Estructura tarifaria para el mercado regulado de electricidad en Columbia (1).

• Author: Garc
• Position: ECONOM

Las tarifas y la estructura para la prestación del servicio de energía eléctrica en el caso colombiano, están definidas por la Constitución Política y por las Leyes 142 -Ley de Servicios Públicos Domiciliarios-, y 143 de 1994 -Ley Eléctrica- que definen el marco general y por las resoluciones que ha expedido la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- (6) en la última década. En principio, los precios deben reflejar los costos económicos de la prestación del servicio, teniendo en cuenta la remuneración "justa" a las empresas en cada uno de los eslabones de la cadena productiva: generación (G), transmisión (T), distribución (D) y comercialización (C); además las tarifas incluyen otros costos (O) debidos a la regulación, como son los pagos que deben realizar las empresas a la CREG, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD y al Centro Nacional de Despacho - CND, como también los costos de las restricciones y los ajustes por pérdidas. (7)

En cuanto a los criterios básicos (ver cuadro 1), la Constitución Política de 1991, estipula que el régimen tarifario tendrá en cuenta, además de los criterios de costos, los de "solidaridad y redistribución de ingresos". (8) Además, la Ley 142 de 1994 establece que el régimen tarifario debe estar orientado por los criterios de "eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia" (9) Por su parte, la Ley 143 del mismo año, (10) adiciona los de "calidad, continuidad, adaptabilidad y equidad". Es importante anotar que la Ley 142 da prioridad para la definición del régimen tarifario a los criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera sobre los demás y, en última instancia, al de suficiencia financiera.

La CREG es quien establece, mediante resolución, las fórmulas tarifarias que deben aplicar las empresas para determinar los precios que pueden cobrar a los usuarios del servicio. Dichos valores se aplican para un periodo tarifario de 5 años.

Para los estratos (11) 1, 2, y 3, la tarifa será igual al costo unitario más los subsidios, que según la normatividad vigente, serán hasta de 50%, 40% y 15%, respectivamente. En principio, estos subsídios deberán ser cubiertos con las contribuciones de 20% sobre el costo unitario que deben pagar los usuarios industriales y comerciales regulados y los residenciales de los estratos 5 y 6.

La fórmula para calcular el costo unitario para la prestación del servicio eléctrico a los usuarios regulados, definido según la Resolución CREG 031 de 1997, aún vigente, es:

CUn,m,t = [[Gm,t + Tm,t,z]/(1 u Prn,t)] Dn,m + Om,t + Cm,t (1 - PRn,t)

Donde:

CUn,m,t: Costo unitario de la prestación del servicio. Gm,t: Costo de compra de energía (generación). Tm,t,z: Costo de transmisión. PRn,t: Factor de ajuste por pérdidas de energía. Dn,m: Costo de distribución. Om,t: Otros costos (son costos adicionales del mercado mayorista). Cm,t: Costos de comercialización. n: Nivel de tensión. m: Mes para el cual se calcula el costo unitario del servicio. t: Años transcurridos del periodo tarifario (t= 0, 1, 2, 3, 4) z: Zona eléctrica a la cual pertenece el comercializador, de acuerdo con la metodología vigente para los cargos por uso del sistema de transmisión nacional.

Costo de compra de energía (Gm,t): refleja el costo de compra de energía en el mercado mayorista por parte del prestador del servicio. Éste se define como el cargo aprobado que puede el comercializador trasladarle al usuario en el mes m, del año t. En el mercado mayorista se realizan transacciones entre generadores y comercializadores. Estas transacciones se pueden realizar mediante contratos y en la Bolsa de Energía. En el primer caso se trata de negocios entre los agentes que no están sometidos a regulación, sino que definen el precio libremente por acuerdo. En el segundo caso, los generadores presentan al administrador del sistema propuestas sobre su disponibilidad de generación y el precio al que ofrecen para cada hora del día siguiente. El administrador recibe las propuestas y las ordena en forma ascendente con base en los precios hasta cubrir la demanda esperada para cada hora del día. El precio de bolsa será el de la última propuesta aceptada.

El comportamiento del costo de generación, además de las inversiones iniciales (costos hundidos y costos fijos), depende de las estrategias de compra de energía de la empresa que atiende al usuario, así como de factores tales como la hidrología y el costo de insumos como el gas natural y el carbón.

Para incentivar la eficiencia económica en la compra de energía por parte del comercializador, se introdujo un elemento que tiene en cuenta la ponderación entre el costo propio y el del mercado, de tal manera que si las compras propias son realizadas a muy alto precio, ese sobrecosto no se puede trasladar al usuario, y si ese costo es bajo, se convierte en utilidades para la empresa. También, estos costos de generación consideran un promedio móvil para disminuir la volatilidad en la señal de los precios.

El costo promedio de generación ha tenido una tendencia creciente en el último año (2003). De $68 kWh en agosto de 2002 pasó a $75 en diciembre de 2003, a precios constantes de abril de 2003.

Costo de transmisión (Tm, t,z): Es la remuneración al servicio de transporte por las líneas de tensión superior o igual a 220 kV (Sistema de Transmisión Nacional, STN) definida por la CREG. En la actualidad se calcula...