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. 8 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, 11 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: 13 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 15 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 E F P B A S U E L D U A T E S C E L E L T A S N S E E T E R D O E C Q O S I L A C C M E A E IB T C E L E E L E R E IC E AP R U C U T R 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: 94 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 96 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. 97