sábado, 25 de febrero de 2012

La regulación del sector eléctrico colombiano - Visión de conjunto.

La regulación del sector eléctrico colombiano

Luis Guillermo Vélez Alvarez
Economista, Docente y Consultor, Universidad EAFIT

I.                   Antecedentes
Hasta principios de los años 90, el sector eléctrico colombiano estaba conformado por unas treinta empresas, todas de propiedad estatal. Las 3 principales ciudades  – Bogotá, Medellín y Cali – tenían sus propias empresas que, con la excepción de EMCALI, participaban en todas las actividades de la cadena eléctrica. El país estaba interconectado desde principios de los años 70. Los activos de generación era propiedad de cinco empresas - EPM, EEB, ISA, Corelca y CVC- no obstante lo cual el parque de generación se operaba de forma integrada con criterio de mínimo costo. ISA, la principal empresa de generación, era al mismo tiempo dueña de la red de transmisión y estaba encargada de la operación del sistema. La expansión se realizaba conforme a un plan de generación y transmisión para atender la demanda nacional definido centralizadamente. Las inversiones se financiaban con créditos de la banca multilateral garantizados por la Nación.
Gráfico 1

 Entre 1970 y 1990 se interconectó el país y se construyeron los grandes proyectos - San Carlos, Chivor, Betania, Guatapé, Guavio, etc.-  que hoy abastecen la demanda nacional: 6.585 kilómetros de líneas y 7.715 MW de capacidad, vale decir, el 47% del Sistema de Transmisión Nacional y el 57 % de la capacidad instalada actual. Esta expansión fue financiada en un 60% con recursos de la banca multilateral. Entre 1970 y 1986 el BM le otorgó a diversas empresas del sector 15 créditos por  US$ 1.937 millones. Otro tanto hizo el BID con 20 créditos. El desgreño administrativo y politiquería en muchas de las empresas se traducían en elevados costos, considerables pérdidas y bajo recaudo y, en consecuencia, incapacidad de pagar las compras de energía al sistema interconectado y de servir la deuda con la banca multilateral. La deuda del sector eléctrico se fue convirtiendo en el principal problema macroeconómico del país: llegó a representar un 40% del endeudamiento externo. En 1991 el sistema colapsó. Una fuerte sequía redujo drásticamente la disponibilidad de los embalses y el país entró en un racionamiento que duró 14 meses. Esta situación precipitó la reforma estructural del sector eléctrico.
II.                La reforma de los años 90
En 1991 Colombia adoptó una nueva constitución. En ella se incluyó todo un capítulo sobre servicios públicos domiciliarios. Se dispuso, entre otras cosas, que dichos servicios podían ser prestados por el estado o los particulares y que las tarifas debían fijarse con criterios de suficiencia financiera, eficiencia económica y solidaridad. Años más tarde, en 1994, se expidieron las leyes 142, de servicios públicos domiciliarios, y 143, o ley eléctrica, que desarrollaban los preceptos constitucionales.  
Aunque han sufrido modificaciones menores, las normas mencionadas contienen el fundamento legal de la regulación actual del sector eléctrico. Los aspectos más destacados pueden resumirse en los siguientes puntos:

1.      Un régimen legal y regulatorio unificado para todas las empresas independientemente de la naturaleza de su propiedad.

2.      Un régimen tarifario regido por principios de eficiencia económica, suficiencia financiera y solidaridad social.

3.      Un sistema único de subsidios cruzados y presupuestales aplicable a los usuarios  de todas las empresas cualquiera sea la naturaleza de su propiedad. Los usuarios industriales, comerciales y los residenciales de altos ingresos pagan una contribución del 20% sobre el valor de sus consumos; los usuarios residenciales reciben un subsidio financiado con dicha contribución. El déficit es cubierto con recursos del presupuesto nacional.

4.      Desintegración vertical de las actividades de la cadena eléctrica y especialización empresarial o, en su defecto, separación contable.

5.      Separación de actividades reguladas, transmisión y distribución, y actividades en competencia, generación y comercialización.

6.      Supresión de los monopolios legales, libertad de entrada y libre acceso a las redes de transmisión y distribución.

7.      Separación en entidades especializadas de las funciones estatales de regulación, vigilancia y control y política sectorial.

8.      Libertad de contratación para los consumidores que alcancen umbrales de consumo definidos por el regulador.

9.      Planeación indicativa de la generación y libertad de inversión en activos de generación.

10.  Creación de un mercado mayorista de electricidad de corto y largo plazo con la participación de generadores, comercializadores y grandes consumidores de electricidad.
En los años siguientes a la expedición de las leyes mencionadas, la Nación vendió a inversionistas extranjeros la mayor parte de sus activos de generación y, posteriormente, la casi totalidad de las empresas de distribución. La Empresa de Energía de Bogotá fue escindida en una empresa de generación, EMGESA, y una de distribución, CODENSA; que se vendieron parcialmente al sector privado. Nuevos agentes han ingresado y se han operado múltiples cambios de propiedad. Actualmente el sector está conformado por más de 40 generadores, unos 70 comercializadores, 30 operadores de red o distribuidores y una decena de propietarios de líneas de transmisión. El sistema es operado por una empresa especializada, XM[1], subsidiaria de ISA, la principal empresa de transmisión. Más de 4600 grandes consumidores, que mueven un 30% de la demanda,  compran libremente su energía mediante contratos de largo plazo.

Cuadro 1

Aunque el número de agentes registrados es elevado , la realidad es que en el sector se presenta cierto grado de concentración y se evidencia la conformación de grupos empresariales con presencia en todas las actividades de la cadena y, en algunos casos, en otros campos de los servicios públicos domiciliarios e inversiones en el exterior.
III.             Descripción del sector eléctrico colombiano

La capacidad instalada es de 13.300 MW de los cuales 68% son hidráulicos y el 32% térmicos. El sistema cuenta con 21 embalses con una capacidad útil de 15.180 Gwh, equivalente al 27% de la demanda comercial anual, la cual bordea los 56.200 Gwh y muestra un crecimiento promedio de 3% los últimos años. La demanda máxima de potencia es de 9.200 MW. Las pérdidas representan un 12% de la demanda comercial. El sector residencial el 44% del consumo, el industrial el 32%, el comercio el 17% y 7% el gobierno y otros sectores. El Sistema Interconectado Nacional cuenta con 24.400 kilómetros de líneas. Con Venezuela hay una interconexión de 205 MW para importación y 336 MW para exportación; con Ecuador se tienen 250 MW para importación y 500 MW para exportación. Se avanza en la construcción de la interconexión con Panamá que tendrá una capacidad de 300 MW.
Cuadro 2

IV.           Aspectos institucionales

Uno de los aspectos sustantivos de la reforma de los noventa es haber clarificado los roles funcionales de los diferentes actores y sentado las bases para el surgimiento de las entidades y organizaciones, públicas y privadas, que hoy interactúan en el sector eléctrico. En esta parte se describe la estructura institucional del sector.

1.                  Política Pública Sectorial.  Está a cargo del Ministerio de Minas y Energía, pero también intervienen en su formulación el Departamento Nacional de Planeación y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. La política sectorial se plasma en el Plan Nacional Desarrollo, en los documentos del Consejo Nacional de Política Económica y en decretos y resoluciones expedidos por el Ministerio.

2.                  Planeación Sectorial. La formulación de los planes de expansión en generación y transmisión corresponde a la Unidad de Planeación Minero Energética, dependencia de carácter técnico adscrita al Ministerio de Minas y Energía. El plan de expansión en generación es meramente indicativo; no así el de transmisión. La ejecución de los proyectos que conforman este último se adjudica mediante subastas competitivas, como se explica más adelante.

3.                  Regulación. Está a cargo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas en la que tienen asiento los ministros minas y energía, hacienda, el director de planeación y cinco expertos designados por el presidente de la república para períodos fijos de 4 años. También asiste, sin voto en las decisiones, el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios. La regulación de la que se trata es regulación económica, es decir, la que tiene que ver con la estructura de los mercados, las reglas de su funcionamiento y la conducta de los agentes participantes. 

4.                  Agentes del Mercado. Son las empresas – las hay públicas, privadas y mixtas – y los consumidores, regulados y no regulados. También deben mencionarse los gremios sectoriales - ANDESCO, ACOLGEN, ASOCODIS y ACCE[2] – que cumplen una importante función en la discusión de las políticas sectoriales y de la regulación.

5.                  Control y vigilancia.  Participan dos entidades la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio. A la primera corresponde vigilar y controlar la aplicación de la regulación, en especial en lo referente a los consumidores regulados. La segunda se ocupa de vigilar el cumplimiento de las normas de competencia.

6.                  Operación del Sistema y gestión del Mercado. Está a cargo de una empresa especializada, sin participación en otras actividades eléctricas, la Compañía de Expertos en Mercados, filial de ISA. Esta empresa opera el sistema nacional de generación y transmisión y administra los intercambios comerciales entre los agentes en la bolsa de energía.

7.                  Otros agentes. Deben mencionarse también la consultoría especializada y algunas universidades y centros de investigación que con estudios de consultoría, investigaciones y docencia tienen incidencia en la política y la regulación sectoriales.

V.                Funcionamiento del Sector Eléctrico

El funcionamiento del sector eléctrico colombiano puede ser descrito con la ayuda del Gráfico 2 donde las flechas representan los flujos monetarios.
Los consumidores se clasifican en regulados y no regulados. Estos últimos, cuya demanda máxima debe ser mayor a 0.1 MW o tender un consumo de 55 MWh-mes, compran su suministro mediante contratos financieros bilaterales con los comercializadores, en los que se pactan libremente el precio de la energía y cantidades[3]. Los consumidores regulados pagan su energía de acuerdo con una fórmula tarifaria establecida por el regulador.

Los comercializadores reciben la totalidad de los pagos efectuados por los consumidores finales. Los comercializadores pueden independientes – llamados comercializadores puros- o estar integrados con generación o distribución. Descontado su propio margen, los comercializadores pagan a los generadores la energía adquirida en mediante contratos de largo plazo y a los distribuidores por el uso de sus redes. Trasladan al Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos el exceso de las contribuciones sobre los subsidios o reciben pagos de éste cuando son deficitarios. El dinero por la energía comprada en bolsa, el uso de las redes de transmisión y los costos de operación del sistema es trasladado a la empresa operadora que es al mismo tiempo la administradora del mercado.

Gráfico 2

Con el dinero recibido de los comercializadores, el administrador del mercado, XM,  paga a los generadores por sus ventas en bolsa y a los transportadores por el uso de sus redes. XM maneja también, operativa y comercialmente, las transacciones de energía con otros países, el Ecuador en la actualidad.

VI.             El mercado mayorista

La generación y la comercialización parcialmente están bajo un régimen de libre competencia. La transmisión y la distribución son reguladas como monopolios. Los generadores, los comercializadores y los grandes consumidores son los agentes participantes en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). Éste tiene dos componentes: el mercado de corto plazo o bolsa de energía, reservado a generadores y comercializadores, y el mercado de largo plazo de contratos bilaterales en el que participan todos los agentes mencionados. Es conveniente insistir en que éstos son contratos puramente financiaros o de cobertura, es decir, que no inciden en la operación comercial de la bolsa ni determinan el despacho efectivo de la carga.

1.      Mercado de corto plazo o bolsa de energía.

La bolsa de energía, que está funcionando desde 1995,  puede definirse como una subasta de sobre cerrado que se realiza diariamente para determinar las plantas que generarán al día siguiente. Los generadores ofertan cada planta[4] con un precio único para las 24 horas del día y declaración de disponibilidad horaria y de inflexibilidades. Los servicios auxiliares (AGC – SRSF) se ofertan al mismo precio. Los precios ofertados, establece la regulación, deben reflejar los costos variables de combustibles, para las plantas térmicas, y el costo de oportunidad del agua, según la percepción de los propios agentes. El precio de oferta tiene un piso igual al CEE y al FAZNI, conceptos que se explican más adelante[5]. Los costos de arranque y parada de las térmicas se ofertan trimestralmente.

El operador del sistema organiza las ofertas por orden de mérito hasta cubrir la demanda comercial estimada de cada hora. La demanda es pasiva. La oferta total se remunera al precio ofertado por la última planta requerida para atender la demanda: el precio marginal del sistema (PMS). La liquidación del las transacciones horarias se realiza suponiendo una red de nodo único y sin considerar las restricciones de transmisión. Este es el llamado despacho ideal.

Gráfico 3


En realidad no hay uno, sino tres despachos. Está en primer término el despacho económico o programado que se realiza el día anterior a la operación, teniendo en cuenta el estado de la red, razón por la cual se incluyen las plantas por fuera de mérito pero que deben ser despachadas en razón de las restricciones. En segundo lugar está el despacho real, es decir, la operación efectiva del sistema para atender la demanda en tiempo real. Puede diferir del despacho programado por la ocurrencia de eventos imprevistos. Este despacho arroja la generación efectiva de cada planta. Finalmente está el ya mencionado despacho ideal. Es un despacho meritorio horario que toma la demanda real y determina la generación que habrían tenido las plantas en ausencia de restricciones. Es en este despacho donde se forma el precio de bolsa que remunera las plantas por merito y las inflexibles y contra el cual se liquidan los contratos de largo plazo.

Gráfico 4

La producción de energía de cada agente más sus compras en contratos de largo plazo se compara con sus ventas en contratos de largo plazo: la diferencia arroja sus compras o ventas netas en bolsa, las cuales se liquidan al PMS de cada hora. El Gráfico 5 muestra un ejemplo sencillo. El generador A produjo 230 y tenía vendidos 180, vende en bolsa 50. El generador B produce 150 y tenía vendidos 180, razón por la cual compra 30 en bolsa.  Finalmente, el comercializador C tiene contratos de venta por 200 y de compra por 180 por lo cual tiene un compra de 20 en bolsa.
Al liquidarse las transacciones al precio de bolsa, la diferencia entre el despacho real y el despacho ideal tiene como resultado algunos agentes reciban dinero sin haber generado y otros no reciban nada a pesar de haberlo hecho. Esta situación da lugar a las llamadas reconciliaciones que son transferencias monetarias entre los agentes para compensar las diferencias entre los despachos real e ideal. Un generador reconcilia negativamente cuando su generación ideal excede a su generación real y positivamente en el caso contrario. En primer caso devuelve una suma de dinero igual al producto de la diferencia entre su generación real y su generación ideal y el precio de reconciliación definido por el regulador; en el segundo recibe la suma correspondiente.

 Gráfico5

La regulación dispone la intervención del mercado, es decir, la modificación del despacho económico cuando el precio ofertado por las centrales con embalse haga que la energía embalsada se sitúe por debajo de un nivel de seguridad denominado Mínimo Operativo Superior. También se intervienen las plantas ofertadas a precios inferiores al piso fijado por el CEE y el FAZNI[6]. Las plantas ofertadas a precios superiores al Costo de Racionamiento se consideran no disponibles y en caso de racionamiento la responsabilidad recae sobre el generador en cuestión.
2.      Mercado de largo plazo: contratos forward.
En este mercado participan generadores, comercializadores y grandes consumidores que acuerdan libremente el precio y las cantidades de la energía transada. La única exigencia regulatoria es que los contratos tengan resolución horaria para que puedan ser liquidados contra la generación efectiva. Los comercializadores que abastecen clientes regulados deben contratar el suministro al menor precio resultante en subastas de sobre cerrado. No hay reglas especiales en los demás casos. Todos los contratos deben ser registrados ante el administrador del sistema de intercambios comerciales.

Actualmente se registran por lo menos 20 modalidades de contratos que difieren según las condiciones de cantidad y precio. En cuanto a la cantidad existen contratos pague lo demandado, pague lo contratado y pague lo demandado con tope. En cuanto al precio el más corriente es el de precio fijo durante todo el período de vigencia, pero también los hay más sofisticados con precios horarios o precios ligados al precio de bolsa o a algún índice de precios determinado. En la actualidad se estudia la creación de un mercado organizado para la contratación de largo plazo en donde se transen, de forma anónima, productos estandarizados que le den más liquidez al mercado.

En el proceso de liquidación de los contratos, se asignan inicialmente los de modalidad “pague lo contratado” y se continúa con los “pague lo demandado” en orden de mérito empezando por los de más bajo precio.

3.      El Cargo por Confiabilidad.
Uno de los principales problemas de los sistemas eléctricos competitivos es garantizar la inversión en nueva capacidad de generación. Teóricamente, si existe un mercado spot eficiente y competitivo donde, sin intervención regulatoria alguna, se forman precios de equilibrio que en todo momento, aún en las vecindades del racionamiento,  reflejan los costos marginales del suministro, incluidas, cuando así lo impone la situación del mercado,  las rentas de escasez,  los precios que allí se forman dan el incentivo adecuado para la expansión de la capacidad[7]. En la práctica de los mercados reales esto implica aceptar que el precio de la energía se eleve sensiblemente por encima de su nivel promedio de suerte que las plantas que atienden los “picos” puedan remunerarse operando sólo unas pocas horas al año.

En operación habitual, un mercado spot competitivo, donde los agentes oferten sus costos marginales de corto plazo, genera rentas suficientes para que las plantas infra-marginales cubran sus costos de capital. Esto se ilustra en el panel izquierdo del gráfico 6. Cuando la demanda es tal que el sistema se acerca al límite de la capacidad, el precio spot debe elevarse para permitir el surgimiento de las rentas de escasez que son las que permiten recuperar la inversión en las plantas que sólo operan en los “picos”. Esto se ilustra en el panel derecho del gráfico 6.

Gráfico 6

En contra del funcionamiento completamente libre del mercado spot se invoca el argumento de la inelasticidad de la demanda que convierte a la planta marginal en monopolista transforma la renta de escasez en renta de monopolio por lo que se debe imponer un techo al precio spot. No obstante, algunos argumentan que los consumidores al estar cubiertos por contratos de largo plazo no deberían verse afectados por las variaciones del precio spot cuya inestabilidad sólo afectaría a los agentes del mercado: generadores,  comercializadores e intermediarios.

En algunos sistemas eléctricos competitivos como el Nord-Pool no se contempla ningún mecanismo para incentivar la inversión en nueva capacidad. Esos son los llamados “mercados de sólo energía”.  En estos mercados no se fija techo al precio spot, las inversiones en plantas de punta deben recuperarse con los “price-spikes” y los consumidores están cubiertos de las fluctuaciones del precio spot con contratos de largo plazo. No es este el caso de Colombia donde se ha adoptado un mecanismo denominado Cargo de Confiabilidad para incentivar la inversión en nueva capacidad.

El Cargo por Confiabilidad es una remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación, con las características y parámetros definidos, que le permitan generar, durante el período de vigencia del compromiso,  cierta cantidad de energía – llamada obligación de energía firme – y venderla al sistema a un precio preestablecido en cualquier momento que el precio de bolsa  alcance un techo, también preestablecido, denominado precio de escasez, determinado y actualizado por el regulador. Se trata de una opción call de tipo americano.

El mecanismo de Cargo por Confiabilidad entró en vigencia en 2006. Con base en las proyecciones de demanda elaboradas por la UPME, la CREG determinó las necesidades de energía firme en el período de proyección.  Estas cantidades fueron asignadas a los generadores, bajo el nombre de Obligaciones de Energía Firme, mediante una subasta de reloj descendente en la que se determinó igualmente el monto de la prima. El período de vigencia de la obligación lo determina el generador. Para las plantas nuevas puede ser entre 1 y 20 años; para las que estaban en construcción al momento de la subasta ente 1y 10 y de un año para las plantas existentes.

En las tarifas pagadas por todos los usuarios a sus comercializadores una parte del componente de generación, que en la actualidad está en $-Kwh  28, está destinado al pago del cargo por confiabilidad. Los comercializadores trasladan estas sumas al ASIC que las distribuye entre los agentes generadores con asignaciones de obligaciones de energía firme. Los pagos anuales por cargo de confiabilidad ascienden a US $ 720 millones. Actualmente se están construyendo 8 proyectos, por más de 2800 MW, bajo el esquema de cargo por confiabilidad.

VII.          Actividades reguladas

Para llegar al precio de la energía pagado por los consumidores finales, es preciso adicionar el precio de la generación que se forma en los mercados de corto y largo plazo los costos asociados a los componentes regulados de la cadena eléctrica: transmisión y distribución.
1.      Regulación de la transmisión.
En Colombia se considera transmisión el transporte de energía a niveles de tensión iguales o superiores a 220 KV. Como se sabe, esta es una actividad con alta proporción de costos fijos, costos marginales decrecientes y economía de de escala, alcance y densidad. Todas estas circunstancias hacen de la transmisión en monopolio natural por excelencia del sector eléctrico.

La regulación de la transmisión es una regulación de ingreso máximo anual: el resultante de aplicar una metodología definida por el regulador, para los activos construidos antes de 2001, y el ofertado por el agente ganador de las subastas competitivas mediante las cuales se asignan los proyectos construidos después de ese año.

Para el caso de los activos no sometidos a subasta, el ingreso anual garantizado de cada transmisor (IAT) es la suma del costo anual equivalente del activo eléctrico, incrementado en un 5% para reconocer el activo no eléctrico; los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM), equivalentes al 4% del costo de reposición del activo eléctrico; el costo anual equivalente de los terrenos (CAET), que es el 5,69% del valor catastral de los terrenos, y el costo anual equivalente de las servidumbres, según los contratos vigentes. A esta suma se le descuentan los otros ingresos (OI) obtenidos por el transmisor de otros usos de esos mismos activos[8]. Para determinar costo de reposición del activo eléctrico se parte unidades constructivas estandarizadas que son valoradas a precios de mercado. La anualidad se determina con una tasa de descuento fijada por el regulador – 11,5% anual – y vidas útiles para las diferentes clases de activos, también definidas por el regulador.   La formula resume lo descrito.

IAT = CAEA + AOM + CAET + CAES – OI

El ingreso anual de cada transportador se divide por 12; se le adiciona el ingreso mensual por convocatorias, si lo tuviere, y se le descuenta el valor de las compensaciones por infracciones a la regulación de la calidad. Se obtiene así el ingreso mensual de cada transportador.  A la suma de los ingresos mensuales de todos los transmisores se le descuentan los pagos por conexiones profundas (PCP)[9] realizados por los agentes responsables de ellas y el monto resultante se divide por la demanda comercial mensual para obtener así el cargo por transmisión (T) que se traslada a la tarifa del consumidor final. Así pues, los costos de la transmisión se distribuyen uniformemente en toda la demanda nacional, independientemente de su localización con relación a los puntos de generación.

Cuadro 3

La regulación de la calidad se realiza fijando un número máximo de horas indisponibilidad permitidas para cada clase de activo. La energía no suministrada a causa de la indisponibilidad de un activo no puede superar el 2% de la demanda horaria. Cuando es ocasionada  por eventos naturales, la indisponibilidad del activo no puede ser mayor a 6 meses. Los agentes que excedan los valores de referencia son penalizados descontando las penalizaciones de su ingreso mensual. Por la forma en que se determina el cargo de trasmisión, esto supone un descuento automático en el valor pagado por los consumidores finales.

Cuadro 4
Como ya se indicó, el plan de expansión de la transmisión es obligatorio. Los proyectos allí incluidos se subastan entre los agentes, los cuales ofertan, en sobre cerrado, los ingresos anuales esperados durante 25 años. El criterio de asignación es el menor valor presente de los ingresos anuales esperados. Después de 25 años, los activos se remuneran de acuerdo con la metodología descrita.
2.      Regulación de la distribución.

La distribución es el transporte de energía eléctrica a niveles de tensión inferiores a 220 KV. Las instalaciones de distribución a niveles iguales o superiores a 57,5 KV e inferiores a 220 KV conforman los sistemas de transmisión regionales (SRT), de los cuales hay dos en el país: el del norte y el del centro-sur. Existen en consecuencia dos cargos SRT que se calculan aplicando la misma metodología del cargo de transmisión, con una tasa de descuento de 13%. La regulación de calidad es similar a la del STN.
Las instalaciones a niveles de tensión inferiores a 57,5 KV conforman los sistemas de distribución local (SDL), de los cuales hay una veintena. La regulación de la distribución (SDL) es una regulación de precio máximo. Esto significa que el cargo unitario se determina con base en una proyección de la demanda comercial de tal suerte que el distribuidor asume el riesgo de la demanda. La tasa de descuento es de 13,9%. En todo lo demás la metodología para fijar el cargo de distribución es similar a la aplicada para fijar el cargo de transmisión.
La calidad en distribución se regula con la fijación de niveles máximos admitidos a la interrupción del suministro: frecuencia de las interrupciones y duración. Estas metas son fijadas a cada operador de red. El incumplimiento de las mismas da lugar devoluciones de dinero que el distribuidor debe hacer directamente descontando las sumas respectivas en las facturas emitidas a los clientes.
3.      Regulación de la Comercialización
La comercialización es, como ya se indicó, la venta de energía a los usuarios finales. Los grandes consumidores pactan libremente el precio de la energía con sus comercializadores; pero la tarifa final que pagan están incluidos los cargos regulados de los servicios de transmisión, distribución, operación del sistema y otros componentes que se detallan a continuación. Tanto la comercialización mayorista como la minorista están por la misma fórmula tarifaria. La diferencia en la tarifa final resultante depende de los costos de generación y comercialización que son pactados libremente entre las partes, en el caso de la comercialización mayorista o no regulada, y sometidos a regulación en la minorista. A continuación se examina la fórmula tarifaria.

CU = G + T + D + C + PR + R

CF = CFC

·         CU es el costo unitario ($/kwh) o el precio que paga el consumidor final sin incluir ni subsidios ni contribuciones, cuestión que se discute más adelante.

·         G es el costo de la generación. En el caso de los usuarios no regulados corresponde al valor pactado en el contrato de suministro con el comercializador. En el caso de los usuarios regulados G corresponde a un valor promedio de los precios de generación pactados en el mercado; de tal suerte que si un comercializador determinado compra más barato que el promedio de mercado, tendrá una ganancia; y tendrá una pérdida en el caso contrario.

·         T  es el cargo de transmisión que es igual para todos los usuarios a nivel nacional.

·         D es el cargo por distribución. Tiene dos componentes el cargo por uso del STR y el cargo por el uso del SDL. Existen en consecuencia tantos cargos de distribución como SDL.

·         C es costo variable de comercialización. Se determina para cada mercado mediante un modelo de eficiencia comparativa establecido por el regulador. No obstante, en el caso del mercado no regulado, este cargo puede pactarse libremente entre el comercializador y sus clientes.

·         PR es el valor de las pérdidas reconocidas y hace parte del ingreso de distribuidor. Es también fijado por el regulador empleando un modelo de eficiencia comparativa.

·         R incluye el costo de las restricciones y el pago por los servicios del operador del sistema y administrador del mercado.

·         CF es un cargo fijo por usuario. Cubre los costos de atención de la clientela que son independientes de su nivel de consumo[10].

El cuadro 5 presenta la estructura de costos del sector eléctrico en el nivel de tensión 1: promedio nacional y EPM que es la empresa con una de las tarifas de usuarios final más bajas del país.

Cuadro 5

VIII.       Subsidios, contribuciones y fiscalidad sectorial

El sector eléctrico colombiano tiene una fiscalidad sectorial muy significativa cuyos ingresos se aplican a subsidiar el acceso a la red y el consumo de electricidad de la población pobre.

Está en primer lugar el régimen de subsidios y contribuciones. Para aplicar este régimen, los consumidores de electricidad se dividen en 4 categorías: industrial, comercial, oficial y residencial. A su turno, la categoría residencial se divide en 6 grupos o estratos socioeconómicos, a saber: bajo-bajo, bajo, medio-bajo, medio, medio-alto y alto[11]. Los consumidores industriales, comerciales y residenciales de los estratos altos pagan una contribución de 20% sobre el costo unitario del servicio. Esta contribución se eliminó para los consumidores industriales en 2011. Las familias de estrato 1, 2 y 3 reciben un subsidio de 60%, 50% y 15% del costo unitario; ello sobre el consumo de hasta 200 Kwh-mes, el consumo excedente lo pagan a tarifa plena. Las familias del estrato medio y los consumidores del sector oficial no reciben subsidio ni pagan contribución. En cada mercado, las contribuciones son recaudadas por los comercializadores que las cruzan con los subsidios otorgados. Los excedentes se giran al Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos, una cuenta administrada por el Ministerio de Minas y Energía, que cubre igualmente los faltantes de los mercados deficitarios. En términos gruesos, los subsidios del sector eléctrico ascienden a unos US$ 550 millones; de los cuales el 70% es cubierto con las contribuciones sectoriales y el resto con recursos del presupuesto nacional[12].

Gráfico 7

Existen  además 4 fondos financiados con la fiscalidad sectorial, a saber:  Fondo de apoyo financiero para la  energización de zonas no interconectadas (FAZNI), Fondo de apoyo financiero para la electrificación rural (FAER), el Fondo de Energía Social (FOES) y el Programa de Normalización de Redes (PRONE). En conjunto estos Fondos movilizan recursos por uno US$ 115 millones. Adicionalmente, la generación paga un impuesto ambiental del 6% del valor de la generación hidráulica y de 4% del valor de la generación térmica.
IX.             Estructura industrial y propiedad
Además de la regulación de conducta, es decir, la de precios y calidad, existen un conjunto de reglas para regular la estructura del mercado, a saber:
Cuadro 6

·         Las empresas constituidas con posterioridad a la expedición de las leyes 142 y 143 sólo pueden ejercer una de las actividades del sector – generación, transmisión o distribución. La comercialización puede ejercerse en forma conjunta con la generación o la distribución.

·         Un agente no puede tener más del 25% de la capacidad efectiva neta de generación; aunque puede exceder ese límite y llegar hasta un 30% si ello es el resultado de la inversión en nuevas plantas. Cuando el primer límite se sobrepase por adquisición de activos existentes y el segundo por cualquier razón, el generador en cuestión está obligado a entregar a un tercero la gestión en el mercado de la generación excedentaria.

·         Un comercializador no puede tener más del 25% de la demanda comercial total. Una empresa de generación no puede tener más de 25% del capital social de una empresa distribuidora y viceversa. Para calcular los límites se tienen en cuenta las participaciones en empresas controlantes, controladas, subordinadas o vinculadas.

·         No existen límites en distribución. ISA, la empresa dominante en transmisión, sólo puede ampliar su participación en transmisión por inversión en nuevos proyectos. Ningún agente de otra actividad puede poseer más del 15% de una empresa de transmisión.

No obstante la existencia de estas reglas, en el sector eléctrico colombiano se han venido conformando grupos empresariales con presencia en diversas actividades de la cadena e incluso en otros servicios públicos. Algunos de estos grupos – EPM, EEB, ISA – tienen ya inversiones en otros países de América Latina.

LGVA

Julio de 2011.





[1] Compañía de Expertos en Mercados.
[2] Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios, Asociación Colombiana de Generadores, Asociación Colombiana de Distribuidores y Asociación Colombiana de Comercializadores.
[3] También hacen parte de la demanda no regulada las fronteras de alumbrado público y las transacciones internacionales.
[4] La participación en la bolsa es obligatoria para las plantas de 20 MW en adelante. Las plantas entre 10 y 20 MW participan voluntariamente. Las plantas menores de 20 MW no ofertadas van en la base de la curva de carga y se remuneran al PMS. Las plantas de menos de 10 MW no son despachadas centralmente.
[5] CEE: Costo de Equivalente de Energía del cargo de confiabilidad. FAZNI: Fondo de Apoyo a Zonas no Interconectadas.
[6] Actualmente se estudia la introducción de un mecanismo de intervención para mitigar el poder de mercado.
[7] Caramanis (1982)
[8] Los transmisores, especialmente ISA,  emplean sus redes  de alta tensión para extender redes de telecomunicaciones que arriendan a terceros. Los ingresos por ese servicio se descuentan para obtener el ingreso asociado propiamente a la actividad de transporte de energía.
[9] Se habla de conexión profunda cuando la conexión de un agente, típicamente un generador o un gran consumidor,  en un punto de la red de transmisión obliga a realizar un refuerzo en otro punto de ésta. Como el agente en cuestión es responsable de esa inversión debe pagar por ella al transportador que la haya realizado. El negocio en cuestión es un asunto privado entre las partes involucradas.
[10] El cargo fijo de comercialización fue suprimido por el regulador hace varios años. Se reincorporó en la actual fórmula tarifaria, que está vigente desde 2008, pero aún no se aplica porque puede tener un impacto importante en la factura.
[11] Los consumidores residenciales se categorizan mediante un sistema denominado estratificación socio-económica que clasifica las viviendas en 6 según sus características físicas. Así, las viviendas de más bajas especificaciones conforman el estrato 1 o bajo y las de más altas el estrato 6 o alto. Se asume que las familias de menores ingresos habitan las viviendas de estratos bajos y las de mayores ingresos las de estratos altos.
[12] Recientemente se eliminó la contribución cobrada a la industria, razón por la cual la dependencia de los subsidios del presupuesto nacional se verá incrementada.

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