COMERCIALIZACIÓN MINORISTA DE ENERGÍA

COMERCIALIZACIÓN MINORISTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
INFORME FINAL
Septiembre 29 de 2006
Consultor: Ana Maria Ferreira
1
INDICE
PROLOGO ............................................................................................................................4
RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................................5
1. Cargo variabilizado de comercialización. .......................................................9
1.1. Características................................................................................................9
1.2. Implicaciones................................................................................................12
2. Asignación de Pérdidas de Energía................................................................22
3. Conclusiones........................................................................................................25
CAPÍTULO 3. IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA
CORREGIR EL DESCREME ASOCIADO CON LA FÓRMULA TARIFARIA. .......26
1. Alternativas que implican equilibrio de mercado. ......................................27
1.1. Descripción de la alternativa....................................................................27
1.2. Requisitos Regulatorios para implementación. ..................................28
1.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes. .....................................................................29
1.4. Ventajas y desventajas...............................................................................31
2. Alternativas que protegen el equilibrio de mercado y que se basan en
crear un mercado contestable como amenaza potencial. ................................33
2.1. Descripción. ..................................................................................................33
2.2. Requisitos Regulatorios para implementación. ..................................34
2.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes. .....................................................................34
2.4. Ventajas y desventajas...............................................................................36
3. Alternativa de precios no lineales basada en cargos variables..............37
3.1. Descripción. ..................................................................................................37
3.2. Requisitos Regulatorios para implementación. ..................................38
3.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes. .....................................................................38
3.4. Ventajas y desventajas...............................................................................39
4. Regulación de precios por Cargos Fijos...........................................................41
4.1. Descripción. ..................................................................................................41
4.2. Requisitos Regulatorios para implementación. ..................................43
4.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes. .....................................................................44
4.4. Ventajas y desventajas...............................................................................45
CAPÍTULO 4. IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA LA
ASIMETRÍA EN ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.................................47
1. Asignación de Pérdidas al Distribuidor.........................................................47
1.1. Descripción. ..................................................................................................47
1.2. Requisitos para implementar el sistema...............................................48
1.3. Ventajas y Desventajas..............................................................................48
2. Asignación Equitativa de Pérdidas entre los Comercializadores..........49
2.1. Descripción. ..................................................................................................49
2.2. Requisitos para implementar el sistema...............................................50
2
2.3. Ventajas y Desventajas..............................................................................51
CAPÍTULO 5. EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS Y RECOMENDACIÓN..........52
1. Equilibrio de mercado y traslado de recursos entre agentes..................52
2. Equilibrio de mercado – ECPR.........................................................................54
3. Precios no lineales y cargos variables libres. .............................................56
4. Cargo fijo y margen de comercialización......................................................57
5. Recomendación en relación con la asignación de pérdidas de energía.
59
6. Otras recomendaciones.....................................................................................59
6.1. Traslado directo o “Pass through” del precio de compra en el
mercado mayorista......................................................................................................59
6.2. Flexibilización de la medida..........................................................................60
CAPÍTULO 6. IMPLICACIÓN FISCAL DE LA ALTERNATIVA RECOMENDADA:
COMPARACIÓN CON TENDENCIA. ............................................................................62
1. Aspectos generales.............................................................................................62
2. Descripción de Tendencia.................................................................................62
3. Impacto de la reforma propuesta. ...................................................................66
CAPÍTULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIÓN..........................................75
CAPÍTULO 8. ANTECEDENTES DE LOS BORRADORES DE
REGLAMENTACIÓN ........................................................................................................77
CAPÍTULO 9. PRIMERAS VERSIONES DE LA NORMATIVIDAD PROPUESTA.
..............................................................................................................................................79
1. Primera Versión del decreto. ............................................................................79
2. Versión Intermedia del decreto........................................................................86
CAPÍTULO 10. BORRADOR DEFINITIVO DE NORMATIVIDAD PROPUESTA93
3
PROLOGO
De acuerdo con los términos de referencia del contrato C63 entre ARD Inc. MIDAS
y el consultor, se presenta el informe final del estudio de consultoría que contiene
una identificación y análisis de las alternativas para solucionar los problemas
detectados en un diagnóstico inicial sobre el mercado y la actividad de
comercialización minorista de energía eléctrica, se presenta una recomendación
de la mejor alternativa y, finalmente, los borradores de normatividad necesarios
para adoptar la reforma propuesta.
La consultora quiere agradecer, particularmente, el apoyo recibido por parte de la
Dra. Carmenza Chahin y del Dr. Eduardo Afanador, quienes en todo momento
aportaron de manera constructiva y productiva al desarrollo del trabajo. Sus ideas
y comentarios fueron invaluables para la elaboración del estudio. También quisiera
dar un reconocimiento especial al Dr. Paul Davis de USAID, a Jaime Andrés Niño
y Diana Parra sin quienes este trabajo no se hubiese podido llevar a cabo.
Por otra parte, enriquecieron la discusión del trabajo los aportes del Ministerio de
Minas y Energía, principalmente del Viceministro, Dr. Manuel Maiguashca, del Dr.
Germán Corredor y de Karen Schutt. Igualmente productivas y exhaustivas fueron
las discusiones con la CREG y la SSPD.
Finalmente quisiera agradecer la permanente disposición de la industria a
suministrar la información requerida para analizar la problemática del mercado y
para comentar de manera constructiva y seria, tanto el diagnóstico inicial, como
las alternativas identificadas de manera preliminar por el consultor.
4
RESUMEN EJECUTIVO
El mercado de energía eléctrica en Colombia eliminó completamente las barreras
de la entrada a la competencia en la actividad de comercialización minorista. De
esta forma, los comercializadores, entrantes e incumbentes, pueden prestar el
servicio de energía a cualquier tipo de usuario, incluidos los hogares y pequeños
consumidores.
La mayor competencia en el mercado, no obstante, no ha permitido extender sus
beneficios a la gran mayoría de consumidores del sistema. Los grandes
consumidores se han beneficiado con menores precios, en tanto que, los
pequeños han tenido que enfrentar precios mayores. Esta eliminación de
subsidios cruzados ente mercados es un proceso natural de la competencia; sin
embargo, además de este proceso, el mercado, por si mismo, no ha logrado evitar
que se presenten ineficiencias y que el resultado final haya sido simplemente una
redistribución de costos entre usuarios del sistema pero no una reducción de
costos significativos para el agregado del mercado.
De acuerdo con el diagnóstico este hecho se debe principalmente a dos factores:
-
Una regulación tarifaria de costo medio variabilizado que no permite que el
incumbente compita en igualdad de condiciones con los entrantes y que,
además, ha fomentado el descreme del mercado, incentivado la
segmentación y aumentado el potencial de rentas en el mercado regulado.
-
Una asignación asimétrica de las pérdidas de energía eléctrica que ha
permitido la entrada subsidiada de competencia y limitado aún más la
capacidad de competir del incumbente.
Con las reformas propuestas en el estudio se busca corregir los factores
principales que han incidido negativamente en la capacidad del mercado de
determinar niveles de eficiencia económica y permitir que los beneficios,
asociados con la existencia de un número plural de oferentes, se extienda a la
totalidad del mercado. De esta forma se pretende cumplir con los siguientes
objetivos:
-
Contar con un marco regulatorio simétrico y libre de distorsiones y ventajas
regulatorias a favor de uno u otro agente.
-
Eliminar el descreme del mercado
-
Que se permita la competitividad de la totalidad de agentes que participan
en el mercado.
5
-
Que la entrada al mercado y mantenerse en el mismo obedezca a razones
de eficiencia económica y no se asocie con un subsidio a la entrada.
-
Que se evite creación de empresas ineficientes y la atomización de firmas
comercializadoras.
En este contexto se identificaron y analizaron varias alternativas de mitigación
y corrección de los problemas identificados. Se recomendaron, en cada caso,
las alternativas que mejor se ajustaban a la realidad identificada en el
diagnóstico, de mayor ortodoxia y transparencia en términos de política
energética y regulatoria y, que tuviesen la mayor viabilidad en términos de
política sectorial considerando que ya existen un número significativo de
comercializadores independientes de la actividad de distribución en el
mercado. Además, se consideró el marco legal colombiano, que se caracteriza
por la promoción de la competencia como mecanismo de garantía de eficiencia
económica.
En síntesis, la recomendación del consultor es la siguiente:
-
Establecer un cargo fijo para remunerar los costos fijos de comercialización.
Este cargo puede ser equivalente, en el corto plazo, al Co u costo base de
comercialización actual que refleja el costo por factura usuario.
-
Establecer un margen de comercialización para recuperar los costos
variables; particularmente el margen de intermediación y los riesgos de
cartera. En el corto plazo el margen puede ser 0 en la medida en que el Co
contiene dichos costos.
-
Que los usuarios residenciales se acojan a la fórmula regulada. Los
industriales y comerciales pequeños (menos de 55.000 kWh/mes) pueden
acogerse bien sea al régimen de libertad de fijación de precios o la fórmula
regulada.
-
Trasladar directamente a los usuarios el costo unitario de compras de
energía eléctrica en el mercado mayorista
-
Determinar los mercados de comercialización con base en la estructura
histórica, es decir el área de influencia de un operador de red. Lo anterior
para evitar la generación de rentas.
-
Asignar las pérdidas reales de energía en forma simétrica entre la totalidad
de los comercializadores a prorrata de sus ventas para un mismo mercado
de comercialización.
-
Asignar al distribuidor la responsabilidad de gestionar, controlar y mantener
las pérdidas de energía a niveles de eficiencia. Esta actividad debe ser
6
remunerada de manera expresa a través de un cargo que deben pagar la
totalidad de usuarios del sistema.
-
Evitar el conflicto moral de los comercializadores a través de un mecanismo
mediante el cual, de detectarse fraude por parte de los usuarios servidos
por un comercializador y éste no lo haya reportado al OR, el
comercializador deba contribuir proporcionalmente al programa de
reducción de pérdidas.
En la medida en que el esquema propuesto incentiva la eliminación de los
subsidios cruzados entre usuarios en función de su nivel de consumo, se
recomendó igualmente, que se asignaran mayores subsidios con cargo al
Presupuesto General de la Nación, de forma tal que el subsidio que permite el
acceso al servicio a la población más pobre sea explícito y no genere mayores
distorsiones en la competencia del mercado.
Finalmente, se desarrollaron borradores de normatividad que fueron ampliamente
discutidos con agentes del gobierno hasta llegar finalmente a una versión definitiva
que se incluye en el informe.
7
CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN
Colombia es uno de los países del mundo que ha introducido la competencia en la
comercialización de energía eléctrica para la totalidad de los usuarios del sistema,
incluso a nivel de los hogares.
La adopción de este esquema ha traído beneficios para los grandes consumidores
de energía eléctrica; no obstante, estos mismos beneficios no han sido aún
percibidos por la totalidad de los usuarios del sistema.
Esta característica no es exclusiva del caso colombiano. La introducción de
competencia en el sector eléctrico es relativamente reciente y, en la mayoría de
los países, el esquema ha tenido que ser revisado y ajustado de manera periódica.
El éxito del esquema depende, por lo tanto, de un proceso iterativo en el cual se
ajustan los problemas identificados con la implantación de la reforma inicial.
Este hecho es reconocido por el gobierno colombiano y por la Comisión de
Regulación de Energía y Gas que han buscado, con la realización de este estudio,
analizar los obstáculos y barreras del esquema inicial y buscar su solución a
través de la identificación y análisis de alternativas y la recomendación de aquella
que mejor se ajuste a los problemas presentes en el sector.
El diagnóstico de la regulación y del mercado han mostrado que el marco
regulatorio contiene una serie de distorsiones y asimetrías que es necesario
corregir, con el fin de permitir una competencia por volumen basada en eficiencia
económica y en el principio de que sea el mercado, por sí mismo, el que determine
el número óptimo de agentes que participan en él, la escala de su operación y la
masa crítica mínima de clientes requerida.
Con base en ese diagnóstico, este informe tiene los siguientes propósitos:
-
Identificar alternativas
Analizar las ventajas y desventajas de cada una de ellas
Identificar los aspectos necesarios para su implementación.
Efectuar una recomendación final.
El desarrollo del informe se hizo considerando, en cada caso, las tareas
contenidas en los términos de referencia.
En la primera parte, se describen brevemente los aspectos más relevantes del
diagnóstico inicial, se identifican y evalúan las alternativas y se presenta la
recomendación final del consultor. En la segunda parte se presentan algunos de
los borradores de normatividad que fueron elaborados y discutidos con el
Ministerio de Minas y Energía, con la Comisión de Regulación de Energía y Gas y
con la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Estos borradores
reflejan esencialmente la recomendación del consultor.
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CAPÍTULO 2. PUNTOS ESCENCIALES DEL
DIAGNÓSTICO.
El análisis del marco regulatorio y la evidencia del mercado permitieron identificar
dos aspectos críticos que están incidiendo de forma negativa en la competitividad
de algunos agentes, en la eficiencia del esquema y que, por lo tanto, están
impidiendo que los beneficios de una mejor asignación se extiendan a la totalidad
de los usuarios. Estos elementos son, fundamentalmente:
-
El cargo variabilizado de comercialización.
La asignación de las pérdidas de energía.
Las asimetrías y distorsiones regulatorias, asociadas con la forma en que se
regulan los precios de la actividad y con el criterio con el cual se asignan las
pérdidas, han fomentado la entrada de agentes al mercado por causas diferentes
a una mejor gestión y eficiencia y han incentivado el descreme del mercado. En
consecuencia, empresas que no cuentan con una masa crítica de clientes eficiente
y que compran la energía a costos superiores a los del incumbente, subsisten
gracias a que tienen la posibilidad de concentrar su clientela en usuarios
intensivos en consumo de energía y a los subsidios implícitos entre tipo de
prestadores contenidos en la regulación.
En las siguientes secciones se describen las características más importantes de
los problemas identificados.
1. Cargo variabilizado de comercialización.
1.1. Características
La regulación determinó un tarifa máxima o cargo variable para el comercializador
incumbente aplicable al mercado regulado 1. Esta tarifa es uniforme para la
totalidad de los usuarios regulados de un mismo comercializador. Por lo tanto, el
esquema no permite que un mismo comercializador establezca precios no lineales
o discrimine precios en función de los costos unitarios de prestación del servicio
de cada tipo de usuario.
Para establecer el cargo regulado, se definió un costo base de comercialización
por usuario. Por lo tanto, se calculó, para cada mercado, el costo que un usuario le
1
El mercado regulado es el conformado por usuarios que consumen menos de 55.000 kWh/mes.
Para estos usuarios los precios son regulados por la CREG. Los usuarios no regulados son los
grandes consumidores que tienen la capacidad de negociar libremente los precios con los
comercializadores.
9
representa al prestador y, de esta forma se calculó un costo fijo por factura por
usuario.
Este cargo fijo por usuario es variabilizado, posteriormente, tomando la demanda
total del mercado que éste prestador atiende. En términos sencillos la fórmula del
cargo es la siguiente:
(Costo base) * (#usuarios))
C=
Demanda Regulada y No regulada
La demanda regulada corresponde a la de consumidores de menos de 55.000
Kwh/mes en tanto que la no regulada es la de los grandes consumidores.
Los atributos regulatorios de una fórmula de esta naturaleza son los siguientes:
-
Equilibrio de mercado. Es un cargo que parte de la base de un equilibrio
del mercado al asumir que el costo base de comercialización, que es un
costo cuya naturaleza es relativamente fija, se va a cobrar a toda la
demanda del mercado, incluyendo el segmento que no es cubierto por la
regulación de precios.
-
Subsidios Cruzados entre segmentos del mercado y perfil de
consumo. Se establece como un cargo promedio y, en consecuencia,
contiene subsidios cruzados entre mercados. Aquellos usuarios con
consumos superiores a los medios pagan más que proporcionalmente a sus
costos unitarios. Por lo tanto, la fórmula presume que los usuarios de
menores consumos son subsidiados por los consumidores intensivos en
energía.
Esta fórmula, por lo tanto, es aplicable a monopolios, principalmente. Una de las
implicaciones de la competencia es que acerca los precios a los costos de
prestación del servicio para cada tipo o perfil de consumidor. Por naturaleza,
entonces, la competencia elimina completamente los subsidios cruzados entre
mercados. La regulación, en consecuencia, adoptó una metodología de precios
propia de monopolios con subsidios cruzados implícitos para un mercado en
competencia que, por naturaleza, elimina subvenciones entre consumidores.
Los efectos de esta distorsión regulatoria son los siguientes:
10
-
Descreme de mercado. El descreme se produce principalmente por la
capacidad y la necesidad que tienen las firmas que entran a competir a un
mercado de concentrar sus esfuerzos comerciales en atender los nichos de
mercado de mayor consumo.
Los entrantes pueden ofrecer precios competitivos pues los costos unitarios
de los clientes intensivos en energía son muy inferiores a los costos
promedio que enfrenta la firma incumbente .
El fenómeno del descreme permite la existencia de firmas
comercializadoras que no cuentan con un volumen de clientes significativo
y, por lo tanto, pueden subsistir sin una masa crítica de clientes de
eficiencia. Este negocio es de márgenes moderados y, en consecuencia, de
competencia por volumen. No obstante, la variabilización del cargo permite
márgenes más que proporcionales para los segmentos intensivos en
energía y, por ende, subsistir en el mercado aún con muy pocos clientes por
empresa.
-
Incapacidad del incumbente de competir en el mercado en igualdad de
condiciones. El incumbente enfrenta la restricción de la no discriminación.
Si desea competir con las firmas entrantes en el mercado en la atención de
clientes con consumos superiores al promedio en el segmento regulado,
debe bajar los precios para la totalidad de los consumidores. Esta baja de
precios generalizada lo lleva a la insuficiencia financiera en la actividad de
comercialización. La baja generalizada de precios en el mercado hace que,
por construcción, los costos sean superiores a los ingresos. Esto se debe a
que los costos unitarios promedio de la totalidad del mercado son
superiores a los precios competitivos del segmento con consumos de
energía superiores al promedio.
Por lo tanto, la imposibilidad que tiene el incumbente de establecer precios
no lineales y, en consecuencia, de lograr precios por tipo de cliente en
función de los costos unitarios reales asociados, implica que no puede
competir aún siendo más eficiente que las firmas entrantes.
-
Generación de rentas y entrada ineficiente. Este efecto se asocia con
dos elementos; el primero es que el incumbente no puede competir y, en
consecuencia, pueden ingresar al mercado firmas con menores niveles de
eficiencia que las del prestador establecido. El segundo, se asocia con que
los costos unitarios de los segmentos intensivos en energía son muy
inferiores a los del promedio del mercado, por lo tanto, una baja de precios
permite disputar un cliente al incumbente y, potencialmente, generar un
margen más que proporcional al costo de prestación.
-
Incentivo a la segmentación y al autodescreme del mercado. El mejor
mecanismo que tiene el incumbente para mantener su nivel de ingresos y,
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en consecuencia, de cubrir los costos de comercialización, es permitiendo
el descreme del mercado. Esto lleva a que los mercados se segmenten y
descremen creando una proliferación de firmas comercializadoras que,
como se mencionó, no necesariamente cuentan con masas críticas
eficientes.
En la siguiente sección se presentan las implicaciones que esta distorsión de la
regulación ha tenido sobre el mercado.
1.2. Implicaciones
1.2.1. Evidencia de descreme.
Existen signos evidentes de descreme del mercado. Las firmas entrantes se
concentraron, en primera instancia, en el mercado no regulado y, posteriormente,
en los usuarios de mayores consumos en el segmento regulado. Este efecto es
generalizado en todas las regiones del país, en esta sección se presentan algunos
ejemplos ilustrativos del problema.
El mercado no regulado (grandes consumos) es atendido principalmente por los
generadores de energía eléctrica. La siguiente gráfica muestra la participación de
mercado por tipo de agente en el segmento no regulado.
Participación de Mercado
Mercado no Regulado
6%
25%
25%
44%
Comercializadores
Generadores
Incumbentes
Integrados Verticalmente
Fuente primaria CREG
12
Consumo promedio mensual KWh
Incluso en el mercado no regulado, los generadores han capturado clientes con
demandas promedio que duplican las de los clientes del incumbente en el mismo
segmento de mercado. En la siguiente gráfica se muestra la demanda promedio
que enfrenta cada tipo de agente en el segmento no regulado del mercado
haciendo evidente que aún en este segmento se ha presentado un fenómeno de
“cherry peaking” es decir, escoger los mejores clientes dentro de lo mejor del
mercado.
Demanda promedio no regulado de los distribuidores, generadores y
comercializadores puros de energía
DistribuidoresComercializadores entrantes
Generado
res
600,000
500,000
400,000
300,000
200,000
100,000
0
Comercio
Industria
Oficial
Tipo de usuario
Fuente Económica Consultores.
En el segmento regulado del mercado se ha presentado igualmente el fenómeno
del descreme. Los comercializadores entrantes en el segmento regulado han
concentrado sus esfuerzos en clientela con consumos que son hasta 25 veces
superiores a los que enfrenta el incumbente. Los consumos promedio por tipo de
comercializador en los sectores no residenciales en el mercado no regulado se
ilustran en la siguiente gráfica:
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Consumo promedio mensual KWh
Demanda promedio no residencial regulado de los distribuidores y
comercializadores puros de energía
DistribuidorComercializador entrante
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
Comercio
Industria
Oficial
Especial
Tipo de usuario
Fuente Económica Consultores.
La factura media para Bogotá de los distintos agentes evidencia el tipo de
clientela que enfrenta cada comercializador en el segmento regulado. En el caso
del comercializador independiente de mayor facturación, la factura media es 152
veces superior a la del incumbente, como se ilustra en la siguiente gráfica:
Fuente Codensa.
14
Este mismo fenómeno se presenta en el mercado de Medellín en el cual los
entrantes tienen clientes cuyo consumo promedio es 74 veces superior al de EPM,
empresa incumbente en la región.
Consumo Promedio - Kwh/usuario
30,000
21,687
20,000
10,000
292
0
Entrantes
EPM
En el mercado residencial sucede un fenómeno similar; los entrantes han
concentrado su mercado en los estratos 5 y 6 que son los que tienen mayores
consumos promedio. El 70% de los consumidores residenciales atendidos por los
entrantes pertenecen a éstos estratos socioeconómicos.
El proceso de descreme del mercado ha tenido efectos tanto en los precios como
en la eficiencia económica como se verá en las siguientes secciones.
1.2.2. Incidencia en precios y distribución de beneficios.
Como se mencionó al inicio de este capítulo, una de las características de la
competencia es que elimina los subsidios cruzados y acerca las tarifas a los
costos reales de prestación del servicio. El descreme ha producido este efecto en
el mercado que, además, se presenta por la construcción matemática del cargo
regulado de comercialización.
En la medida en que el mercado se descrema por la entrada de nuevos agentes,
el incumbente pierde demanda tanto del mercado regulado como no regulado. Los
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menores volúmenes atendidos por éste agente conllevan a un ajuste automático
de la tarifa comercial, permitiendo, entre otros factores, que el incumbente
recupere los costos regulados del negocio.
La evolución del cargo de comercialización regulado que es cobrado a los
usuarios del mercado de los incumbentes se muestra en la siguiente gráfica:
Fuente primaria CREG.
El incremento en los cargos unitarios al mercado regulado asciende en promedio a
11.94 $/kWh. Desde el año 1998, en que se inició la reforma hasta la fecha, estos
usuarios han pagado 1.27 billones de pesos adicionales. Estas cifras muestran un
proceso paulatino de desmonte de subsidios cruzados asociados al proceso de
descreme y a la naturaleza misma de la competencia.
Este efecto se ha producido en mayor o menor medida en las distintas regiones
del país, algunos de los ejemplos ilustrativos son:
16
-
Emcali: el cargo se ha incrementado 2.5 veces.
Ebsa: por la salida de 5 usuarios no regulados, el cargo se triplicó en un
período de 5 años.
Por otra parte, aquellas empresas que han adoptado una estrategia de protección
del mercado, bajando precios para enfrentar la competencia, han sacrificado
ingresos del orden de 47% en su actividad de comercialización.
Por su parte, los mayores precios asociados con el mercado regulado se han
reflejado en menores precios al mercado de consumidores intensivos en energía.
La siguiente gráfica muestra el comportamiento de costos y beneficios para la
totalidad de usuarios del mercado.
400
300
200
100
-100
2000
2001
2002
2003
2004
2005
-200
-300
-400
M No Regulado
M Regulado
Co
Componentes C y G.
Fuente Mercados Energéticos.
Como se aprecia, los mayores beneficios obtenidos por el mercado no regulado
son totalmente simétricos con los mayores costos que ha enfrentado el mercado
regulado, mostrando, entre otros factores, el desmonte de subsidios entre
mercados.
A pesar de que lo anterior es un proceso esperado con la entrada de competencia,
es importante destacar lo siguiente:
17
-
Las cifras muestran que no se han obtenido bajas en los precios de
generación ni de comercialización para el agregado del mercado. Por lo
tanto, la competencia no ha logrado uno de los objetivos básicos que se
persigue.
-
La competencia ha logrado solamente un efecto redistributivo de cargas
entre mercados.
-
Para el agregado del mercado no son claros los beneficios asociados con la
eliminación de barreras a la entrada de competidores y con la competencia
en si misma. Los beneficios agregados de la competencia, asociados con
bajas generalizadas de precios aún no se han obtenido.
Lo anterior permite inferir, por lo menos, que los beneficios agregados que se han
obtenido de la mayor competencia no se han trasladado al mercado. Por lo tanto,
si los hay, éstos se han mantenido al interior de la industria.
1.2.3. Implicaciones fiscales.
El comportamiento de las tarifas asociadas a la actividad de comercialización ha
tenido implicaciones fiscales importantes. Esto sucede por dos fenómenos:
-
Los usuarios de estratos más pobres 1, 2 y 3 tienen derecho a recibir
subsidios en el componente de su consumo de subsistencia. Además, la
tarifa de los usuarios de estratos 1 y 2, que son la mayoría de los usuarios
del país, no se puede incrementar, por mandato legal, por encima de la
variación del índice de precios al consumidor (IPC).
-
Los usuarios de estratos altos 5 y 6 y los industriales y comerciales deben
contribuir con una sobretasa que se aplica al valor final de su factura.
En consecuencia, en la medida en que las tarifas al segmento regulado se
incrementan, mayores son los requerimientos fiscales para subsidiar usuarios
pobres. En contraste, en la medida en que los precios que enfrentan los usuarios
que consumen más que el promedio del sistema bajan, los recaudos por efectos
de contribución disminuyen.
La siguiente gráfica ilustra el efecto en materia de subsidios y contribuciones.
.
18
IMPLICACIÓN FISCAL
Mayores
Menores
Subsidios
Contribuciones
98-2005: $344,400 Mill
98-2005: $254,400 Mill
2005: $108,930 Mill
2005: $63,200 Mill
EFECTO NETO:
98-2005: $598,800 Millones Adicionales
2005: $172,900 Millones Adicionales
LA TENDENCIA DE PRESIÓN FISCAL ES CRECIENTE.
Como se observa en la gráfica, los mayores recursos fiscales necesarios para
otorgar subsidios hasta 1998, ha sido de casi 600 mil millones, en tanto que, las
menores contribuciones han ascendido a 250 millones. A medida que se
profundiza la competencia, esta presión es creciente comprometiendo la
sostenibilidad del esquema.
1.2.4. Implicaciones sobre la eficiencia.
Los resultados anteriores son acordes con la adopción de un esquema que elimina
los subsidios cruzados entre usuarios. No obstante, también se ha presentado
evidencia de ineficiencia económica en el mercado regulado.
Como lo ilustra la siguiente gráfica, los entrantes trasladan a los usuarios
regulados precios de compra de energía que son hasta 10 $/kWh superiores al
que trasladan los incumbentes. Por lo tanto, el mecanismo adoptado permite que,
aún con compras ineficientes en el mercado mayorista de energía, las firmas
entrantes estén en capacidad de mantenerse en el mercado. Esta ineficiencia en
compras puede implicar traslado de rentas al mercado de generación
comprometiendo, en lo fundamental, uno de los objetivos básicos que se
persiguen con la eliminación de barreras a competencia. La siguiente gráfica
muestra los cargos a nivel nacional por cada tipo de agente:
19
IMPLICACIÓN
INEFICIENCIA Y TRANSFERENCIA DE RENTAS
MERCADO REGULADO
Entrantes compiten en
el mercado aún con
precios de compra de
energía superiores a los
del incumbente.
Entrante
Comercialización
2,64
Establecid
o
25,56
Otros
3,13
3,13
Distribución N1
104,29
104,29
Transmisión/(1-PR1)
20,66
20,66
Compra/(1-PR1)
101,54
91.60
Transferencia de
rentas del mercado
comercial minorista
regulado al mayorista.
$/kWh año 2005
Fuente primaria, información CREG.
Es importante resaltar que entre mayor es el cargo de comercialización que
enfrenta el incumbente por efectos de la pérdida de demanda, mayor es el margen
de compras ineficientes por parte de los comercializadores entrantes. Algunos
ejemplos se ilustran a continuación:
-
El promedio de precios de costos de energía de los entrantes es 9.9 $/kWh
superior al de los incumbentes a nivel nacional.
-
En Bogotá, para el mes de abril, por ejemplo, los entrantes trasladaron a los
usuarios un costo de energía de 90.77 $/kWh, en tanto que el incumbente,
les trasladó 74.77 $/kWh. Es decir que el diferencial de precios es de 16
pesos.
20
-
En Cundinamarca y Antioquia que enfrentan cargos de comercialización
superiores a 70 $/kWh, el diferencial en el componente que traslada el
precio de la energía as de más de 36 $/kWh.
Por lo tanto, se requiere modificar el esquema actual buscando, por un lado, que
la entrada al mercado se produzca por efecto de eficiencia y no de descreme o
distorsión y que el mercado mitigue el riesgo de traslado de rentas al segmento de
generación.
1.2.5. Incentivo a la segmentación y al autodescreme del mercado.
Como se mencionó en la primera sección de este capítulo, el marco regulatorio
incentiva el descreme y el autodescreme del mercado pues es el mecanismo que
permite al incumbente mantener el nivel de ingresos y cubrir los costos asociados
a la actividad de comercialización. En el siguiente ejemplo se muestra el caso de
Bogotá:
Millones de Col$ de 2005
200000
155,000
115,000
150000
3.5 $kWh*3,205 GWh
100000
50000
0
n
16.7$/ kWh
* 9,225 Gwh
MONOPOLIO
ATIENDE
MR Y MNR
16.7$/ kWh
* 6,200 G|wh
EMPRESA CON
MNR Y MNR
24.94$/ kWh
* 6,200 Gwh
EMPRESA
SIN MNR
Fuente Codensa
Como se desprende del ejemplo, si el agente incumbente hubiese decidido
proteger su mercado, los ingresos caerían de 155 mil millones a 115 mil millones;
por el contrario, si se permite el descreme, el agente logra mantener el nivel de
ingreso que tenía en la situación de monopolio. Por lo tanto, la decisión de
descremar o autodescremar el mercado es racional en términos económicos y
financieros.
Esto ha llevado a que un grupo cada vez más significativo de empresas esté
creando firmas comercializadoras para segmentar el mercado y propiciar el
autodescreme. Esta decisión tiene implícitos riesgos para el gobierno y puede
21
afectar negativamente la eficiencia económica en la medida en que la atomización
de empresas lleva a perder economías y masas críticas de clientes
desincentivando una competencia sana por volumen que es lo natural en un
negocio que tiene márgenes estrechos.
2. Asignación de Pérdidas de Energía.
La segunda distorsión presente en el marco regulatorio se asocia con la
asignación de pérdidas de energía entre los distintos tipos de agente y con la
fórmula que permite el traslado de pérdidas a los usuarios.
Estrictamente hablando, las pérdidas de energía no son asignables a ningún grupo
particular de usuarios. Por lo tanto, no se puede decir, por ejemplo, que los
fraudes o robos de energía pertenecen a uno u otro segmento del mercado.
Cuando los costos de un mercado no son asignables, la teoría regulatoria
recomienda que deben ser distribuidos de forma simétrica entre todos los usuarios
y/o agentes que participan en el mercado con el fin de evitar asimetrías que
causen distorsión.
La regulación colombiana permite el traslado de un porcentaje de las pérdidas de
energía a los usuarios y asigna a los agentes las pérdidas de forma asimétrica. A
los comercializadores entrantes les asigna las pérdidas admitidas a las redes de
distribución y transmisión, en tanto que a los incumbentes, les asigna las pérdidas
reales de energía. Esta asignación asimétrica se ilustra con el siguiente ejemplo:
22
DISTORSIONES Y ASIMETRÍAS
Asignación asimétrica de pérdidas de energía
Entrante
CONSUMO USUARIO
MEM
FACTURA
+ 3.5
100
111.5
114.75
Distribuidor comercializador
CONSUMO USUARIO
100
MEM
FACTURA
127.5
114.75
- 12.75
Asume perdidas totales de 19%
En el ejemplo anterior, se asume que las pérdidas reales de energía, que incluye
pérdidas técnicas y no técnicas, son de 19%, cercanas a la proporción actual de
pérdidas.
En este ejemplo se aprecia como para un cliente del entrante que consume 100
kWh, la regulación asigna pérdidas al comercializador de 11.5 kWh. Por lo tanto el
mercado mayorista liquida energía a cargo de ese comercializador por 111.5 Kwh.
El entrante, no obstante, le puede trasladar al usuario hasta 114.75 $/kWh. Lo
anterior implica que la regulación le asigna al entrante un margen no asociado con
costos reales de hasta 3.5 kWh. Este margen constituye un subsidio explícito a la
entrada de competencia.
En contraste, el comercializador incumbente, que puede trasladar a los usuarios el
mismo porcentaje de pérdidas, puesto que es al que se le asignan las pérdidas de
“default” o remanentes del sistema, el mercado le asigna pérdidas por 27.5 $/kWh.
Por lo tanto, no solo asume el nivel de pérdidas promedio del sistema sino que
también le son imputadas las que no son asignadas al comercializador entrante.
Como lo ilustra el ejemplo, de partida, el incumbente tiene asignado un margen
negativo asociado con pérdidas de 12.75 kWh.
Esta asimetría regulatoria tiene principalmente las siguientes implicaciones:
23
-
La regulación limita completamente la capacidad de competir del
incumbente puesto que, de partida, asume mayores costos por efectos de
la asignación asimétrica de pérdidas de energía.
-
Esta limitación a la competencia facilita, por construcción, la entrada al
mercado de agentes con menores niveles de eficiencia que el incumbente.
-
La asignación de pérdidas exacerba el proceso de descreme del mercado
puesto que los menores costos asignados permiten menores precios al
mercado disputable.
-
La asignación asimétrica implica un subsidio de los incumbentes a la
entrada de competencia y, en consecuencia, un subsidio cruzado entre
agentes.
Como se mencionó, el nivel de pérdidas del sistema es Colombia es de 19%
aproximadamente. De estas pérdidas, los incumbentes están subsidiando, por
efectos de la asimetría, un 7.75% lo que equivale a la demanda de energía total
de un mes (3.584 GWh). El subsidio estimado asciende a 107 millones de dólares
al año.
Este sobrecosto asumido por los incumbentes no solamente les resta
competitividad y afecta sus resultados financieros. También constituye un
incentivo a la segmentación y el autodescreme.
Cuando los incumbentes crean empresas independientes de comercialización
afiliadas a ellos, estos nuevos prestadores se benefician de la asimetrías tanto del
cargo variabilizado como de asignación de pérdidas.
La creación de múltiples comercializadoras afiliadas al incumbente presenta
riesgos para el estado en la medida en que los prestadores pueden devolver las
áreas de cobertura de algunas de ellas al estado y quedarse con las empresas de
mayor rentabilidad. De hecho esta estrategia ya ha sido adoptada por algunos
prestadores; se ilustran los siguientes casos:
-
El descreme en Bogotá ha implicado incrementos en precios a los usuarios
regulados del orden de 8 $/kWh para un costo total de 52.000 millones al
año.
-
Este año, la creación de Mypimes Caribe, empresa afiliada al incumbente
especializada en atender zonas especiales implicará una tarifa adicional de
11 $/kWh para un incremento de costo anual para los usuarios aproximado
de 9700 millones.
24
-
Este año, la creación de Mypimes Costa, a su vez implicará incrementos
tarifarios del orden de 17 $/kWh para un costo adicional anual de 11. 356
millones.
Si se llegase al caso extremo en el cual los distribuidores - comercializadores
trasladaran toda su actividad comercial a empresas especializadas, el balance de
energía no cerraría en el mercado mayorista. La energía por concepto de pérdidas
reales que hoy se asigna a los incumbentes no sería asumida por ningún
agente.La energía no asignable sería equivalente al mes de demanda que hoy
asumen los incumbentes.
3. Conclusiones.
Como se deriva de la síntesis del diagnóstico, no sólo se evidencia en el mercado
los factores naturales asociados con la apertura de los mercados. Existen una
serie de distorsiones que han impedido la competencia en un terreno nivelado y
justo en el cual la totalidad de los agentes participen en el mercado en igualdad de
condiciones. Las reglas asimétricas han conllevado a limitar los beneficios de la
competencia, han aumentado los riesgos asociados con la apropiación de rentas,
han afectado la eficiencia económica y han impedido que los beneficios del
esquema sean extensivos a la totalidad de los usuarios.
25
CAPÍTULO 3. IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS
DE ALTERNATIVAS PARA CORREGIR EL
DESCREME ASOCIADO CON LA FÓRMULA
TARIFARIA.
En el presente capítulo se identifican y analizan las principales alternativas para
solucionar los obstáculos identificados en el diagnóstico. Para cada alternativa se
identifican sus principales ventajas y desventajas. En cada caso, se tratan los
aspectos relacionados con las actividades establecidas en los términos de
referencia.
Los objetivos que sirvieron de base para identificar las alternativas propuestas son
los siguientes:
•
Contar con un marco regulatorio simétrico y libre de distorsiones y
ventajas regulatorias a favor de uno u otro agente.
•
Que se permita la competitividad de la totalidad de los agentes en
igualdad de condiciones.
•
Que la entrada al mercado y mantenerse en el mismo obedezca a
razones de eficiencia económica y no se asocie con un subsidio a la
entrada.
•
Que se evite creación de empresas ineficientes y la atomización de
firmas comercializadoras.
En consecuencia, se busca una competencia por volumen que sea eficiente y
acorde con la naturaleza de la actividad de comercialización que es de márgenes
moderados y de poco valor agregado.
La regulación se ha encargado de buscar soluciones que permitan mitigar el
descreme del mercado y promover una competencia basada en eficiencia
económica. Las bondades de cada alternativa varían y cada una de ellas, como se
observará, presenta ventajas y desventajas que deben ser valoradas para lograr el
mejor ajuste al problema que se busca solucionar.
Las alternativas identificadas se pueden agrupar en tres categorías:
-
Las que protegen el equilibrio del mercado. Este grupo de alternativas
mantienen subsidios cruzados en el mercado y se basan en la transferencia
de recursos entre agentes que participan en el mismo.
26
-
Las que parten de la conformación de un mercado contestable en el cual no
necesariamente entrarán competidores al mercado.
-
Las que permiten una competencia basada en precios no lineales. Algunas
de ellas incentivan la competencia por volumen y favorecen precios no
lineales para algunos segmentos del mercado.
Por lo general, el primer grupo de alternativas aplica cuando existen restricciones
en la capacidad de pago de un grupo de usuarios y no se dispone de recursos
fiscales para subsanar la brecha entre los precios eficientes de prestación del
servicio y la capacidad de pago de los usuarios.
A continuación se describen las alternativas dentro de los grandes grupos y se
identifican sus principales ventajas y desventajas.
1. Alternativas que implican equilibrio de mercado.
1.1. Descripción de la alternativa.
Este grupo de alternativas parten de la base que se requiere mantener un
equilibrio de mercado para que la prestación del servicio sea viable. Por lo tanto,
parten del principio que un agente debe:
-
Tener una estructura de mercado que refleje la realidad
socioeconómica de la población atendida. Bajo este escenario, un
prestador debe contar, en su portafolio de clientes, con todo tipo de
consumidores y una estructura de clientes que refleje el nivel de ingreso y
del consumo de la población.
Por lo tanto, si en el mercado hay una proporción de usuarios intensivos en
energía y una proporción de consumidores medios, la base de clientes debe
reflejar esta misma estructura. Igualmente, la base de clientes deberá
reflejar la misma proporción de usuarios en relación con la capacidad de
pago de la población. 2
-
En la medida en que es muy difícil controlar el portafolio de clientes de las
firmas del mercado y, puesto que los usuarios pueden escoger libremente
el prestador, este tipo de esquema prevé la transferencia de recursos
entre agentes para compensar el equilibrio del mercado.
Bajo este esquema, agentes que tienen recaudos más que proporcionales
al ingreso medio del mercado transfieren parte de sus ingresos al agente
2
Este tipo de regulación fue la que se pretendió adoptar con el decreto reglamentario 3437 de la
Ley del Plan de Desarrollo.
27
que atiende el mercado medio. Por lo tanto, el esquema simula una
regulación de ingreso medio, basada en el cobro de cargos variables y de
transferencia de ingresos.
Para ilustrar el esquema se presenta el siguiente ejemplo:
Firma 1
Cliente 1.1: consumo 100 kWh/mes
Firma 2
Cliente 2. 1: consumo 10.000 kWh/mes
Cliente 1. 2: consumo 100 kWh/mes
Tarifa: 6 $kWh
Tarifa: 2 $kWh
Ingreso de equilibrio del mercado $6.000 por usuario
Ingreso firma 1: $ 1200
Ingreso firma 2: $ 20.000
Transferencia por $ 10.800
Por lo general, entonces, el regulador determina un ingreso eficiente promedio del
mercado y, con base en el mismo, se definen las transferencias que deben
hacerse entre agentes. El esquema requiere un liquidador de transferencias o, en
su defecto, un ente de vigilancia y control que audite los ingresos y recursos que
se trasladan de un comercializador a otro.
Existen mecanismos alternativos en los cuales el regulador determina la
composición mínima de clientes que debe tener cada empresa de usuarios que se
consideran “no atractivos” o cuya capacidad de pago y perfil de consumo impiden
que pertenezcan efectivamente a la franja atractiva para la competencia. Una vez
establecida esta base, el agente, si está por debajo de la base asignada, debe
compensar el equilibrio de mercado de los demás agentes efectuando
transferencias con base en el ingreso medio regulado para el mercado.
1.2. Requisitos Regulatorios para implementación.
28
Esta alternativa implica, en términos regulatorios, por lo menos lo siguiente:
-
La definición de un ingreso medio regulado por mercado para la actividad
de comercialización.
-
La definición de un precio techo de comercialización para el mercado
regulado.
-
Si además existe el requisito de una base mínima de clientes, definir la
composición mínima de clientes de estratos bajos que debe atender cada
comercializador.
-
La definición de la ecuación de transferencia de recursos entre agentes.
Esto incluye los plazos para efectuar la transferencia.
-
La determinación del mecanismo para liquidar y verificar las transferencias.
En el caso Colombiano sería fundamentalmente la misma agencia que
realiza esta labor para el caso del STR.
-
Alternativamente determinar que cada agente lleve a cabo una
autoliquidación que se verifica periódicamente y/o aleatoriamente por parte
de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Los agentes
que atienden las mayores proporciones de mercado medio y que, en
consecuencia, son receptores de la transferencia pueden igualmente
solicitar un auditaje de las liquidaciones y sus parámetros de cálculo.
Aunque el esquema parece sencillo, su complejidad es alta por la cantidad de
usuarios, las variables involucradas y la complejidad que impone la relación entre
los agentes. En el caso de la comercialización el esquema es mucho más
complejo que en el caso de las redes pues el esquema se estructura en un
mercado en competencia donde la variable precio depende de cada
comercializador. Por lo tanto, no es totalmente asimilable al que actualmente rige
para redes regionales y nacionales pues tanto el transporte como la distribución
son monopolios y los precios son uniformes para todo el sistema.
En el caso concreto de Colombia no se requeriría una norma del gobierno nacional
en la medida en que ya existe un decreto que ordenó a la CREG realizar las
actividades anteriores.
1.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes.
A continuación se evalúa el impacto que esta alternativa tiene sobre los
componentes de medición, balances, servicio al cliente, la relación entre agentes y
el proveedor de última instancia.
29
-
Medición. La responsabilidad de la medición puede mantenerse en cabeza
de cada agente. No obstante, es importante recalcar que en la medida en
que las transferencias entre agentes dependen del consumo promedio de la
base de clientes de cada agente y de sus precios de mercado es factible
que se presente conflicto moral e incentivos a la subfacturación.
Para subsanar este punto se debe permitir y remunerar la verificación de la
medición por parte del distribuidor o de quien atienda la mayor proporción
de usuarios de la franja no disputable. En la medida en que se mantiene el
descreme, pero se mitiga a través de transferencias, los requisitos de
medida deberían mantenerse bajo los estándares actuales, que exigen
precisión, para evitar el conflicto moral.
En el caso de los usuarios regulados, la facturación por perfiles de carga
podría distorsionar las transferencias de recursos entre uno u otro agente y
mantener distorsiones asociadas al desequilibrio del mercado. En
consecuencia, la precisión de la medida y la capacidad de que la lectura
sea compatible con la definición de precios en el mercado mayorista
(precios horarios) son fundamentales para evitar ineficiencia económica o
traslado de rentas.
Además, es importante considerar que el “driver” de la competencia es el
precio puesto que la energía es un “commodity”; la facturación por perfiles
de carga, no basados en mediciones precisas con cálculo horario, impediría
que la entrada de competencia se asocie con la señal de precios y que, en
consecuencia, los consumidores no respondan a la señal de precio del
producto. Adicionalmente, un perfil de carga errado implicaría un riesgo
financiero considerable principalmente para el comercializador que atienda
la mayoría de usuarios con consumos medios o inferiores.
-
Balances y Asignación de Pérdidas. Las pérdidas se asignan a prorrata
de las ventas de cada comercializador. Este alternativa será analizada
posteriormente con mayor detalle.
-
Estructura de tarifas a consumidores finales. En la medida en que la
alternativa se fundamenta en mantener subsidios cruzados entre usuarios,
el cargo del comercialización es usualmente de naturaleza variable y el
regulador establece un techo para el mercado regulado. La alternativa
también puede estructurarse con base en cargos fijos escalonados por
estrato o por consumo.
-
Servicio al cliente. Bajo este esquema y de acuerdo con lo que establece
el marco legal colombiano, el usuario es quien decide quien es su prestador
del servicio. Por lo tanto, el cambio de comercializador es decisión
exclusiva del usuario. Las PQR son responsabilidad del comercializador tal
y como está estipulado actualmente el marco legal.
30
-
Relación entre agentes. En función de lo que determine la regulación, los
contratos entre agentes deben incluir los mecanismos para facilitar la
transferencia de recursos entre firmas. Si la liquidación y transferencia la
efectúa un tercero, no se requiere cambio en los contratos. Si la liquidación
la realiza el agente que debe compensar el equilibrio de mercado, el
contrato debe incluir las condiciones de pago y la posibilidad que tiene,
quien es receptor de las mismas, de verificar la medición y los parámetros y
variables que sirven de base para efectuar la liquidación.
-
Proveedor de última instancia. Bajo este esquema todos los
comercializadores tienen la obligación de atender a los usuarios que lo
soliciten. Para este propósito es que se establece una compensación por
equilibrio de mercado.
-
Actos administrativos. Se requiere que la CREG regule los elementos
establecidos en el decreto 3437 de 2002, incluyendo la base mínima de
clientes con que debe contar cada comercializador del mercado y los
mecanismos de compensación de equilibrio para los casos en que los
comercializadores no atiendan un numero mínimo de usuarios de estratos
pobres (1, 2 y 3).
1.4. Ventajas y desventajas
En esta sección se establecen las ventajas y desventajas de la alternativa
identificada.
1.4.1. Ventajas.
Las ventajas de este esquema son:
-
Mantiene el equilibrio de mercado del incumbente.
-
A pesar de que permite el descreme mitiga sus efectos aún cuando no
elimina completamente la distorsión.
-
Permite la entrada y permanencia de firmas en el mercado que no cuentan
con masas críticas de clientes, por lo tanto, las firmas existentes no corren
menores riesgos de salida pues pueden continuar descremando. Este
hecho, a pesar de ser una desventaja desde el punto de vista de la
ortodoxia económica, tiene ventajas de tipo político.
-
Mantiene un número plural de compradores en el mercado mayorista de
energía eléctrica.
31
-
El esquema se basa en subsidios cruzados y, en consecuencia, no implica
mayor presión fiscal.
-
Permite competencia pero simula precios de un monopolio.
1.4.2. Desventajas.
Las desventajas del esquema son:
-
Es difícil de implantar por la cantidad de variables (precios diferenciales por
agente y segmento de mercado o incluso por tipo de cliente) que inciden en
la liquidación de las transferencias.
-
Requiere una separación total de la contabilidad asociada con la actividad
de comercialización. Hasta ahora en Colombia la separación contable es
incipiente y la capacidad de vigilancia y control es baja.
-
Aumenta los costos de transacción del mercado asociados con la
necesidad de efectuar transferencias. Implica doble verificación y auditaje
sobre las mediciones de consumo, liquidaciones y transferencias.
-
No fomenta una competencia por volumen acorde con el nivel de los
márgenes y el valor agregado de la comercialización minorista. No permite
la captura de economías.
-
En la medida en que no elimina completamente el descreme del mercado,
se mantiene latente un riesgo de generación y traslado de rentas. En el
ejemplo, se mostró como el agente que atiende usuarios intensivos en
energía puede generar una renta.
-
No extiende los beneficios de la competencia a usuarios regulados. Estos
usuarios perciben el cargo máximo por unidad establecido por el regulador.
-
No permite que el mercado por si mismo establezca niveles de eficiencia.
Esto en la medida en que el descreme sigue vigente con las consecuentes
rentas que permite generar.
-
Hace explícitos los subsidios cruzados del mercado, este tipo de subsidios
no son permitidos por el marco legal colombiano.
-
No elimina el conflicto moral relacionado con los balances y medición del
consumo. Por el contrario, lo incrementa puesto que el nivel de
transferencias que realizan los agentes depende de la demanda de cada
cliente.
-
No permite la competitividad del incumbente, salvo que se permitan precios
no lineales.
32
Es importante aclarar que en la medida en que este tipo de esquema simula el
comportamiento de un monopolio para mercados supuestamente “competitivos”,
se constituye en un mecanismo imperfecto de mitigación de descreme de
mercado. Este tipo de soluciones no ortodoxas pueden derivar en distorsiones que
aún no es factible detectar pero que luego se evidencien en el mercado.
2. Alternativas que protegen el equilibrio de mercado y que se basan en
crear un mercado contestable como amenaza potencial.
2.1. Descripción.
Esta alternativa es conocida en el mundo de la regulación bajo la denominación de
ECPR – Efficiency Component Pricing Rule – y fue inicialmente propuesta por
Paul Baumol para permitir competencia solamente en los casos en que la misma
es factible. La regla busca que, para un distribuidor- comercializador, la entrada de
competencia en comercialización a su mercado le sea completamente indiferente.
Es decir que para el sea indiferente atender directamente el mercado o permitir
que lo haga un tercero.
Las características esenciales de la propuesta son:
-
Se identifican todos aquellos costos del sistema que no son estrictamente
asignables a ningún mercado. Estos costos pueden incluir incluso los
subsidios cruzados requeridos para que la prestación sea viable para
ciertos usuarios.
-
Se identifica el ingreso del monopolista antes de la eliminación de barreras
a la entrada de competencia.
-
Se incluye en el cargo de la red la totalidad de costos no asignables y la
totalidad de ingresos eficientes que percibía el distribuidor tanto por la
operación de la red como en su actividad de comercialización.
-
Se incluye en el cargo de distribución el costo de oportunidad del
distribuidor de permitir que un tercero atienda a una clientela que antes
tenía cautiva. La inclusión de este concepto tiene como fin lograr que para
el distribuidor sea completamente la entrada de terceros al mercado.
-
La comercialización bajo este concepto se da exclusivamente
por
ganancias en eficiencia en el margen de intermediación y por la eficiencia
en compras. No obstante, para que efectivamente entren firmas al mercado
deben ser mucho más eficientes que el incumbente.
Por lo tanto, bajo esta estructura regulatoria, la mayoría de los costos del mercado
se asignan al cargo de acceso o por uso de la red. El cargo comercial
33
simplemente refleja el margen variable de intermediación. Una fórmula similar a
ésta se adoptó en la primera regulación de gas natural donde la mayoría de los
costos del sistema se imputaron al Dt y el componente comercial de la fórmula era
un margen regulado máximo por concepto de intermediación (en el caso del gas
5$/m3).
2.2. Requisitos Regulatorios para implementación.
Esta alternativa implica en términos regulatorios por lo menos lo siguiente:
-
La modificación de la metodología de cargo por uso de forma tal que
permita la inclusión de la totalidad de costos del sistema que se
recuperarán a través del Dt o cargo de acceso.
-
La estimación del costo de oportunidad del distribuidor de permitir la
entrada de terceros a la red. Por lo general, este costo se estima como la
utilidad histórica del incumbente en la actividad comercial.
-
La estimación de un margen de intermediación máximo para cada mercado.
-
La aprobación de tarifas de distribución cumpliendo con las condiciones de
ECPR.
Esta alternativa no sería implementable por parte de la CREG en el corto plazo en
la medida en que implica un cambio estructural a la remuneración tanto de la
actividad de distribución como de la comercialización de energía.
2.3.
Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes.
A continuación se evalúa el impacto que esta alternativa tiene sobre los
componentes de medición, balances, servicio al cliente, la relación entre agentes y
el proveedor de última instancia.
-
Medición. La responsabilidad de la medición recae sobre el distribuidor. Es
a este agente a quien la regulación remunera la mayoría de los costos del
sistema, incluido el reconocimiento de las pérdidas de energía (que es uno
de los principales costos no asignables del sistema). En la medida que es
quien responde por las pérdidas, es quien debe tener el control sobre la red
y sobre la medición. Bajo este esquema se capturan economías en lectura
y medición y se evitan los costos de verificación y dobles costos asociados
generalmente con la entrada de competencia.
34
-
Balances y Asignación de Pérdidas. Las perdidas reales de energía del
sistema se asignan al incumbente en su calidad de distribuidor en la medida
en que las mismas son el principal costo no asignable del sistema. El nivel
eficiente de perdidas se traslada a los usuarios a través del cargo de
distribución, incluyendo el costo de la energía. Bajo este escenario, el
distribuidor es un demandante activo del mercado mayorista.
-
Estructura de tarifas a consumidores finales. El cargo de distribución es
quien soporta la mayor parte de los costos del sistema; en la medida en que
se estructure como un cargo variable uniforme, se mantienen los subsidios
cruzados en el mercado. El cargo de comercialización se estructura como
un margen que reconoce los costos variables de intermediación. El cargo
que traslada las compras de energía se traslada directamente al usuario en
la medida en que es el factor o “driver” determinante de la competencia.
-
Servicio al cliente. Bajo este esquema y de acuerdo con lo que establece
el marco legal colombiano, el usuario es quien decide quien es su prestador
del servicio. El servicio al cliente se mantiene en cabeza de los
comercializadores pero la relación entre agentes se debe regular en los
contratos.
-
Relación entre agentes. Los contratos entre agentes deben incluir,
particularmente, los mecanismos para la remisión de la información
asociada con la medición de los consumos y la solución de reclamos de
servicio al cliente. Usualmente, el distribuidor propone un contrato universal
que es revisado por el regulador para evitar abusos de la posición
dominante. Para la elaboración de estos contratos los comercializadores
pueden proponer la inclusión de cláusulas que, de ser rechazadas por el
distribuidor son valoradas por el regulador quien puede obligar a su
inclusión vía resolución.
-
Proveedor de última instancia. Bajo este esquema el distribuidor
comercializador está en la obligación de prestar el servicio y ser el
proveedor de última instancia y el prestador de “default”. Esto es acorde
con el hecho de que la totalidad, sino la mayoría de los costos del sistema,
se recuperan vía cargo de acceso o por uso de la red.
-
Actos administrativos. Se requiere que la CREG someta las bases y
criterios por los cuales establecerá la metodología de remuneración tanto a
distribuidores como a comercializadores. Una vez sometidas y cumplidos
los requerimientos establecidos por el decreto 2696 de 2004 (proceso que
toma aproximadamente un años) expedir la resolución definitiva. Los
distribuidores deben elaborar los contratos universales que aplicarán para
el acceso a la red por parte de los comercializadores. Estos contratos son
revisados y aprobados por la CREG con o sin ajustes.
35
2.4. Ventajas y desventajas
En esta sección se establecen las ventajas y desventajas de la alternativa
identificada.
2.4.1. Ventajas
Las principales ventajas de este esquema son las siguientes:
-
Asigna de manera ortodoxa los costos no asignables a la totalidad del
mercado.
-
Elimina el descreme del mercado.
-
Se garantiza la suficiencia financiera del incumbente a costos de eficiencia
regulados por la CREG.
-
Se eliminan los incentivos del incumbente a establecer barreras de entrada.
-
Sólo ingresan al mercado firmas más eficientes que el incumbente.
-
El incumbente mantiene niveles de eficiencia en la prestación puesto que
su mercado es potencialmente contestable.
-
No tiene mayor presión fiscal en la medida en que los costos son asumidos
por la totalidad de los usuarios del sistema.
2.4.2. Desventajas
Las principales desventajas del esquema son:
-
El número esperado de firmas que ingresan al mercado es bajo. En algunos
casos el esquema prevé que ninguna firma diferente del incumbente
ingresa al mercado pero que la simple amenaza de entrada exige que el
incumbente preste el servicio con niveles de eficiencia y calidad.
-
Se reduce el numero de firmas participantes en el mercado mayorista.
-
Es un esquema que normalmente se aplica cuando aún no se han
eliminado las barreras a la entrada a la competencia. Por lo tanto, cuando
se implanta de manera posterior existe gran resistencia de política y
presiones por parte de los agentes que participan en el mercado por el
riesgo asociado a la quiebra de prestadores.
36
-
Es un esquema que no se basa estrictamente en la competencia sino en la
contestabilidad del mercado y en la amenaza de entrada.
Como se puede observar las dos alternativas anteriores parten del principio de
mantener un relativo equilibrio de mercado. La primera, si bien permite la entrada
de agentes al mercado, simula los resultados de un monopolio. La segunda, crea
incentivos de eficiencia al incumbente creando la amenaza de competencia. Como
se analizará en el capítulo de evaluación de alternativas, ninguno de los dos
esquemas se ajusta completamente a los objetivos que plantea la reforma.
3. Alternativa de precios no lineales basada en cargos variables.
Este esquema corresponde a un mercado en competencia pura. Las
características se describen en la siguiente sección.
3.1. Descripción.
Los precios no lineales son aquellos que reflejan los costos unitarios de prestación
del servicio para cada usuario o tipo de usuario en función del nivel de consumo.
Por lo tanto, bajo este esquema, diferentes tipos de usuarios perciben tarifas
diferentes establecidas para su perfil de usuarios. El principio de neutralidad se
basa en que consumidores con perfiles similares perciben precios similares.
-
La remuneración de la actividad de comercialización de hace a través de
cargos variables.
-
Cada comercializador estructura el vector de precios que aplicará al
mercado de acuerdo con perfiles tipo de consumidor.
-
Se permiten, en consecuencia, precios no lineales o discriminación de
precios en función del perfil de consumo y tipo de usuarios.
-
Para mitigar el descreme del mercado, el precio es completamente liberado.
Por lo tanto, se trata de un mercado sometido a libertad vigilada.
-
La libertad de precios y los precios no lineales tienen como fin permitir que
el incumbente pueda competir en igualdad de condiciones con cualquier
otro agente del mercado.
-
Si el regulador decide proteger un grupo de usuarios, por ejemplo los
residenciales, puede establecer un precio techo de mercado u opción
mandatoria, a la cual puede acogerse cualquier usuario. Para que el
mecanismo opere de manera efectiva, el techo de mercado debe
estructurarse de forma tal que refleje el costo atribuible al nicho de
mercado que mayores costos imputa al mercado. A manera de ejemplo, el
37
precio máximo de un mercado se estructura de forma que refleje los costos
asociados a usuarios para los cuales no se obtienen economías de
densidad (rurales dispersos), con mayores riesgos de cartera y menores
consumos. Es importante aclarar que bajo ninguna circunstancia se pueden
establecer como techo costos medios del mercado pues esto llevaría
nuevamente al descreme y a la generación de rentas.
Como puede observarse, este esquema corresponde a un mercado en plena
competencia en el cual cada usuario paga exactamente el costo de prestación
que le imputa al comercializador. Así, usuarios intensivos en energía pagarán
tarifas muy bajas, acordes con su nivel de consumo, ubicación y riesgo de cartera,
en tanto que aquellos usuarios en zonas remotas de bajos consumos y riesgos de
recaudo pagan las tarifas más altas del sistema. El esquema elimina
completamente los subsidios cruzados.
3.2. Requisitos Regulatorios para implementación.
Las acciones regulatorias requeridas para establecer este esquema son sencillas:
-
El regulador establece que los costos asociados a la actividad comercial se
recuperarán a través de cargos variables. El regulador también puede
permitir la libertad en la estructura de la tarifa permitiendo que cada agente,
de manera totalmente libre estructure parejas de cargos fijos y variables
propios de cada tipo de usuario.
-
El regulador establece que se permiten tarifas diferenciales en el mercado y
discriminación de precios. El principio de neutralidad se mantiene puesto
que un comercializador no puede discriminar precios a dos usuarios en las
mismas condiciones de consumo, densidad y garantía de recaudo.
-
El regulador libera completamente los precios y establece un régimen de
libertad vigilada.
-
Alternativamente, el regulador establece un precio techo que opera como
una opción mandatoria. Es decir que cualquier usuario está en capacidad
de acogerse a la tarifa regulada. El precio techo se calcula como aquel que
deben pagar los usuarios que, por factores de densidad, consumo y riesgo
deben asumir los mayores precios del mercado. El mecanismo no admite el
establecimiento de precios techo basado en costos medios.
3.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes.
38
A continuación se evalúa el impacto que esta alternativa tiene sobre los
componentes de medición, balances, servicio al cliente, la relación entre agentes y
el proveedor de última instancia.
-
Medición. La responsabilidad de la medición puede mantenerse en cabeza
de cada agente. Los estándares de medición para la totalidad de los
usuarios deben permitir que los precios que perciba el usuario reflejen los
precios del mercado mayorista. Por lo tanto, lo aconsejable para evitar
distorsiones es medidores que permitan registrar consumos horarios puesto
que el precio en el mayorista se define para este intervalo. .
-
Balances y Asignación de Pérdidas. Las pérdidas se asignan a prorrata
de las ventas de cada comercializador, de no hacerse de esta forma se
mantendrán las distorsiones asociadas con asignación de pérdidas de
energía.
-
Estructura de tarifas a consumidores finales.
Cargos variables bajo
libertad de precios. Libertad para determinar parejas de cargos por parte de
cada comercializador de acuerdo con los perfiles de consumo de cada
cliente.
-
Servicio al cliente. Bajo este esquema y de acuerdo con lo que establece
el marco legal colombiano, el usuario es quien decide quien es su prestador
del servicio. Por lo tanto, el cambio de comercializador es decisión
exclusiva del usuario. Las PQR son responsabilidad del comercializador tal
y como está estipulado actualmente el marco legal.
-
Relación entre agentes. Se requieren contratos entre el distribuidor y los
comercializadores. En estos contratos se pagan garantías ante el “default” o
salida de algún comercializador del mercado. Las garantías usualmente son
pólizas expedidas por empresas aseguradoras que amparan el valor de los
consumos dejados de facturar por parte del distribuidor, el valor de las
pólizas a favor del distribuidor se actualizan periódicamente considerando
las ventas de cada comercializador y el Dt aprobado por el regulador
actualizado conforme con la metodología de la CREG. En el caso de la
energía, las garantías son las que se pactan entre comercializadores y
generadores en el mercado mayorista.
-
Proveedor de última instancia. Bajo este esquema todos los
comercializadores tienen la obligación de atender a los usuarios que lo
soliciten. Para este propósito se estructuran precios no lineales.
-
Actos administrativos.
comercialización.
Modificar la regulación vigente en materia de
3.4. Ventajas y desventajas
39
En esta sección se establecen las ventajas y desventajas de la alternativa
identificada.
3.4.1. Ventajas.
Las ventajas de este esquema son:
-
Elimina completamente los subsidios cruzados. Cada consumidor asume el
costo propio de prestación.
-
Permite la competitividad de los comercializadores, incluido el incumbente.
-
Mitiga el descreme de mercado permitiendo que el incumbente esté en
capacidad de competir en igualdad de condiciones en cualquier segmento
del mercado.
-
Permite una regulación de precios totalmente acorde con la estructura de
competencia.
3.4.2. Desventajas
Por su parte, las desventajas son la siguientes:
-
No es factible implantarlo en mercados con riesgos de cartera elevados
puesto que los precios a ese segmento exacerban los problemas de cartera
y recaudo.
-
No es factible implantarlo en mercados con problemas de capacidad de
pago de los usuarios salvo que se establezcan subsidios acordes con la
capacidad de pago de los usuarios.
-
Aumenta el riesgo de permitir rentas a los agentes en aquellos mercados en
los cuales la concurrencia de agentes sea limitada.
-
Igualmente incrementa los riesgos de apropiarse del excedente del
consumidor en nichos de mercado cuya demanda es inelástica. Este es un
problema particularmente grave en energía eléctrica en la medida en que
para ciertos usos no es factible contar con sustitutos.
-
No permite proteger completamente a usuarios con consumos medios o
que no pertenezcan a la franja disputable.
Como puede observarse esta alternativa es difícilmente implementable en un país
como Colombia donde la mayoría de los usuarios son pobres y los niveles de
riesgo de recuperación de cartera son altos. El nivel de pérdidas de energía actual
tampoco hace aconsejable este tipo de alternativa.
40
4. Regulación de precios por Cargos Fijos
El mecanismo más ortodoxo previsto por la regulación para eliminar el descreme
del mercado es el remunerar la actividad de comercialización a través de cargos
fijos. Esto se asocia con dos factores:
-
Los usuarios regulados pagan un mismo precio con independencia del
nivel de consumo. Por lo tanto, se elimina de raíz el incentivo a descremar.
-
La mayoría de los costos asociados con la actividad comercial son fijos. La
regulación recomienda que los costos fijos se recuperen a través de cargos
fijos y los variables a través de cargos por unidad de consumo.
-
En la medida en que la naturaleza de los costos es fija, este tipo de cargos
elimina los subsidios cruzados entre mercados asociados con escalas de
consumo. No obstante, mantienen subsidios cruzados en función de la
densidad cuando las áreas para las cuales se establecen los cargos tienen
densidades diferentes y cubren regiones con concentraciones de usuarios
disímiles.
-
Al eliminar los subsidios cruzados elimina la posibilidad de participar en el
mercado por factores asociados con el descreme. 3
En un régimen tarifario por costos fijos, la competencia que se presenta en el
mercado es por volumen de clientes (masa crítica de clientes eficiente) y por
eficiencia en la gestión y en la compra de energía en el mercado mayorista. Por lo
tanto, es un esquema acorde con el valor agregado de la actividad de retail (que
es cerca a cero y que de acuerdo con algunos reguladores es prácticamente cero
para el usuario medio) y con los márgenes esperados.
4.1. Descripción.
La descripción del esquema es la siguiente:
-
El regulador establece los costos fijos de la actividad comercial por
usuario/factura para un mercado de comercialización.
-
El regulador establece los costos variables de comercialización. Estos se
asocian con el margen de intermediación y los riesgos de cartera.
-
Para recuperar los costos fijos determina un cargo fijo homogéneo para
todo un mercado.
3
El descreme por economías de densidad es muy poco probable puesto que aún se mantiene la
necesidad de contar con una masa de clientes significativa para sobrevivir en el mercado.
41
-
Para recuperar los costos variables establece un cargo variable o margen
techo de mercado.
-
El regulador determina quienes pertenecen al mercado regulado y quienes
al mercado no regulado.
-
Para el mercado no regulado la determinación de precios es
completamente libre. Por lo tanto el usuario y su agente pueden pactar la
estructura de cargos (variable – fijo) que mejor se ajuste a las
características de la demanda del cliente.
-
Para el mercado regulado, la totalidad de los agentes que participan en el
mercado deben aplicar el cargo fijo homogéneo establecido por el
regulador; sobre este cargo no se permite discriminación de precios.
Igualmente aplican el cargo variable que permite precios no lineales pero
que en ningún caso puede superar el techo del mercado.
-
Es factible establecer una opción mandatoria para el mercado regulado que
consume más que el promedio del mercado (industria y comercio). Estos
usuarios pueden escoger bien sea la libertad de fijar precios con el
comercializador u acogerse a la fórmula regulada de precios. La opción
mandatoria tiene como fin proteger este segmento de usuarios en el caso
en que la competencia no tenga el nivel de profundidad esperada.
Es importante que el área de comercialización que se establezca sea acorde con
la conformación histórica del mercado. Si se unen dos mercados que eran
atendidos por dos incumbentes y los costos de prestación son diferentes, un costo
medio fijo de comercialización que una los dos mercados permitirá la generación
de rentas. Esto se ilustra en el siguiente ejemplo.
42
Mercado 1
Usuarios: 100
Costo fijo: 8.000
$/usuario / mes
Mercado 2
Usuarios: 100
Costo fijo: 12.000
$/usuario / mes
Costo promedio de dos mercados: 10.000
Si se unen los dos mercados
Renta por usuario: $2000.
Déficit por usuario: $2000.
En consecuencia, el área de comercialización debe corresponder al área histórica
para la cual el regulador ha establecido los cargos regulados. También es factible
establecer áreas de comercialización que correspondan a una subdivisión del área
histórica inicial.
4.2. Requisitos Regulatorios para implementación.
Los requisitos regulatorios de implementación son:
-
Modificar el marco regulatorio actual estableciendo que la actividad se
remunerará a través de cargos fijos y variables.
-
Si el regulador ya estableció el costo regulado por usuario/factura para un
mercado, determinar que ese costo será el que deben aplicar los agentes
como cargo fijo.
-
Recalcular el costo fijo si se considera que el aprobado previamente debe
aún ser reevaluado por criterios de eficiencia o suficiencia financiera. Esto
lo puede realizar de acuerdo con la legislación colombiana cada cinco años.
-
Establecer el margen máximo de comercialización regulado aplicable al
mercado.
43
-
Determinar que usuarios se consideran regulados y cuales de ellos pueden
acogerse a la opción mandatoria.
En Colombia ya se definió la separación entre mercado regulado y no regulado, en
consecuencia, no se requiere una modificación en este frente. Igualmente, ya
existe un costo base de comercialización por factura lo cual facilita la
implementación del esquema. Este costo base por factura sería el cargo fijo
homogéneo del mercado.
4.3. Evaluación de otros componentes asociados con el servicio al
cliente y la relación entre agentes.
A continuación se evalúa el impacto que esta alternativa tiene sobre los
componentes de medición, balances, servicio al cliente, la relación entre agentes y
el proveedor de última instancia.
-
Medición. La responsabilidad de la medición puede mantenerse en cabeza
de cada agente. El tema de la flexibilización de la medida se tratará con
mayor detalle en una sección posterior.
-
Balances y Asignación de Pérdidas. Las pérdidas se asignan a prorrata
de las ventas de cada comercializador para evitar subsidios cruzados entre
agentes. Este tema será tratado con mayor detalle en una sección
posterior.
-
Estructura de tarifas a consumidores finales. Para el mercado regulado
un cargo fijo homogéneo y un margen máximo de comercialización. Para el
reto del mercado libertad en la fijación de precios. En el caso de la industria
y comercio regulados establecer una opción mandatoria que permita a los
éstos usuarios acogerse voluntariamente bien sea al régimen de libertad de
precios o a la fórmula establecida por el regulador.
-
Servicio al cliente. Bajo este esquema y de acuerdo con lo que establece
el marco legal colombiano, el usuario es quien decide quien es su prestador
del servicio. Por lo tanto, el cambio de comercializador es decisión
exclusiva del usuario. Las PQR son responsabilidad del comercializador tal
y como está estipulado actualmente el marco legal.
-
Relación entre agentes. Se requieren contratos entre el distribuidor y los
comercializadores. Se puede mantener el esquema regulatorio actual. En
cualquier caso es recomendable que existan garantías para el distribuidor
ante un “default” o salida del comercializador del mercado. Para ello lo
recomendable es la suscripción de garantías. Las garantías usualmente
son pólizas expedidas por empresas aseguradoras que amparan el valor de
los consumos dejados de facturar por parte del distribuidor, el valor de las
pólizas a favor del distribuidor se actualizan periódicamente considerando
las ventas de cada comercializador y el Dt aprobado por el regulador
44
actualizado conforme con la metodología de la CREG. En el caso de la
energía, las garantías son las que se pactan entre comercializadores y
generadores en el mercado mayorista.
-
Proveedor de última instancia. Bajo este esquema todos los
comercializadores tienen la obligación de atender a los usuarios que lo
soliciten.
-
Actos administrativos. Modificar la regulación vigente en materia de
comercialización. Adicionalmente y en la medida en que se requieren
mayores recursos para subsidiar asociados con al eliminación de subsidios
cruzados se requeriría adicionalmente un decreto reglamentario.
4.4. Ventajas y desventajas
En esta sección se establecen las ventajas y desventajas de la alternativa
identificada.
4.4.1. Ventajas.
Las ventajas de este esquema son:
-
Elimina completamente los subsidios cruzados asociados con el nivel de
consumo. Cada consumidor asume el costo propio de prestación.
-
Permite la competitividad de los todos comercializadores, incluido el
incumbente.
-
Acota los precios en mercados inelásticos permitiendo proteger ciertos tipos
de usuarios.
-
Elimina completamente el descreme del mercado pues ataca el incentivo de
raíz, cada usuario asume un costo uniforme.
-
Permite una regulación de precios totalmente acorde con la estructura de
costos propia de la actividad. Es el mecanismo más ortodoxo de fijación de
tarifas; los costos fijos se recuperan a través de cargos fijos y los variables
a través de cargos por consumo.
-
Fomenta una competencia por volumen, incentivando que los agentes
cuenten con una masa crítica de eficiencia.
-
Es acorde con la naturaleza del negocio que se caracteriza por un bajo
valor agregado y por márgenes estrechos. Permite, no obstante, que en los
segmentos donde es potencialmente factible agregar valor (intensivos
energía) los precios se acuerden de forma libre entre las partes.
45
-
Permite que el mercado, por si mismo determine el número eficiente de
agentes que pueden participar en el mismo. El mercado determina la masa
crítica de eficiencia.
-
La competencia se da por eficiencia económica y no por distorsión.
4.4.2. Desventajas
Por su parte, las desventajas son la siguientes:
-
En la medida en que elimina subsidios cruzados y la capacidad de pago de
muchos de los usuarios no es acorde con los costos que los mismos
imputan al agente, el esquema puede requerir mayores recursos estatales
directos para otorgar subsidios.
-
En la medida en que elimina subsidios cruzados; los recursos provenientes
de contribuciones decrecen. Esto también aumenta la presión fiscal.
-
Puede tener reticencia entre algunos agentes en la medida en que exige
que los comercializadores que actualmente prestan el servicio sin contar
con masas criticas de eficiencia efectúen esfuerzos comerciales para
sobrevivir en el mercado.
En el capítulo 5 de este documento se evaluará el ajuste de cada una de las
alternativas identificadas y se presentará una recomendación.
46
CAPÍTULO 4. IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS
DE ALTERNATIVAS PARA LA ASIMETRÍA EN
ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.
En este capítulo se identifican fundamentalmente dos alternativas para corregir la
asimetría en la asignación de perdidas de energía. Estas alternativas se
encaminan a eliminar los subsidios cruzados entre agentes que contiene el marco
regulatorio actual. Las alternativas identificadas son:
-
Asignar las pérdidas y su gestión integral al distribuidor.
-
Asignar las pérdidas de manera equitativa a la totalidad de los
comercializadores del mercado y la gestión de las mismas a un distribuidor.
En cada una de las secciones se describe la alternativa y se analizan sus ventajas
y desventajas.
1. Asignación de Pérdidas al Distribuidor.
Esta alternativa se basa en el hecho de que el distribuidor es quién está en
capacidad de asignar las pérdidas eficientes de energía eléctrica entre todos los
usuarios del sistema y quién, además, tiene incentivos y la capacidad para
controlar las pérdidas por ser quien opera la red.
Es importante tener presente que el distribuidor tiene incentivos a reducir pérdidas
pues a mayor nivel de pérdidas de energía, menor será su remuneración por el
uso de la red.
1.1. Descripción.
-
Las pérdidas reales del sistema se asignan al distribuidor.
-
El distribuidor traslada el nivel de pérdidas eficientes (energía) a la totalidad
de los usuarios del sistema.
-
Para remunerar la gestión y el control de pérdidas es factible adoptar dos
mecanismos: El primero es establecer un nivel inicial de perdidas y una
senda de reducción que permita al distribuidor recuperar los costos de los
programas de gestión y control. El segundo es remunerarlo explícitamente
a través de un cargo. En cualquier caso, existe un nivel mínimo de perdidas
que no es factible recuperar puesto que el costo asociado a su control es
superior a los beneficios de reducción; este nivel eficiente debe, en
cualquier caso, trasladarse a los usuarios. Igualmente es necesario
47
reconocer y remunerar la gestión encaminada a mantener las pérdidas en
el nivel de máxima eficiencia.
-
El distribuidor compra energía para cubrir las pérdidas.
-
En la medida en que el distribuidor es el único responsable de las pérdidas,
debe tener el control sobre la medición a usuarios finales para evitar el
“moral hazard” o conflicto moral.
-
Los comercializadores deben igualmente llevar a cabo controles de
pérdidas sobre los procesos de facturación. Para evitar el conflicto moral,
se pueden establecer penalidades en los contratos entre el distribuidor y los
comercializadores. El regulador puede, bien sea establecer los parámetros
para las cláusulas que pacten los agentes o, permitir que las mismas sean
acordadas entre las partes.
1.2. Requisitos para implementar el sistema.
Esta alternativa requiere una modificación regulatoria en los siguientes campos:
-
Asignación de la medición al distribuidor.
-
Asignación de las pérdidas al distribuidor.
-
Establecer un cargo que permita trasladar las pérdidas reales eficientes a
los usuarios.
-
Establecer una senda para cada sistema de reducción de pérdidas que se
refleje además en el nivel de pérdidas que puede asignarse a los usuarios.
-
Establecer un nuevo cargo que remunere la gestión y control de pérdidas
(si no está incluido en la senda) y, en todo caso, un cargo que permita
mantener las pérdidas en niveles eficientes.
-
La Superintendencia de Servicios Públicos deberá verificar la ejecución de
planes de gestión y control de pérdidas por parte de los distribuidores.
-
Se requieren ajustes en el mercado mayorista para que las pérdidas de
energía se asignen al distribuidor y no a los comercializadores del mercado.
El distribuidor se convierte en un participante activo del mercado.
Por lo tanto, se requiere una reestructuración de la formula tarifaria general que
pueden aplicar los agentes al usuario final.
1.3. Ventajas y Desventajas.
48
1.3.1. Ventajas.
Las principales ventajas del esquema son las siguientes:
-
Se elimina completamente la asimetría en asignación de pérdidas, pues las
pérdidas eficientes del sistema se trasladan a la totalidad de los usuarios.
-
Se establece un único responsable del nivel de pérdidas del sistema.
-
Se eliminan costos de transacción en el mercado al asignar un sólo
responsable y al evitar costos asociados a la doble medición.
-
Quién responde por las pérdidas es quien tiene la capacidad para
controlarlas.
-
Se remunera expresamente la gestión de mantener las pérdidas en un nivel
de eficiencia.
1.3.2. Desventajas.
Este esquema tiene tres desventajas principales:
-
El distribuidor se convierte en un agente activo en el mercado mayorista.
-
Se retrocede en materia de medición de consumos. Esta nueva asignación
no es viable políticamente por la reticencia de los comercializadores a ceder
la medición a un agente. Los comercializadores pueden aducir que pierden
el control sobre la “caja registradora” de sus ingresos.
-
Se disminuye aún más el valor agregado de la actividad.
Esta alternativa, aun cuando es la más ortodoxa en términos regulatorios, tendría
dificultades de aceptación particularmente entre los comercializadores.
2. Asignación Equitativa de Pérdidas entre los Comercializadores.
Esta alternativa como se observará permite que la medición de los consumos
continúe en cabeza de los comercializadores pero mantiene las bondades de la
alternativa anterior.
2.1. Descripción.
Las principales características del esquema son:
49
-
Los comercializadores continúan ejerciendo la labor de medición
consumos en las fronteras comerciales y a los usuarios finales.
de
-
Las pérdidas reales de energía del sistema de asignan de manera
equitativa a la totalidad de los comercializadores que actúan en un
mercado. La asignación se lleva a cabo a prorrata de las ventas de cada
comercializador.
-
Los comercializadores trasladan a sus usuarios el nivel de pérdidas de
eficiencia que permita el regulador. En el mercado libre, el porcentaje de
pérdidas a trasladar lo define el mercado.
-
El mercado mayorista asigna a cada comercializador la demanda comercial
que refleje el nivel de pérdidas que a cada uno corresponda teniendo en
consideración su porcentaje de participación de ventas en un mercado.
-
Se asigna al distribuidor la labor de gestión y control de pérdidas.
-
Los distribuidores deben presentar al regulador su programa de gestión y
control de pérdidas.
-
Esta actividad es remunerada a través de un cargo que se traslada a la
totalidad de los usuarios del mercado.
-
Los comercializadores deben igualmente llevar a cabo controles de
pérdidas sobre los procesos de facturación. Para evitar el conflicto moral,
se pueden establecer penalidades en los contratos entre el distribuidor y los
comercializadores. El regulador puede, bien sea establecer los parámetros
para las cláusulas que pacten los agentes o, permitir que las mismas sean
acordadas entre las partes. Se pueden fijar normas vía decreto que eviten
el conflicto moral y que permitan que los comercializadores cuya gestión en
el área sea deficiente tengan que aportar proporcionalmente al plan de
reducción de pérdidas.
Como puede observarse este esquema mantiene la responsabilidad de control y
gestión de perdidas en un agente pero permite eliminar la asimetría presente en el
esquema actual.
2.2. Requisitos para implementar el sistema.
Esta alternativa requiere una modificación regulatoria en los siguientes campos:
-
Cambio en la fórmula de asignación de pérdidas
comercializadores que participan en un mercado.
a los agentes
50
-
Cambio en la forma como el mercado mayorista asigna las demandas
comerciales de energía a los comercializadores. Implica reportar de ventas
históricas al administrador del mercado.
-
Establecer un nuevo cargo que remunere la gestión y control de pérdidas
que, en todo caso, remunere el mantener las pérdidas en niveles
eficientes.
-
La Superintendencia de Servicios Públicos deberá verificar la ejecución de
planes de gestión y control de pérdidas por parte de los distribuidores.
Por lo tanto, se requiere una reestructuración de la formula tarifaria general que
pueden aplicar los agentes al usuario final.
2.3. Ventajas y Desventajas.
2.3.1. Ventajas.
Las principales ventajas del esquema son las siguientes:
-
Se elimina completamente la asimetría en asignación de pérdidas, pues las
pérdidas eficientes del sistema se trasladan a la totalidad de los usuarios.
-
Se establece un responsable del control y gestión de pérdidas del sistema.
-
Quién responde por las pérdidas es quien tiene la capacidad para
controlarlas.
-
Se remunera expresamente la gestión de mantener las pérdidas en un nivel
de eficiencia.
-
Se establecen mecanismos para evitar el conflicto moral de los
comercializadores.
-
Permite que el comercializador tenga el control sobre el medidor.
2.3.2. Desventajas.
Este esquema tiene tres desventajas principales:
El esquema es más complejo que el anterior.
En el siguiente capítulo se evalúa el ajuste de las distintas alternativas a los
objetivos propuestos y se efectúa una recomendación
51
CAPÍTULO
5.
EVALUACIÓN
ALTERNATIVAS Y RECOMENDACIÓN.
DE
Una vez identificadas las alternativas y expuestas las principales ventajas y
desventajas, se evalúan a la luz de los objetivos que se persiguen con la reforma.
Los objetivos que sirvieron de base para evaluar las alternativas propuestas son
los siguientes:
i.
Contar con un marco regulatorio simétrico y libre de
distorsiones y ventajas regulatorias a favor de uno u
otro agente.
ii.
Eliminar el descreme del mercado
iii.
Que se permita la competitividad de la totalidad de
agentes que participan en el mercado.
iv.
Que la entrada al mercado y mantenerse en el mismo
obedezca a razones de eficiencia económica y no se
asocie con un subsidio a la entrada.
v.
Que se evite creación de empresas ineficientes y la
atomización de firmas comercializadoras.
A continuación se evalúa el ajuste de cada alternativa a los objetivos propuestos.
1. Equilibrio de mercado y traslado de recursos entre agentes
Esta alternativa se basa en permitir el descreme pero mantener el equilibrio a
través de transferencias de recursos entre agentes en función de la composición
de sus respectivos mercados.
La siguiente tabla muestra el ajuste de esta alternativa a los objetivos y se
exponen las principales razones.
52
Objetivo
Marco simétrico y sin
distorsiones
Ajuste
Bajo
Elimina descreme del
mercado
Bajo
Permite la competitividad
de la totalidad de los
agentes
Medio – Alto
Mercado por eficiencia y
no por distorsión.
Medio - bajo
Competencia por volumen
/ eliminar el incentivo a la
atomización de empresas
Bajo
Ajuste al marco de
competencia
Bajo
Justificación
- Aún se basa en
subsidios
cruzados lo cual
tiene riesgos de
distorsión
- No
es
completamente
acorde con un
mercado
en
competencia
No
elimina
completamente
el
descreme, lo mitiga a
través de transferencias
Si bien se mantiene el
descreme el incumbente
está en capacidad de
competir gracias a las
transferencias que le
permiten mantener un
equilibro de mercado.
Se permiten firmas sin
masas
críticas
de
eficiencia. Se mantienen
subsidios cruzados.
Empresas
con
un
número
reducido
de
usuarios se mantienen
en el mercado, no se
elimina el incentivo a la
atomización.
No es acorde con la
naturaleza
de
la
competencia
pues
mantiene los subsidios y
adicionalmente
no
acorde con la naturaleza
de la comercialización
que es un negocio de
bajos
márgenes
y
modesto valor agregado.
53
Como se observa en la tabla, el ajuste de este tipo de esquema es bajo. Lo
anterior se debe a que es un híbrido entre competencia y monopolio con lo cual se
corre el riesgo de mantener distorsiones en el mercado. Adicionalmente, mantiene
los subsidios cruzados que se pueden clasificar como “contranatura” con la
esencia misma de un mercado competido. Las transferencias entre agentes se
convierten a la larga en subsidios explícitos entre mercados lo cual haría que esta
alternativa sea muy vulnerable en términos jurídicos.
La alternativa se descarta como la que mejor se ajusta a los propósitos de la
reforma.
2. Equilibrio de mercado – ECPR.
Esta alternativa se basa en asignar todos los costos no asignables al cargo de
distribución y que la competencia se produzca por el margen de intermediación y
las compras eficientes de energía en el mercado mayorista.
54
Objetivo
Marco simétrico y sin
distorsiones
Ajuste
Bajo
Elimina descreme del
mercado
Alto
Permite la competitividad
de la totalidad de los
agentes
Bajo
Mercado por eficiencia y
no por distorsión.
Medio
Competencia por volumen
/ eliminar el incentivo a la
atomización de empresas
Medio - Alto
Ajuste al marco de
competencia
Bajo
Justificación
Esta alternativa brinda
ventajas competitivas al
distribuidor en su calidad
de comercializador.
Lo elimina parcialmente.
Solo un agente mucho
más eficiente que el
incumbente
puede
ingresar al mercado
Este esquema se basa
no en la entrada efectiva
de agentes al mercado
sino en mantener niveles
de
eficiencia
del
incumbente por la simple
amenaza de entrada por
parte de otros agentes.
Si mantiene la eficiencia
pero impone barreras
económicas a la entrada
a la competencia
En el mercado no
regulado es factible que
se
presente
competencia,
no
obstante en el mercado
regulado sólo puede
entrar un agente con
masas
críticas
de
clientes de eficienciaSe basa en la amenaza
de competencia pero no
en competencia efectiva
en el mercado.
Este tipo de esquema es viable en mercados en los cuales aún no se han
eliminado barreras a la entrada a la competencia. En mercado donde ya existe un
número plural de oferentes, la tendencia es que los mismos desaparezcan del
mercado pues el esquema se basa en amenaza de competencia (contestabilidad
del mercado) y no en competencia efectiva. El distribuidor, al remunerársele el
costo de oportunidad de permitir la entrada de terceros, tiene ventajas de costos
frente a los demás participantes del mercado.
55
Se descarta como mejor alternativa por el bajo ajuste que tiene a la realidad del
mercado de comercialización de energía eléctrica en Colombia.
3. Precios no lineales y cargos variables libres.
Esta alternativa se fundamenta en la libertad del mercado, la discriminación de
precios en función del consumo y cargos variables.
Su ajuste a los propósitos de la reforma se resume en la siguiente tabla.
Objetivo
Marco simétrico y sin
distorsiones
Ajuste
Alto
Elimina descreme del
mercado
Medio - Alto
Permite la competitividad
de la totalidad de los
agentes
Alto
Mercado por eficiencia y
no por distorsión.
Medio
Competencia por volumen
/ eliminar el incentivo a la
atomización de empresas
Alto
Ajuste al marco de
competencia
Alto
Justificación
La totalidad de los
agentes compiten en
igualdad de condiciones
regulatorias.
Lo elimina parcialmente.
A pesar de que se
permite el descreme, el
mercado es contestable y
en el solo sobreviven
agentes
con
masas
críticas de eficiencia.
Las
reglas
son
igualitarias. Los más
eficientes sobreviven en
el mercado
En
mercados
no
competidos se pueden
presentar rentas. Los
usuarios más vulnerables
quedan completamente
desprotegidos.
Particularmente en el
segmento regulado la
competencia
es
por
volumen. La atomizaron
sacaría a las firmas del
mercado.
Un mercado libre es
totalmente acorde con un
mercado
en
competencia.
Como puede observarse, este esquema tiene un ajuste alto a los objetivos de la
reforma. Sin embargo, es un esquema riesgoso en mercados con competencia
56
imperfecta y con baja elasticidad a la demanda. En regiones en las cuales no se
presente la competencia, el comercializador puede apropiarse de la totalidad de
los excedentes del consumidor y generar rentas, lo cual es contrario al principio de
eficiencia económica. En el caso de usuarios dispersos y de bajos consumos, la
presión fiscal podría ser insostenible por los altos costos asociados con la
prestación del servicio.
Por lo tanto se descarta esta alternativa por los posibles riesgos asociados con
rentas, con su incompatibilidad con la estructura socioeconómica actual del país,
por la incapacidad del esquema de proteger a los sectores más vulnerables y por
la presión fiscal que sería insostenible.
4. Cargo fijo y margen de comercialización.
Esta alternativa se basa en establecer un cargo fijo homogéneo para recuperar
los costos fijos de la actividad comercial y un margen de comercialización para
recuperar los costos variables. En el caso del mercado no regulado se permite la
libertad de precios al igual que en la industria y comercio regulados. Para este
último segmento se establece una opción mandatoria que consiste en que éstos
usuarios pueden acogerse libremente a la fórmula regulada. Los hogares se
consideran usuarios regulados.
57
Objetivo
Marco simétrico y sin
distorsiones
Ajuste
Alto
Elimina descreme del
mercado
Alto
Permite la competitividad
de la totalidad de los
agentes
Alto
Mercado por eficiencia y
no por distorsión.
Alto
Competencia por volumen
/ eliminar el incentivo a la
atomización de empresas
Alto
Ajuste al marco de
competencia
Alto
Justificación
La totalidad de los
agentes compiten en
igualdad de condiciones
regulatorias.
Es un esquema de
competencia
por
volumen.
Las
reglas
son
igualitarias. Los más
eficientes sobreviven en
el mercado
La asignación de costos
a las tarifas es el más
ortodoxo en términos
regulatorios.
Solo
sobreviven
en
el
mercado
los
más
eficientes y que cuenten
con las masas críticas de
clientes de eficiencia
propias
de
cada
mercado.
Particularmente en el
segmento regulado la
competencia
es
por
volumen. La atomizaron
sacaría a las firmas del
mercado.
Es acorde no sólo con la
competencia sino con la
naturaleza del negocio
que es de márgenes
estrecho y bajo valor
agregado.
Como puede observarse el ajuste del esquema a los propósitos de la reforma es
alto y, además, incentiva exclusivamente la competencia por volumen en el
segmento regulado lo cual es acorde con la naturaleza de la comercialización de
energía eléctrica. Además elimina el riesgo de generación de rentas pues permite
establecer un cargo regulado. Por lo tanto, el regulador puede proteger los
sectores más vulnerables del mercado. Esta alternativa, que es la recomendada
por el consultor, implica esfuerzos fiscales en materia de subsidios para hacer
compatible la capacidad de pago de los usuarios con el nivel del cargo que
58
permite recuperar costos eficientes. Este tema se tratará con detenimiento en el
siguiente capítulo.
5. Recomendación en relación con la asignación de pérdidas de energía.
Las dos alternativas presentadas pueden ajustarse perfectamente a los objetivos
de eliminación de asimetrías y distorsiones regulatorias. La más ortodoxa es la
que asigna las pérdidas al distribuidor. No obstante, esta alternativa tendría una
baja aceptación entre el mercado. Por lo tanto, se recomienda la adopción de la
segunda alternativa que permite asignar las pérdidas de manera simétrica entre la
totalidad de los agentes del mercado y un responsable por la gestión y control de
pérdidas cuya actividad es remunerada de manera explícita.
6. Otras recomendaciones.
6.1. Traslado directo o “Pass through” del precio de compra en el
mercado mayorista.
Como se estableció en el diagnóstico, la fórmula que traslada el componente de la
energía a los usuarios finales no permite que los usuarios perciban la eficiencia en
compras por parte de los agentes. Por lo tanto, para permitir que sea el mercado
el que determine que sólo aquellos agentes que sean eficientes en su gestión de
compra se mantengan el mercado, se recomienda que se establezca un
“passthrough” o traslado directo de este componente al usuario final. Cualquier
simulación de competencia que introduzca el regulador en este componente tiene
como fin suplantar la competencia y puede ser susceptible de generar una
distorsión.
La recomendación de adoptar un traslado directo de precios se basa en la
naturaleza de la comercialización minorista de energía eléctrica. La energía
eléctrica es un “commodity” y su actividad de comercialización se caracteriza por
un bajo valor agregado y márgenes moderados. Por lo tanto, el factor
determinante en esta actividad es el precio y, por lo tanto, la capacidad de adquirir
la energía en el mercado mayorista de la manera más eficiente posible. Por lo
tanto, para que el mercado opere, los consumidores deben estar en capacidad de
percibir la señal de precio del mercado. Esto solamente es factible si el precio de
compra se traslada directamente al usuario a través de la fórmula tarifaria.
Lo anterior puede implicar que el regulador adopte medidas que eviten el ejercicio
de poder de mercado en el mayorista y que se establezcan mecanismos de
competencia para la adquisición de la energía. La adopción de los mecanismo que
ha sido analizado por la CREG excede el alcance de este estudio.
59
6.2. Flexibilización de la medida.
Actualmente, los consumidores que cambian de comercializador deben instalar
medidores que permitan la lectura remota y con precisión horaria. El regulador
también permite que, en el caso de pequeños consumidores, se instalen fronteras
de medida que agreguen los consumos de varios usuarios. Estas medidas
regulatorias pueden implicar una barrera a la entrada a la competencia,
particularmente en el segmento regulado. No obstante, la agregación de
consumos permitida implica que no se trata de una barrera económica absoluta; lo
que se requiere es un mayor esfuerzo logístico por parte del entrante para que un
grupo de usuarios se asocie y, en conjunto, asuman el costo de un medidor.
En el caso de los grandes usuarios es claro que los estándares de medida actual
son imprescindibles principalmente por:
-
El valor agregado del negocio en este segmento se produce gracias a la
precisión de la medida y a los servicios relacionados con ella. Por lo tanto,
prescindir del código de medida actual desvirtuaría parte esencial del
objetivo de abrir el mercado a la competencia y eliminaría la posibilidad de
agregar valor a la actividad (servicios detrás del medidor).
-
El nivel de consumo de estos usuarios implica que este tipo de medidores
no implica una barrera a la entrada a la competencia. De hecho, es este
segmento el que ha cambiado mayoritariamente de comercializador.
-
El volumen de consumo de este segmento requiere necesariamente que
exista precisión, puesto que errores o desviaciones de la medida pueden
llevar a mayores pérdidas o a problema de asignación entre
comercializadores.
-
Quizás lo más importante es que en Colombia, el precio del mercado se fija
de manera horaria. El medidor debe, en cualquier caso permitir al usuario
percibir la señal de precio. En un mercado cuyo principal “driver” de
competencia es el precio de la energía, impedir una señal adecuada de
precio a los grandes consumidores carece completamente de sentido.
En el caso de los pequeños usuarios es necesario tener en cuenta las siguientes
consideraciones:
-
Las barreras a la entrada presentes no son absolutas pues se permite la
agregación de usuarios para efectos de medición.
-
Para evitar las distorsiones y subsidios cruzados entre agentes se requiere
que la medida sea compatible con el esquema de precios del mercado
mayorista. En consecuencia, los medidores deben permitir registros de
consumo horarios.
60
-
El nivel de pérdidas de energía en Colombia es aún demasiado alto; en
consecuencia, relajar los estándares de precisión o no permitir determinar
el balance horario puede incrementar las pérdidas o generar distorsiones en
el balance entre distintos agentes.
-
Las curvas de carga presentan elevados riesgos financieros para los
comercializadores, especialmente, cuando su diseño no es acorde con el
perfil de consumo; por lo tanto un error regulatorio en la determinación del
perfil de consumo tipo puede resultar demasiado costoso.
Por lo anterior, no parece conveniente en el corto plazo flexibilizar completamente
la medida y/o permitir esquemas de facturación y balance utilizando curvas de
carga o perfiles de consumo tipo. No obstante, en el corto plazo se pueden
implementar algunas de las siguientes medidas:
-
Continuar con la agregación de usuarios.
-
Permitir la figura de “on selling” para usuarios comerciales grandes. Bajo
esta figura, se instala un medidor en un centro comercial con todas las
especificaciones de medida propias de un gran consumidor. El cliente para
el comercializador es el administrador del centro comercial quien a su vez
distribuye y factura la energía entre sus afiliados.
-
Considerar avances tecnológicos que permiten contar con medidores, en el
caso de pequeños usuarios, que acumulan datos de demanda horaria pero
no incluyen el componente de medida remota. Existen medidores que
permiten acumular hasta 720 datos con lo cual el precio que se asigne a
cada comercializador refleja el precio horario del mercado mayorista. Estos
medidores son menos costosos que los que actualmente se exigen para las
fronteras comerciales. Los medidores tiene un nivel de precisión un poco
menor que los que actualmente se utilizan en fronteras comerciales pero
mayor a la precisión de los equipos que actualmente tiene el sector
residencial. Parece conveniente, para este segmento, flexibilizar la
precisión con el beneficio de lograr una mayor movilidad de los usuarios.
Por lo tanto, si bien no es posible una flexibilización total de la medida, si se deben
evaluar medidas para el sector residencial que incorporen una mayor
flexibilización. Lo anterior no obsta para que la CREG, cuando el nivel de pérdidas
se haya disminuido significativamente, vuelva a reevaluar la medida para lograr
que el mercado sea completamente contestable.
61
CAPÍTULO 6. IMPLICACIÓN FISCAL DE LA
ALTERNATIVA
RECOMENDADA:
COMPARACIÓN CON TENDENCIA.
1. Aspectos generales.
La alternativa recomendada, en la medida en que implica acercar las tarifas a los
costos reales eficientes de prestación del servicio, elimina los subsidios cruzados
entre usuarios con consumos mayores al promedio del mercado y los usuarios
medios. Lo anterior implica que, por una parte, se disminuyen las contribuciones
para algunos usuarios y, por otra, se aumentan los requerimientos para otorgar
subsidios.
Frente a los subsidios es importante destacar que, en la medida en que la Ley 812
o Ley del Plan, impide que las tarifas se incrementes por encima de la inflación, la
presión fiscal es mayor.
En este capítulo se ilustra, en términos generales, el impacto comparativo de la
propuesta frente a la tendencia actual.
2. Descripción de Tendencia.
La situación actual, que permite predecir la tendencia, es la siguiente:
-
Creación de empresas comercializadoras especializadas por segmentos de
mercado. El incentivo subyacente es el autodescreme del mercado.
-
Lo anterior lleva a la atomización de empresas y la multiplicación de firmas
de comercialización con la consecuente multiplicación de infraestructura
comercial.
-
Sacrificio en masas críticas de clientes, lo cual puede redundar en mayores
costos fijos de comercialización por pérdida de economías.
-
Con la especialización se incrementan los riesgos de que mercados no
rentables retornen a la prestación por parte del estado. Por lo tanto, el
estado corre el riesgo de convertirse de nuevo en prestador pero de los
mercados que ningún otro agente está interesado en servir por los mayores
costos y riesgos de cartera, principalmente.
62
-
Si los distribuidores delegan toda la actividad comercial en empresas
especializadas, no cierra el balance de energía. Un mes de demanda no es
asignable a ningún agente.
De continuarse la tendencia de descreme de mercado y de segmentación, el
impacto fiscal, aún si no se incrementan los costos fijos de comercialización se
ilustra en la siguiente gráfica.
IMPACTO FISCAL SIN REFORMA
Escenario sin incremento de costo fijo de comercialización.
Baja probabilidad de ocurrencia
SEGMENTO
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5,6
Industria y Comercio
total
IMPACTO FSRI CON 812
IMPACTO FSRI CON 812 SIN ESTRATO 3
SUBSIDIOS
$ 55.273.954.653
$ 108.005.049.710
$ 7.526.699.274
$ 170.805.703.636
CONTRIBUCIONES
$ -1.041.509.988
$ -31.560.659.608
$ -32.602.169.595
$ 203.407.873.232
$ 195.881.173.958
Fuente Primaria página Web de la CREG.
Como se observa, los mayores requerimientos en subsidios por el desmonte de
subsidios cruzados asciende a 171 mil millones aproximadamente, en tanto que
las menores contribuciones son del orden de 32 mil millones. En el agregado la
presión fiscal anual adicional es del orden de 203 mil millones de pesos.
Como se mencionó, el anterior escenario parte de la base de que los costos fijos
de prestación del servicio no se incrementan por efecto de la atomización. En las
siguientes gráficas se muestra el posible impacto fiscal si los costos se
incrementasen en un 25% y un 50% respectivamente.
63
Escenario
con incremento
de 25%SIN
del costo
fijo de
IMPACTO
FISCAL
REFORMA
comercialización.
Alta probabilidad de ocurrencia
Efectos sin Reforma
> Co de 25%
Concepto
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
Industria
Comercio
$
$
$
SUBSIDIOS
92.665
175.328
11.181
CONTRIBUCIONES
$
$
$
$
539
-209
-19.804
-9.678
-29.152
Totales
$
279.173 $
PRESIÓN FONDO
$
308.325
Escenario
con incremento
de 50%SIN
del costo
fijo de
IMPACTO
FISCAL
REFORMA
comercialización.
Probabilidad de ocurrencia media
Efectos sin Reforma
> Co de 50%
Concepto
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
Industria
Comercio
$
$
$
SUBSIDIOS
130.056
242.651
9.965
Totales
$
382.672
PRESIÓN FONDO
$
408.965
CONTRIBUCIONES
$
$
$
$
1.570
-460
-19.533
-7.870
$
-26.293
La presión fiscal adicional ascendería a 409.000 millones al año
64
Como puede observarse, en el primer escenario, con costos incrementándose en
un 25%, la presión fiscal adicional anual es del orden de 308 mil millones de
pesos. Por su parte, si el costo se incrementarse en un 50% la presión ascendería
a 409 mil millones año.
La siguiente gráfica muestra el impacto considerando un descreme lineal en un
horizonte de 4 años.
IMPACTO FISCAL SIN REFORMA
Millones de pesos
$ 408.965
SIN INCREMENTO EN COSTO FIJO
CON INCREMENTO DE 25%
CON INCREMENTO DE 50%
$ 306.724
$ 308.325
$ 231.244
$ 203.408
$ 204.483
$ 154.163
$ 102.241
$ 152.556
$ 101.704
$ 77.081
$ 50.852
2007
2008
2009
2010
Supone descreme lineal.
65
En cuanto al tema de las pérdidas de energía, el balance como se observaba no
cerraría. En el siguiente cuadro se ilustra este elemento.
ASIMETRÍA EN ASIGNACIÓN DE PERDIDAS
Si se autodescrema el mercado:
Las nuevas comercializadoras se benefician de las asimetrías en pérdidas
RIESGO EN ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS
8244
GWh-año
3899
3236
1109
PERDIDAS REALES
ASUMIDAS POR
ENTRANTES
NUEVAS
COMERCIALIZADORAS
SIN ASIGNAR
¿ Quien asumiría los 289.000 millones /año equivalentes a
la energía producida por los generadores en 1 mes?
Por lo tanto, en el caso en que los distribuidores resolvieran realizar esta actividad
de manera exclusiva y deshacerse completamente de la actividad comercial,
habrían por lo menos 289 mil millones de pesos asociados a pérdidas de energía
que no serían estrictamente asumidos por ningún agente.
3. Impacto de la reforma propuesta.
La aplicación de un cargo fijo que elimina los subsidios cruzados en función del
consumo tiene implicaciones sobre el pago que actualmente realizan los usuarios.
En el caso de los usuarios 1 y 2 no existen incrementos en términos reales en la
medida en que la Ley no lo permite. El estrato 3, que actualmente se beneficia del
subsidio, tendría un incremento moderado como se ilustra en la siguiente gráfica.
66
Cargo fijo de Comercialización
Millones de$
Impacto Aplicación Cargo Fijo
Efecto FSSRI en Mill de $;
$ 203.408
Estrato 3; $ 42.651
Estrato 1; $ 0
Estrato 2; $ 0
Estrato 4; $ 6.381
Estrato 5,6, Indus y Com; $
-195.613
Tipo de Usuario
IMPACTO SOBRE CADA SEGMENTO
Como se deriva de las cifras del cuadro anterior, lo beneficiarios de la reforma son
principalmente las PYMES que son quienes actualmente soportan la totalidad de
la carga asociada con subsidios cruzados y quienes están asumiendo costos más
que proporcionales a los de prestación eficiente del servicio
Por su parte, la asignación simétrica de pérdidas de energía entre la totalidad de
los comercializadores del sistema tiene un impacto principalmente sobre la
demanda no regulada. El siguiente cuadro ilustra los mayores costos que por
concepto de pérdidas de energía recibirían los consumidores que actualmente se
benefician de la asimetría si los comercializadores les trasladaran hasta un
14.75% de las pérdidas reales. Se determino un traslado en este porcentaje en la
medida en que es el máximo permitido por el regulador.
67
Asignación de Pérdidas
Millones de pesos
Mayor costo para los usuarios No Regulados asumiendo un traslado de
de pérdidas
12.000
14.75%
10.000
8.000
6.000
4.000
E
IC
D
E
C
O
N
O
C
E
L
IA
E
P
N M
E
R
G
A
IA
N
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F
P
B
A
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L
D
U
A
T
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S
C
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L
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L
T
A
S
N
S
E
E
T E
R D
O E
C Q
O
S
I
L
A
C
C
M
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IB
T
C
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L
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L
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R E
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AP
R
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C
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IT
O
H
U
A
S
Q
O
M
E
R
C
H
E
E
C
C
E
IL
A
E
E
E
N
C
E
E
R
T
D
E
O
L
N
A
IM
R
-
A
2.000
El incremento ponderado por consumo a nivel nacional para el NR
ascendería a 2 $/kWH.
Los usuarios no regulados asumirían un costo adicional de
27.656 millones de pesos al año.
Incluye contribución
Por lo tanto, los usuarios no regulados percibirán un incremento en el costo del
orden de 27 mil millones anuales, incluyendo la contribución. Es importante
advertir que este costo no recoge posibles cambios en los precios del mercado
mayorista asociados con factores diferentes al de la reasignación de pérdidas. El
ejercicio asume que los precios de energía del mercado son de 64$/kWh.
Otro de los propósitos de la reforma es eliminar la brecha entre los precios del
mercado regulado y el no regulado. Esta brecha se asocia al descreme que
implica, como se pudo observar en el diagnóstico, que los comercializadores
entrantes pueden trasladar a los usuarios compras de energía de hasta 10 pesos
por encima del incumbente y aún sobrevivir en el mercado. Con la implantación
del un cargo fijo que promueve la competencia por volumen y con el
establecimiento de un traslado directo del componente de comparas de energía a
los usuarios, se espera que la brecha disminuya.
68
El siguiente cuadro muestra el efecto esperado asumiendo que la brecha actual se
disminuye en un 50%.
Disminución en G
Asumiendo que la brecha entre precio G NR y G R disminuye
un 50%
Segmento
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
Industrial Regulado
Comercial Regulado
Ahorro
$
$
$
$
$
$
$
$
18.769
37.083
27.573
9.539
5.268
4.437
35.969
22.461
Ahorro Total
$
161.099
Cifras en millones de pesos - año
Bajo este escenario, el ahorro total para los usuarios asciende a 161 mil millones
de pesos al año. El escenario supone que la diferencia en precios del mercado
mayorista que actualmente es de 10 pesos se reduce a 5$/kWh. Esta misma
reducción implica un aumenta de precios al segmento no regulado. En este caso
los grandes usuarios tendrían que asumir un mayor costo al año de 66.500
millones de pesos. Las contribuciones adicionales ascenderían, en este caso, a
13.300 millones.
Los efectos agregados de la reforma para la totalidad de los usuarios del sistema
se ilustran a continuación. El escenario supone:
-
Cargo fijo equivalente al Co actual para el segmento regulado.
Mayores pérdidas asumidas por usuarios no regulados.
Traslado directo del componente G o de compras de energía.
Reducción en 5 pesos de la brecha de precios en el mercado mayorista
entre usuarios pequeños y grandes consumidores.
69
Impacto de la reforma para
usuarios
Asumiendo que los precios de compra convergen en un punto
medio para NR y R (+/ - $5 kWh)
Con Ley 812
Ahorros - Millones
$
$
$
-18.318
$
3.139
$
5.707
$
10.247
$
247.161
$
-107.455
Impactos Totales Usuarios Con Ley 812
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
I y C Regulado
No Regulado
Total Impacto
$
140.480
El impacto agregado para los usuarios es positivo. Se
corrigen asimetrías lo cual implica incrementos para los
usuarios NR
Como puede observarse, el impacto es positivo para el agregado del mercado.
En el caso del Fondo de solidaridad y Redistribución de ingresos el impacto se
ilustra a continuación.
70
Impacto Agregado sobre FSRI
SEGMENTO
Estrato 1 por Co
Estrato 2 por Co
Estrato 3 por Co
Estrato 4 por Co
Estrato 5,6 por Co
Industria y Comercio ( Co)
Total por Co
SUBSIDIOS
CONTRIBUCIONES
$ 55.274
$ 108.005
$ 7.527
$ 170.806
IMPACTO FSRI CON 812
IMPACTO FSRI CON 812 SIN ESTRATO 3
$ 203.408
$ 195.881
Subsidios estrato 1 por <G
Subsidios estrato 2 por <G
Subsidios estrato 3 por <G
Contribución E 5 y 6 por <G
Contribución I y C regulado
Contribución NR >G
Contribución NR por P érdidas
Total efecto sobre el FSRRI
Incluyendo Subsidios a E3
Sin incluir Subsidios a E3
$ -18.769
$ -37.083
$ -4.136
$ 110.817
$ 139.137
$30.168
$ -1.042
$ -31.561
$ -32.602
$ -1.941
$ -11.686
$ 13.300
$ 4.609
$ -28.320
Millones de pesos
El impacto adicional es menor al que se obtuvo en el año 2005
por efectos de incrementos en cargo de comercialización.
Por lo tanto, de adoptarse la reforma se requieren recursos fiscales adicionales del
orden de 140 mil millones de pesos. A pesar de la mayor presión fiscal, en
términos comparativos, el estado estaría, en todo caso, ahorrando costos fiscales
futuros como lo ilustra la siguiente gráfica.
71
Impacto Comparativo FSSRI
IMPACTO FSSRI
Millones de pesos
$ 450.000
$ 400.000
CON REFORMA
REFORMA SIN ESTRATO3
$ 350.000
SIN REFORMA
$ 300.000
$ 250.000
$ 200.000
$ 150.000
$ 100.000
$ 50.000
$ 2007
2008
2009
2010
En términos también comparativos, la siguiente gráfica ilustra los beneficios para
los usuarios residenciales con y sin reforma.
72
Impacto Usuarios Residenciales
CON REFORMA
SIN REFORMA SIN
INCREMENTO
SIN REFORMA
INCREMENTO 25%
SIN REFORMA
INCREMENTO 50%
$ -3.235
$ -4.044
$ -4.853
$ 40.000
$ 15.954
$ 20.000
$ 3.139
$-
$ -20.000
$ -18.318
$ -16.716
$ -20.894
$ -25.073
$ -40.000
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5,6
$ -60.000
$ -63.358
$ -80.000
$ -100.000
$ -79.198
$ -95.037
$ -120.000
Como puede observarse, a pesar de que el estrato 3 asumiría mayores costos
asociados con la implementación de la reforma, en términos comparativos el
impacto se mitiga frente a una situación sin reforma.
Por lo anterior, no obstante, se plantean dos posibles esquemas de transición para
suavizar el impacto sobre estos consumidores. Los esquemas de transición parten
de implantar en una primera instancia un cargo fijo de 50% en el primer caso y de
75% en el segundo.
73
Transición
TRANSICIÓN
CARGOFIJODE75%
Concepto
Estrato1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
Industria
Comercio
No regulado
USUARIOS
COSTOSGy
PÉRDIDAS
COSTOSC
$
$
$
$
$
$
31.988
4.800
-329
-4.358
-90.358
-51.191
$
$
$
$
$
$
$
-24.333
-9.539
-5.268
-4.437
-35.969
-22.461
107.455
Totales
$
-109.447 $
INCREMENTOPORFACTURAE3$322PESOS
TRANSICIÓN
CARGOFIJODE50%
Concepto
Estrato1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
Industria
Comercio
No regulado
Totales
FSSRI
Incremento PORCONCEPTO
POR
total
CARGOC
CONCEPTO G
$
41.456 $
-18.769
$
81.004 $
-37.083
$
7.655 $
5.645 $
-4.136
$
-4.739 $
$
-5.597 $
933 $
1.054
$
-8.795 $
1.466 $
887
$ -126.327 $
21.054
$
-73.652 $
12.275 $
11.686
$
107.455
$
-17.909
5.448 $
-103.999 $
163.832 $
USUARIOS
COSTOSGy
PÉRDIDAS
COSTOSC
$
$
$
$
$
$
21.326
3.200
-220
-2.905
-60.239
-34.127
$
$
$
$
$
$
$
$
-72.965 $
-24.333
-9.539
-5.268
-4.437
-35.969
-22.461
107.455
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
22.687
43.921
1.509
1.987
2.353
32.740
-5.634
-64.270 $
99.562
FSSRI
Incremento PORCONCEPTO
total
CARGOC
$
27.637
$
54.003
$
-3.008 $
3.763
$
-6.339 $
$
-5.488 $
915
$
-7.342 $
1.224
$
-96.208 $
16.035
$
-56.588 $
9.431
$
107.455
5.448 $
-67.517 $
POR
$
$
$
TOTAL
$
$
-18.769 $
-37.083 $
-4.136 $
$
1.054 $
887 $
$
11.686 $
-17.909
8.868
16.920
-373
1.969
2.111
27.721
-8.478
113.007 $
-64.270 $
48.737
$
$
74
Como puede observarse un costo fijo de 50% frente al costo base actual no
incrementaría el costo para los usuarios finales y daría un espacio para que el
costo fijo en pleno entrara con la reforma al cargo Dt que se prevé va a producir
ahorros. Por su parte una transición del 75% de cargo fijo implicaría incrementos
en las facturas a usuarios de estrato 3 de 322 pesos por kWh.
Si bien el consultor no recomienda estrictamente adoptar un régimen de transición
entiende que la misma facilitaría la implementación de la reforma en términos
políticos.
En el siguiente capítulo se presentan la recomendación final de la consultoría.
CAPÍTULO
7.
RECOMENDACIÓN.
CONCLUSIONES
Y
La consultoría recomienda básicamente adoptar una estructura de competencia
por volumen, libre de asimetrías y distorsiones, en la cual sea el mercado,
directamente, quien determine los niveles de eficiencia económica. A continuación
se resume la recomendación del consultor.
-
Establecer un cargo fijo para remunerar los costos fijos de comercialización.
Este cargo puede ser equivalente, en el corto plazo, al Co u costo base de
comercialización actual.
-
Establecer un margen de comercialización para recuperar los costos
variables; particularmente el margen de intermediación y los riesgos de
cartera. En el corto plazo el margen puede ser 0 en la medida en que el Co
contiene dichos costos.
-
Que los usuarios residenciales se acojan a la fórmula regulada. Los
industriales y comerciales pequeños (menos de 55.000 kWh/mes) pueden
acogerse bien sea al régimen de libertad de fijación de precios o la fórmula
regulada.
-
Trasladar directamente a los usuarios el costo unitario de compras de
energía en el mercado mayorista.
-
Determinar los mercados de comercialización con base en la estructura
histórica, es decir el área de influencia de un OR. Lo anterior para evitar la
generación de rentas.
75
-
Asignar las pérdidas reales de energía en forma simétrica entre la totalidad
de los comercializadores a prorrata de sus ventas para un mismo mercado
de comercialización.
-
Asignar al distribuidor la responsabilidad de gestionar, controlar y mantener
las pérdidas de energía a niveles de eficiencia. Esta actividad debe ser
remunerada de manera expresa a través de un cargo que deben pagar la
totalidad de usuarios del sistema.
-
Evitar el conflicto moral de los comercializadores a través de un mecanismo
mediante el cual, de detectarse fraude por parte de los usuarios servidos
por un comercializador y éste no lo haya reportado al OR, el
comercializador deba contribuir proporcionalmente al programa de
reducción de pérdidas.
Estas recomendaciones se plasmarán en borradores de normatividad en la
siguiente parte del informe..
76
CAPÍTULO 8. ANTECEDENTES DE
BORRADORES DE REGLAMENTACIÓN
LOS
Esta parte del informe tiene como propósito presentar el borrador de la
normatividad requerida para implementar las recomendaciones del consultor. El
borrador se llevó a cabo considerando:
-
Diagnóstico
Experiencia Internacional
Alternativas
Evaluación de Alternativas
Recomendación final del consultor.
Es importante resaltar que el borrador propuesto definitivo es el resultado de un
proceso de discusión constructiva que se ha llevado a cabo desde julio 10 con
diferentes estamentos del gobierno. Con algunos de ellos se discutió directamente
el texto de la propuesta normativa y con otros se llevaron a cabo presentaciones
del contenido de la reforma y de sus objetivos principales, Para llegar a esta
versión definitiva se llevaron a cabo más de 20 reuniones en las cuales
participaron (bien sea en unas u en otras) las siguientes entidades:
-
Ministerio de Minas y Energía,
Comisión de Regulación de Energía y Gas
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
Departamento Nacional de Planeación.
Ministerio de Hacienda y Crédito Público.
De este proceso de discusión permanente, al más alto nivel, se desarrollaron 28
versiones de normatividad que recogían los comentarios y observaciones que
surgieron de las diferentes reuniones de discusión. No es del caso en este informe
presentar todas y cada una de las versiones elaboradas. Se presenta, para
plasmar la evolución de la discusión, la versión definitiva y dos de las versiones
preliminares, incluyendo la primera propuesta del consultor.
Esta parte del informe está estructurado de la siguiente forma:
-
Elementos básicos de la reforma
Versiones presentadas y discutidas (2 versiones)
Versión definitiva que recoge la totalidad de los comentarios y
observaciones recibidos en el proceso de discusión.
77
Como se deriva de la primera parte del informe, la consultoría recomienda
básicamente adoptar una estructura de competencia por volumen, libre de
asimetrías y distorsiones, en la cual sea el mercado, directamente, quien
determine los niveles de eficiencia económica. A continuación se resume la
recomendación del consultor.
-
Establecer un cargo fijo para remunerar los costos fijos de comercialización.
Este cargo puede ser equivalente, en el corto plazo, al Co u costo base de
comercialización actual.
-
Establecer un margen de comercialización para recuperar los costos
variables; particularmente el margen de intermediación. En el corto plazo el
margen puede ser 0 en la medida en que el Co contiene dichos costos.
-
Que los usuarios residenciales se acojan a la fórmula regulada. Los
industriales y comerciales pequeños (menos de 55.000 kWh/mes) pueden
acogerse bien sea al régimen de libertad de fijación de precios o la fórmula
regulada.
-
Trasladar directamente a los usuarios el costo unitario de compras de
energía en el mercado mayorista.
-
Determinar los mercados de comercialización con base en la estructura
histórica, es decir el área de influencia de un OR. Lo anterior para evitar la
generación de rentas.
-
Asignar las pérdidas reales de energía en forma simétrica entre la totalidad
de los comercializadores a prorrata de sus ventas para un mismo mercado
de comercialización.
-
Asignar al distribuidor la responsabilidad de gestionar, controlar y mantener
las pérdidas de energía a niveles de eficiencia. Esta actividad debe ser
remunerada de manera expresa a través de un cargo que deben pagar la
totalidad de usuarios del sistema.
-
Evitar el conflicto moral de los comercializadores a través de un mecanismo
mediante el cual, de detectarse fraude por parte de los usuarios servidos
por un comercializador y éste no lo haya reportado al OR, el
comercializador deba contribuir proporcionalmente al programa de
reducción de pérdidas.
Estas recomendaciones se plasmaron en las diferentes versiones con mayor o
menor nivel de desarrollo. El borrador final, que presenta una redacción más
general que las primeras propuestas, recoge también la propuesta del consultor.
78
CAPÍTULO 9. PRIMERAS VERSIONES DE LA
NORMATIVIDAD PROPUESTA.
1. Primera Versión del decreto.
En esta sección del informe se presenta el borrador original presentado por la
Consultoría. Como puede observarse, el nivel de detalle y desarrollo de las
medidas propuestas es superior al que finalmente surgió de los procesos de
discusión con las diferentes instancias del gobierno. La razón principal consiste en
lograr que el decreto se limite a las políticas en materia de comercialización y
fuese lo menos intrusivo posible frente a las competencias de la CREG.
PRIMERA VERSIÓN
DECRETO No. XXX DE JULIO XX DE 2006
Por medio del cual se establecen las políticas generales en relación con la actividad de
comercialización del servicio de energía eléctrica, se modifica el Decreto 3734 de 2003 y se
dictan otras disposiciones;
El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades constitucionales y
legales, en especial las conferidas por los artículos 189, numeral 11, y 370 de la
Constitución Política y por la Ley 812 de 2003,
CONSIDERANDO:
Que el artículo 2 de la Ley 142 de 1994 establece como finalidad de la intervención
del Estado en los servicios públicos: garantizar la calidad del servicio para asegurar el
mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios; la ampliación permanente de la
cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los
usuarios; la prestación continua, ininterrumpida y eficiente del servicio; la libertad de
competencia y no utilización abusiva de la posición dominante; la obtención de economías
79
de escala comprobables, los mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los
servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación; y establecer un
régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los
preceptos de equidad y solidaridad;
Que el artículo 3 de la Ley 143 de 1994 establece que corresponde al Estado, en
relación con el servicio público de electricidad: promover la libre competencia en las
actividades del sector; impedir las prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de
posición dominante en el mercado; regular aquellas situaciones que por razones de
monopolio natural, la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos
económicos; y asegurar la protección de los derechos de los usuarios y el cumplimiento de
sus deberes;
Que con el fin de promover la competencia en la actividad de comercialización del
servicio de energía eléctrica, se hace necesario evitar asimetrías y garantizar la igualdad en
la capacidad de competir de los distintos agentes que participan en esa actividad;
Que así mismo, es necesario asegurar que los beneficios derivados de la
competencia se extiendan a todos los usuarios del servicio de energía eléctrica;
Que es necesario establecer los lineamientos para que las señales del marco
regulatorio garanticen que el mercado por si mismo esté en capacidad de definir niveles de
eficiencia en la prestación del servicio y que las tarifas sean acordes con estos niveles de
eficiencia y, a su vez, permitan la ampliación permanente de la cobertura;
Que la Ley 812 de 2003, en su artículo 65, estableció que las empresas
comercializadoras de energía eléctrica debían incorporar en su base de clientes un número
mínimo de usuarios de estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, e instruyó al Gobierno Nacional
para reglamentar lo anterior en aras de proteger el mercado y asegurar la prestación del
servicio;
Que la misma Ley 812 en su artículo 116 dispuso la aplicación de subsidios al costo
de prestación de los servicios públicos domiciliarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2
a partir de la vigencia de esa ley y para los años 2004, 2005 y 2006, estableciendo que el
incremento tarifario a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de
subsistencia debe corresponder en cada mes a la variación del Índice de Precios al
Consumidor;
Que la Corte Constitucional, por medio de Sentencia C-1162 de 2000, manifestó
que las funciones de regulación atribuidas a las Comisiones de Regulación se deben ejercer
respetando la ley, el reglamento y las directrices trazadas por el Gobierno;
En razón a las anteriores consideraciones,
DECRETA:
Artículo 1°. Definiciones: Para efectos de la interpretación y aplicación del presente
Decreto, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
80
ASIC (Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales): Entidad encargada
del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la
liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y transacciones de
energía en la bolsa, para generadores y comercializadores.
Actividad de Comercialización Minorista: Actividad consistente en la compra de energía
eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, bien sea que esa
actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico,
cualquiera sea la actividad principal.
Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o
Comercializador No Integrado que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.
Contrato de Condiciones Uniformes: De conformidad con el artículo 128 de la ley 142 de
1994, es un contrato uniforme, consensual, en virtud del cual una empresa de servicios
públicos los presta a un usuario a cambio de un precio en dinero, de acuerdo a
estipulaciones que han sido definidas por ella para ofrecerlas a muchos usuarios no
determinados.
Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los
costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores Minoristas de
energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se causan por usuario atendido.
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Demanda Comercial de los Comercializadores Minoristas: Corresponde al valor de las
ventas reales de los Comercializadores Minoristas de energía eléctrica, afectadas con las
Pérdidas de Energía Asignables que se causan en las redes de Transmisión Nacional,
Transmisión Regional o de Distribución Local.
Demanda Real de un Mercado de Comercialización: Es la demanda registrada en las
Fronteras Comerciales de un Mercado de Comercialización.
Fórmulas Tarifarias : Fórmulas que define periódicamente la CREG para fijar las tarifas
que pueden aplicar los Comercializadores Minoristas a sus Usuarios Regulados.
Frontera Comercial: Punto de conexión de generadores y comercializadores a las redes
del Sistema de Transmisión Nacional, a los Sistemas de Transmisión Regional o a los
Sistemas de Distribución Local.
Libertad Regulada : Según lo dispuesto en el artículo 14.10 de la ley 142 de 1994, se
define como Libertad Regulada el régimen de tarifas mediante el cual las empresas de
servicios públicos domiciliarios pueden determinar o modificar los precios máximos para
los servicios ofrecidos al usuario o consumidor.
Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los Comercializadores Minoristas
que atienden Usuarios Regulados, que reflejan los costos variables de la actividad.
Incluyen, entre otros, los costos de la gestión de compras de energía e intermediación entre
los agentes que componen la cadena productiva de prestación del servicio y el usuario final,
los riesgos de cartera en condiciones de desempeño eficiente y otros conceptos no
asimilables a costos fijos.
81
Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados
conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido
por un mismo Operador de Red (OR).
Mercado Mayorista: Conjunto de sistemas de intercambio de información entre
generadores y comercializadores de grandes bloques de energía eléctrica en el Sistema
Interconectado Nacional, para realizar contratos sobre cantidades y precios definidos y con
sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables.
Mercado No Regulado : Submercado perteneciente a un Mercado de Comercialización,
conformado por los Usuarios No Regulados del mismo.
Mercado Regulado : Submercado perteneciente a un Mercado de Comercialización,
conformado por los Usuarios Regulados del mismo.
Ventas de los Comercializadores: Corresponde a la energía eléctrica facturada por los
Comercializadores Minoristas a los usuarios finales que sirven en un Mercado de
Comercialización, ya sea medidas en Fronteras Comerciales o en los Medidores de los
usuarios finales del servicio, según aplique.
Operador de Red de STR’s y/o SDL´s (OR): Es la persona encargada de la planeación de
la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o
SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. El OR siempre debe ser una
Empresa de Servicios Públicos. La unidad mínima de un SDL tiene un ámbito de
cubrimiento municipal.
Pérdidas de Energía Asignables: Son las pérdidas de energía que deben ser asumidas por
los agentes que desarrollan la Actividad de Comercialización Minorista en un Mercado de
Comercialización.
Pérdidas No Técnicas o Pérdidas Comerciales: Corresponde a la energía consumida por
los usuarios finales de un Mercado de Comercialización y no facturada por los
Comercializadores Minoristas que actúan en dicho Mercado.
Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de
conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.
Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión;
conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que
operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución
Local.
Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica
compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto
de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de
220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al
servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.
Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes
elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión,
82
las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas
eléctricas de los usuarios.
SSPD : Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Usuario Regulado : Es el usuario final del servicio de energía eléctrica con consumos
facturados inferiores a los límites definidos por la CREG.
Usuario No Regulado : Es el usuario final del servicio de energía eléctrica con consumos
facturados iguales o superiores a los límites definidos por la CREG.
Artículo 2°. Ámbito de Aplicación: Este Decreto aplica a todas las personas que, estando
organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 del Título I de la Ley 142
de 1994, desarrollen la Actividad de Comercialización Minorista en el Sistema
Interconectado Nacional, así como, a los Usuarios Regulados y No Regulados que atienden.
Artículo 3°. Marco Regulatorio para la Actividad de Comercialización Minorista: Con el
fin de promover la competencia y asegurar que los beneficios derivados de la misma se
extiendan a todos los usuarios del servicio de energía eléctrica, la CREG deberá adoptar
normas que garanticen el tratamiento simétrico en la asignación de derechos y obligaciones
entre los agentes Comercializadores Minoristas que operan en el Sistema Interconectado
Nacional.
En desarrollo de lo anterior, la CREG aplicará los siguientes criterios:
a- En la fórmula tarifaria, el componente o componentes que permitan el traslado a los
usuarios finales del Mercado Regulado, del costo de la energía adquirida por el
Comercializador Minorista que los atiende, deberá corresponder estrictamente a los
costos de adquisición de la energía por parte de dichos agentes en el Mercado
Mayorista de electricidad, costo que no podrá ser afectado por ningún parámetro o
variable, diferente a aquellos que se asocien con la recuperación de las pérdidas de
energía reconocidas por el regulador.
Lo anterior, sin perjuicio de que la señal de costos sea trasladada, aplicando
promedios móviles ponderados.
b- Las pérdidas de energía que se causen en un Mercado de Comercialización, serán
asignadas entre todos los agentes Comercializadores Minoristas que actúen en dicho
Mercado.
Para determinar las Pérdidas de Energía Asignables en un Mercado de
Comercialización, el ASIC tendrá en cuenta la Demanda Real registrada en ese mes
por el Mercado en cuestión, y asumirá como Ventas de los Comercializadores que
actúan en ese Mercado, la energía facturada por dichos agentes correspondiente al
último mes completo facturado.
Las Pérdidas de Energía Asignables serán el resultado de restar de la Demanda Real
del Mercado de Comercialización, las Ventas de los Comercializadores que actúan
en el Mercado correspondiente.
83
Las Pérdidas así calculadas, se asignarán a prorrata de la participación de cada
Comercializador Minorista en el Mercado respectivo, midiendo la participación en
términos de las Ventas de los Comercializadores.
Las Demandas Comerciales de los Comercializadores Minoristas deberán reflejar
las pérdidas así asignadas. El ASIC calculará el porcentaje de Pérdidas de Energía
Asignables en cada Mercado de Comercialización y aplicará este porcentaje como
factor para referir la demanda de los comercializadores a 220 kV. Así mismo,
realizará o exigirá, según el caso, los ajustes a que haya lugar para conciliar la
liquidación de las transacciones comerciales de los distintos agentes.
c- El Operador de Red será el responsable por la gestión integral de las pérdidas de
energía en el Mercado de Comercialización asociado a sus redes. Cada OR deberá
presentar a la Comisión un programa de reducción y control de Pérdidas No
Técnicas, cuyo costo será sufragado a través de un cargo variable que la CREG
establecerá, cargo que será facturado a la totalidad de los usuarios finales de cada
Mercado, con independencia del nivel de tensión al que estén conectados. El cargo
facturado por los Comercializadores Minoristas será debitado por el ASIC de las
cuentas de estos agentes y acreditado en las cuentas de los respectivos distribuidores
(OR´s).
Los programas de reducción y control de Pérdidas No Técnicas, con sus respectivos
costos y gastos, serán presentados por los OR´s ante la CREG, para su respectiva
aprobación. Estos programas deberán dimensionarse de acuerdo con las pérdidas de
energía registradas en cada Mercado, y asociarse con metas de reducción y/o
mantenimiento del nivel de pérdidas.
La SSPD hará seguimiento de los programas ejecutados y de los resultados
obtenidos en desarrollo de los mismos, rindiendo un informe anual ante la Comisión
sobre la evolución de la gestión de las distintas empresas en esta materia. La CREG,
con base en el informe presentado por la SSPD, revisará el nivel de los cargos
aprobados a cada OR, teniendo en cuenta el desempeño registrado. La revisión de
los cargos se circunscribirá a los programas de aquellos agentes cuyo índice de
pérdidas supere las metas anuales previstas por el regulador.
Los usuarios de los Comercializadores Minoristas que operen en un Mercado de
Comercialización, en cuyas instalaciones o en cuya facturación se encuentre un
fraude, serán sancionados de acuerdo con las normas que para tal efecto se
encuentren vigentes. Se entiende que la sanción impuesta debe ser facturada por el
Comercializador Minorista al respectivo usuario.
Si la detección del fraude es el resultado de información provista por el
Comercializador Minorista al OR, el comercializador tendrá derecho al cobro de la
energía no facturada, en los términos establecidos por la normatividad vigente, así
como, al importe que resulte de la sanción aplicada.
Si el fraude es detectado por el OR, sin que haya mediado información proveniente
del Comercializador Minorista que sirve al usuario en cuestión, el Comercializador
transferirá al OR el cobro correspondiente a la energía no facturada, así como, el
importe de la sanción que para tales casos haya establecido en el Contrato de
Condiciones Uniformes.
84
Los recursos transferidos al OR deberán ser destinados al desarrollo de los
programas de gestión y control de Pérdidas No Técnicas adelantados por este
agente.
d- La remuneración de la actividad del Comercializador Minorista que atiende usuarios
residenciales pertenecientes a un mismo Mercado de Comercialización, será el
resultado de aplicar un cargo fijo y un cargo variable: Un cargo fijo o “Costo Base
de Comercialización”, expresado en pesos por usuario – mes ($/Usuario-Mes) y un
cargo variable o “Margen de Comercialización”, expresado en pesos por kilovatio
hora ($/kWh).
Mientras, el cargo fijo de comercialización constituye un cargo uniforme sobre el
cual no es posible otorgar descuentos, el cargo variable se establece como un techo
para el respectivo Mercado.
e- A partir de la entrada en vigencia del presente Decreto, aplicará el régimen de
Libertad en la fijación de precios a la remuneración de la Actividad de
Comercialización Minorista del segmento del mercado conformado por los Usuarios
Regulados no residenciales, es decir, para los usuarios industriales, comerciales y
oficiales. Sin embargo, será potestad de estos usuarios acogerse, o no, a la fórmula
tarifaria aplicable a los usuarios residenciales de dicho Mercado.
Artículo 4º - Adopción de los Criterios de la Actividad de Comercialización Minorista: La
CREG deberá incorporar los criterios establecidos en los literales a), c) y d) del artículo
anterior en la Fórmula Tarifaria General que puso a consideración de los usuarios, empresas
y demás interesados mediante Resolución 019 de 2005. Dicha Fórmula deberá ser adoptada
oficialmente a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de
este Decreto, comenzando a regir a partir del 1º de enero de 2007.
Con la expedición de la Fórmula Tarifaria General, la CREG deberá solicitar a los agentes
los estudios de que trata el artículo 124 de la Ley 142 de 1994, que sean suficientes para
establecer el cargo por concepto de reducción y control de Pérdidas No Técnicas de que
trata el literal c) del artículo 3º anterior, así como, los “Costos Base de Comercialización” y
el “Margen de Comercialización”, los cuales deberán empezar a regir a partir del 1º de
enero de 2007, junto con la Fórmula Tarifaria General aplicable para el próximo período
tarifario de cinco (5) años.
La CREG deberá expedir el acto administrativo correspondiente para aplicar el criterio
establecido en el literal b) del artículo 3º anterior a más tardar a partir del 1º de enero de
2007. De no expedirse a tiempo el acto administrativo correspondiente, el ASIC procederá
de oficio a aplicar lo dispuesto en este literal.
Parágrafo: En tanto la CREG no defina nuevos “Costos Bases de Comercialización”, se
adoptarán como tales los vigentes. En tanto la CREG no defina el “Margen de
Comercialización” establecido en el presente literal, éste tomará un valor de cero (0)
$/kWh.
85
Artículo 5° - Compras de Energía para el Mercado Regulado: La CREG regulará el
nuevo marco aplicable a las compras de electricidad con destino al Mercado Regulado que
deberá regir a partir del 1º de enero de 2007. El nuevo marco tendrá como objetivo procurar
que los precios de compra de electricidad con destino al Mercado Regulado, resulten tan
competitivos como los que obtienen los Usuarios No Regulados.
Artículo 6º - Límites a la Integración Horizontal en Comercialización. A partir de la
entrada en vigencia del presente Decreto, se eliminan los límites a la integración horizontal
aplicables a la actividad de Comercialización Minorista.
Artículo 7º. El presente Decreto rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.
2. Versión Intermedia del decreto.
VERSIÓN INTERMEDIA (#22)
DECRETO No. XXX DE AGOSTO XX DE 2006
Por medio del cual se establecen las políticas generales en relación con la actividad de
comercialización del servicio de energía eléctrica, se modifica el Decreto 3734 de 2003 y se
dictan otras disposiciones;
El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades constitucionales y
legales, en especial las conferidas por los artículos 189, numeral 11, y 370 de la
Constitución Política y por la Ley 812 de 2003,
CONSIDERANDO:
Que el artículo 2 de la Ley 142 de 1994 establece como finalidad de la intervención
del Estado en los servicios públicos: garantizar la calidad del servicio para asegurar el
mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios; la ampliación permanente de la
cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los
usuarios; la prestación continua, ininterrumpida y eficiente del servicio; la libertad de
competencia y no utilización abusiva de la posición dominante; la obtención de economías
de escala comprobables, los mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los
servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación; y establecer un
86
régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los
preceptos de equidad y solidaridad;
Que el artículo 3 de la Ley 143 de 1994 establece que corresponde al Estado, en
relación con el servicio público de electricidad: promover la libre competencia en las
actividades del sector; impedir las prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de
posición dominante en el mercado; regular aquellas situaciones que por razones de
monopolio natural, la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos
económicos; y asegurar la protección de los derechos de los usuarios y el cumplimiento de
sus deberes;
Que con el fin de promover la competencia en la actividad de comercialización del
servicio de energía eléctrica, se hace necesario evitar asimetrías y garantizar la igualdad en
la capacidad de competir de los distintos agentes que participan en esa actividad;
Que el parágrafo 2 del artículo 3 del Decreto 3734 de 2003 establece que: “En aras
de proteger el mercado la regulación deberá establecer una relación simétrica en la
asignación de responsabilidades entre los agentes en la prestación del servicio universal, en
todos sus parámetros incluyendo pérdidas y la forma de cobro del cargo de
comercialización;”
Que el parágrafo 2 del artículo 4 del Decreto 3734 de 2003 establece que: “La
Comisión de Regulación de Energía y Gas al establecer la fórmula tarifaria deberá
garantizar la simetría en la asignación de pérdidas entre los Comercializadores que presten
el servicio en una misma Área de Comercialización;”
Que el artículo 7 del Decreto 3734 de 2003 establece que es posible remunerar la
actividad de comercialización a través de cargos fijos;
Que así mismo, es necesario asegurar que los beneficios derivados de la
competencia se extiendan a todos los usuarios del servicio de energía eléctrica;
Que es necesario establecer los lineamientos para que las señales del marco
regulatorio garanticen que el mercado por si mismo esté en capacidad de definir niveles de
eficiencia en la prestación del servicio y que las tarifas sean acordes con estos niveles de
eficiencia y, a su vez, permitan la ampliación permanente de la cobertura;
Que la Ley 812 de 2003, en su artículo 65, estableció que las empresas
comercializadoras de energía eléctrica debían incorporar en su base de clientes un número
mínimo de usuarios de estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, e instruyó al Gobierno Nacional
para reglamentar lo anterior en aras de proteger el mercado y asegurar la prestación del
servicio;
Que la misma Ley 812 en su artículo 116 dispuso la aplicación de subsidios al costo
de prestación de los servicios públicos domiciliarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2
a partir de la vigencia de esa ley y para los años 2004, 2005 y 2006, estableciendo que el
incremento tarifario a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de
subsistencia debe corresponder en cada mes a la variación del Índice de Precios al
Consumidor;
87
Que la Corte Constitucional, por medio de Sentencia C-1162 de 2000, manifestó
que las funciones de regulación atribuidas a las Comisiones de Regulación se deben ejercer
respetando la ley, el reglamento y las directrices trazadas por el Gobierno;
En razón a las anteriores consideraciones,
DECRETA:
Artículo 1o. Definiciones: Para efectos de la interpretación y aplicación del presente
Decreto, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Entidad encargada
del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la
liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y transacciones de
energía en la bolsa, para generadores y comercializadores.
Actividad de Comercialización Minorista: Actividad consistente en la compra de energía
eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, bien sea que esa
actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico,
cualquiera sea la actividad principal.
Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o
Comercializador No Integrado que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.
Contrato de Condiciones Uniformes: De conformidad con el artículo 128 de la ley 142 de
1994, es un contrato uniforme, consensual, en virtud del cual una empresa de servicios
públicos los presta a un usuario a cambio de un precio en dinero, de acuerdo a
estipulaciones que han sido definidas por ella para ofrecerlas a muchos usuarios no
determinados.
Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los
costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores Minoristas de
energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se causan por usuario atendido.
Estos costos comprenden entre otros: Lectura, Precrítica, Crítica, Liquidación, Facturación,
Reparto de Facturas, Recaudo, Atención al Cliente y PQR (Peticiones, Quejas y Reclamos).
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Demanda Comercial de los Comercializadores Minoristas: Corresponde al valor de las
ventas reales de los Comercializadores Minoristas de energía eléctrica, afectadas con las
Pérdidas de Energía Asignables que se causan en las redes de Transmisión Nacional,
Transmisión Regional o de Distribución Local.
Demanda Real de un Mercado de Comercialización: Es la suma de las Demandas
Comerciales facturadas por el ASIC a todos los Comercializadores Minoristas que actúan
en un Mercado de Comercialización.
Fórmulas Tarifarias : Fórmulas que define periódicamente la CREG para fijar las tarifas
que pueden aplicar los Comercializadores Minoristas a sus Usuarios Regulados.
88
Frontera Comercial: Punto de conexión de generadores y comercializadores a las redes
del Sistema de Transmisión Nacional, a los Sistemas de Transmisión Regional o a los
Sistemas de Distribución Local.
Libertad Regulada : Según lo dispuesto en el artículo 14.10 de la ley 142 de 1994, se
define como Libertad Regulada el régimen de tarifas mediante el cual las empresas de
servicios públicos domiciliarios pueden determinar o modificar los precios máximos para
los servicios ofrecidos al usuario o consumidor.
Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los Comercializadores Minoristas
que atienden Usuarios Regulados, que refleja los costos variables de la actividad. Incluye,
entre otros los costos de la gestión de compras de energía e intermediación entre los agentes
que componen la cadena productiva de prestación del servicio y el usuario final, los riesgos
de cartera en condiciones de desempeño eficientes y otros conceptos no asimilables a
costos fijos.
Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados
conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido
por un mismo Operador de Red (OR).
Mercado Mayorista: Conjunto de sistemas de intercambio de información entre
generadores y comercializadores de grandes bloques de energía eléctrica en el Sistema
Interconectado Nacional, para realizar contratos sobre cantidades y precios definidos y con
sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables.
Mercado No Regulado : Submercado perteneciente a un Mercado de Comercialización,
conformado por los Usuarios No Regulados del mismo.
Mercado Regulado : Submercado perteneciente a un Mercado de Comercialización,
conformado por los Usuarios Regulados del mismo.
Operador de Red de STR’s y/o SDL´s (OR): Es la persona encargada de la planeación de
la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o
SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. El OR siempre debe ser una
Empresa de Servicios Públicos. La unidad mínima de un SDL tiene un ámbito de
cubrimiento municipal.
Pérdidas de Energía Asignables: Son las pérdidas de energía que deben ser asumidas por
los agentes que desarrollan la Actividad de Comercialización Minorista en un Mercado de
Comercialización. Son el resultado de restar de la Demanda Real del Mercado de
Comercialización en un mes dado, las Ventas de los Comercializadores que actúan en dicho
Mercado, correspondientes al último mes completo facturado.
Pérdidas No Técnicas o Pérdidas Comerciales: Corresponde a la energía consumida por
los usuarios finales de un Mercado de Comercialización y no facturada por los
Comercializadores Minoristas que actúan en dicho Mercado.
Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de
conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.
Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión;
89
conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que
operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución
Local.
Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica
compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto
de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de
220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al
servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.
Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes
elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión,
las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas
eléctricas de los usuarios.
SSPD : Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Usuario Regulado : Es el usuario final del servicio de energía eléctrica con consumos
facturados inferiores a los límites definidos por la CREG.
Usuario No Regulado : Es el usuario final del servicio de energía eléctrica con consumos
facturados iguales o superiores a los límites definidos por la CREG.
Ventas de los Comercializadores: Corresponde a la energía eléctrica facturada por los
Comercializadores Minoristas a los usuarios finales que sirven en un Mercado de
Comercialización.
Artículo 2o. Ámbito de Aplicación. Este Decreto aplica a todas las personas que, estando
organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 del Título I de la Ley 142
de 1994, desarrollen la Actividad de Comercialización Minorista en el Sistema
Interconectado Nacional, así como, a los Usuarios Regulados y No Regulados que atienden.
Artículo 3o. Políticas para el desarrollo de la Actividad de Comercialización Minorista.
Con el fin de asegurar que los beneficios derivados de la competencia se extiendan a todos
los usuarios del servicio de energía eléctrica, la CREG deberá adoptar normas que
garanticen el tratamiento simétrico en la asignación de derechos y obligaciones entre los
agentes Comercializadores Minoristas que operan en el Sistema Interconectado Nacional.
En desarrollo de lo anterior, la CREG aplicará los siguientes criterios:
f- El costo reconocido por concepto de la energía adquirida por los
Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados, solo podrá ser
afectado por las pérdidas de energía reconocidas por el regulador. Lo anterior, sin
perjuicio de que la señal de costos sea trasladada a los Usuarios aplicando
promedios móviles ponderados.
g- Las Pérdidas de Energía Asignables se distribuirán entre los agentes
Comercializadores Minoristas que actúen en un Mercado de Comercialización a
prorrata de sus Ventas.
90
Las Demandas Comerciales de los Comercializadores Minoristas deberán reflejar
las pérdidas así distribuidas.
h- El Operador de Red será el responsable por la gestión integral de las Pérdidas No
Técnicas de energía en el Mercado de Comercialización asociado a sus redes. Los
costos de la gestión serán remunerados y sufragados por la totalidad de los
usuarios finales de cada Mercado, con independencia del nivel de tensión al que
estén conectados. La CREG definirá la manera como los Operadores de Red
deberán presentar los planes de control y gestión de pérdidas para la aprobación
de la remuneración respectiva.
Las Pérdidas No Técnicas detectadas por un OR, sin que haya mediado
información proveniente del Comercializador Minorista que sirve al usuario
afectado, darán lugar a que el Comercializador transfiera al OR el cobro
correspondiente a la energía no facturada, así como, el importe de la sanción que
para tales casos haya establecido en el Contrato de Condiciones Uniformes.
i- Los usuarios residenciales pertenecientes a un mismo Mercado de
Comercialización sufragarán el servicio prestado por los Comercializadores
Minoristas que actúen en dicho Mercado, a través del cobro de un monto
uniforme único que refleje el Costo Base de Comercialización y un “Margen de
Comercialización”.
j- Se establece el régimen de Libertad de precios para la remuneración de la
Actividad de Comercialización Minorista del segmento del mercado conformado
por los Usuarios Regulados no residenciales. Sin embargo, será potestad de estos
usuarios acogerse, o no, a la Fórmula Tarifaria aplicable a los usuarios
residenciales de dicho Mercado.
Parágrafo 1. La CREG deberá incorporar las políticas establecidas en los literales a-, c-, dy e- del presente artículo en la Fórmula Tarifaria General que puso a consideración de los
usuarios, empresas y demás interesados mediante Resolución 019 de 2005.
Parágrafo 2. La CREG establecerá un esquema de transición para adoptar las disposiciones
establecidas en el literal d- del presente artículo, de tal manera que entre en vigencia plena a
más tardar el 1o. de Enero de 2008. En tanto la CREG no defina nuevos “Costos Bases de
Comercialización”, se adoptarán como tales los vigentes. En tanto la CREG no defina el
“Margen de Comercialización”, éste tomará un valor de cero (0) $/kWh.
Esto puede implicar que no hagan nada hasta 2008 y luego tengan que sacar otro decreto
prorrogando la transición. El lió eterno de los subsidios en agua potable.
Parágrafo 3. La CREG deberá adoptar la política establecida en el literal b- del presente
artículo, a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia del
presente Decreto.
91
Artículo 4o. Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios residenciales
industriales y comerciales regulados. La CREG efectuará los desarrollos y establecerá los
ajustes a que haya lugar, con el fin de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos
de los Usuarios Regulados. En todo caso estas medidas no podrán adoptarse antes de que
se haya adoptado completamente la política establecida en literal b del artículo 3 de este
decreto.
Artículo 5o. Incorporación de Usuarios de Estratos Socioeconómicos 1, 2 y 3. La CREG
determinará el número mínimo de usuarios pertenecientes a los estratos socioeconómicos 1,
2 y 3, que los Comercializadores Minoristas que actúan en el segmento residencial de un
Mercado de Comercialización, deberían atender. No obstante, primará el derecho de los
usuarios a la escogencia del prestador del servicio.
Artículo 6o. Compras de Energía para el Mercado Regulado. La CREG regulará el nuevo
marco aplicable a las compras de electricidad con destino al Mercado Regulado. El nuevo
marco tendrá como objetivo procurar que los precios de compra de electricidad con destino
al Mercado Regulado, resulten tan competitivos como los que obtienen los Usuarios No
Regulados.
Artículo 7o. Plazo para la Aplicación de las Políticas establecidas en el presente Decreto.
La Fórmula Tarifaria General que la CREG puso a consideración de los usuarios, empresas
y demás interesados mediante Resolución 019 de 2005, deberá ser adoptada incorporando
las políticas establecidas en el presente Decreto, a más tardar el 1o. de Enero de 2007.
Artículo 8o. El presente Decreto rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y
deroga las disposiciones previstas en el Decreto 3734 de 2003, con excepción de aquellas
que fueron incorporadas expresamente en este Decreto.
92
CAPÍTULO 10. BORRADOR DEFINITIVO DE
NORMATIVIDAD PROPUESTA
En esta sección se presenta el borrador definitivo propuesto por el
consultor. Como puede observarse se mantienen las principales
recomendaciones de la reforma, cualquier modificación posterior a la
presentada en este documento escapa del trabajo del consultor.
Borrador Definitivo
DECRETO No. XXX DE SEPTIEMBRE XX DE 2006
Por medio del cual se establecen las políticas generales en relación con la actividad de
comercialización del servicio de energía eléctrica, se modifica el Decreto 3734 de 2003 y se
dictan otras disposiciones;
El Presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades constitucionales y
legales, en especial las conferidas por los artículos 189, numeral 11, y 370 de la
Constitución Política y por la Ley 812 de 2003,
CONSIDERANDO:
Que el artículo 2 de la Ley 142 de 1994 establece como finalidad de la intervención
del Estado en los servicios públicos: garantizar la calidad del servicio para asegurar el
mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios; la ampliación permanente de la
cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los
usuarios; la prestación continua, ininterrumpida y eficiente del servicio; la libertad de
competencia y no utilización abusiva de la posición dominante; la obtención de economías
de escala comprobables, los mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los
servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación; y establecer un
régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los
preceptos de equidad y solidaridad;
Que el articulo 93 de la Ley 142 de 1994 dispone que al elaborar las fórmulas de
tarifas a las empresas que tengan posición dominante en un mercado, y cuya principal
actividad sea la distribución de bienes distintos proporcionados por terceros, el costo que se
asigne a la compra al por mayor de tales bienes o servicios deberá ser el que resulte de la
93
invitación pública a la que se refiere el artículo 35 de la misma Ley, y en ningún caso un
estimativo de él;
Que el artículo 3 de la Ley 143 de 1994 establece que corresponde al Estado, en
relación con el servicio público de electricidad: promover la libre competencia en las
actividades del sector; impedir las prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de
posición dominante en el mercado; regular aquellas situaciones que por razones de
monopolio natural, la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos
económicos; y asegurar la protección de los derechos de los usuarios y el cumplimiento de
sus deberes;
Que con el fin de promover la competencia en la actividad de comercialización del
servicio de energía eléctrica se hace necesario garantizar la igualdad en la capacidad de
competir de los distintos agentes que participan en esa actividad;
Que el parágrafo 2 del artículo 3 del Decreto 3734 de 2003 establece que: “En aras
de proteger el mercado la regulación deberá establecer una relación simétrica en la
asignación de responsabilidades entre los agentes en la prestación del servicio universal, en
todos sus parámetros incluyendo pérdidas y la forma de cobro del cargo de
comercialización”;
Que el parágrafo 2 del artículo 4 del Decreto 3734 de 2003 establece que: “La
Comisión de Regulación de Energía y Gas al establecer la fórmula tarifaria deberá
garantizar la simetría en la asignación de pérdidas entre los Comercializadores que presten
el servicio en una misma Área de Comercialización;”
Que el artículo 7 del Decreto 3734 de 2003 establece que es posible remunerar la
actividad de comercialización a través de cargos fijos;
Que la Ley 812 en su artículo 116 dispuso la aplicación de subsidios al costo de
prestación de los servicios públicos domiciliarios de los estratos socioeconómicos 1 y 2 a
partir de la vigencia de esa ley y para los años 2004, 2005 y 2006, estableciendo que el
incremento tarifario a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de
subsistencia debe corresponder en cada mes a la variación del Índice de Precios al
Consumidor;
Que la Corte Constitucional, por medio de Sentencia C-1162 de 2000, manifestó
que las funciones de regulación atribuidas a las Comisiones de Regulación se deben ejercer
respetando la ley, el reglamento y las directrices trazadas por el Gobierno;
En razón a las anteriores consideraciones,
DECRETA:
Artículo 1o. Definiciones: Para efectos de la interpretación y aplicación del presente
Decreto, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
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Actividad de Comercialización Minorista: Actividad consistente en la compra de energía
eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, bien sea que esa
actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico.
Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o
Comercializador que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.
Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los
costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores Minoristas de
energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se causan por usuario atendido
en un Mercado de Comercialización.
Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los Comercializadores Minoristas
que atienden Usuarios Regulados, que refleja los costos variables de la actividad.
Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados
conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido
por un mismo Operador de Red (OR).
Mercado No Regulado : Submercado perteneciente a un Mercado de Comercialización,
conformado por los Usuarios No Regulados del mismo.
Mercado Regulado : Submercado perteneciente a un Mercado de Comercialización,
conformado por los Usuarios Regulados del mismo.
Operador de Red de STR’s y/o SDL´s (OR): Es la persona encargada de la planeación de
la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o
SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las
empresas que tienen Cargos por Uso de los STR´s y/o SDL´s aprobados por la CREG. La
unidad mínima de un SDL tiene un ámbito de cubrimiento municipal.
Pérdidas No Técnicas o Pérdidas Comerciales: Corresponde a la energía consumida por
los usuarios finales de un Mercado de Comercialización y no facturada por los
Comercializadores Minoristas que actúan en dicho Mercado.
Usuario Regulado : Es el usuario final del servicio de energía eléctrica con consumos
facturados inferiores a los límites definidos por la CREG.
Usuario No Regulado : Es el usuario final del servicio de energía eléctrica con consumos
facturados iguales o superiores a los límites definidos por la CREG.
Ventas de los Comercializadores Minoristas: Corresponde a la energía eléctrica facturada
por los Comercializadores Minoristas a los usuarios finales que sirven en un Mercado de
Comercialización.
Artículo 2o. Ámbito de Aplicación. Este Decreto aplica a las actividades propias del
servicio público domiciliario de energía eléctrica, así como a las actividades
complementarias del mismo.
Artículo 3o. Políticas para el desarrollo de la Actividad de Comercialización Minorista.
Con el fin de asegurar que los beneficios derivados de la competencia se extiendan a todos
95
los usuarios del servicio de energía eléctrica, la CREG deberá adoptar normas que
garanticen el tratamiento simétrico en la asignación de derechos y obligaciones entre los
agentes Comercializadores Minoristas que operan en el Sistema Interconectado Nacional.
En desarrollo de lo anterior, la CREG aplicará los siguientes criterios:
a- De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 93 de la Ley 142 de 1994, en las fórmulas
tarifarias el costo que se asigne a la compra al por mayor de energía en el mercado
mayorista con destino a los Usuarios Regulados, será el que resulte de los procesos
de adquisición correspondientes y en ningún caso un estimativo de él. Lo anterior
sin perjuicio que dicho costo sea afectado por las pérdidas de energía reconocidas
por el regulador.
b- Las pérdidas de energía totales del Mercado de Comercialización se distribuirán
entre los agentes Comercializadores Minoristas que actúen en dicho mercado a
prorrata de sus ventas. Las Demandas Comerciales de los Comercializadores
Minoristas deberán reflejar las pérdidas así distribuidas.
c- La regulación creará los mecanismos para incentivar la implementación de planes
de reducción de Pérdidas No Técnicas de energía eléctrica de corto, mediano y
largo plazo para llegar a niveles eficientes en cada Mercado de Comercialización.
d- El Operador de Red será el responsable por la gestión integral de las Pérdidas No
Técnicas de energía en el Mercado de Comercialización asociado a sus redes.
e- La CREG le reconocerá los costos eficientes del plan de reducción de Pérdidas
No Técnicas, los cuales serán trasladados a todos los Usuarios Regulados y No
Regulados.
f- Todos los Comercializadores Minoristas que participen en un Mercado de
Comercialización tendrán la obligación de suministrar la información pertinente
para el logro de los objetivos del plan de reducción de Pérdidas No Técnicas.
g- Los Usuarios Regulados pertenecientes a un mismo Mercado de
Comercialización sufragarán el servicio prestado por los Comercializadores
Minoristas que actúen en dicho mercado, a través del cobro de i) un monto
uniforme único que refleje el Costo Base de Comercialización y ii) un Margen de
Comercialización.
h- Se establece el régimen de Libertad para Fijar Tarifas en el segmento del mercado
conformado por los Usuarios Regulados no residenciales. Sin embargo, será
potestad de estos usuarios acogerse, o no, a la Fórmula Tarifaria aplicable a los
usuarios residenciales de dicho Mercado.
Parágrafo 1. La CREG deberá incorporar las políticas establecidas en los literales a-, b-, e-,
g- y h- del presente artículo en la Fórmula Tarifaria General que puso a consideración de
los usuarios, empresas y demás interesados mediante Resolución 019 de 2005.
Parágrafo 2. La CREG establecerá un esquema de transición para adoptar las disposiciones
establecidas en el literal g- del presente artículo, de tal manera que entre en vigencia plena a
más tardar el 1o. de Enero de 2008. En tanto la CREG no defina nuevos Costos Bases de
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Comercialización, se adoptarán como tales los vigentes. En tanto la CREG no defina el
Margen de Comercialización, éste tomará un valor de cero (0) $/kWh.
Parágrafo 3. La CREG establecerá la remuneración de que trata el literal e- del presente
artículo a más tardar el 1o. de Enero de 2008, fecha en la cual entrará en rigor la política
definida en el literal d-.
Artículo 4o. Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios residenciales
industriales y comerciales regulados. La CREG analizará la factibilidad y la conveniencia
de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos de los Usuarios Regulados.
Artículo 5o. Compras de Energía para el Mercado Regulado. La CREG regulará el nuevo
marco aplicable a las compras de electricidad con destino al Mercado Regulado con el
objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el Mercado
Mayorista de Energía.
Artículo 6o. Plazo para la Aplicación de las Políticas establecidas en el presente Decreto.
La Fórmula Tarifaria General que la CREG puso a consideración de los usuarios, empresas
y demás interesados mediante Resolución 019 de 2005, deberá ser adoptada incorporando
las políticas establecidas en el presente Decreto, a más tardar el 1o. de Marzo de 2007.
Artículo 7o. El presente Decreto rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y
deroga las normas que le sean contrarias.
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