lisisFórmulaTarifaria, Mercados Energéticos

ADENDA AL INFORME
“ANÁLISIS DE LA FÓRMULA TARIFARIA”
ANÁLISIS DEL DECRETO REGLAMENTARIO DE LA LEY
DEL PND
Versión 1.0
Preparado para:
ASOCODIS
P 136 - 03
Febrero, 2004
MERCADOS ENERGETICOS
ANÁLISIS DEL DECRETO REGLAMENTARIO DE LA LEY
DEL PND
INDICE
1.
2.
3.
OBJETO DEL INFORME ........................................................................................................................ 2
INTRODUCCION .................................................................................................................................... 2
ANÁLISIS DEL DECRETO Nº 3734 ...................................................................................................... 3
3.1.
Aspectos Cubiertos por el Decreto nº 3734..................................................................................... 3
3.2.
cartera de clientes estratos 1,2 y 3 .................................................................................................. 3
3.2.1.
3.2.2.
3.2.3.
3.3.
3.4.
3.4.1.
3.4.2.
3.4.3.
Instrucciones del Decreto............................................................................................................................ 3
Control del cumplimiento de la instrucción de incorporacion a la base de clientes .................................... 5
Otras Cuestiones Pendientes ....................................................................................................................... 6
Posible ampliación del segmento No-Regulado .............................................................................. 7
Cálculo del cargo “C” .................................................................................................................... 8
Cargo de comercialización.......................................................................................................................... 8
Cálculo del Cargo C ................................................................................................................................... 8
Aspectos prácticos .................................................................................................................................... 10
3.5.
Fórmula tarifaria. Pérdidas .......................................................................................................... 10
3.6.
Cargos fijos ................................................................................................................................... 12
4.
VALORACIÓN GLOBAL DEL DECRETO ......................................................................................... 12
5.
CONCLUSIONES .................................................................................................................................. 13
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
1
MERCADOS ENERGETICOS
ANÁLISIS DEL DECRETO REGLAMENTARIO DE LA LEY
DEL PND
1. OBJETO DEL INFORME
El objeto de este documento es el de agregar a nuestro anterior informe “Análisis de la
Fórmula Tarifaria” con una serie de reflexiones producto de la aprobación del Decreto Nº
3734 del 19 de diciembre de 2003, que reglamenta la Ley del Plan Nacional de Desarrollo y
que fuera emitido con posterioridad al cierre de la versión preliminar.
Se analizará el texto del Decreto, su implicación y las posibles acciones a encarar para lograr
de la CREG una reglamentación que resulte satisfactoria para el sector.
2. INTRODUCCION
El informe preparado para Asocodis sobre “Análisis de la Formula Tarifaria” tenía por objeto
el de evaluar estructuradamente los componentes de la fórmula tarifaria que remunera las
actividades de distribución y comercialización en Colombia, analizando en detalle la
remuneración del cargo C y la consideración del concepto de Pérdidas, y su tratamiento, en la
prestación de los servicios.
El contexto temporal coincidía con la promulgación de la Ley del Plan Nacional de
Desarrollo votada por el Congreso Colombiano, la pendiente reglamentación por parte del
Ministerio de Energía y Minas de los artículos correspondientes y la contemporaneidad con la
agenda de la propia agencia reguladora –CREG- para los conceptos pendientes de la revisión
del año 2002 “fórmula tarifaria” y “comercialización”
Los objetivos asociados a la acción del propio Consultor eran los de interactuar con la
industria nucleada en Asocodis para presentar un documento con su respaldo que fuera
presentado a las autoridades nacionales, tanto de la regulación como del Ministerio de Minas
y Energía.
La difusión de las conclusiones preliminares del Estudio fueron presentadas públicamente por
el consultor, en la reunión organizada por el CNO en la ciudad de Cartagena de Indias,
el.........., y en reuniones mantenidas con el Ministerio de Minas y Energía, que contaron con
la presencia del Ministro Mejía y del viceministro Maiguashca.
En las distintas oportunidades el Consultor presentó las conclusiones de las investigaciones
realizadas, proponiendo enfoques regulatorios y reglamentarios para el futuro. En la profusa
interacción que se desarrolló durante los meses de octubre y noviembre fueron importantes los
avances que Asocodis pudo demostrar en el ordenamiento de su discusión y en la
comprensión que el propio Ministerio pudo hacer de los problemas presentados. De la versión
original del proyecto de Decreto de Reglamento de la ley del PND. presentada al mercado en
el sitio web del ministerio, hasta la versión final del Decreto 3734 publicado el 23 de
diciembre del año 2003, fueron múltiples las modificaciones incorporadas por las autoridades,
podría presumirse que como consecuencia de las presentaciones de los distintos agentes
involucrados.
Interesa a esta documento evaluar el contenido final del Decreto, que ha sido naturalmente
propio del Ministerio, y analizar desde el punto de vista de los objetivos perseguidos las
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
fortalezas y debilidades que hoy presentan sus definiciones para la industria nucleada en
Asocodis, a la luz de los diagnósticos previos realizados.
3. ANÁLISIS DEL DECRETO Nº 3734
3.1.
ASPECTOS CUBIERTOS POR EL DECRETO Nº 3734
El objetivo del decreto es, en principio, reglamentar el mandato de la Ley del Plan Nacional
de Desarrollo, que indica que todos los comercializadores que operan en un mismo área de
comercialización deben tener incorporadas a su base de clientes un número equivalente de
usuarios de los estratos 1, 2 y 3. Se busca por tanto establecer una cierta simetría entre
comercializadores.
Este objetivo, sin embargo, se cubre muy parcialmente puesto que sólo se indican los
principios de cómo debe determinarse la cantidad de usuarios a incorporar (no se indican las
fórmulas exactas), ni tampoco que sucedería si no se alcanza dicho valor. En cambio, instruye
a la CREG para que determine la fórmula precisa y se determinan plazos para que esta
incorporación se cumpla.
Adicionalmente a este objetivo, se incluyen en el citado decreto una serie de instrucciones a la
CREG, -que deben interpretarse como de lineamientos de políticas públicas para el sector,acerca de cómo establecer la fórmula tarifaria, de algunos aspectos a ser tenidos en cuenta
para la fijación del cargo de comercialización y de la eliminación de asimetrías.
Algunos de estas adiciones resultan de una gran importancia para el sector. En algunos casos
incluso mayor que la que resulta motivo principal del Decreto. En este sentido debe
considerarse la instrucción dada a la CREG, ya en el primer artículo de las definiciones,
cuando en el Parágrafo incorpora el concepto de “mantenimiento de simetría en la
definición de las responsabilidades a los agentes prestadores...”en la eventualidad de que el
organismo regulador decidiera la modificación del umbral para ser considerado un Gran
Usuario. El desarrollo de la regulación que sea consecuente con este mandato, será de
principal importancia para los comercializadores incumbentes y podrá declarar nula cualquier
regulación que se le oponga.
Un aspecto incorporado en el presente decreto, que representa una elemento de importancia
respecto a lo que estaba vigente para la actividad de comercialización (Res 082/02), es la
definición de “Área de Comercialización”. Esta definición resulta beneficiosa para los
comercializadores establecidos, si la comparamos con lo descripto como Mercado de
Comercialización: “Conjunto de usuarios finales ubicados en un mismo municipio...” . Esto se
entiende así, pues se solicita que las condiciones de simetría que deba instrumentar la
CREG, sean de aplicación a áreas más amplias que el municipio, contemplando además de
las zonas urbanas o municipios de interés, aquellas áreas rurales o que resulten de difícil
gestión. La importancia de esta definición se evidenciará puntualmente más adelante.
En los apartados siguientes se analizarán todos los aspectos señalados.
3.2.
CARTERA DE CLIENTES ESTRATOS 1,2 Y 3
3.2.1.
INSTRUCCIONES DEL DECRETO
La incorporación de clientes de los estratos 1, 2 y 3 a la cartera de clientes de los
comercializadores entrantes es la razón principal de este decreto. Las instrucciones a éstos se
encuentran contenidas, básicamente, en los artículos 3 y 4.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
3
MERCADOS ENERGETICOS
“Artículo 3º. Comercialización de energía eléctrica. Los comercializadores que atiendan
usuarios regulados residenciales y/o no residenciales y aquellos que lo hagan en el futuro,
están en la obligación, de acuerdo con lo previsto en el artículo 65 de la Ley 812 de 2003, de
incorporar a su base de clientes un número mínimo de usuarios de estratos socioeconómicos
1, 2 y 3 (urbanos y rurales).”
...
“Parágrafo 1º. Por incorporar usuarios a la base de clientes de un Comercializador se
entiende tener celebrados con cada uno de ellos un contrato de servicios públicos de
condiciones uniformes. Será decisión de cada usuario escoger libremente el Comercializador
de Energía Eléctrica que le preste el respectivo servicio público domiciliario.”
...
Es conveniente mencionar en este punto que el parágrafo 2 –completo- fue incluido en la
versión final publicada a posteriori de presentaciones del consultor ante el viceministro –y
sobre el texto previo- las que si bien no han sido completamente reflejadas, este Consultor
considera que deben ser interpretadas en el sentido adecuado para exigir una regulación de la
CREG que considere las directivas de política energética textualmente mencionadas: simetría
para los agentes comercializadores participantes, extensivo a las pérdidas y la forma de
cobro del cargo C, la remuneración de riesgos y costos, la retribución a aquéllos
comercializadores cuya demanda se calcula con base en balances de energía, entre otros.
“Artículo 4º. Determinación del número de usuarios que debe incorporar a su base de
clientes un comercializador. El número mínimo de usuarios de estratos socioeconómicos 1, 2
y 3 (urbanos y rurales) que debe incorporar un Comercializador a su base de clientes se
determinará de forma tal que se equilibren los consumos promedio de los usuarios de los
Comercializadores en un Área de Comercialización. El número de usuarios se determinará
de acuerdo con los siguientes criterios y parámetros:
a) La relación entre los consumos promedios de los usuarios regulados de un
Comercializador en un Área de Comercialización y los consumos promedio de todos los
usuarios regulados de la respectiva Área de Comercialización;
b) El número de usuarios regulados de los estratos residenciales 4, 5 y 6 y los no
residenciales de la base de clientes del Comercializador;
c) La distribución de los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 del Area de Comercialización se
debe reflejar en el número de usuarios que debe incorporar a su base de clientes el respectivo
Comercializador;”
“Parágrafo 1º. El Ministerio de Minas y Energía elaborará las fórmulas que se requieran
para dar cumplimiento a los parámetros establecidos en el presente artículo.”
...
Tanto el inc d) y el parágrafo 2, -que interesan resaltar como directivas de política sectorial
del Ministerio de Minas a la CREG-, incluyen definiciones importantes para el subsector,
como: la inclusión del número total de usuarios regulados para la determinación del
cargo C , aún los que deban ser incorporados por el entrante, y la instrucción de que la
CREG “al establecer la FORMULA TARIFARIA deberá garantizar la simetría en la
asignación de pérdidas entre los Comercializadores que presten el servicio en una misma
Área de Comercialización” En este sentido es importante resaltar la incorporación que hace
el art 1 de este Decreto de la definición de “área de comercialización”, -que supera las
definiciones de las resoluciones 31/99 y 082/02-, para viabilizar la socialización de las
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
pérdidas entre incumbentes y entrantes, en un área territorial que incluye zonas urbanas y
rurales. Esta modificación favorece el tratamiento y la socialización de las pérdidas de un
comercializador incumbente que atiende los mercados menos favorecidos.
Queda claro de la redacción del inc d) que los comercializadores entrantes deberán incorporar
a su base de clientes un número dado de clientes, de modo que los consumos medios de los
clientes de todos los comercializadores (entrantes y establecidos) resulten similares.
Si bien el Ministerio de Minas y Energía no ha publicado aún las fórmulas que permitirán
determinar el número preciso de usuarios a incorporar, las directivas son suficientemente
claras como para que no quepa esperar sorpresas importantes a este respecto. Otra cuestión
bien distinta es como se puede llegar a implementar esta directiva, aspecto que se analizará
posteriormente.
3.2.2.
CONTROL DEL CUMPLIMIENTO DE LA INSTRUCCIÓN DE INCORPORACION A LA BASE DE
CLIENTES
Los artículos 5 y 6 indican como se realizará el control para verificar que efectivamente esta
incorporación de clientes se produzca:
“Artículo 5º. Cálculo y publicación del número de usuarios. El sistema único de información
que administra la Superintendencia de Servicios Públicos a que se refiere el artículo 14 de la
Ley 689 de 2001, a partir de la información reportada a ese sistema por los
Comercializadores y la fórmula que establezca el Ministerio de Minas y Energía conforme
con lo previsto en el artículo anterior, calculará el número de usuarios regulados por tipo y
por estrato que un Comercializador debe incorporar a su base de clientes en un Área de
Comercialización. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios como
administradora del sistema único de información, mantendrá actualizada y disponible al
público el número de usuarios a incorporar a la base de clientes de un Comercializador
conforme lo establecido en el presente artículo.
Parágrafo. El cálculo de usuarios a que se refiere el presente artículo se deberá realizar
cada seis (6) meses a partir de la fecha de expedición del presente decreto.”
“Artículo 6º. Incorporación de usuarios. Los Comercializadores que a la fecha de expedición
del presente decreto atiendan usuarios regulados en un Área de Comercialización deberán al
término de veinticuatro (24) meses contados desde la publicación del presente Decreto,
culminar la incorporación de los usuarios a su base de clientes de acuerdo con las reglas
previstas en el presente decreto.
En el anterior sentido, los Comercializadores deberán realizar un programa de
incorporación de usuarios a su base de clientes conforme con las siguientes metas:
1. Al cabo de doce (12) meses contados desde la publicación del presente Decreto, deberán
incorporar el cincuenta por ciento (50%) del total de los usuarios que les corresponda, y
2. Al cabo de veinticuatro (24) meses contados desde la publicación del presente Decreto,
deberán incorporar el ciento por ciento (100%) del total de los usuarios que les corresponda.
Parágrafo. El cumplimiento de la obligación de incorporación de usuarios a que se refiere el
presente decreto será vigilado por la Superintendencia de Servicios Públicos “
Si bien estos artículos especifican con cierta claridad como debe realizarse esta incorporación
de usuarios en el tiempo, y nomina a la SSPD como ente encargado de supervisar el
cumplimiento de esta obligación, no especifica nada al respecto de que sucederá si esta
incorporación no se produce. Y este consultor considera que este es un aspecto
fundamental.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
Por la forma en que ha quedado redactado el decreto, los comercializadores entrantes tienen la
obligación de atender a un cierto número de clientes de los estratos 1,2 y3. Esta obligación, en
principio, debería ser similar a cualquiera de las demás obligaciones que tiene un
comercializador (tales como las de suministrar información, o cumplir con las disposiciones
regulatorias), y por tanto su incumplimiento debería estar penalizado. La reglamentación final
y la aplicación de estas sanción es un punto de muy difícil abordaje, existiendo por tanto el
riesgo de que este mandato derive en un sin-sentido regulatorio de imposible cumplimiento,
vulnerando la norma que le da origen.
El problema básico ha sido el de modificar la redacción original para transformar una opción
que tenía el comercializador entrante (capturar los clientes o pagar una compensación 1) en una
obligación formal ineludible, que puede perfectamente ser incapaz de cumplir.
Independientemente de los problemas legales que esto podría acarrear (y cuyo análisis cae
fuera del alcance de este informe), entendemos que el cumplimiento de esta obligación será de
enorme dificultad práctica. Cómo regule la CREG este asunto es un riesgo que afrontarán los
incumbentes.
3.2.3.
OTRAS CUESTIONES PENDIENTES
Otra cuestión importante, a nuestro juicio poco analizada, es como se va a realizar, en la
práctica, esta incorporación de usuarios.
Hasta ahora, cada cliente (o grupo cerrado de clientes) que decidía contratar con un
comercializador entrante, debía instalar (en principio a su costa) un medidor especial que
estableciera una frontera comercial. Es extremadamente improbable que esta exigencia pueda
mantenerse con clientes de los estratos 1,2 y 3. El costo de establecer esta frontera comercial
excede con mucho el ahorro que podría llegar a obtener por una hipotética reducción del
precio de la energía2. Por tanto es materialmente imposible que las “nuevas” fronteras
comerciales tengan los mismos requisitos que las actualmente existentes.
Podría pensarse en la posibilidad de establecer una única frontera comercial que delimite un
área eléctrica compuesta por una cierta cantidad de clientes, y de este modo el costo se
reduciría. Sin embargo, debe recordarse que la elección del comercializador es una potestad
individual de cada cliente. Por tanto no puede obligarse a todos ellos a escoger al mismo
comercializador. Bastaría con que uno de ellos rechazase la opción de ser comercializado por
el entrante para que se deba instalar una frontera comercial (¿a costa de quien?).
Por tanto la única opción que la CREG pudiera imaginar para que se pueda dar cumplimiento
en la práctica a este decreto, es que se elimine de raíz la necesidad de medición especial para
establecer una frontera comercial. La razón que podría esgrimir la CREG para realizar esta
modificación regulatoria (que ha declarado repetidas veces es su intención) sería justamente
dar cumplimiento práctico a lo indicado en este Decreto.
Entendemos que este es un riesgo muy importante que los comercializadores
establecidos enfrentan en este momento. No obstante, se debe ser firme en interpretar que
1
En los borradores originales de este decreto existía la opción de que si un comercializador no capturaba una
cantidad suficiente de clientes, pagase al establecido una compensación en función de los diferentes consumos
medios. Esta compensación tenía por objeto neutralizar la asimetría regulatoria producto de la variabilización del
cargo “C”. No se trataba por tanto de una “penalización” al entrante por no haber capturado a los clientes, sino
tan sólo del restablecimiento de la simetría. Identificar esta “compensación” con una “penalización” es a nuestro
juicio un error.
El cargo “C” (en $/kWh) de todos los comercializadores tenderá a equilibrarse, justamente por la aplicación de
este decreto.
2
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
este mandato está contextuado en los artículos 1 y 3 del Decreto, y de la filosofía citada
reiteradamente por el mismo, respecto de la simetría entre comercializadores tanto en la
asignación de pérdidas como en la remuneración de costos y riesgos de los
comercializadores cuya demanda comercial se calcula con base en balances de energía.
En defensa de estos principios, claramente enunciados, los comercializadores incumbentes
podrán enfrentar cualquier regulación emanada de la CREG que los afecte en el sentido
señalado inicio.
3.3.
POSIBLE AMPLIACIÓN DEL SEGMENTO NO-REGULADO
Tal como fue señalado en la Introducción, el parágrafo unido al Artículo 1, instruye a la
CREG para que una posible ampliación del segmento no regulado (vía reducción de los
requisitos para poder acceder a este segmento) no perjudique a los usuarios que permanecen
en el regulado ni al comercializador que atiende al mayor número de usuarios de estratos 1, 2
y 3 del área de comercialización. Específicamente se indica:
Artículo 1. Parágrafo. Si la Comisión de Regulación de Energía y Gas decide modificar el
umbral o el límite máximo de demanda en kW y/o kWh que define al Usuario Regulado, antes
de proceder a efectuarla, deberá adoptar las medidas que sean necesarias con el fin de
asegurar la universalización del servicio y mantener la simetría en la definición de las
responsabilidades a los agentes prestadores, con el objeto de que los cargos a los usuarios
regulados y la remuneración del Comercializador que atienda el mayor número de usuarios
de estratos 1, 2 y 3 de la respectiva Área de Comercialización no se vean afectados y, en
consecuencia, se garantice la continuidad en la prestación del servicio.
Lo que indica este parágrafo, en otros términos, es que, antes de proceder a cualquier cambio
en la definición de usuario no regulado, deben proponerse medidas como para que:

La remuneración del comercializador establecido no se vea afectada

Los cargos de los usuarios que continuarán siendo regulados no se vean
afectados, lo que podría significar, en el límite, que no se modifiquen
Se trata de evitar con esto que el progresivo pasaje de clientes desde el segmento regulado al
no regulado (sobre todo si contratan con un comercializador distinto del establecido) aumente
continuamente el cargo “C” en el segmento regulado.
Lo que debe analizarse (aunque sea cualitativamente ) es, por tanto, cuáles pueden ser estas
medidas que debería adoptar la CREG:
Si los cargos regulados no deben ser modificados, y tampoco lo debe ser la remuneración del
comercializador establecido, y dado que presumiblemente estos “nuevos” usuarios no
regulados tendrán consumos superiores al promedio, la única posibilidad que queda es que,
antes de proceder a la modificación del umbral, la CREG consagre un cargo único de
comercialización por Area –para regulados y no regulados- y que se efectúen las
compensaciones correspondientes para mantener las simetrías alcanzadas hasta ese momento
y que los usuarios regulados mantengan el mismo costo a pesar de la disminución en el
consumo medio del mercado regulado..
Ahora bien, este tipo de compensación no existe en la regulación actual para todos aquellos
clientes que ya han abandonado el segmento regulado (y que como ya se ha analizado ha dado
como resultado un progresivo incremento del cargo “C”), por lo tanto esta nueva situación
sólo afectaría a estos “nuevos” clientes. Esto generaría una situación discriminatoria que muy
difícilmente podría mantenerse en el tiempo. Por otra parte, generalizar esta compensación
para todos los usuarios no regulados (independientemente de su “antigüedad) tampoco parece
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
muy probable, puesto que implicaría modificaciones muy importantes a los contratos ya
firmados entre las partes.
En virtud de lo antedicho, parece que no habría forma práctica de cumplir con el mandato
indicado en este parágrafo, como no sea la no modificación de los requisitos actuales para ser
considerado usuario no regulado y/o una completa re-formulación de la forma en que se
determinan los cargos de comercialización (eliminación de la variabilización por el consumo
medio). En los hechos, debe interpretarse que el parágrafo analizado debe considerarse una
especie de blindaje para que la regulación que emita la CREG no avance aviesamente sobre
las intenciones de política sectorial que se enuncian en el Decreto.
En un sentido más amplio, es una importante definición de política que condicionará las
modificaciones regulatorias más profundas que pudiera encarar la CREG en orden a
reglamentar una nueva forma de retribución de los costos de comercialización para el
conjunto.
3.4.
CÁLCULO DEL CARGO “C”
3.4.1.
CARGO DE COMERCIALIZACIÓN
El apartado d) del Artículo 4 indica:
“El cargo de comercialización que apliquen los Comercializadores en un Área de
Comercialización será el que resulte de considerar el consumo del número total de usuarios
regulados, incluidos los que deba incorporar conforme lo previsto en el presente artículo.”
La definición del cargo de comercialización, tal como se presenta en el decreto, resulta
correcto para la condición en que los comercializadores tengan consumos promedios
semejantes, pero no contempla los inconvenientes que puedan surgir en el período de
transición hacia esa situación de régimen. Estos inconvenientes serían principalmente el no
reconocimiento de los mayores costos de los comercializadores establecidos y el
reconocimiento de pérdidas. Este punto debe ser considerado de manera especial en el
momento que la CREG defina el proceso para la transición, para evitar fundamentalmente la
transferencia de ingresos entre comercializadores.
Resulta evidente que la migración de clientes de estratos 1,2 y 3 hacia los comercializadores
puros, dejará a los establecidos con una dotación de personal y oficinas comerciales que
deberán ser ajustadas al nuevo mercado atendido por la empresa.
3.4.2.
CÁLCULO DEL CARGO C
El parágrafo 2º del artículo 2 instruye a la CREG sobre distintos aspectos que deben ser
tomados en cuenta a la hora de establecer el cargo “C”. En particular se indica:
.”.. La Comisión de Regulación de Energía y Gas incluirá en la definición de cargos de
comercialización las medidas necesarias para que le sean remunerados, a los
comercializadores que los asumen, los siguientes costos y/o riesgos:
1. Por ser comercializadores de última instancia.
2. Por la gestión que deben realizar los comercializadores cuya demanda comercial se
calcula con base en balances de energía, para verificar el sistema y los registros
medición de clientes y fronteras de otros comercializadores.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
3. Por las diferencias que se presentan entre comercializadores en las responsabilidades
relacionadas con la asignación y cálculo de las pérdidas de energía, cuando no se
cumpla lo establecido sobre este aspecto en el presente parágrafo.” 3
Primera actividad o costo a reconocer. Es importante señalar que se entiende por
comercializador de última instancia. Según la regulación colombiana, todos los
comercializadores que actúan en el segmento regulado en un área de comercialización tienen
la obligación de suministrar energía al cliente que lo solicite, no pudiendo negarse a ello. Por
tanto, desde este punto de vista, todos estos comercializadores serían “de última instancia”4.
La diferencia estriba en que los comercializadores entrantes pueden abandonar el negocio si
no lo consideran suficientemente atractivo, mientras que el comercializador establecido no
puede abandonar el área en el cual distribuye. Es en este sentido que debe considerarse la
frase “de última instancia”.
¿Como debería tener en cuenta la CREG este aspecto? Básicamente reconociendo (tal como
se refiere en el informe de Mercados Energéticos) que existe un riesgo importante (perdidas,
recaudo) que lo afecta diferencialmente y por tanto la rentabilidad y capital de trabajo que
debería reconocerse a este negocio es más alta. La otra opción es la de ofrecer al mercado
para que éste defina a qué precio está dispuesto a atender el abastecimiento de los usuarios no
elegibles. El menor monto ofertado será la referencia para determinar la remuneración por
este concepto.
Segunda actividad o costo a reconocer: Entendemos que este segundo ítem, si bien es
importante en el sentido de reconocer que un comercializador tiene más tareas que otro, es de
escasa incidencia práctica. Dado que la cantidad de fronteras comerciales embebidas no es
extraordinaria, si se valorasen las tareas extraordinarias que deben realizarse (lecturas en las
fronteras, revisión periódica de contadores, etc.) no es de esperar que modifiquen
sustancialmente el valor del Co. Es conceptualmente valorable y favorable la identificación
del comercializador incumbente como aquél “cuya demanda comercial se realiza en base a
balances de energía”, por la implicancia que esta realidad tiene en la absorción de las pérdidas
de toda el Area de Comercialización.
Tercera actividad o costo a reconocer: Es muy importante que se reconozca explícitamente
que existen diferencias en la asignación y el cálculo de pérdidas. Sin embargo, entendemos
que no es en el cargo “C” donde debe reflejarse mayormente esta diferencia Podría utilizarse
sin embargo este mandato explícito para que se reconozcan al comercializador establecido las
tareas adicionales que debe ejecutar relacionadas con el control de las pérdidas no técnicas.
Un análisis más profundo de este articulo, podría ser el siguiente:
Si el decreto llevara a la CREG a la eliminación de los requisitos de medida para
establecer fronteras comerciales, posibilidad que como se señaló debiera ser resistida
con los argumentos ya mencionados, entonces los dos comercializadores (entrante y
establecido) deberían estar en condiciones similares5. Esto significaría que si el
comercializador entrante compra la “energía que marcan los medidores de los
3
Se refiere a que debería existir una relación simétrica en la asignación de responsabilidades entre los agentes en
la prestación del servicio.
Otra cosa es la práctica. Para un comercializador entrante es relativamente fácil “seleccionar” a los clientes que
desee, simplemente utilizando las complejidades de instalación de una frontera comercial (costo importante para
el cliente).
4
5
Este aspecto ya fue tratado en nuestro informe “Análisis de la Fórmula Tarifaria”.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
clientes”6, el establecido debería poder hacer lo mismo y comprar “sólo la energía que
vende”. No habría razón para asignar a éste toda la diferencia en pérdidas no técnicas
por encima de las reconocidas. Por tanto, la única posibilidad sería que ambos
comercializadores se repartan las PNT a pro-rata de sus demandas.
Sin embargo, este parágrafo habilita la posibilidad de que esto no ocurra, manteniendo
la asimetría y reemplazándola por una compensación económica en el cargo “C”. De
cumplirse este extremo esta compensación podría perfectamente ser inferior a lo que
hubiera significado repartir las PNT con el comercializador entrante.
Por lo tanto, tal como está redactado este parágrafo, ofrece a la CREG un amplio espacio de
discrecionalidad a la que deberá enfrentarse con la interpretación armónica del conjunto de
los mandatos del Decreto.
3.4.3.
ASPECTOS PRÁCTICOS
Si se cumplen las directrices que indica el parágrafo analizado con el reconocimiento de los
mayores costos y riesgos del comercializador incumbente, el valor del “Co” reconocido al
establecido debería ser mayor que el reconocido al entrante. Indirectamente por tanto se le
estaría reconociendo a éste un mayor cargo “C” (en $/kWh),excepto que se “socializaran”
entre todos los usuarios regulados los costos totales de los comercializadores, en el marco de
una nueva regulación que la CREG debiera emitir. Esta última posibilidad, en cumplimiento
del mandato del Artículo 4º, inciso d, cuando dice que: “...El cargo de comercialización que
apliquen los Comercializadores en un Area de Comercialización será el que resulte de
considerar el consumo del número total de usuarios regulados, incluidos los que deba
incorporar conforme lo previsto en el presente artículo.”
Esta directiva tiene por objeto equiparar, hasta cierto punto, los valores del cargo “C” (en
$/kWh) entre establecido y entrante
Tal como se señala al inicio, la única forma de dar respuesta al mandato de:

reconocer un mayor “Co” al establecido frente al entrante

equiparar los cargos “C” que cobran los comercializadores establecidos y
entrantes
es estableciendo compensaciones del entrante hacia el establecido, por una cuantía que
compense las diferencias que existan en el Co..
Existe por tanto aquí otra importante zona gris que debería analizarse en el momento en que la
CREG determina la metodología para el cálculo del cargo de comercialización.
3.5.
FÓRMULA TARIFARIA. PÉRDIDAS
El parágrafo 2 del artículo 4 indica textualmente:
Parágrafo 2º. 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.
Dos cuestiones claves surgen de la lectura de esta redacción:

6
¿Qué se entiende por simetría entre comercializadores?.
Corregida por el correspondiente valor de pérdidas reconocidas.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
10
MERCADOS ENERGETICOS

¿Esta simetría se refiere sólo al segmento regulado o incluye también al no
regulado?
El informe de Mercados Energéticos ha demostrado con cierta contundencia que, con la
regulación actual, existe una muy fuerte asimetría, en lo relacionado con las pérdidas, entre el
comercializador establecido y los entrantes, en el segmento regulado. En principio, es esta
asimetría la que debería ser eliminada.
¿Existen también asimetrías en la asignación de pérdidas entre el comercializador establecido
y aquellos que operan en el segmento no regulado? La respuesta a esta pregunta sería: En la
medida que no existe constancia de en “donde” se producen las PNT, entonces también
existiría esta asimetría, puesto que podrían estar produciéndose el medidor frontera (o por un
bypass) y sin embargo estarían siendo asignadas al comercializador establecido.
Existe por tanto la posibilidad de utilizar este parágrafo para que la CREG regule que
la totalidad de las PNT que se produzcan en un área de comercialización se repartan
entre todos los comercializadores, independientemente de en que segmento operen.
Este aspecto es importante. En el segmento regulado, la penetración de
comercializadores independientes es muy pequeña (del orden del 2-3 %). Por lo tanto
“compartir” las PNT con ellos reduce la asimetría y las posibilidades de descreme,
pero su incidencia económica queda limitada al producto del precio de la energía, por
este porcentaje y la diferencia entre las PNT reales y las efectivamente soportadas. Sin
embargo, el segmento no regulado es de mucho mayor envergadura. Por lo tanto, si los
comercializadores que operan en este segmento también tienen que “compartir” las
pérdidas, su incidencia económica para los establecidos es de un orden de magnitud
superior.
Existen algunas reflexiones con esta interpretación que más favorece a los comercializados
incumbentes, que creemos importante resaltar:

Si bien no se indica nada, este parágrafo está incluido en un artículo que se refiere,
esencialmente, al mercado regulado. Extenderlo también al no regulado requeriría
interpretar la norma en consonancia con el espíritu de simetría y no discriminación entre
comercializadores, como por ejemplo el parágrafo 2 del art.3 que fija una línea política
clara cuando dice que “la regulación deberá establecer una relación simétrica en la
asignación de responsabilidades entre los agentes ...en todos sus parámetros incluyendo
las pérdidas...”

La extensión al mercado no regulado se sustenta en la afirmación de que “no hay
constancia en dónde se producen las PNT”. Sin embargo esto podría ser superable
obligando a los operadores de red a instalar medición en todas las conexiones entre los
niveles 4, 3 y 2 y a publicar los balances energéticos.
Queda por último interpretar que se entiende por “simetría”. En principio, entendemos que
esto debería interpretarse en el sentido que, si no existe constancia de en que lugar se están
produciendo las PNT, estas deben ser compartidas por todos los comercializadores que operan
en ese mercado a pro-rata de sus ventas. Esta interpretación sería armónica con el argumento
de socializar los costos de comercialización en un área determinada, remunerando los
mayores costos o riesgos que el Decreto manda reconocer a los incumbentes –art 3 parágrafo
2El problema vuelve a ser la premisa de que no se conoce dónde se producen estas pérdidas.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
3.6.
CARGOS FIJOS
El artículo 7 del decreto abre la posibilidad de que se modifique la forma de remuneración de
la actividad de comercialización, y se recaude como un cargo fijo. Específicamente indica:
Artículo 7º. De los cargos fijos. En el evento en que la regulación modifique la remuneración
de la actividad de Comercialización de Energía Eléctrica a través del cargo “C”, en cuanto a
que no se realice por medio de cargos variables sino a través de cargos fijos por usuario y
por Área de Comercialización, el Gobierno Nacional revisará las disposiciones contenidas en
el presente Capítulo, con el objeto de establecer la forma en que se protegerá al mercado que
compone el Área de Comercialización.
Sin embargo, nada se indica en el sentido de avanzar en esta dirección, a pesar de estar
recogido en la ley del sector eléctrico Se recomienda valorar la conveniencia e impacto de
impulsar este criterio.
4. VALORACIÓN GLOBAL DEL DECRETO
La valoración general del decreto debe hacerse en dos planos:

Hasta que punto este decreto cumple con los objetivos perseguidos

Cómo se han logrado estos objetivos.
Si el objetivo principal es evitar el progresivo descreme del mercado por parte de los
comercializadores independientes actuando en el segmento regulado, este consultor entiende
que el mismo se ha logrado en gran medida. Existe ahora la obligación de que estos
comercializadores tomen una cierta cantidad de clientes de los estratos 1,2 y 3; deben
compartir las PNT con el establecido y el cargo de comercialización que deberán cobrar será
similar al del establecido.
Por tanto, de existir competencia, se deberá establecer exclusivamente por eficiencia
(reducción en el precio de la energía) y/o en los costos propios de la gestión. Y no hay razón
para presumir que los comercializadores entrantes puedan ser más eficientes que los
establecidos, máxime si se tiene en cuenta la sinergia que puede existir en estos últimos con la
actividad de operador de red.
La efectivización de las mejoras planteadas, requiere de la instrumentación adecuada de las
directivas políticas impartidas en este Decreto, mediante la regulación adecuada por parte de
la CREG. Este Decreto constituye un valioso y explícito aporte en materia de política
sectorial, contra cuyos lineamientos podrá evaluarse la fidelidad de la regulación que
emita la CREG, limitando su discrecionalidad. Asimismo, cabe destacar que uno de los
problemas de implementación que tendrá este decreto radica en que se han superpuesto una
serie de recomendaciones (sin duda válidas) para eliminar asimetrías sobre un sustrato
preexistente (la ley del PND) que también intentaba eliminar estas asimetrías.
Ambas opciones son correctas:

Pueden eliminarse las asimetrías obligando a los entrantes a contratar una cierta
cantidad de usuarios en los estratos 1, 2 y 3 (y al hacer esto se solucionarían muchas
de las cuestiones relacionadas con las pérdidas, ya que automáticamente el entrante
también las tendría). O bien:

Pueden eliminarse las asimetrías dando cumplimiento a todo lo demás que dice este
decreto (los parágrafos) aunque no existiera la obligación de los entrantes de
incorporar los usuarios de los estratos 1,2 y 3.
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
Cualquiera de estas opciones hubiera solucionado el problema
5. CONCLUSIONES
El decreto3734 del 19 de diciembre de 2003, que reglamenta la ley del PND, intenta eliminar
las enormes asimetrías que existen entre los comercializadores entrantes y establecidos. En
este sentido, las directivas que se imparten en el mismo son suficientes como para que estas
asimetrías prácticamente se eliminen.
Sin embargo, su implementación práctica requerirá de modificaciones regulatorias de
importancia en las que habrá que evaluar adecuadamente que las disposiciones de la CREG
no contradigan las definiciones de política energética hasta aquí señaladas.
A continuación se resumen los conceptos desarrollados, identificados como
“Positivos/Oportunidad” o “Negativos/Riesgos”, a los efectos de ser considerados en la
estrategia de Asocodis.
Negativos o Riesgos
1. Elimina la compensación económica que los comercializadores puros debían pagar a
los establecidos. Transforma la “opción” de la que podían hacer uso los entrantes por
la “obligación”. Difícil reglamentación de este mandato
2. Otorga un plazo para la incorporación de los usuarios de estratos 1, 2 y 3 a la base
comercial de comercializador entrante
3. Falta prever una sanción en caso de incumplimiento. Atendiendo a las dificultades de
implementación señalada en 1.- esta omisión y la anterior es un riesgo de dilación
4. La CREG podría “asumir” la eliminación de la medición especial *
5. Existen peligros de transferencias de rentas en el período de transición
6. Cuando el sistema esté en régimen, los incumbentes deberán encarar el right-sizing de
su capacidad de operación comercial (instalaciones y personal)
7. En la determinación del cargo C existe riesgo en el criterio que adopte la CREG *
8. No se reconocen la retribución de las pérdidas transportadas por el OR y que, como
declara la CREG, son de comercialización. Facticamente, estas perdidas son sólo
soportadas por el incumbente
Positivos u Oportunidades
1. Definición de “Área de Comercialización”
2. Consagración de un “blindaje” respecto de los eventuales impactos de la definición de
un nuevo umbral para ser considerado usuario no regulado
3. Consagración de la simetría para los agentes comercializadores participantes en un
área: pérdidas, cobro del cargo C
4. Reconocimiento de la remuneración de los diferentes riesgos y costos que asumen los
comercializadores establecidos –“aquellos cuya demanda se calcula con base en
balances de energía”
5. Inclusión del número total de usuarios regulados para la determinación del cargo C
entre los comercializadores del mismo área
Análisis del Decreto Reglamentario de la Ley del PND – Versión 1.0
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MERCADOS ENERGETICOS
6. Énfasis en las condiciones de simetría que debe imperar en la regulación de los
comercializadores
7. Oportunidad de una completa y equitativa regulación sobre Comercialización para el
conjunto del mercado –regulados y no regulados- a efectos de hacer cumplible los
mandatos del Decreto y, por tanto, de la Ley del PND
8. Reconocimiento de costos y riesgos diferenciales para los comercializadores de un
área. Oportunidad según sea regulado
9. El valor más importante en este enfoque, es que limita la discrecionalidad de la
CREG, por cuanto cualquier regulación que se oponga a alguno o todos de los
mandatos del Decreto podrán ser revocados –en principio, los identificados con * en el
apartado anterior-
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