propuesta de principios generales y...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

PROPUESTA DE PRINCIPIOS GENERALES Y METODOLOGÍA PARA ESTABLECER LOS CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE

TRANSMISIÓN REGIONAL Y DISTRIBUCIÓN LOCAL PARA SAN ANDRES, PROVIDENCIA Y

SANTA CATALINA

DOCUMENTO CREG- 05222 DE JUNIO DE 2005

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

Sesión No. 261

1

1.1

1.2

1.2.11.2.2

2

2.12 . 1.12 .1.22.1.32.1.3.12.1.3.22.1.3.3

2.1.3.42.1.3.52.1.3.6

2.1.3.72.1.42.1.52.1.5.12.1.5.22.1.5.32.1.5.42 .1.62.1.7 2.2 2.2.1 2.2.1.1 2.2 .1.22.2.1.32 .2 . 1.42 .2.1.52 .2 . 1.62.32.4

2.4.12.4.2 2.4.2.1

TABLA DE CONTENIDOMETODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN Y REVISIÓN TARIFARIA 190

FUNDAMENTOS CONSTITUCIONALES Y LEGALES DE LAEXPEDICIÓN DE LA NUEVA METODOLOGÍA TARIFARIA.................190METODOLOGÍAS DEFINIDAS POR LA CREG PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS POR USO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓNDE APL Y ACTUACIONES SURTIDAS PARA MODIFICARLAS 192Definición de la Metodología Vigente............................................................... 192Actuación Surtida para Modificar la Metodología Vigente................................193

PROPUESTA METODOLÓGICA............................................................... 194

VALORACION DE ACTIVOS ELÉCTRICOS Y NO ELÉCTRICOS 196Valoración de Activos Eléctricos......................................................................196Metodología..................................................................................................... 197Determinación de los Elementos que conforman cada una de las UC 197Unidades Constructivas de subestaciones del Nivel de Tensión 3 ................. 199Unidades Constructivas subestaciones del Nivel de Tensión 2 ......................200Unidades Constructivas Líneas del Nivel de Tensión 3 y del Nivel de Tensión2........................................................................................................................201Unidad Constructiva: Transformadores de Potencia....................................... 202Unidad Constructiva: Compensación reactiva.................................................202Unidades Constructivas: Equipos en el Nivel de Tensión 3 y Nivel deTensión 2 .........................................................................................................202Unidades Constructivas: Supervisión y Control...............................................203Determinación del costo FOB de la UC correspondiente................................ 203Determinación del Factor de Instalación aplicable a la UC..............................204Consideraciones sobre el factor de Instalación...............................................206Porcentaje reconocido de repuestos............................................................... 207Porcentaje de costos Financieros................................................................... 208Obtención del Costo Unitario de cada UC....................................................... 208Valoración de Activos No Eléctricos................................................................ 208Valoración de Terrenos................................................................................... 209REMUNERACIÓN DEL CAPITAL..............................................................209Costo de Capital..............................................................................................210Metodología de Cálculo................................................................................... 210Estructura de Capital y Costo de la Deuda......................................................211Costo del Capital Propio (Equity) re.................................................................211Tasa de Retorno Real...................................................................................... 213Resultados.......................................................................................................213Ajuste del Factor Beta..................................................................................... 214CRITERIOS DE EFICIENCIA PARA REMUNERAR LA INVERSIÓN. .214 ANÁLISIS DE GASTOS EFICIENTES DE AOM EN DISTRIBUCIÓNDE ENERGÍA ELÉCTRICA......................................................................... 217Introducción......................................................................................................217Metodología de cálculo de AOM propuesta por el consultor........................... 217Gastos de Operación y Mantenimiento Eficientes...........................................218

D-052 TARIFA DISTRIBUCIÓN ENERGÍA SAN ANDRÉS 188

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2.4.3 Análisis de la propuesta del Consultor.......................................................... 72?2.4.4 Propuesta...................................................................................................... ...2222.5

2.5.1

METODOLOGÍA PARA DEFINIR EL ÍNDICE DE PÉRDIDASRECONOCIDAS EN LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN...................Metodología de cálculo de Pérdidas propuesta por el consultor..................

223224

2.5.1.1 Perdidas Técnicas Actuales.......................................................................... 7742.5.1.2 Metodología para Estimar las Pérdidas No Técnicas.................................. ...2252,5.1.3 Resultados del cálculo de Pérdidas para San Andrés y Providencia........... 7762.5.1.4 Propuesta del Consultor sobre Niveles de Pérdidas Eficientes................... 7772.5.2 Asignación de responsabilidad en las Pérdidas........................................... 7772.5.3 Propuesta...................................................................................................... ...2282.5.3.1 Senda de pérdidas........................................................................................ 7792.5.4

2.5.5

Análisis de las pérdidas propuestas por el consultor y cálculo de PérdidasTécnicas........................................................................................................Nivel de pérdidas a reconocer......................................................................

230730

2.6 PRODUCTIVIDAD..................................................................................... 7312.6.1 Factor de Productividad para la prestación del servicio en las islas............ 7312.7 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN ACTIVOS DE NIVEL 1........ 7342.7.1 Propuesta..................................................................................................... ...2352.8 OTRAS CONSIDERACIONES................................................................. 7352.8.1 Continuidad del suministro del servicio........................................................ 7352.8.2 Energía reactiva........................................................................................... 7362.8.3 Remuneración del Respaldo aplicable a los Autoproductores..................... 7362.8.4 Propiedad de Activos de Nivel de Tensión 1 ............................................... ...2372.9 PROPUESTA DE RESOLUCION............................................................ 7372.10 BIBLIOGRAFIA.......................................................................................... 738

ANEXO 1 COMENTARIOS A LA RESOLUCIÓN 018 DE 2003........................... 238

ANEXO 2 .PROYECTO DE RESOLUCIÓN............................................................. 743


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PROPUESTA DE PRINCIPIOS GENERALES Y M ETO DO LOGÍA PARA ESTABLECER LOS CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE

TRANSMISIÓN REGIONAL Y DISTRIBUCIÓN LOCAL PARA LA EMPRESAAPL E.S.P.

1 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN Y REVISIÓN TARIFARIA

1.1 FUNDAMENTOS CONSTITUCIONALES Y LEGALES DE LA EXPEDICIÓN DE LA NUEVA METODOLOGÍA TARIFARIA

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. De igual forma consagra que los servicios públicos podrán ser prestados por el Estado directa o indirectamente, por comunidades organizadas, o por particulares. En todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia sobre esos servicios.

Adicionalmente la Constitución Política en el artículo 367 dispone que la ley fijará las competencias y responsabilidades relativas a la prestación de los servicios públicos domiciliarios, su cobertura, calidad y financiación, y el régimen tarifario.

De otra parte la carta, en el artículo 334, dispone que la dirección general de la economía estará a cargo del Estado y que este Intervendrá, por mandato de la ley, en la explotación de los recursos naturales, en el uso del suelo, en la producción, distribución, utilización y consumo de los bienes, y en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía con el fin de conseguir el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes.

En desarrollo de lo anterior, y en ejercicio de la facultad conferida por la Constitución Política al Congreso de la República se expide la Ley 142 de 1994 “Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”. Así, esta norma establece que el Estado intervendrá, entre otros fines, para garantizar la prestación eficiente del servicio, la prestación continua e ininterrumpida del mismo, la libertad de competencia y la obtención de economías de escala comprobables.

De igual forma se expide la Ley 143 de 1994, que establece el régimen de las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, denominadas las actividades del sector.

La Ley 143, en su artículo 6o, establece que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad, para el caso objeto de análisis la actividad de distribución, se


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rigen por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

De acuerdo con lo previsto en el Artículo 23, Literales c) y d)1 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología para el cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como el procedimiento para hacer efectivo su pago.

Según lo previsto en el Artículo 14 de la Ley 142 de 1994 y 11 de la Ley 143 de 1994, bajo el régimen tarifario de Libertad Regulada le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar “los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de electricidad podrán determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos”.

Adicionalmente, según los Artículos 87 de la Ley 142 de 1994 y 44 de la Ley 143 del mismo año, el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia.

Es decir, además de lo contemplado en el artículo 87 ya citado, desde el punto de vista de la eficiencia económica el régimen de tarifas debe tener en cuenta entre otros aspectos los aumentos de productividad esperados, que no se trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente y que las empresas no se apropien de utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

Así mismo desde el punto de la suficiencia financiera se debe contemplar que las fórmulas tarifarias garanticen la recuperación de los costos y gastos propios de la operación incluyendo la expansión, reposición y mantenimiento, que se permitan la utilización de tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad de los usuarios.

De otra parte, el Artículo 45 de la Ley 143 de 1994 dispone que “los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”.

1 “La Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá la metodología del cálculo y aprobará las tarifas por el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional y el procedimiento para hacer efectivo su pago” .

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Igualmente, el Artículo 92 de la Ley 142 de 1994 establece que las Comisiones pueden corregir en las fórmulas, “los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos”.

Además el artículo 91 de la Ley 142 de 1994 consagra que para establecer las fórmulas de tarifas se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio.

1.2 METODOLOGÍAS DEFINIDAS POR LA CREG PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS POR USO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE APL Y ACTUACIONES SURTIDAS PARA MODIFICARLAS.

1.2.1 Definición de la Metodología Vigente.

En ejercicio de las facultades legales, la CREG expidió la Resolución 037 de 1996, la Comisión estableció los costos máximos de referencia para cada una de las etapas de prestación del servicio de electricidad en el Archipiélago de San Andrés y Providencia y a su vez estableció que la iniciación de la aplicación de estos valores se haría cuando la CREG así lo dispusiera.

En el parágrafo del artículo 1 de la Resolución CREG 076 de 1996 se estableció: “Los costos de referencia establecidos en el artículo No. 1, de la resolución CREG 037 de 1996, tendrán efectos tarifarios a partir del 1o. de octubre de 1996.”

Posteriormente se expidió la Resolución CREG 073 de 1998, por la cual se aprueba la fórmula general que permite a los comercializadores de electricidad establecer el costo de prestación del servicio a los usuarios regulados en el Archipiélago de San Andrés y Providencia. En el anexo número uno de la Resolución enunciada se estableció el costo de distribución para el Archipiélago.

Conforme a lo previsto en el artículo 127 de la Ley 142 de 1994 así como en el Artículo 10 de la Resolución CREG 073 de 1998, antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas pondrá en conocimiento de los comercializadores las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar la fórmula del período siguiente.

Dando cumplimiento a lo anterior, mediante Resolución CREG 018 de 2003 se sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases conceptuales sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria de energía eléctrica aplicable a los usuarios regulados del Archipiélago de San Andrés y Providencia,


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para el próximo período tarifario. En el presente documento se hace un análisis en relación con los comentarios enviados por los agentes respecto de la Resolución 018 ya mencionada.

1.2.2 Actuación Surtida para Modificar la Metodología Vigente.

La Ley 142 de 1994, Artículo 126, establece un límite mínimo de vigencia de las fórmulas tarifarias de cinco años, antes de los cuales solamente puede ser modificada en los eventos expresamente señalados en esta norma. Adicionalmente, cuando se trata de fórmulas tarifarias, el Artículo 127 de esta misma ley, prevé expresamente la posibilidad de modificarlas cada cinco años.

En la Resolución CREG 073 de 1998, mediante la cual se aprobó la fórmula general que permite a los comercializadores de electricidad establecer el costo de prestación del servicio a usuarios regulados en el Archipiélago de San Andrés y Providencia, la CREG dejó consignado el procedimiento para realizar las modificaciones a la metodología establecida en el Anexo No. 1 de la mencionada resolución.

En esta Resolución la Comisión de Regulación de Energía y Gas manifestó expresamente:

“Artículo 9o. Modificación o prórroga de las fórmulas generales de costos. Lasfórmulas generales de costos y el costo base de comercialización de cada prestador del servicio, podrán modificarse, prorrogarse o revocarse, en las condiciones y conforme al procedimiento previsto por la ley.

Artículo 10°. Inicio de la actuación administrativa para fijar nuevos costos y tarifas.Antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas pondrá en conocimiento de los comercializadores las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar la fórmula del período siguiente. ”

Hasta el momento se ha avanzado en la expedición de una nueva metodología tarifaria así:

a) Mediante la Resolución CREG 018 de abril de 2003 la Comisión sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases conceptuales sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria de energía eléctrica aplicable a los usuarios regulados del Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina para el próximo periodo tarifario. Con este acto (Resolución CREG 018 de 2000) la CREG dio inicio al trámite conducente a la modificación de la metodología contenida en la Resolución CREG-073 de 1998.


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b) Para el desarrollo de esta propuesta regulatoria, se adelantó el estudio “Asesoría para la Definición del Marco Regulatorio parra el servicio de Energía en las Islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina” adelantado por el consorcio Eduardo Barrera - KEMA Consulting, el cual abarcó los siguientes temas:

■ Verificación de los costos actuales de prestación del servicio.

« Propuesta de Costos de Eficiencia.

■ Propuesta de Regulación Técnica de la Distribución.

■ Metodología para el Cálculo de Productividad.

■ Evaluación de Perdidas.

■ Determinación de Niveles de Perdidas de Eficiencia.

■ Regulación para Autogeneradores y Cogeneradores.

■ Análisis y desarrollo de la Fórmula Tarifaria.

Los documentos finales de cada uno de estos tópicos fueron puestos a disposición de la empresa, usuarios y demás interesados en la página Web de la CREG (www.creg.gov.co).

Evaluados los resultados de estos estudios, así como efectuados otros análisis internos se llegó a la propuesta que se expone en el presente documento para la remuneración de la actividad de distribución en el Archipiélago. Los demás tópicos asociados con la fórmula tarifaria y la fórmula propiamente dicha serán motivo de otra resolución.

2 PROPUESTA METODOLÓGICA

La metodología propuesta, cuyos conceptos fundamentales fueron sometidos a consideración desde la Resolución CREG 018 de 2003, pretende reconocer los costos que enfrenta la empresa Archipelago’s Power and Light E.S.P., por la inversión y operación y mantenimiento de las redes de distribución en la isla.

La propuesta metodológica es consistente con la metodología de remuneración de los OR en el Sistema Interconectado Nacional, tal y como se explica adelante.


http://www.creg.gov.co

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Para identificar y valorar los activos de distribución en el Archipiélago el OR deberá reportar un inventario detallado hasta el Nivel de Tensión 2, para lo cual el OR deberá utilizar los formatos y medios que establezca la Comisión.

La valoración de activos se hará con el costo de reposición a nuevo, utilizando una tasa de retorno que determine la Comisión.

Para los Niveles de Tensión 3 y 2, a partir del inventario de activos se hará considerando las Unidades Constructivas utilizadas para el Sistema Interconectado Nacional, el cual considera en detalle todos los elementos constructivos que conforman las redes de cualquier empresa distribuidora y que aplica de manera adecuada para el caso de la infraestructura existente en el archipiélago.

Para el Nivel de Tensión 1 la nueva metodología plantea la utilización de una red típica con la cual será remunerado el sistema de baja tensión que opera Archipelago’s Power and Light E.S.P.

Para los niveles de tensión 1, 2 y 3 el riesgo de demanda durante el período tarifario lo asume el distribuidor, razón por la cual la tasa de retorno aplicable tiene un ajuste por riesgo de demanda, manteniendo de esta forma la misma filosofía aplicada en el SIN.

Para introducir criterios de eficiencia en la inversión, se establecieron topes máximos de costos medios (Costos Medios Eficientes) con base en una comparación con las demás empresas del SIN, mediante la inclusión de un manejo estadístico de cargos equivalentes comparables (sin incluir AOM). Esto considerando que existen niveles adecuados de cobertura y que las condiciones del sistema de distribución son similares a las de otros sistemas del SIN

En lo que respecta a los cargos asociados con AOM, se reconocerán como un porcentaje de los costos totales de las inversiones del OR.

Por otra parte, al determinar que las condiciones de prestación del servicio en el Archipiélago son similares a las condiciones del SIN, se propone iniciar una transición para exigir los mismos niveles de calidad del servicio exigidos a los OR en el SIN.

La propuesta incluye un esquema de compensación por transporte de reactivos en exceso, a cargo del OR.

Finalmente, la metodología propone ajustes regúlatenos al uso de activos de terceros de Nivel de Tensión 1 por parte del OR.


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2.1 VALORACION DE ACTIVOS ELÉCTRICOS Y NO ELÉCTRICOS

Este capitulo resume los principios que se siguieron para definir y clasificar las unidades constructivas y su valoración, para ser utilizadas en la estimación del costo de reposición a nuevo de los activos del Operador de Red que servirá para estimar el costo anual equivalente incluido en la tarifa.

El estudio que contiene los análisis, así como los elementos considerados en las diferentes unidades y su valoración está consignado en el documento “Unidades Constructivas y Costos Unitarios de Distribución” de diciembre de 2002.

La CREG para efectos de evaluar la aplicación de esta metodología solicitó a la empresa la siguiente información:

Mediante la comunicación CREG S-2004-001150 de marzo de 2004, la comisión solicito a APL, el reporte oficial de la Información básica de circuitos e interrupciones, con el propósito de que la empresa iniciara el reporte de la información necesaria de seguimiento de la calidad del servicio prestado, a fin de poder incluir estos aspectos en la correspondiente remuneración que se hace al distribuidor con una calidad esperada por el regulador.

A través de las comunicaciones CREG S-2004-003248 y S-2004-003308 de noviembre de 2004, se solicitó a la empresa el reporte de la información de activos de acuerdo con las Unidades Constructivas que estableció la Comisión para las empresas del SIN. Dado que la empresa no contaba con esta información fue necesario el levantamiento de ésta, así mismo la empresa tuvo que solucionar algunos inconvenientes para el reporte de la información, por lo que sólo hasta el mes de abril de 2005, la empresa concluyó el reporte de la información en la página web de la CREG.

2.1.1 Valoración de Activos Eléctricos

Para el periodo 1998-2002, el cálculo de los cargos se realizó, de acuerdo con la Resolución CREG 073 de 1998, con valores expresados en dicha resolución que debían ser actualizados con la fórmula allí establecida, para lo cual no se requería un inventario de activos.

Para el periodo 2005-2009, el cálculo de los cargos se hará con base en los Costos Unitarios y en las UC que establezca la CREG. La información detallada de las Unidades Constructivas y sus Costos Unitarios se encuentran en el Documento titulado “Unidades Constructivas y Costos Unitarios de Distribución" de diciembre de 2002, que fue el utilizado para el SIN.


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El proceso para determinar las UC y sus Costos Unitarios se inició con el encargo que le hizo la CREG al Consejo Nacional de Operación para que le presentara una propuesta sobre “Unidades Constructivas y Costos Unitarios” aplicables a los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local en el SIN. El trabajo encomendado al CNO fue realizado por el Comité de Distribución de dicho organismo, denominado de aquí en adelante, como el ’’Comité del CNO” y posteriormente fue analizado y depurado por la Comisión.

Las UC establecidas se separan en tres grupos, Subestaciones, Líneas, y Equipos de Red. No se incluyeron las UC asociadas con el Nivel de Tensión 1, porque estas fueron objeto de otra metodología de valoración de activos.

2.1.2 Metodología

La metodología general adoptada por la CREG para la determinación de los costos unitarios de las Unidades Constructivas considera los siguientes elementos:

Costo Unitario de UC = Costo FOB (Free on Board) de los elementos * Factor de Instalación

Los pasos que sigue la metodología son:

• Determinación de los Elementos que conforman cada una de las UC.• Determinación del costo FOB de la UC correspondiente.• Determinación del Factor de Instalación aplicable a la UC.• Obtención del Costo Unitario de cada UC, mediante la multiplicación del costo

FOB de la respectiva Unidad, por el Factor de Instalación correspondiente.

2.1.3 Determinación de los Elementos que conforman cada una de las UC.

Como criterio fundamental en la definición de las UC, se consideró que los elementos que las conforman deberían cumplir con los niveles de calidad exigidos por la CREG, en forma independiente de la conformación actual de las UC existentes en cada sistema de distribución. De esta manera, es claro, que cada Operador de Red -OR- debe adquirir e instalar los elementos faltantes de las UC adoptadas que no posean, para así ajustarse a los requisitos de calidad establecidos en la regulación.

Al respecto, es clara la responsabilidad del OR de clasificar las UC en las definidas por la Comisión, de tal manera que los equipos o sus conjuntos queden clasificados en la UC que más se les asemeje, de forma tal que una clasificación arbitraria no conduzca a una sobrevaloración de los mismos.


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Se presentan a continuación las distintas clases genéricas de las Unidades Constructivas definidas, relacionadas con las subestaciones:

Módulo común. El módulo común comprende los equipos y obras civiles que sirven a una subestación, y que son utilizados por el resto de bahías de la subestación. El “Módulo común” se conforma con los siguientes elementos:

• Equipos. Compuestos por concentrador de señales, sistema de gestión de protecciones y sistema de comunicaciones propios de la subestación; materiales de malla de tierra y los equipos para los servicios auxiliares.

• Infraestructura civil: Comprende la adecuación del terreno, drenajes, alcantarillado, barreras de protección, la malla de puesta a tierra, las vías internas y de acceso, mallas de cerramiento, filtros, trampa de aceite, infraestructura contra incendio, pozo séptico y de agua, alumbrado del patio, cárcamos comunes y el edificio de control. En los costos de la obra civil se incluyen los correspondientes al manejo ambiental.

Existen dos tipos de módulos comunes posibles: Tipo 1, para subestaciones hasta con 6 bahías y el Tipo 2, para subestaciones con más de 6 bahías.

Es importante señalar que será considerado como máximo un módulo común por subestación, el cual se asigna a la configuración requerida para el nivel de tensión superior existente en ella.

Bahía de línea. Comprende los equipos correspondientes a la conexión de una línea a una subestación, los cuales a su vez dependen de su configuración. Hacen parte de la bahía de línea el pórtico correspondiente; el gabinete de control, medida y protección, la unidad de adquisición de datos y el cableado requerido para estos equipos. Las obras civiles corresponden en este caso sólo a las de los pórticos y las de los equipos de alta tensión, así como los cárcamos de control, asociadas específicamente con la bahía.

Bahía de transformador. Comprende los equipos correspondientes a la conexión del transformador a la subestación, los cuales a su vez dependen de su configuración. Hacen parte de la bahía de transformador el pórtico correspondiente, el gabinete de control, medida y protección, la unidad de adquisición de datos y el cableado requerido de fuerza y control. Las obras civiles asociadas específicamente con la bahía, corresponden en este caso a las de los pórticos y las de los equipos de alta tensión, incluyendo pozos de aceite y sistema antiincendio, así como los cárcamos de control.

Bahías de maniobra. Corresponde a las bahías de acople, seccionamiento o transferencia, conformadas por los equipos correspondientes, su pórtico, el gabinete de control medida y protección y la unidad de adquisición de datos del campo.


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Incluye el cableado requerido de fuerza y control. Las obras civiles asociadas específicamente con la bahía, corresponden en este caso sólo a las de los pórticos y las de los equipos de alta tensión, así como los cárcamos de control.

Módulo de medida y auxiliares. Comprende la celda del Nivel de Tensión 2 que tiene incorporados los elementos para la realización de la medida y protección y/o para la conexión del transformador de servicios auxiliares de la subestación. Este módulo aplica sólo a las subestaciones tipo Metalclad en el Nivel de Tensión 2.

Módulo de barraje. Comprende el barraje con sus pórticos, accesorios de conexión de alta tensión, transformadores de potencial, todo esto con su cableado y obras civiles asociadas, como son las fundaciones de los pórticos y equipos. (La protección diferencial de barras, antes considerada como parte de este módulo, se consideró como una UC independiente).

Diferencial de barras. Comprende la protección diferencial de barras con su correspondiente cableado. Se trata como una ÚC de acuerdo con lo establecido por la Comisión.

Ducto de barras o cables de llegada. Comprende el ducto de barras o el juego de cables de potencia con sus terminales que alimentan las celdas del Nivel de Tensión 2 desde el transformador de potencia.

2.1.3.1 Unidades Constructivas de subestaciones del Nivel de Tensión 3

En este nivel se tienen dos tecnologías de subestaciones: Convencionales y Encapsuladas y en forma adicional, los siguientes tipos de subestaciones:

Metalclad. Subestación con equipos de tipo convencional instalados en una celda metálica compartimentada. Se recurre a esta tecnología para alojar equipos dentro de edificios, en zonas con alta contaminación o humedad.

Convencional reducida. Subestación con equipos de especificaciones técnicas inferiores en la conformación de los campos, fundamentalmente en el tipo de montaje de los equipos y en los sistemas de control y protección y, además, en el edificio de control.

Reducida. Subestación con equipos convencionales que poseen una mínima cantidad de equipos y protecciones, generalmente con mínimas comunicaciones. Se utilizan normalmente en áreas rurales y en aquellas de baja capacidad.

Configuraciones en tecnología Convencional

• Barra sencilla.


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• Doble barra.• Barra principal y transferencia.

Configuraciones en tecnología Encapsulada

• Barra sencilla.• Doble barra.

Las clases de UC de subestación para el Nivel de Tensión 3, que se establecen para cada una de las configuraciones anteriores, son:

• Módulo común• Módulo de Barraje.• Bahía de línea.• Bahía de transformador.• Bahías de Acople o Seccionamiento

Para las subestaciones tipo Convencional Reducida, se consideró la bahía de transformador o línea, Tipo 1, como aquella que tiene reconectador y, el Tipo 2, como aquella que no posee elemento de corte en condiciones de carga y de recierre en condiciones de corto circuito (interruptor o reconectador).

Al igual que en el Nivel de Tensión 3, las bahías de conexión de equipos de compensación al barraje se tratan como una bahía de línea o transformador, de acuerdo con su respectiva configuración.

2.1.3.2 Unidades Constructivas subestaciones del Nivel de Tensión 2

Para el Nivel de Tensión 2, se tienen los siguientes tipos de subestaciones:

Metalclad o celda. Subestación con equipos convencionales instalados en celda metálica compartida, para montaje tipo interior.

Reducida. Subestación con equipos convencionales que poseen una mínima cantidad de equipos y protecciones. Se utilizan normalmente en áreas rurales y en aquellas de baja capacidad.

Para el Nivel de Tensión 2 se tienen las siguientes configuraciones para subestaciones convencionales:

• Barra sencilla.• Doble barra.• Barra principal y transferencia, (aplica sólo a subestaciones convencionales)


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Se identifican las siguientes UC para cada configuración y tipo de subestación:

• Bahía de línea o circuito.• Bahía de transformador.• Módulo de maniobra.• Módulo de medida y auxiliares.• Diferencial de barras.• Ducto de barras o cables llegada, (se aplica solo a las S/E metalclad).

Al igual que en el nivel de tensión 3, las bahías de conexión de equipos de compensación al barraje, se tratan como una bahía de línea o transformador, de acuerdo con su respectiva configuración.

2.1.3.3 Unidades Constructivas Líneas del Nivel de Tensión 3 y del Nivel de Tensión 2

Después de evaluar las diferentes variables que intervienen en la construcción de líneas de los niveles de tensión 2 y 3, se aplicaron los siguientes criterios para reducir el número de UC:

• Estandarizar calibres de conductores para cada nivel de tensión en redes aéreas.

• Tomar conductores estandarizados para redes aéreas así:

N° 2 AWG (calibre mínimo)N° 1/0 AWGN° 2/0 AWGN° 266.8 kCMN° 366.8 kCM y superiores

• Unificar en una misma UC los diferentes tipos de aislamiento en redes aéreas.

• Unificar en una misma UC redes construidas en varios hilos.

• Unificar en una misma UC las redes construidas en conductores con diferentes materiales, excepto las de cobre.

• Unificar en una misma UC las redes construidas en similares niveles de tensión.

Para el caso del Nivel de Tensión 2 se valoraron con distintos precios las líneas de 4 hilos de las de tres hilos. Igualmente se establecieron diferencias en costo entre fases y neutro.


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En el caso de las líneas subterráneas, la CREG mantuvo la UC “km de red subterránea”, en la cual se incluye el cable, la canalización y las cámaras valorando la UC “km de red subterránea” con canalizaciones de 4” y cables monopolares, considerando la UC en función del calibre del cable monopolar, que es el elemento de mayor costo.

En las redes subterráneas, la valoración de un circuito trifásico se realiza con una canalización de 6 ductos, por lo tanto, para valorar los circuitos dobles, al costo del circuito sencillo se le añade el costo del cable y los accesorios.

2.1.3.4 Unidad Constructiva: Transformadores de Potencia.

La Comisión definió UC diferentes para transformadores trifásicos y bancos de autotransformadores monofásicos. La información obtenida de los fabricantes permitió obtener los índices requeridos para cada caso.

2.1.3.5 Unidad Constructiva: Compensación reactiva

Se presentan compensaciones para los niveles de tensión 3 y 2. La CREG consideró conveniente adoptar las UC para los grupos anteriores, considerando dentro del costo de estas unidades, todos los elementos requeridos para su instalación y protección, tales como los “racks” de montaje, sistemas de protección de desbalance (transformadores de corriente, relés de desbalance del neutro), reactores de amortiguamiento, seccionadores, fusibles, etc. Las bahías de conexión de estos elementos a la red, no se consideran en el costo de estas unidades, ya que éstas se remuneran con la UC “bahía de compensación” asimiladas al costo de las bahías de línea, como se mencionó anteriormente.

2.1.3.6 Unidades Constructivas: Equipos en el Nivel de Tensión 3 y Nivel de Tensión 2

Las UC asociadas con los equipos de las redes de distribución están conformadas por los equipos en sí mismos, sus elementos de control y protección y demás accesorios requeridos para su instalación y conexión a las recles. Estos equipos no fueron considerados dentro de las UC de subestaciones y líneas. Estas unidades se requieren para la adecuada operación de las redes y serán consideradas en la estimación de los niveles de calidad exigidos en la regulación, razón por la cual se consideran de manera explícita dentro de la remuneración eficiente.


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Dentro de estos equipos la CREG consideró además los equipos de medida que le fueron exigidos a los OR, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 099 de 1997.

En el Anexo No.1 del documento “Unidades Constructivas y Costos Unitarios de Distribución” se presentan las UC de Equipos de Red para los niveles de tensión 3 y 2 .

2.1.3.7 Unidades Constructivas: Supervisión y Control

En virtud de las condiciones de calidad esperadas, en especial en relación con la calidad de la potencia y la continuidad del servicio, y que se asocian con la remuneración que se haga de los activos de distribución en el nuevo período tarifario, se consideró conveniente remunerar los centros de control.

Dentro de todas las UC de equipos de subestación en los niveles de tensión 3 y 2, se incluyó el elemento técnico “Unidades de adquisición de datos”, las cuales adicionalmente se vincularán con el tema de la calidad que expida la Comisión.

En la lista de estos centros de control, se colocaron la UC que tienen que ver con la medida de los indicadores DES y FES y con el registro de la Calidad de la Potencia. Estas UC no están relacionadas con los sistemas de información que requieren las empresas para el manejo del tema de la calidad, los cuales se consideran incluidos en los costos AOM reconocidos a la empresa.

2.1.4 Determinación del costo FOB de la UC correspondiente

De acuerdo con la normatividad actual, los costos unitarios que se deben utilizar para calcular los cargos de distribución corresponden a los “Costos de Reposición a Nuevo” que son los que se encontraban vigentes en el mercado a la fecha del cálculo de las Unidades Constructivas.

Para tomar los precios a diciembre de 2001, la Comisión solicitó a fabricantes y proveedores, por distintos medios, los costos de los elementos que conforman las distintas UC. Igualmente, tuvo en consideración los costos reportados por fabricantes al Comité del CNO, al ser ratificados por éstos en las consultas que se adelantaron.

Infortunadamente no siempre la información sobre los precios de los elementos que suministran los fabricantes corresponde a una realidad comercial, sino que son precios de lista (de referencia), sobre los cuales se hacen descuentos importantes al momento del pedido, y que dependen a su vez, de otras variables tales como:


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volúmenes o cantidades pedidas, forma de pago, conocimiento del vendedor sobre el cumplimiento del cliente en el pago, capacidad financiera del cliente, etc.

Los conductores y cables para líneas de transporte de energía eléctrica y los transformadores de distribución son dos ejemplos claros que confirman la afirmación anterior. Para el primer caso, es bien conocido que los fabricantes o representantes de estos productos en el mercado nacional dan descuentos base del 40%, con descuentos adicionales, dependiendo de las variables ya citadas.

Para el segundo caso, a manera de ejemplo, uno de los fabricantes que suministró información a la CREG reportó que sobre sus precios de lista hace un descuento base del 45% más un porcentaje adicional en función de la forma de pago, por ejemplo, 14% para pago de contado. En otras palabras, con un pago de contado el comprador obtiene un descuento del 59%.

Por la razón anterior, en algunos casos, la mejor información correspondió a la reportada por los OR, que refleja los precios comerciales, dado que están basados en licitaciones. El precio averiguado en páginas web de fabricantes internacionales (ej: Southwire) y nacionales (Centelsa) para conductores desnudos muestra unos precios de lista de donde se obtienen índices alrededor de 4 US$/kg. Este valor está muy por encima del precio comercial al cual se consigue este elemento en el mercado, y por lo tanto, es información que no puede ser utilizada en la práctica.

Hace más de dos años, los precios obtenidos por los transmisores nacionales mostraban un costo alrededor de 2.5 US$/kg que fue el que se adoptó para el STN. Actualmente, los valores reportados por el Comité del CNO alcanzan variaciones entre 2.13 US$/kg (336.4 MCM) y 1.79 US$/kg (795 MCM), que son los que se adoptaron para la valoración. Para valorar el costo de las estructuras se adoptó, como costo FOB del acero estructural, el promedio anterior de 781,6 dólares por tonelada.

Los costos unitarios de los elementos que conforman las distintas UC, así como el detalle de cómo esta conformada cada UC y cuáles elementos la conforman, están contenidos en el documento“Unidades Constructivas y Costos Unitarios de Distribución”

2.1.5 Determinación del Factor de Instalación aplicable a la UC.

El factor de Instalación considera los siguientes componentes:

Costo FOB: Estos costos se refieren a la transferencia de la propiedad y de los riesgos de los equipos al comprador; tiene lugar en el momento de la entrega a bordo del buque o medio de transporte designado por el comprador. Se incluyen todos los egresos de origen legal propios del país de origen del bien comprado, pero no el transporte marítimo ni los seguros correspondientes.


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Costo GIF (Costo, Seguro y Flete). Se aplica al equipo y/o material importado. Corresponde al costo del bien puesto en puerto Colombiano, antes de la legalización de la importación.

Costo DDR (Delivered Duty Raid). Significa que el vendedor ha cumplido su obligación de entregar la mercancía cuando ha sido puesta a disposición del comprador, en el lugar convenido del país de importación. El vendedor ha de asumir todos los riesgos y gastos relacionados con llevar la mercancía hasta ese lugar incluidos los derechos, impuestos y demás cargos oficiales exigióles a la importación, así como los gastos y riesgos de llevar a cabo las formalidades aduaneras.

Costos Directos: Son los costos requeridos para montar, probar y poner en operación las UC, incluidas las obras civiles asociadas. En el caso de líneas de transporte de energía, las obras civiles, el montaje, pruebas y puesta en marcha, se presenta en un solo componente de costo. Se incluyen dentro del costo directo los repuestos básicos que deben mantenerse en stock para garantizar la calidad del servicio de las UC, el costo de la gestión ambiental y, por último, el costo de las servidumbres, que aplica solamente al caso de las líneas de transmisión.

Costos Indirectos: Son los costos asociados con la ingeniería y administración e incluyen: costo del diseño, costo de la interventoría y el costo de administración. En las UC del STN, dentro de los costos indirectos se reconocieron los costos financieros, que corresponden a los intereses durante la construcción y puesta en operación de la UC. Para el caso de los OR este costo no fue tenido en cuenta entre los costos indirectos, ya que la tasa de retomo, que se aplica en la estimación del costo anual equivalente que remunera los activos, fue estimada considerando la composición típica deuda - capital de las empresas que ejecutan la actividad de distribución eléctrica y el costo de la deuda asociada.

Para la acumulación del costo se emplean las expresiones siguientes:

Costo CIF = Costo FOB + Costo Transporte Internacional + Cosío SeguroInternacional

Costo DDF = Costo CIF + Costo Arancel + Costo Transporte Nacional + CostoSeguro Nacional + IVA + Costo Bodegaje

Costo Directo = Costo DDF + Cosío Montaje, Pruebas y Puesta en Marcha + CosíoObra Civil + Cosío Repuestos + Costo Gestión Ambiental + CosíoServidumbres

Costo Indirecto = Costo Diseño + Costo Interventoría + Cosío Administración

El Factor de Instalación se calcula mediante la siguiente expresión:


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Factor de Instalación = Costo Directo + Costo Indirecto

2.1.5.1 Consideraciones sobre el factor de Instalación

En los casos en que aplica (todos los costos de los elementos se basan en precios internacionales), el factor DDF es igual a 144.2%. En casos particulares, cuando los elementos que conforman la UC son de fabricación Nacional, el DDF se conforma tomando como valor FOB el costo del elemento puesto en fábrica al cual se le suma el IVA , el Seguro Terrestre y el Transporte terrestre. En otros casos en los cuales los costos de los elementos que conforman la UC tienen incluido el IVA, el factor DDF es 100%.

Para el caso de las UC de líneas aéreas de los niveles de tensión 2 y 3, se procesó la siguiente información:

Gestión Ambiental: Todas las empresas lo calculan como el 3% de la suma de materiales y mano de obra, excepto Electrocosta que toma una cantidad fija por km.

Servidumbres: Para líneas urbanas las empresas asumen este valor igual a cero, excepto EPSA y CENS. Para líneas rurales, las empresas reportan cifras que están entre 1,5 y 10 millones de pesos por km.

Ingeniería básica y detalle. Las empresas lo reportan como un porcentaje de la suma de materiales y mano de obra. Los porcentajes utilizados son:

Sistema de Información Geográfico. Todas las empresas reportan un valor de 1,112,280 pesos por km. No hay claridad en relación con este costo.

Gestión y Asesoría (Interventoría) Las empresas lo reportan como un porcentaje de la suma de materiales y mano de obra. Los porcentajes utilizados son:

CODENSA

EEC, ESSA, EADE ELECTROCOSTA

EPSAEEPPMEMCALI

8.20%6.25%6 .10%6.50%7.74%9.00%

CODENSA

ESSA, EADE

EPSAEEPPMEMCALI

6 .10%3.50%9.20%4.00%4.39%


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COSTA 4.10%

Administración. Las empresas lo reportan como un porcentaje de la suma de materiales y mano de obra. Los porcentajes utilizados son:

CODENSA 4.43%EPSA 3.75%EEPPM 5.90%EMCALI 4.75%ESSA, EADE 4.39%COSTA 4.40%

Con base en la información anterior, la Comisión calculó los factores de instalación correspondientes para estas UC.

2.1.5.2 Porcentaje reconocido de repuestos

El Comité propone que el costo a reconocer por concepto de repuestos en todas las UC sea un 8% del costo FOB. Es bueno recordar que en el caso del STN, en las UC de subestación, se reconoció un 3%, mientras que en las de líneas se reconoció un 5%. No hay estudios de los transmisores nacionales ni de los OR que permitan determinar cual deba ser el porcentaje adecuado para el caso de los equipos de subestación, y por esta razón la Comisión fijó este parámetro. En el caso de las líneas, el porcentaje se calculó con base en lo establecido en la resolución CREG 025 de 1995.

Adoptar un porcentaje de manera general para todas las UC, no es un criterio adecuado, porque se estarían sobre remunerando los activos existentes. En el caso de líneas de transmisión del STN, el Código de Redes establece la necesidad de tener un determinado porcentaje de repuestos para los distintos elementos que conforman esta UC. Los requerimientos establecidos en el citado Código hacen que el porcentaje de repuestos represente, en promedio, un 5% del costo de los suministros. Estos repuestos permiten garantizar una disponibilidad satisfactoria de las líneas del STN, dado que son elementos que no son de fabricación estándar. En el caso de una falla, de no tenerse estos repuestos, el tiempo de reparación sería mucho mayor.

En el caso de líneas construidas con postes de concreto no se requiere un almacenamiento de repuestos elevado, primero, porque los elementos son de fabricación estándar (por ejemplo, basta tener una cantidad determinada de postes para varias líneas), y segundo, porque son elementos que tienen un gran mercado y


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se consiguen en forma inmediata, sí se requirieran más elementos para la reparación de una línea.

En general, para el caso de líneas aéreas de los niveles de tensión 2 y 3 todos los elementos que conforman estas Unidades Constructivas -postes, conductores, aisladores, herrajes-, se consiguen con facilidad en el mercado nacional y, por lo tanto, el porcentaje de repuestos a reconocer debe ser inferior al 5% reconocido para las líneas en el STN, pues no hay necesidad de contar con un gran stock de ellos. En las líneas subterráneas, los requerimientos de repuestos son inferiores al de las líneas aéreas, pues el elemento básico que conforma esta UC es el cable en sí.

Los porcentajes que se han propuesto para las UC de líneas son:

Líneas aéreas de los niveles de tensión 2 y 3 3%Líneas subterráneas de los niveles de tensión 3, y 2 1 %

Para las subestaciones se propone el mismo valor adoptado en el STN, es decir el 3%.

2.1.5.3 Porcentaje de costos Financieros

La Comisión considera que dentro de la tasa de retorno que ha reconocido, está incluido el costo financiero de las deudas de los OR. Por tal motivo, el componente de costo financiero no se considera dentro del factor de instalación.

2.1.5.4 Obtención del Costo Unitario de cada UC.

En el Anexo No.1 del documento “Unidades Constructivas y Costos Unitarios de Distribución” se presentan las tablas resumen con los costos unitarios adoptados para cada UC. Estas mismas tablas conforman el anexo No 3 de la Resolución de propuesta

2.1.6 Valoración de Activos No Eléctricos

Para el periodo 1998-2002 en el SIN, el cálculo de los cargos incluyó la valoración de los Activos No Eléctricos obtenido de la información que fue reportada por cada OR. Sin embargo, se estableció como regla general, que estos quedarían acotados al 8% del valor de los Activos Eléctricos. De la información recibida en esa época, solo una empresa reportó Activos No Eléctricos por un equivalente del 8% de los Activos Eléctricos. Cuando se expidió la Resolución CREG 051 de 1998, se tomó como criterio general, reconocer como Activo No Eléctrico el 5% del valor de los Activos Eléctricos.


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Para el periodo 2003-2007 en el SIN, la Comisión optó por tomar un criterio general, similar al que se adoptó para el STN. Por esta razón, con base en la información reportada en el año 1997, la Comisión calculó cuál debía ser el porcentaje a reconocer.

El procedimiento seguido para calcular el citado factor fue el siguiente:

• Para cada Operador de Red se calculó la sumatoria en pesos de las Anualidades de los Activos Eléctricos considerados en el cálculo de los cargos vigentes de los niveles de tensión 2, 3 y 4.

• Se calculó para cada OR la relación entre las anualidades de los Activos No Eléctricos y las Anualidades de los Activos Eléctricos en cada nivel de tensión.

• Considerando que la nueva metodología propone dar un tratamiento especial para cada nivel de tensión, y para efecto de reconocer los costos asociados con Activos No Eléctricos, se recomienda tomar el promedio de los costos anuales de Activos No Eléctricos sobre el costo anual de Activos Eléctricos sin considerar el nivel de tensión, esto es 4,1%

Este porcentaje se refiere al resultante del valor de las Anualidades de los niveles de tensión 2 y 3.

2.1.7 Valoración de Terrenos

La metodología adoptada por la Comisión reconoce los costos de reposición a nuevo de los activos involucrados en el negocio de la distribución. Los terrenos deben excluirse de este cálculo, porque son un bien que no se deprecia, y por lo tanto, hay que darles un tratamiento especial.

Para este período, la Comisión considera que el porcentaje a reconocer sobre el avalúo catastral debe ser el 4.96%.

2.2 REMUNERACIÓN DEL CAPITAL

La tasa de retorno sobre el capital invertido definida por la CREG, se utiliza en la determinación de las tarifas reguladas para el servicio de distribución de energía eléctrica. En consecuencia, la definición de dicha tasa debe ser consistente con la metodología a utilizar en la definición de las tarifas respectivas y en particular con el período de vigencia y el tratamiento de los valores y flujos de efectivo a los que se asocia, considerando aspectos tales como el valor que se reconoce regulatoriamente de los activos a remunerar, la vida útil de los mismos, el tratamiento de los impuestos (vía tasa o vía flujos de efectivo),y los elementos que componen los costos y gastos eficientes propios de la prestación del servicio.


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Para establecer una tasa de retorno apropiada para la determinación de tarifas reguladas es necesario estimar el costo de oportunidad del capital. Para efectos de cálculo, se estima el costo de capital como el promedio ponderado del costo de sus fuentes, es decir, del costo de la deuda y del costo del capital propio. El resultado se conoce como costo promedio ponderado de capital ó WACC.

En los sistemas de price cap, en razón a que los precios no se ajustan automáticamente, la exposición al riesgo es mayor y el retorno que esperan los inversionistas es consecuentemente mayor. La firma asume todo el riesgo de fluctuaciones en costos y en demanda.

2.2.1 Costo de Capital

El capital invertido en una empresa proviene de dos fuentes principales: capital de terceros, puesto en la empresa por entidades financieras con condiciones establecidas de tasas de interés y plazos de pago, y capital propio de los accionistas o propietarios de la compañía. Normalmente el pago del servicio de la deuda tiene prioridad sobre el pago de los rendimientos a los accionistas, por lo tanto hay mayor riesgo para estos últimos y el costo del capital propio es superior al costo de la deuda.

Para la remuneración de la actividad de Distribución de Energía Eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, se definirá una metodología para un período tarifario de 5 años de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994. Los cargos incluyen el reconocimiento de una tasa de retorno adecuada sobre el capital invertido.

La tasa de retorno adecuada para retribuir una inversión riesgosa es el costo de oportunidad del capital, es decir el retorno que se obtendría sobre el capital invertido en una actividad alternativa de riesgo similar.

Para determinar los cargos se reconoce una tasa de retorno promedio sobre el capital invertido de acuerdo con el riesgo de esta actividad, la cual depende del desempeño de la empresa, la estructura de capital y los distintos esquemas tributarios y el tratamiento contable aplicables.

Con el propósito de no incursionar en los sistemas contables de las empresas, la tasa de retorno se calcula antes de impuestos.

2.2.1.1 Metodología de Cálculo

Para el cálculo de la tasa de retorno se utiliza el denominado Weighted Average Cost of Capital (WACC) o Costo Promedio Ponderado del Capital (CPPC), definido como:


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W ACC^, - wdrd * (l - t )+ My;donde: w denota el peso,

ra el costo de la deuda, re el costo del capital propio {equity) y

la tasa de impuesto.

En la anterior ecuación se tiene en cuenta el beneficio de impuestos que tiene la deuda contratada por la empresa ya que los pagos de intereses son deducidles de la base gravadle. Una tasa de retorno antes de impuestos se obtiene dividiendo la anterior fórmula por (1- ), resultando en:

2.2.1.2 Estructura de Capital y Costo de la Deuda

De los estados financieros de las empresas distribuidoras de energía eléctrica en el Sistema Único de Información para los años 1998 a 2003 se observa que en promedio las empresas tienen un nivel de endeudamiento del 46%. Con base en lo anterior se asume una estructura deuda/capital propio (D/E) para esta actividad en promedio de 2/3, es decir wd = 0.4 y we = 0.6.

El costo de la deuda (rd) se refiere a la tasa de crédito promedio de las empresas, la cual depende de la valoración particular de la solvencia del tomador del crédito y del riesgo de su flujo de ingresos.

La Superintendencia Bancada tiene la información reportada por los establecimientos de crédito relacionada con las tasas de interés de los préstamos que ellos otorgan clasificados en cuatro modalidades de crédito: de consumo, ordinario, microcrédito y preferencial. Se asume que las empresas de distribución de energía eléctrica pueden negociar con los bancos las condiciones de su crédito y por lo tanto se asumirá que el costo de la deuda aplicable es igual a la tasa para créditos preferenciales reportada por los establecimientos de crédito.

2.2.1.3 Costo del Capital Propio (Equity) re

El modelo Capital Asset Pricing Model (CAPM) es el utilizado con mayor frecuencia para el cálculo del costo de capital propio (re) y viene dado por la siguiente expresión:

iVAC C - wdrd + w ere/ ( l — v )

r,=r,+Ar.-r,) donde: r, representa la tasa libre de riesgo y rm - r ¡ ) la prima por riesgo del

negocio.


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La prima de riesgo del negocio mide el retorno, por encima de la tasa libre de riesgo, requerido para compensar el riesgo de invertir en un negocio determinado. Se obtiene al multiplicar la prima por riesgo del mercado, por el factor beta que compara el riesgo de un negocio particular frente al mercado.

Los riesgos incluidos dentro de los parámetros del modelo CAPM son los no diversificadles, los demás se asume que se encuentran evaluados y cubiertos dentro del diseño del portafolio eficiente de cada inversionista. Para los países en desarrollo, además de los factores de riesgo relevantes del negocio se considera un riesgo adicional: el riesgo país; y en definitiva el costo de capital propio se calcula con:

2.2.1.3.1 Tasa Libre de Riesgo

Como tasa libre de riesgo (rj) se escoge una referencia para la cual los inversionistas en general consideran que no existe riesgo o es casi nulo. Comúnmente se toman las tasas ofrecidas por los bonos emitidos por el gobierno de los Estados Unidos y considerando bonos con un plazo similar al de la duración de la empresa a evaluar.

Como referencia se propone utilizar el rendimiento de los bonos los Estados Unidos con mayor duración. Dado que actualmente no se emiten bonos ni a 30 ni a 20 años se propone escoger entre los bonos de 10 años y las estimaciones para 20 años (calculadas a partir de bonos existentes con una duración remanente de la misma duración total).

2.2.1.3.2 Prima por Riesgo Negocio

El factor beta (J3) mide la sensibilidad del negocio relativa a los movimientos del mercado. En el mercado colombiano no existen mediciones de este factory por tanto es necesario recurrir a fuentes externas por lo general de los Estados Unidos. Diferentes firmas ofrecen sus servicios en cuanto al cálculo de este parámetro para cada industria, clasificada de acuerdo con su Standard Industrial Classification (SIC), dentro de ellas se pueden citar: Value Line, Merrill Lynch, Ibbotson Associates, entre otras.

Los valores del factor beta dependen del grado de apalancamiento de las compañías incluidas en su cálculo; por esta razón, de ser necesario, se debe hacer un ajuste sobre dicho factor para adecuarlo al nivel de endeudamiento de las empresas.

donde: rp es la prima por riesgo país


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Adicionalmente es conveniente tener en cuenta algunas diferencias entre el mercado de Estados Unidos que sirve de base para el cálculo de los betas y el mercado colombiano:

- el mercado americano tiene muchos más años de desarrollo que el nuestro,- las tarifas allá son reguladas principalmente por el método de tasa de retorno,

aquí la metodología propuesta propone establecer precios máximos.

Por lo tanto para aplicar el factor beta se plantea incrementarlo de tal forma que se reconozca la diferencia de las metodologías de remuneración, con una prima de negocio mayor para las empresas colombianas.

Como aproximación de la tasa de retorno del mercado generalmente se toma el índice accionario S&P 500 o el New York Stock Exchange Index para un periodo suficientemente largo que incluya varios de los ciclos económicos que se han generado en la historia. Las firmas especializadas consideran que a partir de 1926 se tienen datos financieros de calidad.

2.2.1.3.3 Prima Riesgo País

La prima por riesgo país se puede estimar a partir de los spreads de los bonos de deuda soberana colombiana respecto a los del tesoro americano. Para definir este valor se tienen los Spread de cada uno de los bonos emitidos por el estado colombiano.

2.2.1.4 Tasa de Retorno Real

Para estimar una tasa de retorno real se hace el ajuste con la inflación de los Estados Unidos, con lo que se obtiene en definitiva una tasa de retorno en constantes y antes de impuestos.

La inflación en dólares del año 2003 fue de 1.88% y la de 2004 fue de 3.26%. El Federal Reserve Bank of Philadelphia de los Estados Unidos realiza periódicamente encuestas con el fin de conocer los estimativos de algunas entidades financieras para las principales variables macroeconómicas de los Estados Unidos, entre ellas el índice de precios al consumidor para los siguientes diez años. En la encuesta desarrollada en diciembre de 2004 este valor se estima en 2.5%.

2.2.1.5 Resultados

El Cuadro 1 muestra las fuentes consultadas para definir los valores de cada una de las variables utilizadas en el cálculo del costo promedio ponderado de capital:


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Cuadro 1. Fuentes Consultadas para las Variables del Cálculo

Variable Descripción Fuente

wd + we = 1 Composición Deuda / Capital

Práctica financiera, Otras regulaciones, Estados Financieros

rd Costo de Deuda Superintendencia Bancada. Tasa Crédito Preferencial 2003-2004

n Tasa Libre de Riesgo Reserva Federal de Estados Unidos. Bonos 20 años. 2003-2004

beta: Coeficiente para Riesgo del Negocio Ibbotson SIC 492

ca Prima de riesgo del Mercado

Ibbotson y cálculos CREG 1926-2004

rP Riesgo País J.P. Morgan EMBI Global Colombia. 2003-2004

2.2.1.6 Ajuste del Factor Beta

Los valores de Beta a utilizar son tomados de información proveniente principalmente de empresas de los Estados Unidos, por lo tanto para su utilización en Colombia se propone hacer un ajuste sobre dicho parámetro.

La diferencia principal radica en el tipo de regulación aplicable a las empresas en Estados Unidos que es predominantemente por tasa de retorno. En consecuencia, dado que la propuesta para remunerar la prestación del servicio de Energía Eléctrica hace referencia a precios máximos (price cap) es adecuado reconocer un valor adicional sobre dicho factor que reconozca esta diferencia metodológica.

Un ejercicio realizado para empresas de telecomunicaciones mostró diferencias de 0.2 en el factor beta entre empresas reguladas por precio máximo y otras reguladas por tasa de retorno. Por lo tanto se propone acoger este mismo ajuste para el factor Beta una vez se le haya quitado el efecto del apalancamiento ocasionado por la estructura deuda/capital de las empresas consideradas en su cálculo.

2.3 CRITERIOS DE EFICIENCIA PARA REMUNERAR LA INVERSIÓN.

La aplicación de criterios de eficiencia se basa en la obligación legal que tiene el regulador de evitar que el usuario termine pagando costos ineficientes en la prestación del servicio, los cuales usualmente se relacionan con mala gestión en la planeación del sistema. Por esta razón, una buena forma de aproximarse a la aplicación de criterios de eficiencia es a través de mecanismos que establezcan el


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uso eficiente de los activos de la empresa, máxime cuando los ingresos de la misma se fijan a partir de la valoración de dichos activos.

Para establecer que los activos son los adecuados, es decir, que la inversión reconocida refleja el buen uso que haga la empresa de los mismos en relación con su costo, se pueden analizar de manera particular, uno a uno, los activos y valorar su uso eficiente, en cuyo caso los criterios se aplican de forma más rigurosa. Este mecanismo exige tener unas bases de datos individuales completas en las que se determine el uso de cada activo que se quiere evaluar, por ejemplo estableciendo la carga máxima anual o el flujo de energía anual por el activo. La aplicación de criterios de eficiencia como estos es la ideal pero implica costos para obtener y mantener la información.

Otra forma de aplicar los criterios de eficiencia para el uso de los activos, consiste, no en valorar los activos reales de la empresa sino, en diseñar una empresa ideal eficiente que cubra el mismo servicio y valorarle a esa empresa los activos que requeriría para la atención eficiente de sus usuarios. Esa no es la forma en la que el regulador desde 1997 decidió aplicar los criterios de eficiencia en distribución de energía eléctrica, razón por la cual no fue considerada en este nuevo período tarifario. No obstante, es una técnica usada en muchos países, que adecuadamente probada, podría ser considerada en un futuro.

Cuando no se tiene información completa sobre el uso individual de los activos, se utilizan técnicas que observan el comportamiento promedio de las empresas. Medidas como el costo de inversión anualizada total, variabilizada con la demanda, resultan ser índices que miden el uso promedio de los activos por parte de la empresa. Al tratarse de un valor promedio por empresa, es posible que muchas de las ineficiencias de la empresa se puedan disfrazar dentro del promedio, pero si la ineficiencia es sistemática, queda aceptablemente capturada en el promedio. De otro lado, para establecer la meta de eficiencia con la cual se compare la empresa, se pueden usar métodos comparativos (Benchmarking), que son más o menos exigentes y que comparan esos promedios entre empresas, nacionales o extranjeras. Para el caso colombiano se optó por comparaciones únicamente entre empresas colombianas a fin de no hacer exigencias que no consideraran aspectos particulares de la distribución en Colombia (topología de la red, pérdidas técnicas, niveles de tensión, configuración de subestaciones típicas, etc.)

Dentro de los mecanismos para tratar eficiencia a través de índices promedios por empresa, los más exigentes son los métodos tipo Frontera de Eficiencia (DEA) que comparan las empresas con las más eficientes comparables. En términos estadísticos esto correspondería a buscar el extremo izquierdo de la cola de la distribución de índices promedio de las empresas comparables. Un segundo método, este si, de tipo puramente estadístico, consiste en fijar el criterio eficiente en el valor medio de los índices de todas las empresas (un promedio de los índices promedios.) Dado que este promedio de índices incluye tanto empresas eficientes como ineficientes, el promedio resulta ser equitativo en la fijación del límite eficiente e


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incluso algo relajado por tratarse de promedios de promedios. Criterios más laxos aún pueden establecerse, y permiten fijar el límite por encima del promedio; estos criterios se usan, cuando, como en el caso colombiano, muchas empresas han tenido una historia de no mucha eficiencia, en razón del manejo no muy técnico de la expansión en el pasado y el regulador decide dar una transición hacia un esquema de exigencia máxima.

En desarrollo de lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 la Comisión debe fijar criterios de eficiencia para remunerar la inversión.

Para los Niveles de Tensión 3 y 2 se propone aplicar un criterio económico comparable con el contenido en la regulación tarifaria aplicada para el SIN en el período 1998-2002, para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica. Es así como, a partir de los costos anuales de la inversión por unidad de energía, para cada una de las empresas se encuentra un costo anual máximo admisible. Este valor o costo máximo está relacionado con la infraestructura estándar requerida por unidad de energía transportada, siendo el costo ubicado en el percentil 57, que refleja la media más una desviación estándar de la muestra, una buena aproximación al criterio de utilización de la infraestructura de transporte. Así, para aquellas empresas cuyos costos índices anuales de inversión por unidad de energía son superiores al límite establecido por comparación con las demás empresas, como eficiente, se establece que dada la inversión ejecutada los activos no están siendo utilizados eficientemente, pero se garantizan los recursos para su operación y mantenimiento, buscando asegurarla continuidad en la prestación del servicio.

En esta metodología no se determinan de manera particular las inversiones ineficientes, sino que, al hacer un cálculo global de costos anuales de inversión, se están promediando por empresa las eficiencias y las ineficiencias, de tal forma que solo resultan acotadas las empresas cuya gestión promedio es ineficiente. No puede establecerse de manera contundente que un determinado activo o grupo de activos es el causante de la ineficiencia, sino que se trata de una comparación global, es decir, de una medida única del desempeño general de la empresa.

Con base en los criterios anteriormente expuestos y la información existente a nivel nacional, la Comisión calculó Cargos Máximos Eficientes por Nivel de Tensión, que aunque no incluyen información de las redes existentes en el Archipiélago, se considera que dichas redes tienen características similares a las de los Operadores de Red en el SIN tenidas en cuenta para dichos cálculos, con lo que se entiende que los Cargos Máximos Eficientes de los Niveles de Tensión 2 y 3 son perfectamente aplicables como criterios de eficiencia para el sistema existente en el archipiélago.

Este procedimiento permite continuar aplicando un criterio de eficiencia sobre la inversión, pero reconociendo en todos los casos, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para todos los activos del sistema, con lo que se asegura la continuidad en la prestación del servicio.


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Adicionalmente, cabe anotar que, dado que los niveles de eficiencia estadísticos se aplican al costo índice de inversión, el hecho de que una empresa quede acotada no puede atribuirse ni a la baja demanda ni a la existencia de inversión en un activo particular, debido a que toda la inversión se suma al igual que toda la demanda de la empresa. Esta consideración les permite a las empresas compensar parte de su ineficiencia en algunos equipos y sistemas, con eficiencias logradas en la utilización de otras inversiones. En otras palabras, no es técnicamente posible, ni es propósito de la metodología, develar la participación que en la eficiencia tienen equipos o demandas particulares dentro de sectores de cada empresa.

La metodología de cálculo de los Costos Medios de Inversión y de AOM en el Nivel de Tensión 1, considera la eficiencia de cargabilidad de transformadores de distribución (42% en demanda máxima), así como el calibre del conductor económico adecuado para transportar la energía demandada que representara el mínimo valor considerando tanto la inversión de las redes como las pérdidas de energía en cada caso.

2.4 ANÁLISIS DE GASTOS EFICIENTES DE AOM EN DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

2.4.1 Introducción

Dentro de los temas abarcados en el estudio realizado por Eduardo Barrera - KEMA Consulting, estuvo la valoración de los costos asociados con las labores de Administración, Operación y Mantenimiento.

A continuación se resume la metodología de evaluación de los costos eficientes realizados por el consultor:

2.4.2 Metodología de cálculo de AOM propuesta por el consultor.

Los costos AOM de acuerdo con lo expresado por el consultor están compuestos por los siguientes aspectos:

• Costos de personal (directos de distribución y compartidos con otras dependencias)

• Costos de Operación y Mantenimiento propios de distribución (vehículos, comunicaciones e instalaciones)


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Para establecer los costos eficientes de capital de distribución se consideraron lossiguientes criterios:

• Adoptar como "Red de Distribución Eficiente" (RDE) la red existente con plena incorporación de los proyectos del PLANIEP y sustitución de los tramos de redes de APL que reemplazan dichos proyectos.

• Calcular las cantidades de obra correspondientes a la RDE.

• Valorar la RDE a costos de reposición a nueva actuales, a partir de costos unitarios de equipos, materiales y mano de obra propios de la isla de San Andrés, basados en presupuestos de obras recientemente ejecutadas por APL, cotizaciones recientes y en los presupuestos de los proyectos que serán financiados con recursos del FNR.

• Costos de vehículos, equipos de comunicaciones, edificios y equipos de oficinas a partir de costos de reposición a nuevos de estos elementos y de costos actualizados del inventario contable de APL.

Para establecer los costos de Operación y Mantenimiento se utilizaron prácticas y eficiencias normales para este tipo de actividades en condiciones ambientales extremas en materia de contaminación salina. Los costos directos de personal se establecieron para una empresa modelo distribuidora y comercializadora con una estructura orgánica más simple y eficiente que la actualmente existente en APL, según se muestra más adelante. Los costos compartidos de personal se asignaron a los negocios de comercialización y distribución utilizando porcentajes que toman en cuenta las características propias de estas actividades dentro de una empresa verticalmente integrada al término del contrato CORELCA-Sopesa.

2.4.2.1 Gastos de Operación y Mantenimiento Eficientes

Para la determinación de los costos AOM de distribución y comercialización eficientes se asignaron todos los costos de la empresa a estas dos actividades y se determinaron los costos propios de ambas, consistentes en costos directos de personal, costos de O&M propios y costos compartidos con otras áreas de la empresa. A continuación se describe el proceso para determinar cada uno de estos costos.

• Costos compartidos

Los costos compartidos comprenden costos de personal y los demás gastos de funcionamiento de las dependencias de la empresa distintas de comercialización y distribución.

Para determinar los costos de personal se diseñó una estructura orgánica mínima para una empresa distribuidora-comercializadora con las características que requiere la prestación del servicio en las islas.


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La estructura orgánica y asignación de personal responde a las siguientescaracterísticas y principios:

1. En general, se busca una organización plana en la cual, la estructura jerárquica fundamentalmente se delimita hasta el nivel de Jefe de División. En el nivel inferior, se proponen grupos de trabajo bajo el mando de coordinadores, ingenieros o profesionales, según el caso. En este sentido, de la Gerencia quedan dependiendo tres Divisiones: Comercial, Técnica y Administrativa y Financiera. No se ha considerado necesario que la operación de Providencia esté a nivel de División.

2. La Gerencia cuenta con el apoyo de tres grupos directamente adscritos a esta dependencia: Control Interno, Jurídica y de Sistemas y Planeación, con un personal mínimo (un coordinador, dos profesionales, un técnico y una secretaria/auxiliar). El grupo de Sistemas y Planeación (con un ingeniero de sistemas y un técnico) mantienen el sistema de información comercial e información financiera, y prestan apoyo a las demás áreas, incluyendo el apoyo en la elaboración del Plan de Gestión.

3. La actividad de comercialización está bajo la dirección de un Jefe de División, organizado en tres grupos de trabajo típicos: Cartera; Facturación, Corte y Reconexión; y Peticiones, Quejas y Reclamos (PQR) con un total de 15 personas. Las labores de comercialización en Providencia son desarrolladas por el personal de distribución dado su poco requerimiento de tiempo.

4. La actividad de distribución está organizada en cuatro grupos: Mantenimiento, Pérdidas, Operaciones y Providencia, con un total de 31 personas.

• El grupo de mantenimiento, compuesto por 11 personas, se encarga del mantenimiento de las redes de San Andrés que incluye además del mantenimiento correctivo de las redes aéreas y subterráneas, el mantenimiento preventivo de lavado de aisladores, drenaje de cajas y poda de malezas y ramas. El personal de las cuadrillas de mantenimiento colabora también en actividades de comercialización tanto en San Andrés como en Providencia.

• El grupo de pérdidas, compuesto por cinco personas, encargado del control de pérdidas no técnicas (las cuales constituyen uno de los problemas más críticos de la empresa) , revisión de instalaciones y detección de fraudes entre otras labores.

• El grupo operativo encargado de la operación de las redes de distribución primarias y secundarias de San Andrés compuesto por 6 personas así: Un ingeniero electricista jefe del grupo, dos cuadrillas conformadas por un electricista de primera y uno de segunda quienes se encargan también en forma rotativa de la conducción del vehículo y un técnico en sistemas encargado del manejo y análisis del sistema eléctrico y de facturación con el programa SPARD


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* El grupo Providencia encargado de la operación y mantenimiento del sistema de distribución y de las labores comerciales de esta isla con un total de 7 personas.

5. La división Administrativa cuenta con 11 personas organizadas en cuatro grupos: contabilidad, tesorería, almacén y relaciones industriales. Las compras las realiza un comité de compras cuya conformación debe estar reglamentada por los estatutos de la empresa, el cual contará con la coordinación del Jefe de División y el apoyo de un auxiliar.

Los costos de personal de las dependencias distintas a comercialización y distribución incluyen también los gastos y suministros de las demás dependencias que se obtuvieron con base en costos reales de APL en el año 2001. Los porcentajes se asignaron a las actividades de comercialización, distribución y generación, suponiendo que existiera integración vertical. Para la asignación de los porcentajes se tuvo en cuenta lo siguiente:

• Hasta el presente no se han fijado criterios de distribución de costos compartidos entre los diferentes negogios de empresas integradas. Por lo tanto, esta asignación se hace según el criterio de cada empresa con valores que van desde el 15% hasta el 82% de gastos administrativos asignados al negocio de distribución

• Para cada rubro de los gastos compartidos se tuvo en cuenta, en opinión del consultor, en qué medida cada actividad demandaba los servicios de apoyo respectivos.

• De acuerdo con lo anterior y como se puede observar el mayor peso (entre el 60- 70%) se le asignó al negocio de comercialización dado el volumen de apoyo que requiere la interacción con los usuarios desde todo punto de vista.

• Otros gastos

Los otros gastos ( administración, suministros y seguros) se determinaron con base en datos actuales del costo de estos servicios.

• Terrenos

Los costos correspondientes a terrenos se determinaron mediante un canon equivalente al 12% del valor ajustado que aparece en el inventario de activos de APL a Mayo de 2002 y se asignaron porcentajes a cada negocio así: Comercialización 20%, Distribución 60% y Generación 20%.

El resumen de los cálculos de costos de AOM y Capital asociados al negocio de Distribución, de acuerdo con el Consorcio Eduardo Barrera - Kema Consulting. Se puede observar en el siguiente cuadro. La propuesta del consultor se resume a continuación, pero en estos cálculos se han hecho algunas correcciones dado que


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existían algunos errores de trascripción en la propuesta final presentada a la Comisión.

DescripciónCostos anuales Distribución - RED EFICIENTE

($ millones mayo de 2002)NIVEL 1 NIVEL II NIVEL III TOTAL

Gastos de PersonalGastos directos de distribución San Andres Gastos directos de distribución Providencia Subtotal gastos directos de personal Gastos compartidos

O&M vehículos, comunicaciones instalaciones SAI O&M vehículos, comunic. instalaciones Providencia TOTAL GASTOS AOM DISTRIBUCION

189.14 151.31 37.83 378.2848.68 48.68 97.36

237.82 190.25 37.83 465.90122.55 98.04 24.51 245.10

77.51 62.01 15.50 155.0239.35 39.35 0.00 78.70

477.23 389.65 77.84 944.72

CARGOS DE CAPITAL DISTRIBUCIÓNNivel III SAIProvidencia Nivel II SAIProvidencia Nivel I SAIProvidenciaEdificiosSAIProvidenciaVehículosSAIProvidenciaComunicacionesSAIProvidenciaSubtotal infraestructura eléctrica Muebles, equipos y herr., común., software

TOTAL CARGOS DE CAPITAL

1,115.19 1,115.190.00

1,152.96 1,152.96231.34 231.34

1,205.20 1,205.20159.74 159.74

67.51 67.5148.42 48.42

39.94 31.95 7.99 79.8826.54 26.54 0.00 53.08

7.02 5.62 1.40 14.043.71 3.71 0.00 7.42

1,558.08 1,452.12 1,124.58 4,134.7880.47 80.47 160.94

1,638.55 1,532.59 1,124.58 4,295.72

TOTAL CARGOS ATRIBUIBLES A DISTRIBUCIÓN 2,115.78 1,922.24 1,202.42 5,240.44

De las cifras del cuadro anterior, se pueden calcular los gastos de AOM, con relación a los costos de capital del negocio de distribución, lo que resulta:


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Costos de AOM respecto de los costos de capital en DistribuciónNIVEL 1 4.0%NIVEL 2 3.5%NIVEL 3 0.9%

2.4.3 Análisis de la propuesta del Consultor.

Los resultados presentados por el consultor, permiten realizar las siguientesobservaciones:

• Las vidas útiles que se utilizan son diferentes a las establecidas en la metodología de remuneración, mediante las Unidades Constructivas, principalmente porque el consultor considera que para tener en cuenta la condición de salinidad se debe remunerar el activo con una vida útil más corta, mientras que la metodología seguida por la comisión ha sido asociar una vida útil igual para todas las áreas del país y reflejar el impacto de la salinidad, mediante el reconocimiento de un mayor porcentaje del valor de mantenimiento que se reconoce a los activos que no se encuentran expuestos a condiciones salinas.

• El costo del capital, calculado por el consultor es de 10%, en tanto que el resultado de los análisis planteados en el documento CREG 022 de 2002 “Costo Promedio de Capital: Metodología de Cálculo para la Distribución de Energía Eléctrica y Gas Combustible por Redes”, establecen que este valor debe ser calculado para los niveles de tensión 1, 2 y 3. Se recomienda utilizar el procedimiento adoptado por la Comisión para estimar la tasa de descuento aplicable a la actividad de distribución eléctrica.

• En el documento del consultor no existe ningún estudio que permita deducir la proporcionalidad entre la disminución de la vida útil de un activo determinado y las condiciones de salinidad.

• Adicionalmente el consultor considera los terrenos como parte de los gastos de AOM, dentro de la metodología propuesta estos terrenos serán reconocidos dentro de los activos no eléctricos.

2.4.4 Propuesta.

Adicional a lo anterior, se efectuó la verificación inicial del porcentaje que representael valor de AOM del valor de los activos en el estudio elaborado por el Consultor,


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comparándolos con los porcentajes establecidos en la regulación del SIN. Los valores son muy similares y por lo tanto se recomienda mantener los factores considerados en la regulación del SIN.

Por otra parte para reconocer las condiciones de salinidad en la isla se propone utilizar los mismos factores de reconocimiento sobre los gastos AOM que está siendo utilizado en el SIN. Así como ha sido considerado en otros análisis del SIN se propone incorporar los ajustes necesarios según el resultado que arrojen los estudios que sobre corrosión evidencien una disminución de la vida útil de los activos y su correspondiente correlación con los ambientes que la causen, , al momento en que se cuente con dicha información, siempre y cuando se encuentre disponible antes de emitir la resolución definitiva.

Por lo anterior se propone a la Comisión adoptar como fracción máxima del costo de reposición que se reconoce como gasto anual de administración, operación y mantenimiento los siguientes factores por nivel de tensión:

Nivel de Tensión %2 43 2

Para reconocer las condiciones de salinidad, se debe adicionar un factor de 0.5% a los valores presentados en los niveles de tensión 2 y 3.

El valor a reconocer para Nivel de Tensión 1, se estableció con otra metodología de cálculo. Dicha metodología para la determinación de gastos AOM en el Nivel de Tensión 1 se desarrolla en un aparte diferente de este documento.

2.5 METODOLOGÍA PARA DEFINIR EL ÍNDICE DE PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

Las Leyes 142 y 143 de 1994 establecieron que el régimen tarifario estaría orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. Para tal fin, se le dio la competencia a la Comisión de fijar fórmulas tarifarias que cumplieran los criterios señalados. En desarrollo de este mandato, la Comisión de Regulación de Energía y Gas introdujo en el esquema tarifario el reconocimiento de las pérdidas eficientes de energía eléctrica.

Las pérdidas técnicas son debidas a aspectos relacionados con el diseño, la planeación, la construcción y la operación del sistema eléctrico, siendo generadas en conductores, transformadores y equipo eléctrico. Las pérdidas No Técnicas son, por el contrario, resultado en gran medida, de ineficiencias en las prácticas administrativas y comerciales, errores en la medición, robo y fraude.


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En lo que concierne con el análisis de las pérdidas en el trabajo desarrollado por el Consorcio Eduardo Barrera - KEMA Consulting, se hizo una evaluación de las pérdidas del Archipiélago como a continuación se establece:

2.5.1 Metodología de cálculo de Pérdidas propuesta por el consultor

2.5.1.1 Perdidas Técnicas Actuales.

De acuerdo con lo entregado por el consultor, si bien existen varias formas de clasificar las pérdidas técnicas, para el sistema de distribución de San Andrés se consideraron, de acuerdo con la información disponible, dos grupos básicos: pérdidas asociadas con la variación de la carga y pérdidas cuyo comportamiento es prácticamente independiente de la carga.

• Pérdidas Técnicas Asociadas con la Variación de la Carga

Estas pérdidas están asociadas con la conducción de energía eléctrica y dependen de la magnitud de las corrientes que circulan por los elementos constitutivos del sistema. Para las islas básicamente se dividió el sistema por nivel de tensión, así:

Sistema de distribución de 34,5 kV Circuitos primarios 13.2 kV y13 .8kV Circuitos secundarios 208/120 V

Para cada nivel de tensión se construyeron las curvas de duración de carga a partir de los registros diarios disponibles y se aproximó su comportamiento en tres grupos o escalones de acuerdo con el área bajo la curva que corresponde a la energía asociada al sistema. Los escalones corresponden a condiciones de alta, media y baja carga.

Para cada uno de los tres niveles de carga se calcularon las pérdidas de potencia utilizando flujos de carga. La estimación de las pérdidas de energía se hizo integrando estas pérdidas de potencia de acuerdo con su duración.

Se simuló, mediante flujos de carga, el comportamiento de 6 circuitos primarios de San Andrés (42%) y la totalidad de los circuitos de Providencia (2 circuitos). Teniendo en cuenta que las pérdidas de potencia asociadas con el transporte eran muy pequeñas, menores al 3% de la electricidad transportada en cada circuito, y que los resultados de los flujos son del mismo orden de magnitud que los estimados concentrando la carga en un punto del alimentador, se optó por estimar las pérdidas


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para los restantes circuitos de San Andrés mediante esa aproximación, la cual constituye un caso de condición de carga extrema del alimentador.

Las pérdidas técnicas de los circuitos secundarios se estimaron de la siguiente forma:

Se asignó una longitud de red proporcional a la capacidad de los transformadores de APL.Se estimó la carga de cada transformador repartiendo la demanda máxima del circuito entre todos los transformadores conectados (particulares y propios de APL).Se concentró la carga estimada al final de la longitud asignada Las pérdidas de potencia se calcularon mediante la expresión: 3 l2R Las pérdidas de energía se evaluaron considerando constantes las pérdidas de potencia durante cada período.

• Pérdidas Técnicas Constantes con la Demanda

Estas pérdidas se presentan básicamente en los transformadores del sistema eléctrico y su comportamiento es independiente del nivel de carga del transformador.

Con base en la información recolectada en el levantamiento se determinó el número y la potencia de los transformadores que componen el sistema y para la estimación de estas pérdidas “fijas” se consideraron las pérdidas de vacío establecidas en las normas ICONTEC 818 y 819, para las diferentes capacidades de los transformadores existentes en las islas.

2.5.1.2 Metodología para Estimar las Pérdidas No Técnicas

Las pérdidas no técnicas se determinaron como la diferencia entre las pérdidas globales calculadas con base en los balances de energía y las pérdidas técnicas estimadas mediante el proceso antes descrito.

Teniendo en cuenta que la información disponible es muy escasa, para su desagregación se siguió la metodología que presenta el estudio preparado para la CREG, por Ceri y PS Technologies sobre pérdidas de energía eléctrica en el sistema eléctrico Colombiano y se basa en la aplicación de la siguiente ecuación:


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Indice de Pérdidas

( % )

Energía de Entrada

Energía de Salida

EnergíaEntrada

Los grupos en los cuales se desglosaron las pérdidas no técnicas son:

Pérdidas por conexiones ilegales Pérdidas por fraude Pérdidas administrativas Pérdidas en procesos de medición

Para la clasificación se usó la metodología del estudio mencionado y la información del Departamento de Redes de APL. Para cada isla se consideraron sus situaciones específicas.

2.5.1.3 Resultados del cálculo de Pérdidas para San Andrés y Providencia.

Los resultados de los análisis realizados por el consorcio para el mes de junio de 2002, se resumen en la siguiente tabla:

Concepto San Anc rés Providencia(MWh) % (MWh) %

Energía Disponible 12718540.00 584780.00Pérdidas Totales 3635042.00 28.58 120489.00 20.60Pérdidas Técnicas 747103.00 5.87 28398.00 4.86Pérdidas no Técnicas 2887939.00 22.71 92091.45 15.75

El consultor en su análisis calculó las pérdidas totales a junio de 2002 mediante el balance energético lo que arrojó las cifras de 28.58% para San Andrés y 20.60% para Providencia, esto es, un valor promedio ponderado de 28.23% para el Archipiélago. Estas cifras presentadas por nivel de tensión son:

Pérdidas por Nivel de Tensión(kWh)

Nivel de Tension San Andrés Providencia Total

nivel 3 276,270 276,270nivel 2 146,172 2,238 148,409nivel 1 324,661 26,160 350,821TOTAL 747,103 28,398 775,500


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El nivel de pérdidas a reconocer en el período tarifario debe ser tal que si bien consulte ciertas realidades de la región en la que se está prestando el servicio, también proteja a los usuarios de las ineficiencias de la empresa, a la vez que incentive al OR a reducirlas con el propósito de mejorar sus ingresos.

Mayores pérdidas que las reconocidas en el índice implica un menor ingreso del que se obtendría si tuviera las pérdidas ajustadas al mismo, o en caso de tener menores pérdidas reales, tendría un mayor ingreso como consecuencia de su eficiencia en el control de las mismas.

En otras palabras, la energía perdida y no reconocida, tiene asociado un costo de oportunidad para el OR y corresponde a la no facturación del cargo de distribución por la energía perdida.

2.5.1.4 Propuesta del Consultor sobre Niveles de Pérdidas Eficientes

El Consorcio Eduardo Barrera - Kema Consulting, presenta los valores de pérdidas recomendados para la fracción de pérdidas que se debe reconocer en cada uno de los niveles de tensión del Archipiélago, de acuerdo con las condiciones actuales de pérdidas y las calculadas para un sistema eficiente y los valores recomendados para sistemas similares en el interior del país, recalcando que todos los circuitos de distribución se consideraron construidos en zonas urbanas. En la siguiente tabla se presenta la propuesta por Niveles de Tensión.

AñoNiveles de Pérdidas Recomendados

Nivel de Tensión 3 Nivel de Tensión 2 Nivel de Tensión 1Sin acumular Acumuladas Sin acumular Acumuladas Sin acumular Acumuladas

0 2.17 2.17 1.15 3.32 6.68 10.001 2.17 2.17 1.15 3.32 6.21 9.532 1.87 1.87 1.15 3.02 5.75 8.773 1.57 1.57 1.15 2.72 5.28 8.004 1.27 1.27 1.15 2.42 4.81 7.23

2.5.2 Asignación de responsabilidad en las Pérdidas

A continuación se definen los niveles de pérdidas económicamente eficientes, así como la senda que debe seguirse para pasar de los niveles existentes a los niveles eficientes, de manera que los agentes sean compensados por su gestión a la vez que se responsabilizan de las pérdidas que están por encima del nivel de eficiencia. Esto supone la separación y reconocimiento, tanto de pérdidas Técnicas como No Técnicas, así como la asignación de responsabilidades por tipo de pérdidas entre el distribuidor y los comercializadores. En este sentido, si la responsabilidad de la línea recae sobre el operador de red, las pérdidas Técnicas en su totalidad son asignadas al Distribuidor dado que éste realiza la planeación, mantiene y opera la red, independientemente de la responsabilidad comercial.


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En el caso de las pérdidas No Técnicas, se determinó que la responsabilidad es compartida entre los agentes. Para ello estableció el grado en que los componentes de las Pérdidas No Técnicas explican su comportamiento como se muestra en el siguiente gráfico:

A continuación se presenta la asignación de responsabilidades por agente, sobre los componentes de las pérdidas No Técnicas:

Responsabilidades de las Pérdidas de Energía por AgenteConcepto Distribuidor Comercializador

Conexiones Ilegales 100%Fraude 50% 50%Zonas Rojas 50% 50%Fallas en Administración 100%Fallas en contadores 100%

Al evaluar el comportamiento de las pérdidas por zonas, se evidencian diferencias fundamentales dependiendo de los sistemas eléctricos. Los dos principales factores que influencian las pérdidas en el sistema de distribución son: i) el diseño del sistema (nivel de voltaje, tamaño de los conductores estándares de construcción) y ii) la densidad.

El nivel de pérdidas óptimo, es aquel que las empresas deben recuperar de sus clientes a partir del balance existente, de un lado, entre los menores costos por pérdidas Técnicas y No Técnicas y de otro, del aumento en los costos de capital para su control, el incremento en los costos de auditoria y el costo de mejoramiento de prácticas administrativas.

2.5.3 Propuesta.

La propuesta para la Comisión define el nivel de pérdidas de energía eléctrica para el negocio de distribución. Con la aplicación del criterio de eficiencia en pérdidas, se busca alcanzar los siguientes objetivos:

- No trasladar al usuario los costos asociados con las ineficiencias del OR.

- Establecer una senda temporal sobre el nivel de pérdidas, que permita dar señales de eficiencia a la empresa. Con base en esta senda, el OR podrá definir la estrategia para valorizar su negocio.

- Asignar responsabilidades tanto al Distribuidor como al Comercializador sobre la gestión y el control de las pérdidas.


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Responsabilidades del Distribuidor

Concepto Responsabilidad del Distribuidor

Pérdidas Técnicas 100%

Conexiones Ilegales 100%

Fraude 50%

Conexiones Ilegales: El distribuidor es el responsable de la red y es quien ejecuta las labores de reposición y mantenimiento, lo que le proporciona el conocimiento y acceso sobre conexiones ¡legales. Las conexiones de este tipo normalmente son realizadas en la red de distribución y es el OR el que debe verificar que cada usuario que se conecte, cumpla con los requisitos de conexión y que toda la energía que circula por su red, pague los cargos de transporte. Estas conexiones generalmente se perciben a simple vista tanto en redes de Nivel de Tensión 1 como de Nivel de Tensión 2.

Fraude: Considerando que el fraude puede realizarse tanto en el medidor como en la red, la gestión del mismo es compartida por los dos agentes. El fraude puede consistir en alterar el medidor o la acometida, es decir que puede ser anterior (afecta al distribuidor) o posterior (afecta al comercializador) al medidor.

Zonas Rojas: Las pérdidas originadas por condiciones socioeconómicasrelacionadas con el orden público, escapan al ámbito de la regulación.

Variables tales como el riesgo país dentro de la tasa de rentabilidad utilizada para el cálculo del cargo regulado para la actividad de distribución, pueden considerar estas situaciones.

2.5.3.1 Senda de pérdidas.

Se considera que la determinación de una senda al inicio del período tarifario, para llegar a las pérdidas óptimas, constituye una señal de largo plazo, tanto para el Distribuidor como para el Comercializador. Una señal de largo plazo le permite a los agentes diseñar estrategias coherentes con las señales regulatorias, racionalizando de esta manera sus decisiones empresariales.

Este planteamiento es aún más relevante si se considera que los programas de reducción de pérdidas son de largo plazo y por ello, se plantea una senda de cinco años para mejorar y controlar las pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1, de tal

2 Como capacidad de transformación urbana se consideran los grupos de calidad 1, 2 y 3; y para el sector rural el grupo 4 de calidad.


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manera que al final de dicho período éstas correspondan con las pérdidas técnicas encontradas más las pérdidas no técnicas no gestionables.

2.5.4 Análisis de las pérdidas propuestas por el consultor y cálculo de Pérdidas Técnicas.

Las pérdidas técnicas calculadas mediante flujos de carga por la firma consultora, presentan resultados poco consistentes, ya que si se tiene en cuenta que toda la energía que se genera en las islas es transportada a través de líneas del Nivel de Tensión 3 y esta a su vez se transforma en su totalidad al Nivel de Tensión 2 para posteriormente ser entregada a los usuarios en el Nivel de Tensión 1, no pareciera tener lógica que las pérdidas en el sistema de 34.5 kV (Nivel de Tensión 3), que no tiene usuarios asociados y sólo cuenta con 7.7 km, sean casi el doble de las pérdidas técnicas que se encuentran en el Nivel de Tensión 2, en el que se cuenta con mas de 87 km. de red.

Por lo anterior, con base en la información básica recopilada por el consultor se procedió a calcular los índices de pérdidas técnicas en los niveles de tensión 2 y 3.

Con base en las curvas de duración de carga y la potencia demandada del sistema, presentadas por el consultor, las características técnicas de los conductores existentes (calibre y longitud) y las capacidades de los transformadores 34.5/13.2 o 13.8 kV, se calcularon las perdidas técnicas representadas por las causadas en los conductores por el transporte de la corriente y las correspondientes a las del hierro y el cobre en los transformadores.

Para el Nivel de Tensión 1, se propone mantener las pérdidas de energía consideradas en la resolución CREG 082 de 2002, las cuales contienen la propuesta de reconocimiento de pérdidas adicionales a las exclusivamente técnicas, teniendo en cuenta igualmente la senda de cinco años anteriormente comentada.

Si bien, buena parte de las pérdidas No Técnicas obedecen a un comportamiento relacionado con la situación social, cultural y económica que propicia que una proporción de los usuarios decida actuar ilegalmente a través de la defraudación, la responsabilidad de la reducción o eliminación de las mismas están asignadas tanto al comercializador como al Operador de Red, sin embargo esta labor requiere de una gestión gradual de las empresas y de la sociedad misma a fin de eliminarlas. El 50% de las pérdidas No Técnicas son atribuidas tanto a conexiones ilegales como a fraude, estas cifras deben ir disminuyendo hasta alcanzar las pérdidas eficientes de largo plazo.

2.5.5 Nivel de pérdidas a reconocer


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En el siguiente cuadro aparecen las pérdidas Técnicas por nivel de tensión las cuales serán reconocidas en todo el período tarifario:

Nivel de Tensión [%]

Nivel 3 0.7700Nlivel 2 3.4200Nivel 1 3.6833

En lo que concierne a las pérdidas No Técnicas, al igual que en el SIN, se considera que se logrará llegar al valor óptimo en 20 años, dada la conformación del mercado del Archipiélago se propone reconocer Pérdidas No Técnicas solo en el Nivel de Tensión 1, aplicando una senda en los próximos años como a continuación se presenta:

Perdidas No Técnicas a Reconocer

Año %0 3.991 3.342 2.703 2.064 1.42

Se propone a la Comisión reconocer las pérdidas por Nivel de Tensión que a continuación se presentan:

PeríodoNivel 3

(P3)Nivel 2

(P2)Nivel 1

(P1)

Año 0 0.77 3.42 7.67Año 1 0.77 3.42 7.03Año 2 0.77 3.42 6.39Año 3 0.77 3.42 5.75Año 4 0.77 3.42 5.10

El porcentaje de pérdidas a reconocer obtenido para el OR APL, será utilizado para estimar los cargos en cada nivel de tensión teniendo además en cuenta el flujo de energía que la empresa envíe para el cálculo de los cargos por uso.

2.6 PRODUCTIVIDAD

2.6.1 Factor de Productividad para la prestación del servicio en las islas.


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De acuerdo con lo escrito acerca del tema por el Consorcio Eduardo Barrera - Kema Consulting:

“En este sentido, el Consultor considera que los mismos principios que fundamentan la aplicación de factores de productividad con fines regulatorios para las empresas del SIN deberían aplicarse para el caso de las Islas:

• La distribución es monopólica y de un tamaño y condiciones similares a otras empresas pequeñas del SIN (por ejemplo, Tuluá, Cartago)

• La comercialización es monopólica y también presenta características similares a otras empresas del SIN tal como lo supone la resolución 073 - 1998.’’

Por otro lado, se tiene que la Regulación por Incentivos RPI - X, que es la característica principal del esquema de regulación por precios máximos, considera que al comienzo de cada periodo, el regulador establece unos precios eficientes que se actualizan con un índice de inflación (retail price Índex), y se descuenta un factor X que traslada a los usuarios parte de las mejoras esperadas en productividad que logran las empresas durante el periodo tarifario.

En la estimación de los precios eficientes se usan técnicas de benchmarking, las cuales permiten comparar analíticamente los resultados o actividades de una firma con aquellos de firmas similares. Estas técnicas permiten evaluar el grado relativo de desempeño de las empresas y cuantificar el margen esperadle de mejoras en su eficiencia.

Para el análisis y estimación de los precios eficientes en el SIN, la Comisión ha usado el método de frontera de eficiencia (Data Envelopment Análisis -DEA). Los métodos de frontera se basan en el concepto de que, dada una cierta muestra, las empresas deben ser capaces de operar en un nivel óptimo de eficiencia determinado por las empresas más eficientes de la muestra.

La frontera de eficiencia constituye la referencia con respecto a la cual se mide el desempeño de las empresas. La distancia de cada empresa a la frontera provee una medida de su (in)eficiencia. El DEA es un método no paramétrico que construye la frontera de eficiencia a partir de combinaciones lineales de las variables de las empresas más eficientes de la muestra. Es en esencia un análisis de entradas/salidas generalizado de manera rigurosa. Los modelos DEA pueden ser ajustados para que sean input - oriented o output - oriented.

El uso del Factor de Productividad en la fórmula de actualización del cargo de distribución no va en contravía del empleo de cualquier otra metodología que ajuste los costos del distribuidor a los niveles de eficiencia.


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En estos términos, se aclara que un aspecto es la eficiencia en el nivel de costos (eficiencia asignativa), y otra, las mejoras en productividad que pueden lograr las firmas a partir de los costos de eficiencia (eficiencia productiva). En esta forma, la Comisión da cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994 en relación con los criterios de eficiencia y el traslado a los usuarios de parte de las mejoras en productividad que alcanzan las empresas, tal y como se haría en un mercado en competencia.

Por otro lado, el factor de productividad X permite incorporar las reducciones en costos propias de cualquier empresa en cualquier sector, al precio final del bien o del servicio cuando éste es regulado. En condiciones normales de competencia, la empresa en procura de mejorar su situación competitiva, conduce los esfuerzos a reducir costos de producción y a trasladar estas reducciones a los precios de venta de sus bienes o servicios. No obstante, en un sector regulado, la competencia en precios a través del tiempo debe “simularse”.

Para la estimación del factor de productividad en la actividad de distribución de energía eléctrica, la Comisión de Regulación de Energía y Gas contrató a la Universidad EAFIT. Dicha entidad construyó un modelo de productividad general para la economía colombiana, en el período 1992 - 1999, en el que se estima una medida de la productividad (mediante índices de Torkvist) y variables relacionadas con el proceso productivo, con la dinámica del sector, y con la exposición a la competencia. Una vez construido el modelo, éste se aplicó - con información del año 2001 - a la actividad de distribución de energía eléctrica en el SIN.

Para verificar la consistencia de los resultados obtenidos en el modelo de productividad, el consultor realizó dos ejercicios adicionales. En el primero, a partir del análisis DEA calculó un índice de productividad de Malmquist, y en el segundo, estimó un modelo de fronteras estocásticas.

La hipótesis básica en el modelo de productividad fue la siguiente: las presiones competitivas y el afán de obtener ganancias por parte de las empresas, lleva a éstas a desarrollar incesantemente su potencial de crecimiento de la productividad. Ello se refleja en reducciones de costo que, o bien se transmiten al precio (cuando el entorno competitivo así lo determina), o bien permiten un incremento en el margen de ganancia (cuando existen barreras de entrada a nuevos competidores, y limitaciones a la competencia).

El potencial de crecimiento de la productividad depende, por su parte, de las características técnicas del proceso productivo (intensidad factorial, por ejemplo); de la dinámica del sector (su crecimiento relativo); y de las condiciones de competencia imperantes en el sector (concentración del sector, exposición de la competencia externa, etc).

En razón a que los ejercicios para verificar la consistencia de los resultados en el modelo de productividad estimado muestran resultados diferentes y no concluyentes,


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se recomienda escoger como factor de productividad el 50% del rango más bajo encontrado.

En estos términos, el potencial de mejora en productividad que pueden lograr las empresas de distribución de energía eléctrica en el siguiente período tarifario es 0.85% anual, y el factor X que se incorpora en la fórmula tarifaria 0.42%.

Se recuerda que los anteriores análisis fueron efectuados para el conjunto de empresas que pertenecen al SIN, pero, en ausencia de elementos que permítan evidenciar un tratamiento diferencial para los sistemas del archipiélago y, en la misma línea de la propuesta del consultor que evaluó su situación particular, se propone aplicar el valor de productividad establecido para las empresas del SIN, que se ubica en un 0.42% anual, aplicable a partir del segundo año de aplicación de los cargos.

2.7 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN ACTIVOS DE NIVEL 1.

El sistema de Nivel de Tensión 1 del Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, no presenta diferencias en cuanto a la constitución de las redes y utilización de los transformadores de distribución, con los analizados para el interior del país; por esta razón se determinó tomar los mismos valores reconocidos para el SIN.

Dado que contar con un inventario exhaustivo y actualizado en el Nivel de Tensión 1, para los Operadores de Red, es una tarea que requiere una alta dedicación en tiempo y en personal de la empresa, para efectos de hacer el reconocimiento de la inversión y los costos de Administración, Operación y Mantenimiento a este Nivel de Tensión, se hizo uso de modelos de circuitos típicos que tuvieran en cuenta las topologías existentes entre las empresas del SIN. Este trabajo fue desarrollado para la CREG por la firma Consultoría Colombiana, posteriormente fue ajustado por la Comisión, con los comentarios que se recibieron de todos los Operadores de Red.

El tratamiento de los valores reconocidos para Inversión y AOM considerados en el SIN pueden ser consultados en el aparte correspondiente del documento CREG 113 de 2002, el cual sirvió de soporte a la expedición de la Resolución CREG 082 de 2002 .

Es importante tener en cuenta las labores que son consideradas mantenimiento y las que se consideran reposición de activos, así:

• El valor de mantenimiento considerado para el Nivel de Tensión 1 incluye cambio de pararrayos y fusibles, incluyendo su suministro y labores de inspección, limpieza de servidumbres, poda de árboles y prueba de rutina de aceite en transformadores.


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• Actividades como el reemplazo de pararrayos tipo estación, la reposición de la red y de los transformadores (aisladores, cables, postes, crucetas, vientos, cajas primarias de los transformadores, etc), constituyen reposición de activos y no están considerado dentro del porcentaje de reconocimiento de AOM

Las anteriores consideraciones son particularmente importantes para establecer las responsabilidades del OR frente al mantenimiento que debe hacer sobre los activos de terceros.

2.7.1 Propuesta

Considerando la propuesta inicial del consultor se propusieron ajustes que permitieron establecer cargos máximos, contemplando el universo de la muestra, aclarando los costos AOM involucrados y manteniendo las demandas de energía para encontrar el transformador eficiente para atenderla, la Comisión estableció los siguientes cargos, tanto de inversión como AOM para el Nivel de Tensión 1:

Cargo Máximo Eficiente Reconocido$/kWh

($ colombianos de diciembre de 2001)

Inversión Redes Aéreas 23.0057Inversión Redes Subterráneas 24.9538AOM Redes Aéreas 1.7042AOM Redes Subterráneas 0.0438

Se debe tener en cuenta que cuando un usuario en el Nivel de Tensión 1 (inferior a 1 kV) se alimenta a través de activos del distribuidor en dicho nivel, deberá pagar un cargo de uso del Nivel de Tensión 1 al OR, mientras que si dichos activos son de su propiedad, quedará exento de pagar este cargo y solo reconocerá el valor del AOM al Operador de Red.

2.8 OTRAS CONSIDERACIONES

2.8.1 Continuidad del suministro del servicio

El artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994 establece “Toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio,


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cuyas características definirán las comisiones reguladoras. Un cambio en estas características se considerará como un cambio en la tarifa”.

En cumplimiento del citado artículo la metodología de remuneración de la actividad de distribución eléctrica no solo consideró la valoración de activos con reposición a nuevo sino que incluyó equipos de última tecnología, centros de control, registradores de fallas y software acorde con las mejores practicas internacionales.

Teniendo en cuenta que el problema principal detectado hasta ahora en la evaluación de los índices de calidad en relación con la continuidad del servicio corresponde a deficiencias en la Información reportada por las empresas, la Comisión decidió remunerar dentro de los activos, los activos y software necesarios para garantizar la solución de dichos problemas dentro de este período tarifario. La fijación de las nuevas metas de continuidad del servicio tendrá en cuenta estos aspectos así como el análisis histórico del comportamiento de los índices actualmente diseñados.

El esquema vigente actualmente no contiene características que consideren compensaciones ni límites establecidos para la determinación de la calidad del servicio, pero dadas las anteriores consideraciones, se evidencia la necesidad de establecer un esquema de calidad apropiado con los nuevos cargos y por lo tanto, se propone establecer un periodo de transición de un año a partir de la aprobación de la nueva metodología, en el cual la empresa pueda adecuarse a las condiciones de calidad y limites establecidos actualmente para el SIN, de tal manera que cuando inicie el segundo año la empresa aplique las compensaciones que correspondan cuando se exceda los límites establecidos.

2.8.2 Energía reactiva

La Comisión en desarrollo de los análisis que está llevando a cabo sobre el marco general del control de reactivos y de voltajes en el sistema, ha considerado que dicho control debe hacerse con resolución horaria debido a que las condiciones operativas del sistema deben controlarse en tiempo real. Para tal efecto, en la propuesta de resolución de cargos de distribución, se considera lo relacionado a la energía reactiva y se establece que solamente debe ser cobrada en la componente de distribución.

2.8.3 Remuneración del Respaldo aplicable a los Autoproductores

En vista de que la capacidad de respaldo que brindan las redes de transporte de los SDL a los autogeneradores puede implicar, en el peor de los casos, que los OR deban sobredimensionar sus redes, y en el mejor de los casos que los equipos de los OR puedan sobrecargarse para atender esta demanda adicional y transitoria, la


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Comisión decidió establecer un cargo de respaldo para este tipo de usuarios basado en la reducción de vida útil asociada con la capacidad de transformación adicional requerida para atenderlos. El racionamiento con el que se determinó dicho cargo es que en el peor de los casos la decisión racional de un OR para atender dicha demanda adicional se basaría en los costos de instalar nueva transformación como una medida conservativa del costo de la reducción de vida útil de sus transformadores si optase por no hacerla.

Con este propósito se consideraron los siguientes parámetros:

Costo de kVA de transformación: US$ 8Factor de instalación: 2TRM a diciembre de 2001 2,291.18 $col/US$Tasa de retorno: 16.06%

Con base en estos datos anualizados el valor resultante es de $6,000/ MVA/año

2.8.4 Propiedad de Activos de Nivel de Tensión 1

El proyecto de resolución establece que cuando un usuario o grupo de usuarios de Nivel de Tensión 1 sea propietario de los activos con los cuales se conecta a la red del OR, este deberá descontar de los cargos a aplicar en este nivel de tensión, la parte correspondiente a la inversión.

No obstante lo relacionado con la inversión, se reconoce que el OR es quien se encarga de la operación y mantenimiento de todos los activos de Nivel de Tensión 1, incluyendo los que son propiedad de terceros, y en ese sentido los cargos de distribución siempre tendrán en cuenta la remuneración de esta actividad en el Nivel de Tensión 1.

El reconocimiento de la propiedad se hará de acuerdo con las condiciones establecidas en la Ley.

2.9 PROPUESTA DE RESOLUCIÓN

Se propone a la Comisión aprobar el texto de la Resolución que aparece en el Anexo 2 del presente documento.


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2.10 BIBLIOGRAFÍA

Este documento ha resumido los análisis de la Comisión sobre temas particulares del proyecto resolución que contiene los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. Otros documentos que contienen los estudios de los consultores, que apoyaron los desarrollos conceptuales de esta metodología, se presentan a continuación:

- Asesoría para la Definición del Marco Regulatorio para el Servicio de Energía en las Islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. Este estudio fue adelantado por el Consorcio Eduardo Barrera - Kema Consulting

- Clasificación de los activos eléctricos, que conforman los STR y SDL en los niveles de tensión 2, 3 y 4, en unidades constructivas e identificación de los costos de reposición a nuevo de mercado. Este estudio fue adelantado internamente por la CREG.

- Revisión de la metodología a utilizar para el reconocimiento de los costos de inversión, la cual, corresponde al alcance del estudio “Asesoría en el proceso de revisión de la metodología para valoración de activos utilizada en la estructura tarifaria para la industria de energía eléctrica en Colombia”, adelantado para la CREG por la firma ADVANCE CONSULTORES.

- Identificación de los niveles de pérdidas eficientes a reconocer en la remuneración de los STR y SDL, para lo cual se adelantó el estudio titulado “Pérdidas de Energía en el Sistema Eléctrico Colombiano”, el cual se desarrollo con cooperación del CERI.

- Verificación de los gastos eficientes de Administración, Operación y Mantenimiento de los STR y SDL, cuya identificación hizo parte del alcance del estudio titulado “Estudio sobre las Actividades de Administración, Operación y Mantenimiento en todos los Niveles de Tensión y Topología del Nivel de Tensión 1”, que se adelantó a través de la firma Consultoría Colombiana.

- Caracterización de las redes de distribución secundaria (activos de uso general del nivel de tensión 1) y determinación de los costos de reposición, pérdidas y gastos de operación y mantenimiento eficientes, que, conjuntamente con el punto anterior, correspondió a los objetivos del “Estudio sobre las Actividades de Administración, Operación y Mantenimiento en todos los Niveles de Tensión y Topología del Nivel de Tensión 1”, que se adelantó a través de la firma Consultoría Colombiana.


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- Revisión del porcentaje anual de ajuste de los cargos por efecto de los crecimientos esperados en productividad, para lo cual se contrató a la Universidad EAFIT - CIDE, con el objeto de adelantar el estudio “Asesoría para la estimación del factor de productividad (X) de las actividades de distribución y comercialización a usuarios regulados de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red”.

- Análisis a los Comentarios de la Resolución CREG 018 de 2003 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.


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ANEXO 1COMENTARIOS A LA RESOLUCIÓN 018 DE 2003

A continuación se hace un análisis de los comentarios presentados por el OR y terceros interesados a la Resolución CREG 018 de 2003:

Se recibieron comentarios de dos fuentes:• Archipelagos Power and Light• Comités de Desarrollo y Control Social del departamento Archipiélago de San

Andrés, Providencia y Santa Catalina.


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Carta Empresa Tema Comentario Análisis CREGE-2003-007498

APL Perdidas Las islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina si bien forman el archipiélago del mismo nombre, y entre ellas solo existe una separación de 50 millas náuticas, sus características Geológicas son particularmente disimiles, para San Andrés su origen Geológico procede de carácter coralino (se puede considerar una base coralina de grandes dimensiones), mientras que Providencia y Santa Catalina son de origen volcánico, con afluentes de agua subterránea.

San Andrés no cuenta con ningún sistema de aguas subterráneas, si no con un sistema de recarga de Acuífero por lluvias y penetración de aguas salinas por porosidad rocosa. Aunado a que el arrecife protector se encuentra a menos de 1 Km. (en promedio 300 rnts.) con una aproximación mínima de 50 rnts. En el sector de San Luis, con una cobertura de apenas el 40%.

Esta particular situación crea una alta concentración salina en la costa, al no diluirse con ningún afluente de agua dulce, de igual forma al romper sobre el arrecife (y en la costa donde no hay protección), se pulveriza creando en conjunto con una humedad relativa de más del 90%, un ambiente que genera gran oxidación (sales marinas con alto contenido de yodo en presencia de oxigeno).

Esta característica ambiental, somete a las redes a condiciones de operación equivalentes a las de zonas contaminadas químicamente, donde se atacan por parte de substancias corrosivas (sales marinas en presencia de oxigeno) los elementos instalados.

Históricamente el único material usado como conductor en la Isla, es el cobre el cual a pesar de su mayor costo es el mejor elemento de baja reactividad ante ambientes contaminados disponible en su momento. A pesar de las características de baja reactividad el Cobre (Cu temple duro 7 hilos), presenta sulfatación y problemas de contacto, debido a que el sulfato de cobre es una sustancia que forma capa superficial de baja conductividad, que al crear resistencia (puede definirse como parásita), genera perdida en el transporte de energía por cada contacto en la red (puentes, afloramientos, terminales, trafos y acometidas). De otro lado, en los demás materiales o herrajes presentan impregnación de sales que en presencia de humedad se adhieren al aislador (cerámico y/o polimérico).

Esta característica causa en presencia de energía, el efecto de Flameo, que consiste en pequeñas descargas a través de un medio conductor o semiconductor, como en este caso la humedad salina. Por cada punto de descarga se generan unas corrientes que dependiendo del nivel de humedad y salinidad suman perdidas técnicas las cuales son permanentes y que aumentan en intensidad en la época de vientos del Norte, o temporada de huracanes que transcurre de Agosto a Diciembre.

Ai referir esta situación se debate al desarrollar condiciones ideales en otras Islas, pero cabe la

Esta observación, que pretende relacionarse con el indicador de pérdidas, realmente está directamente relacionada con el costo reconocido por la Administración, Operación y Mantenimiento de equipos en condiciones salinas y con la posible disminución de la vida útil de los activos en presencia de agentes corrosivos.

En el documento se comenta que no existe un estudio que permita evidenciar la relación entre la vida útil de un equipo y los distintos agentes corrosivos, por lo que se ha propuesto incluir un factor adicional de 0.5% a! AOM reconocido en condiciones normales, con el fin de permitir acciones de mantenimiento adicionales a las normales, para que los equipos conserven su vida útil original,


Sesión No, 261

Carta Empresa Tema Comentario Análisis CREGaclaración de que las condiciones de San Andrés presentan unas características tan particulares que difieren totalmente de la isia de Providencia, como tal Providencia y Santa Catalina, son de origen volcánico con nacimientos de agua mineral que forman varias quebradas (Gully), quepermitieron hasta el establecimiento de una represa.

Este caudal al mezclarse con el agua en las riveras u orillas reduce la concentración salina, que disminuye ¡os efectos por condensación de sales. De igual forma pero de mayor incidencia el arrecife coralino protector de las Islas se encuentra en su primer aro a mas de 2 Km. Con una barrera secundaria a 10 Km., aproximadamente.

Esto disminuye los efectos de oxidación por parte de las sales marinas, asemejando la vida útil de equipos y materiales a otras zonas costeras e insulares del caribe.

Como se observa se hace gran énfasis en el hecho de que a protección natural ante eventos relacionados con el océano es reducida, lo cual acrecienta los efectos como flameo y perdidas por contacto, que son estimadas para otras zonas en valores mínimos.

A continuación se desarrolla un comparativo de vida útil de equipos para las islas de San Andrés yProvidencia, extraído de la rotación de equipos y materiales (estadístico), los materiales utilizados son norma Electrocosta norma que se utiliza para zonas contaminadas costeras.

ElementoVida Ütit Aproximada

[años]San

AndrésProvidenci

aTransformadores* 6 20Posteria 10 25Cortacircuitos 4 8Para mayos 4 10Crucetas 7 15Herrajes Galvanizados 5 20HerrajesExtragalvanizados

9 25

Herrajes en Bronce 25 25

*Para los transformadores se refiere el daño en los Elementos pasivos, tanque y herrajes.

Este cuadro contempla los circuitos costeros, o sometidos a zonas contaminadas.


Sesión No. 261

Carta Empresa Tema Comentario Análisis CREGEn conclusión, los niveles de perdidas no deben ser considerados en condiciones ideales, sino deben ser valorados teniendo en cuenta las condiciones particulares de San Andrés, para el cual comparando se maneja un índice de perdidas reconocidas del 10% {2003), en comparación a ambientes menos agresivos en el SIN con un índice de 14,5%.__________________________________

E-2003-007498

APL AOM En un sistema ideal se destacan dentro de las labores de mantenimiento, control de vegetación, reposición de materiales, verificación de cargas, cambio de pararrayos.

Para San Andrés, se requieren labores adicionales, que incrementan los valores de AOM, en beneficio de la prestación del servicio, entre estas labores se destaca la limpieza de herrajes, transformadores y accesorios, manualmente en situaciones de vientos del Norte (época de Huracanes), en las cuales de acuerdo a la necesidad de reestablecer el servicio al usuario en ios circuitos costeros, se requiere revisar estructura por estructura y efectuar la limpieza manual de los elementos, en orden de reducir al mínimo el nivel de flameo.

Las labores especiales de AOM requeridas para contrarrestar los efectos de la contaminación salina son considerados en la propuesta como un porcentaje adicional del Costo de Reposición de la Unidad Constructiva que será reconocida como gasto anual de administración, operación y mantenimiento._________

E-2003-007292

Comité de Desarrollo y Control Social

Pérdidas ¿Porqué entonces la CREG persiste en su proyecto tarifario contenido en dicha resolución, de reconocer el 10% del nivel de pérdidas para el Departamento Archipiélago, siendo que a casi todo el resto de las empresas energéticas del país se le reconoce el 14.75%.( . . . )

Con el anterior esquema como presupuesto legal, estamos solicitando muy gentil y comedidamente a los honorables miembros de la CREG, se dignen respetar nuestro derecho a la igualdad contemplado en el artículo 13 de nuestra Constitución Política (.,.): “Todas las personas recibirán la misma protección y trato de las autoridades, gozarán de los mismos derechos, libertades y oportunidades sin ninguna discriminación reconsiderando el tema de las pérdidas de energía que por lo menos se equilibre, reconociendo esta injusticia y desigualdad social que durante cinco (5) años hemos estado pagando los usuarios de esta región caribeña, es justo que se nos retribuya estos costos, que solo Dios sabrá porqué se actuó con semejante despropósito y en esa forma tan ingrata contra nuestro querido Archipiélago; para que en la nueva formula tarifaria se den unos costos de remuneración a D y C más competitivos que permitan un mejor equilibrio financiero sin trasladarlos al usuario final. En virtud de lo anteriormente planteado, tendríamos que, equiparando el porcentaje del reconocimiento del nivel de perdidas para San Andrés con el resto de empresas del país que pertenecen al SIN, con características similares de usuarios y de tipo de mercado (al 14.75) y reconociéndonos el 4.75% que hemos estado pagando por encima de lo proyectado rara el resto de las empresas ya mencionadas, tendríamos:

14.75% + 4.75% = 19.50% o sea, un reconocimiento del 19.50% para el próximo período tarifario de los cinco (5) años venideros.

Las pérdidas reconocidas al comercializador en el Sistema Inte reo nectado Nacional son:

STN 2.00%Nivel de Tensión 4 1.50%Nivel de Tensión 3 1.50%Nivel de Tensión 2 2.00%Nivel de Tensión 1 6.00%Perdidas no técnicas 1.75%Total Acumulado 14.75%

Las pérdidas reconocidas a Operadores de Red son del 11%

los

Dado que en el Archipiélago no se tienen los niveles de Tensión de STN y el Nivel de Tensión 4 y que el sistema eléctrico es pequeño y concentrado, las pérdidas reconocidas son del 10%.

Vale la pena aclarar que cuando se incrementa este valor de pérdidas


Ses/ótj Na. 261

Carta Empresa Tema Comentario Análisis CREGreconocidas, la tarifa del usuario final se incrementa Igualmente. Por esa razón no es comprensible la solicitud de Comité de Desarrollo y Control Social, ya que incrementar esta cifra va a ocasionar mayores costos para los usuarios y de ninguna manera menores como al parecer es entendido


propuesta de principios generales y...

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