eléctricos (BRANE), parte del valor base regulatorio de activos (BRA), equivale al 2% de la suma de la base regulatoria de los activos eléctricos (BRAE) y la base regulatoria de nuevos activos eléctricos (BRAEN).


9

1.4.3 Valor reconocido por los costos de terrenos para uso de UC

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 Los costos anuales de equivalentes de terrenos (CAET) representan el 5,69% de la sumatoria de las áreas típicas de las UC con respecto a su valor catastral.

La base regulatoria para terrenos (BRT), parte del ingreso anual de los activos (IAA), equivale al 6,9% de la sumatoria de las áreas típicas de las UC con respecto a su valor catastral y al porcentaje remunerado al TN mediante cargos por uso de las UC.

1.4.4 Valor reconocido por los costos de servidumbre

Este valor se reconoce con respecto costo de la servidumbre demostrado por el TN con el

reporte de inventario en la resolución 011 de 2009. Para la nueva resolución el concepto por

este valor desaparece.

1.4.5 Valor reconocido por incentivos en eficiencia

Valor reconocido por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del TN e

incentivos asociados con la eficiencia en AOM, el cual está presente en la resolución 178 de

2014. En la resolución 011 de 2009 no se remunera este concepto.

1.4.6 Máximas horas de indisponibilidad

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 Las máximas horas de Indisponibilidad permitidas en la prestación de servicio de transmisión (MHAI) se establece por activos y el ajuste de MHAI también se establece por activos.

Las máximas horas de Indisponibilidad permitidas en la prestación de servicio de transmisión (MHAI) se establece por grupo de activos y el ajuste de MHAI se establece también por grupo de activos. Estos grupos están clasificados en Transformadores, Equipos de Compensación, Líneas, Barrajes, FACTS y Comunicaciones.

1.4.7 Calculo de horas de indisponibilidad

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 Las horas de indisponibilidad es la sumatoria entre la duración de la indisponibilidad i-ésima multiplicada por un factor el cual está dado por la resta de la Unidad (1) y la razón entre la capacidad disponible del activo durante la indisponibilidad i-ésima (CR) y la capacidad nominal del activo (CN).

Las horas de indisponibilidad es la sumatoria entre la duración de la indisponibilidad i-ésima multiplicada por un factor el cual está dado por la resta de la Unidad (1) y la capacidad disponible del activo como porcentaje de la capacidad nominal del mismo (CAPD). CAPD depende de la indisponibilidad del activo en relación a su grupo de pertenencia: Para modulos de Barraje se considera el 50% si queda parcialmente disponible; para Transformadores, Unidades de


10

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 compensación, Líneas y FACTS se considera la capacidad real disponible del activo con respecto a la capacidad nominal del mismo; para el resto se considera 0% o 100% si el equipo falla o está en funcionamiento.

1.4.8 Límites para cobro de compensaciones mensuales

Resolución CREG 011 de 2009 Resolución CREG 178 de 2014 Se establece como límites de compensaciones lo siguiente, y si se da el caso de superar estos límites los valores excedentes se pagaran en meses siguientes: Las compensaciones por ENS o por dejar no operativo otro activo no pueden superar el 60% del ingreso mensual antes de compensaciones. Las compensaciones por ENS o por dejar no operativo otro activo no pueden superar el 10% del ingreso anual. Las compensaciones por MHAI no pueden superar el 20% anual de la sumatoria de los ingresos mensuales durante una ventana de 1 año.

Se establece como límites de compensaciones lo siguiente, y si se da el caso de superar estos límites los valores excedentes se pagaran en meses siguientes: Las compensaciones (totales) no pueden superar el 60% del ingreso mensual antes de compensaciones. Las compensaciones no pueden superar el 30% del ingreso anual.

1.4.9 Zonas de exclusión de compensaciones y eventos excluidos

En la resolución 178 de 2014 se reconocen zonas de Exclusión del cálculo de compensaciones

por ENS o por dejar no operativo otro activo, a zonas alimentadas por un solo circuito o por un

solo transformador que conforma el STN. También se pueden declarar zonas de manera

temporal cuando los demás activos que alimenten esta zona se encuentren indisponibles. En la

resolución 011 de 2009 no se contaba con esta metodología de zonas de exclusión.

Con respecto a la resolución 011 de 2009, la resolución 178 de 2014 adiciona una exclusión de

evento adicional dada por la ejecución de obras por parte de entidades estatales o modificación

de las instalaciones existentes ordenadas por los Planes de ordenamiento territorial (POT).

Con respecto a ambas resoluciones (concluyendo de la resolución propuesta) podemos

observar lo siguiente:

Incentiva la reposición de activos para los sistemas de transmisión: Deprecia los activos

existentes a un valor de reposición a nuevo (VRN) menor, debido al factor de antigüedad para

los activos; y fomenta la inversión en nuevos activos ya que los valoriza a mayores costos de

reposición a nuevo en comparación con los activos existentes en la anterior regulación vigente

(011 del 2009).


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Mejora la calidad del servicio: Al ser más estricto con las máximas horas de indisponibilidad no

solo en activos, sino en grupo de activos; mejora la calidad del servicio de transmisión de

energía eléctrica; además que la inversión en nuevos activos eléctricos mejora la confiabilidad

del sistema.

Costo y gastos eficientes acordes con la remuneración de inversiones: Al existir valores de

incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del TN e incentivos asociados con la

eficiencia en AOM, promueve la eficiencia en las empresas de Transmisión de energía eléctrica,

ya que reciben un valor adicional en el ingreso anual debido al buen uso de los recursos.

Facilita la inversión en nuevas tecnologías a los sistemas de transmisión: Debido al fomento de

la inversión en nuevos activos y a los incentivos en gastos asociados a los AOM, mejora la

tecnología existente en las UC como mejores transformadores que ofrezcan menores perdidas

en el sistema, FACTS y sistema de comunicación de mejor calidad, entre otras.

Permite estabilizar la base regulatoria de los activos: Debido al fomento de la adquisición de

nuevos activos que reemplacen a los anteriores activos por reposición, expansión, renovación

tecnológica, permite que los activos más antiguos o con deficiencias puedan ser reemplazados

a nuevos, fomentando la uniformidad en la antigüedad de todos los activos que conforman el

STN.

1.5 Conclusiones y Recomendaciones

La nueva metodología fomenta la estabilización en la antigüedad de los activos eléctricos y la

actualización de los activos eléctricos por unos más modernos, eficientes y confiables.

Al incentivar las eficiencias de gastos de AOM y costo de Inversión en nuevos activos, logra en

las empresas de Transmisión de energía eléctrica mejores prácticas empresariales, la cual se

retribuye en un futuro en menores costos pagados por los Usuarios.

Al exigir horas de indisponibilidad por grupo de activos y no solo individualizando los activos,

presiona al TN para mejorar los estándares de calidad y confiabilidad en la prestación del

servicio de transmisión de energía eléctrica

Al hacer una corrección en las horas de indisponibilidad de los activos en relación a la

capacidad disponible del activo como porcentaje de la capacidad nominal del mismo (CAPD),

dependiendo del grupo de activos al cual se pertenece, mejora la calidad y confiabilidad en la

prestación del servicio de transmisión.

Sería interesante tomar en cuenta la depreciación de los activos eléctricos, ya que, aunque se

reconoce un valor de recuperación de capital de los activos eléctricos cuando se realice un

cambio de activo, el activo reemplazado tiene aún un precio en el mercado el cual puede ser el

costo por reciclaje de los componentes del activo, y este valor ingresa al transportador nacional

como remuneración adicional a su actividad principal, la cual es la transmisión de energía

eléctrica.


12

Calculo de la Remuneración

2.1 Proyecto Chinu - Montería – Urabá 220 kV

La UPME en consecuencia del diagnóstico del sistema interconectado nacional y en

cumplimiento de lo establecido por la resolución CREG 024 de 2013[4], presenta la necesidad

de expansión del STN área Caribe-Córdoba-Sucre a causa de la problemática del agotamiento

de capacidad de transformación en la subestación Chinu 500/100kV y de la baja tensión en las

subestaciones Montería y Rio Sinú 110kV. Las dos problemáticas presentan posibles futuras

limitaciones de suministro de carga e ingreso de nuevos usuarios. Para solucionar esta

problemática se propone la instalación de un transformador en Chinu 500/110kV, y la

instalación de una nueva línea Chinú-Montería-Urabá 220kV [3].

Específicamente el proyecto consiste en:

1. Construcción de la nueva Subestación Montería 230 kV con sus dos bahías de línea

asociadas y dos bahías de transformación a 230 kV, a ubicarse en inmediaciones de la

ciudad de Montería – Córdoba, junto a la actual subestación Montería 110/34,5/13,8

kV.

2. Construcción de la nueva Subestación Chinú 230 kV con una bahía de línea y una bahía

de transformación a 230 kV, a ubicarse en inmediaciones del municipio de Chinú-

Córdoba, junto a la actual subestación Chinú 500/110 kV.

3. Instalación de un banco de autotransformadores 500/230 kV - 450 MVA (3X150MVA)

en la Subestación Chinú, y sus bahías correspondientes.

4. Construcción de una línea en circuito sencillo 230 kV con un longitud aproximada de

71 km, desde la nueva subestación Montería 230 kV hasta la nueva subestación Chinú

230 kV.

5. Construcción de una línea en circuito sencillo 230 kV con un longitud aproximada de

124 km, desde la nueva Subestación Montería 230 kV hasta la actual Subestación Urabá

230 kV.

6. Instalación de una bahía de línea 230 kV en la Subestación Urabá 230 kV.

Tomando en cuenta la convocatoria pública UPME 03 de 2013 [7], se desea establecer el valor

correspondiente de Ingreso regulado a partir de la resolución 011 de 2009 para el proyecto

Chinu-Monteria-Uraba 230 kV.

2.2 Ingreso Regulado Metodología Vigente

La CREG en la resolución 011 del 2009 establece las metodologías y formulas tarifarias para la

remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión

Nacional. Particularmente la actividad de transmisión se remunera con la actividad de ingreso

regulado. Se desea presentar la metodología de remuneración de la actividad de transmisión a


13

través de lo estipulado en la norma vigente (CREG 11 del 2009) [5]. Conforme a esto se presenta

a continuación el cálculo del Ingreso Anual correspondiente al proyecto Chinu-Monteria-Uraba

otorgado a la Compañía Instalaciones Eléctricas S.A. E.S.P.

2.2.1 Metodología de Ingreso Regulado

La metodología de cálculo del Ingreso Regulado se establece en [5], las consideraciones

tomadas en cada uno de los elementos del cálculo final se justifican en cada apartado

correspondiente. La cantidad y el valor correspondiente de las unidades constructivas se

presentan al inicio del numeral 2.2.1.1.

El Ingreso Anual para el proyecto se calculará con la siguiente formula [5]:

𝐼𝐴𝑇 = 𝐶𝐴𝐸𝐴 ∗ (1 + %𝐴𝑁𝐸) + 𝑉𝐴𝑂𝑀 + 𝐶𝐴𝐸𝑇 + 𝐶𝐴𝐸𝑆 − 𝑂𝐼

1. Donde el costo anual equivalente del activo equivale a:

𝐶𝐴𝐸𝐴 = ∑ (𝑁𝑈𝐶 ∗ 𝐶𝑈𝐼 ∗ 𝑃𝑈 ∗ (1 − 𝑅𝑃𝑃) ∗ (𝑇𝑅

1 − (1 + 𝑇𝑅)−𝑉𝑈))

𝑈𝑅

𝑖=1

El valor correspondiente de tasa de retorno es de 11.5%, se establece de igual forma una

fracción de RPP igual a cero debido a que no aplica para este cálculo acorde a lo estipulado en

[5]. El valor correspondiente de porcentaje remunerado (PU), se establece a partir de [6].

Conforme a las unidades constructivas se establece el costo anual equivalente como:

𝐶𝐴𝐸𝐴 = 18.054.074,22 [𝑀𝑖𝑙𝑒𝑠$/08]

2. El porcentaje reconocido por concepto de Activo no eléctrico, se reconoce en [5] como:

𝐴𝑁𝐸 = 5%

3. El costo anual equivalente de terreno se representa por:

𝐶𝐴𝐸𝑇 = %𝑅 ∗ ∑(𝐴𝑇𝑈𝐶 ∗ 𝑉𝐶𝑇)

𝑎

𝑖=1

Para el cálculo del costo anual equivalente se tuvo en cuenta el área típica de cada unidad

constructiva establecida en [5] para ello a partir de la configuración de la unidad constructiva

y del voltaje nominal de la subestación (500/230 kV) se halla el área típica de la UC [5], los

valores de terreno fueron extraídos de [7] a excepción de los terrenos correspondiente a Turbo,

para los cuales el cálculo fue a partir del consolidado nacional. Finalmente se establece el valor

de costo real de deuda incluido en la tasa de retorno, correspondiente a %R= 5.69% tal como

se especifica en la CREG 11 del 2009

A continuación se muestran las tablas con los datos de las UC´s y sus correspondientes áreas

típicas y VCT´s dado la ubicación del proyecto.


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Tabla. 1 Unidades Constructivas Subestación Chinu 500 kV


Tabla. 3 Unidades Constructivas Subestación Montería 230 kV

Tabla. 4 Unidades Constructivas Subestación Uraba 230kV

NOTA: No se hace uso del área típica del protector diferencia de barras, ya que este se tiene en cuenta en la casa de control, en donde además, estará el sistema de comunicaciones y el sistema de control (SCADA). Tomando esto en cuenta se define el valor de costo anual equivalente de terreno como:

𝐶𝐴𝐸𝑇 = 37175.87 [𝑚𝑖𝑙𝑒𝑠$/11] Como este valor está constituido en cifras de valores catastrales para el 2011 se hace el valor correspondiente a pesos del 2008, tomando en cuenta los índices del precio del consumidor del Bando de la Republica [9]. El valor correspondiente de CAET para el 2008 y que se incluye en el cálculo final del IAT es:

Item Descipcion ATUC VCT ATUC*VCT

1 Bahia de Transformador 1800 36.819,20$ 66.274.560,00$

2 Bahia de Linea 1650 36.819,20$ 60.751.680,00$

3 Banco Autotransformador 500/230 de 450 MVA 225 9.156,30$ 2.060.167,50$

4 Sistema de Control, Protecciones y Comunicación 225 9.156,30$ 2.060.167,50$

Unidades constructivas Subestacion Chinu 500 kV


1 Bahia de Linea 600 8.079,10$ 4.847.460,00$

2 Bahia de Transformador 600 8.079,10$ 4.847.460,00$

3 Cortes Centrales 450 8.262,00$ 3.717.900,00$

4 Modulo de Barraje 1800 36.819,20$ 66.274.560,00$

5 Proteccion Diferencial de Barras -$

6 Modulo Comun 4000 7.491,70$ 29.966.800,00$


Unidades constructivas Subestacion Chinu 230 kV

Ítem Descripción ATUC VCT ATUC*VCT

1 Bahía de Línea 600 67.484,80$ 40.490.880,00$

2 Bahía de Transformador 600 67.484,80$ 40.490.880,00$

3 Cortes Centrales 450 81.821,10$ 36.819.495,00$

4 Modulo de Barraje 1800 35.350,20$ 63.630.360,00$

5 Protección Diferencial de Barras -$

6 Modulo Común 4000 43.684,00$ 174.736.000,00$


Unidades constructivas Subestación Montería 230 kV


1 Bahia de Linea 600 27.533,80$ 16.520.280,00$


Unidades constructivas Subestacion Uraba 230 kV


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𝐶𝐴𝐸𝑇 = 31663.753[𝑚𝑖𝑙𝑒𝑠$/08]

4. El Costo de Reposición de los activos eléctricos remunerados está dado por:

𝐶𝑅𝐸 = ∑(𝑁𝑈𝐶 ∗ 𝐶𝑈 ∗ 𝑃𝑈)

𝑈𝑅

𝑖=1

El valor correspondiente de porcentaje remunerado (PU), se establece a partir de [6], a un valor

de 1. Tomando esto en cuenta y por medio de los valores correspondientes de unidades

constructivas, se establece el costo de reposición en:

𝐶𝑅𝐸 = 151380126 [𝑀𝑖𝑙𝑒𝑠$/08]

5. El valor de los gastos de AOM se identifica a partir de la fórmula:

𝑉𝐴𝑂𝑀 = 𝐶𝑅𝐸 ∗ 𝑃𝐴𝑂𝑀𝑅

Para el cálculo de los gastos de administración, operación y mantenimiento se tuvo en cuenta

lo estipulado en la resolución 177 de 2013 [6], la cual establece el porcentaje de AOM de

referencia (PAOMR) para Interconexiones Eléctricas S.A. E.S.P. El valor correspondiente es de

3.09%. Tomando esto en cuenta y con el valor de costo de reposición calculado en el apartado

anterior establecemos el valor de gasto de AOM en:

𝑉𝐴𝑂𝑀 = 4677645.893 [𝑀𝑖𝑙𝑒𝑠$/08]

Tanto el costo anual equivalente de servidumbres (CAES), como el ingreso por conceptos de

explotación de activos remunerados (OI), no se tienen en cuenta para el cálculo del ingreso

regulado, debido a que esto un consolidado de todos los activos de ISA en el STN. Igualmente

conceptos distintos al de la actividad de transmisión como él (OI) no se tendrán en cuenta [5].

Conforme a los valores correspondientes calculados en los apartados anteriores se establece el

cálculo final del ingreso regulado.

𝐼𝐴𝑇 = 23666087.57[𝑚𝑖𝑙𝑒𝑠$/08]

Nuevamente se establece la correspondencia de este valor para pesos colombianos del 31 de

diciembre de 2013 con lo estipulado en [9], el valor correspondiente es de:

𝐼𝐴𝑇 = 26416395027[𝑚𝑖𝑙𝑒𝑠$/13]

Para establecer la comparación de los ingresos anuales de la metodología vigente y lo otorgado

en la resolución 137 de 2014, se hace necesario referir el valor en pesos de 2008 a dólares del

31 de diciembre de 2013, valor correspondiente a COP $ 1926,83 por dólar.

𝐼𝐴𝑇 = $ 13.709.769,43 𝑈𝑆𝐷


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2.2.1.1 Unidades Constructivas

La totalidad de activos de uso para el proyecto Chinu-Monteria-Uraba 230kV, se describen en

la convocatoria pública 07 de 2013, en la descripción y especificaciones técnicas del proyecto

[7]. Con base en esto y a partir de los costos asociados por unidad constructiva de [5], se

conforma las unidades constructivas totales del proyecto.

Para el proyecto se asume los centros de supervisión y maniobra de tipo 1 (5000 señales), con

base en esto se establece un sistema de adquisición de datos y de control SCADA tipo1 y un

sistema de comunicaciones tipo 1. El costo correspondiente de los sistemas de automatización

de las subestaciones se ve representado en las siguientes tablas como (Sistema de Control y

Comunicación).



Tabla. 7 Unidades Constructivas Subestación Montería 230 kV

Tabla. 8 Unidades Constructivas Subestación Urabá 2300 kV


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Tabla. 9 Unidades Constructivas Líneas de Transmisión

2.3 Ingreso Aprobado Resolución CREG 137- 2014

La Comisión de Regulación de Energía y Gas a solicitud de la UPME, oficializa los ingresos

anuales esperados para Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P por el diseño, construcción, operación

y mantenimiento de la subestación Montería 230 kV y las líneas asociadas, de acuerdo con la

convocatoria UPME 07-2013 [1].

La resolución 035 del 2010 de la CREG establece la tasa de descuento y el perfil de pagos usados

en la oferta. El Ingreso Anual Esperado, no debe superar en [-2.5%,+2.5%] al valor

correspondiente de VPN [2].

El IAE del proyecto esta expresado en dólares Americanos del 31 de Diciembre de 2013, valor

correspondiente a COP $ 1926,83, para los primeros 25 años contados a partir del primero de

diciembre de 2016 [1].

𝐼𝐴𝐸 = $ 8.725.957 𝑈𝑆𝐷

Ocho millones setecientos veinticinco mil novecientos cincuenta y siete dólares, fue el valor

acordado de ingreso anual para la compañía ISA para el periodo correspondiente al 1 de

diciembre de 2016 hasta el 30 de Noviembre de 2041.

2.4 Análisis Comparativo

Como punto inicial de análisis se desea comparar el valor correspondiente de IAE otorgado por

la resolución 137 de 2014 (Apartado 2.3) y el correspondiente dado por la resolución 011 de

2009 (Apartado 2.2.1).

Conforme a los valores establecidos podemos observar una diferencia de $ 4.983.812,43 USD

un valor 57% mayor que el valor otorgado por la 137 de 2014. Esta diferencia es considerable

debido a la incertidumbre de ciertos valores unitarios. Principalmente el valor correspondiente

de catastro para Urabá que se tomó de un valor catastral de promedio nacional.

Otra de las consideraciones de la diferencia entre estos dos valores, se supone puede ser la las

unidades correspondientes de unidades constructivas que se asumieron para este proyecto

(Control y Comunicaciones). Igualmente se asumió un valor de referencia para el valor de AOM

lo que no considera un valor real de este concepto.

En cuanto a la proporción de aumento del valor establecido por la 011 del 2009 pueden existir

innumerables condiciones que hacen que este valor este muy disperso del otorgado. Sin


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embargo se establece el valor calculado con la metodología vigente como el valor tope de la

oferta de sobre cerrado de la convocatoria 07 del 2013. Es cierto que la referencia establece un

valor tope máximo de oferta y es a partir de este valor que las compañías reducen sus ofertas a

lo mínimo posible para poder ganar la convocatoria. Es claro que el valor final al que llegó

Interconexiones eléctricas S.A. E.S.P es mucho menor que el valor base representado por la

resolución 11 del 2009.

2.5 Consideraciones del Cambio en Remuneración

Como punto inicial de análisis se evidencia un cambio conforme a la nueva metodología en el

valor correspondiente a la vida útil de las unidades constructivas. Particularmente en cuanto

al costo de los activos eléctricos nuevos la nueva metodología supone una reducción, esto

debido a que no toma en consideración la vida útil del activo, sino que asume una recuperación

de capital de activos eléctricos, que tiene como referencia 45 años de la depreciación del activo.

Tomando en consideración los costos de AOM se incentiva la eficiencia de la empresa en

desarrollar estrategias operativas que reduzcan estos costos, dado que a su vez esto significara

una reducción de los ingresos anuales por AOM, teniendo en cuenta el cambio del porcentaje

reconocido por AOM que toma ahora un valor de 2%.

En cuanto a la remuneración mensual la nueva metodología impone mayor compensación al

transportador nacional al sistema, ya que las horas de indisponibilidad de los activos no se

consideran de manera individual sino grupal, lo que obliga a las empresas a mejorar la calidad

del servicio para no incurrir en gastos de pérdidas de la remuneración mensual.

El impacto en cuanto a las ofertas de las próximas convocatorias no es significativo debido a

que se establece en cada propuesta la construcción de unidades constructivas nuevas que es lo

que incentiva la resolución 178 del 2014. El único impacto considerable es la reducción de los

valores de AOM lo que puede significar en ofertas menores por parte de las compañías debido

a que por medio de los incentivos estas se vuelven más eficientes.

Referencias

[1]. Ministerio de Minas y Energia. (2014). CREG 137 de 2014. La Comision de Regulacion de

Energia y Gas.

[2]. Ministerio de Minas y Energia. (2010). Creg 0.35 de 2010. La Comision de Regulacion de

Energia y Gas.

[3]. Ministerio de Minas y Energia. (2013). Plan de Expancion. UPME.


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Energia y Gas.


Energia y Gas.


Energia y Gas.

[7]. Ministerio de Minas y Energia. (2013). Convocatorio publica UPME 07 de 2013. UPME.

[8]. Instituto Geografico Agustin Codazzi. (2012). Anexos Nacionales Catastrales IGAC 2000-

2012. Obtenido de Anexos Nacionales Catastrales IGAC 2000-2012:

http://www.igac.gov.co/wps/portal/igac/raiz/iniciohome/productos/!ut/p/c5/04_S

B8K8xLLM9MSSzPy8xBz9CP0os3hHT3d_JydDRwN3t0BXA0_vUKMwf28PIwNHI30v_a

j0nPwkoMpwkF7caj1NIfIGOICjgb6fR35uqn5BdnCQhaOiIgDx-

NPO/dl3/d3/L3dDb0EvUU5RTGtBISEvWUZSdndBISEvNl9BSUdPQkIxQTBHR

[9]. Republica, B. d. (2011). Indice de Precios del Productor. Obtenido de Indice de Precios

del Productor: http://www.banrep.gov.co/es/ipp

informe transmisión remuneración activo de uso

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