informe economia de sistemas de potencia

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INFORME 2- ECONOMÍA DE SISTEMAS DE POTENCIA IELE - 3110

REMUNERACION DE ACTIVIDADES COMPETITIVAS

POR:

ÁNGELA MARÍA ALARCÓN NICOLÁS MORA RESTREPO

JUAN PABLO GÓMEZ ARGUELLO YESSICA AFRICANO RODRÍGUEZ

PRESENTADO A:

ANGELA CADENA MONROY PhD UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

MARZO 2015

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Tabla de Contenido

1. Introducción ......................................................................................................................... 3

2. Inversión en Activos ........................................................................................................... 4

3. Gastos AOM ........................................................................................................................ 5

4. Calidad del Servicio ........................................................................................................... 7

5. Caso de Estudio Aplicado ................................................................................................. 7

6. Conclusiones: .................................................................................................................... 24

7. Bibiografia .......................................................................................................................... 25

Lista de Tablas

Tabla 1 Equipos Subestación Chinú 500 kV (UPME, 2013) ............................................... 9

Tabla 2 Equipos Subestación Chinú 230 kV (UPME, 2013) ............................................... 9

Tabla 3 Equipos Subestación Montería 230 kV (UPME, 2013) ........................................ 10

Tabla 4 Equipos Subestación de Urabá 230 kV (UPME, 2013) ....................................... 10

Tabla 5 Línea Montería Urabá................................................................................................ 11

Tabla 6 Línea Chinú Montería ................................................................................................ 11

Tabla 7 Cálculo del CAEA Anual ........................................................................................... 12

Tabla 8 Valor metro cuadrado por municipio ....................................................................... 14

Tabla 9 Áreas típicas de UC Chinu 500 kV .......................................................................... 14

Tabla 10 Áreas típicas de UC Chinú 230 kV ...................................................................... 14

Tabla 11 Áreas típicas de UC Montería 230 kV .................................................................. 14

Tabla 12 Áreas típicas de UC Urabá 230 kV ...................................................................... 15

Tabla 13. Cálculo del CRE anual. .......................................................................................... 16

Tabla 14. Cuentas a considerar para el cálculo del AOM gastado. ................................. 17

Tabla 15. Comparación de Parámetros utilizados en la remuneración de TN para la

Resolución 011 de 2009 (actual) y la Resolución178 de 2014 (propuesta).................... 25

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1. Introducción

Dentro del marco de trabajo de análisis de los mercados energéticos y la

remuneración de las actividades que se realizan dentro de estos; se dio

especial consideración a la compresión de la estructura bajo la cual opera la

actividad de transmisión eléctrica en Colombia y por ende la remuneración

económica que se entrega a las compañías responsables de esta actividad y

conformantes de este mercado. En este ámbito se analizaran los conceptos y

procedimientos involucrados en la definición de las legislaciones que definirán

el monto a pagar por el uso del STN y las consideraciones que este debe

asumir por el préstamo del servicio.

Con el desarrollo de este análisis se tiene como objetivo principal y directo la

comparación de las dos regulaciones actualmente en Colombia vigentes para

la remuneración de esta actividad vital para el mercado, contrastar sus

procedimientos de definición de tarifa, las restricciones y condiciones que

aplican para las empresas involucradas en la actividad de transmisión y por

último el impacto que estas decisiones tendrían directamente en los

consumidores, como usuarios finales del STN. De igual forma, hace parte de

los objetivos principales del análisis, lograr la estimación económica que se

realizaría para un proyecto puntual de transmisión de energía en el país y

contrastar los valores que arrojaría cada una de las regulaciones que se

contrastan, la propuesta y la vigente y de esta forma observar el impacto

económico que la realización de este proyecto conllevaría para los usuarios del

STN.

Los elementos bajo los cuales se fundamentaran las comparaciones a realizar

estarán enfocados en el análisis hacia los principales elementos que tienen

incidencia en la determinación económica de la remuneración, tales como

gastos de operación (AOM), los ingresos mensuales directos, los planes de

inversión en el sistema y el efecto de la calidad del servicio en la estimación

económica a entregar.

La resolución 178 de 2014 nace a partir de la ley 142 de 1994 la cual establece

que las formulas tarifarias deben revisarse y ajustarse si es necesario cada

cinco años. Los objetivos de la nueva regulación se basan en la mejora del

servicio de transmisión, lo cual conlleva a lograr gastos de AOM eficientes y

acordes a la remuneración de inversiones, a facilitar la incorporación de

inversiones en nuevas tecnologías, a obtener tarifas competitivas y por

supuesto a conservar empresas sostenibles.

Dentro de los hallazgos se puede resaltar que la nueva regulación busca

encontrar un precio de remuneración tal que beneficie al transmisor como al

usuario, que disfruta del servicio y paga por él. En este trabajo se quiere

mostrar las mejoras que se encontraron a partir del cambio de resolución y

cómo este cambio afecta al transmisor nacional. Se encontraron tres pilares

para el cálculo de la remuneración del transmisor, inversión, gastos AOM y

calidad de servicio, con base a estos pilares se quiere implementar un precio

justo y equitativo para todas las partes.

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2. Inversión en Activos

La selección de este ítem como componente fundamental en la comparación

directa de la regulación actual de remuneración y la propuesta de regulación,

atiende a la importancia directa de las actividades comprendidas en esta

vertebra fundamental de la actividad de transmisión; como lo son la

modernización, inversión y reposición de equipos conformantes del sistema.

Contrastando las regulaciones mencionadas como base del documento, es

posible encontrar de entrada una diferencia de la regulación propuesta contra

la actual vigente; en donde en la primera se posee una estimación

independiente de los valores a remunerar en estos conceptos. Dentro de los

ítems contenidos para la remuneración de activos presente en la propuesta de

remuneración, se tiene en cuenta activos eléctricos del TN (en operación, en

inversión y fuera de operación), los terrenos que se encuentren formando parte

del plan de operación y/o expansión del TN y el retorno de capital

correspondiente a las inversiones realizadas. Analizando la forma en la que se

consideran estos elementos, se encuentra la existencia de un control por

decirlo así sobre estos, la aplicabilidad de una tasa de retorno en función de

ciertos conceptos como vida útil y aprobación previa del elemento considerado.

Para la regulación propuesta, las remuneraciones por inversión en activos y

tecnología, bien sea para reposición o expansión del TN, deben contar con

previa aprobación por parte del ente regulador, la imposición de factor de ajuste

de acuerdo a la vida útil del elemento en servicio; garantizándose de esta forma

el poseer dentro de los planes de operación del TN una constante necesidad

de actualización del STN, al igual que se ejerce control directo y una acción de

veeduría frente a los planes reportados, dado que se incluirán dentro del plan

de remuneraciones aquellos que hayan sido aprobados previamente por el

regulador. (CREG, 2009)

Al realizar la remuneración de equipos de reposición, se desarrolla sobre

aquellos que fueron registrados por parte del TN y presentados al regulador,

imponiendo descuentos correspondientes a la descontinuación de equipos al

igual que el pago “atrasado” de los mismos; los equipos salientes de operación

se dan de baja dentro de loa activos listados del TN los conceptos de

mantenimiento de estos se descuentan como mecanismo de retorno al tiempo

que se da una remuneración pertinente al equipo en base a la vida útil terminal

restante del mismo. Continuando, la remuneración correspondiente a la

inversión en terrenos, se realiza sobre proyectos pre aprobados y con la

aplicación de tasa de retorno en un porcentaje definido 6,9% no en su totalidad,

por último se realiza un descuento a la remuneración establecida

correspondiente a la inversión de capital que ha sido aprobada y que involucra

a los activos que se encuentran operando y aquellos que entraran en

operación, con el fin de que este dinero regrese al regulador como

“dividendos”.

Ahora, contrastando contra la regulación actual vigente que estipula las

remuneraciones económicas correspondientes a esta actividad, se encuentran

varias diferencias con respecto a la regulación propuesta. De entrada, es

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posible no observar una estimación individual directa sobre los elementos

comprendidos en los activos bajo los cuales opera el TN, estos se encuentran

considerados en los gatos AOM y conceptos de reposición, de donde se puede

observar tendrán un impacto distinto al que se esperaría. Continuando el

contraste, es posible observar el efecto que poseen estos activos dentro de las

remuneraciones económicas que se realiza, sin embargo con respecto a la

regulación propuesta, la vigente realiza el cálculo de la remuneración por

activos en base a lo reportado por el TN, no se evidencia una acción de

veeduría ni control sobre los activos que se incluyen dentro del plan de

operación ni tampoco sobre la “veracidad” de los mismos, que en los peores

casos podría incurrir en gatos innecesarios para el regulador, producto de una

mala práctica laboral, adicionalmente a esto no se evidencia una sujeción de

aprobación de proyectos ya sean de expansión o reposición al momento de

realizar el cálculo de las remuneraciones de los mismos. (CREG, 2014)

Por último, los activos no eléctricos que se permiten considerar dentro el plan

de remuneración por parte del regulador, poseen un porcentaje distinto y

superior al permitido en la propuesta al igual que la remuneración

correspondiente a los terrenos utilizados, que si bien presentan un tasa de

remuneración más baja, estos no se encuentran sujetos a verificación ni

aprobación por parte del regulador y se toman en consideración en base a lo

reportado por el TN al igual que se efectúa la remuneración en base al área

total reportada y no la utilizada. (CREG, 2009)

3. Gastos AOM

Son aquellos gastos de administración, operación y mantenimiento

correspondientes a la actividad de transmisión de energía eléctrica en el

Sistema de Transmisión Nacional. (CREG, 2009)

Los gastos AOM son indispensables para los costos de remuneración del

transmisor nacional ya que es la forma en la que el transmisor recupera la

inversión que se realiza al sistema de transmisión nacional, estos gastos son

indispensables para prestar un excelente servicio de transmisión. Los gastos

AOM comprenden el mantenimiento de las líneas de transmisión, en caso de

alguna irregularidad la implementación de una nueva línea o el cambio de flujo

eléctrico por otra línea.

El sistema de transmisión nacional debe estar renovándose cada cierto

periodo ya que las nuevas tecnologías pueden llegar a afectar o mejorar el

servicio prestado y por ello se deberían realizar cambios en el sistema. En

general los gastos AOM son muy importantes a la hora de realizar la

remuneración del transmisor dado que esto muestra los cambios en el sistema

y las mejoras que se han realizado y de la misma forma como se quiere

asegurar una excelente calidad de servicio los gastos AOM siempre están

presentes para ello.

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Los gastos AOM para un transmisor según la regulación 011 de 2009 están

asociados con los servicios prestados a otros agentes o terceros, a activos

de conexión al sistema de transmisión nacional, usuarios o activos ejecutados

mediante convocatorias públicas, con reposición de activos, al costo de la

prima por lucro cesante por efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza

mayor.

La metodología para definir los gastos de AOM a reconocer a cada transmisor

durante el periodo regulatorio, se basa en los gastos reportados por cada

transmisor que no debe salir de ciertos límites descritos en la resolución, se

aplicará a partir del mes de mayo. La información debe ser extraída del Plan

Único de Cuentas de ese año, agregando las inversiones realizadas en activos

y reposiciones sin tener en cuenta los proyectos desarrollados mediante

procesos de libre concurrencia. El transmisor debe mostrar las mejoras al

servicio, también cuando se adquieran activos de transmisión y estos no sean

de procesos de libre conveniencia. (CREG, 2009)

En el caso de la regulación 178 de 2014, los gastos AOM para un transmisor

están asociados con los servicios prestados a otros agentes o terceros, a

activos de conexión al sistema de transmisión nacional o activos ejecutados

mediante convocatorias públicas, al costo de la prima por lucro cesante por

efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza mayor, con otras actividades

de la cadena de prestación del servicio, con las inversiones requeridas para la

reposición de activos.

La metodología para calcular los gastos AOM, tiene como base los gastos

AOM obtenidos entre 2009 y 2013, a partir de esto se obtiene un promedio

aritmético, este es el AOM demostrado. Además se debe tener en cuenta el

valor de reposición de la inversión, aprobado para cada transmisor y

actualizarlo con el índice de precios al productor hasta el año que se calcule el

AOM demostrado. A esto se le debe agregar el valor de las nuevas inversiones

que es el 2.5% del valor acumulado hasta la fecha de corte en las nuevas

inversiones diferentes a las reposiciones para el transmisor.

En la resolución de 2014 es importante verificar el valor anual del AOM, por ello

el transmisor debe reportarlo cada año adjuntando un concepto por parte de

una firma auditora que confirme la validez de cada uno de los reportes que

entregue el transmisor, si este documento no se entrega de acuerdo a la

resolución se aplicará una disminución del 5% al ingreso anual del AOM

previsto para el año en el cual no se entregó la información.

Como se puede ver el valor de los gastos AOM en las dos resoluciones están

íntimamente relacionados, pues en la resolución 178 de 2014 se basan en los

cálculos de la resolución 011 de 2009, sin embargo se puede ver de forma

clara que el transmisor tiene mayor libertad en la resolución de 2009 dado que

él puede mostrar datos sin ser explícitamente revisados como en el caso de la

resolución de 2014, la cual debe ser auditado por un agente externo. Otra

diferencia remarcable es que para el cálculo de AOM es que para el caso de

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2014 se remunera el servicio prestado a otras partes del sistema de prestación

del servicio de energía eléctrica.

El transmisor nacional debe conocer de antemano la resolución de 2009 para

poder entender la remuneración comprendida en la resolución de 2014,

también debe entender que en la resolución de 2014 varios de los valores se

toman en porcentajes de lo que se tomaría en la resolución de 2009, dado a las

tasas como la IPP que se encuentran en 2014. La recomendación que se da

es conocer bien las dos resoluciones para comprender bien el valor estimado

de gastos AOM, pero como exige la resolución 178 de 2014 se debe auditar los

gastos de cada transmisor y a partir de ello será remunerado de forma justa,

dependiendo las inversiones y gastos que se hayan tenido en ese año.

4. Calidad del Servicio

La selección de este criterio como uno de los pilares de comparación entre las

regulaciones analizadas, atiende a la importancia desde el punto de vista del

consumidor el poder contar con un servicio ininterrumpido y con calidad óptima

para el desarrollo de las actividades económicas competentes.

Analizando la regulación propuesta para la remuneración, desde el punto de

vista de calidad del servicio, se encuentran varias diferencias con su homóloga

vigente. Si bien se mantienen las mismas definiciones algebraicas y

consideraciones elementales para el cálculo de las remuneraciones

correspondientes y las compensaciones por indisponibilidad, es posible

encontrar puntos de contraste entre ambas regulaciones. La primera de ellas

sale a la vista al existir un plazo límite estipulado para el estado de fuera de

operación de los activos reportados dentro del plan de operación del TN, so

pena de incurrir en penalidades producto del sobre paso de estos límites.

Continuando, es factible encontrar en la regulación propuesta una acción

mayor de supervisión y control frente a los procesos y activos que, en este

caso se reporten fuera de operación. Se observa una mayor interacción tanto

informativo como reguladora por parte del CND (Centro Nacional de

Despacho), al existir una política de sujeta a verificación de la información

presentada por el TN en lo referente a los eventos de interrupción del servicio

prestado.

5. Caso de Estudio Aplicado

Con base en la convocatoria para construir y operar la línea de transmisión Chinú – Monteria -

Urabá 220 kV, definida en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2010 –

2025, con ajuste de fecha de entrada en el Plan 2013 – 2027, determinar el ingreso regulado

con la metodología vigente de costo de reposición y unidades constructivas y compararla con

el ingreso aprobado en el proceso de convocatoria pública a la empresa adjudicataria

(Resoluciones CREG –137 de 2014). Presentar los cálculos y su conclusión sobre los resultados.

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De acuerdo a la metodología de remuneración de la transmisión de Energía en

el STN, se procede en primer lugar al cálculo de ingreso anual (CREG, Febrero

11 de 2009)

𝐼𝐴𝑇𝑗 = 𝐶𝐴𝐸𝐴𝑗 ∗ (1 + %𝐴𝑁𝐸) + 𝑉𝐴𝑂𝑀𝑗 + 𝐶𝐴𝐸𝑇𝑗 + 𝐶𝐴𝐸𝑆𝑗 − 𝑂𝐼𝑗

𝐶𝐴𝐸𝐴𝑗 = ∑ (𝑁𝑈𝐶𝑖 ∗ 𝐶𝑈𝑖 ∗ 𝑃𝑈𝑗,𝑖 ∗ (1 − 𝑅𝑃𝑃𝑗,𝑖) ∗𝑇𝑅

1 − (1 + 𝑇𝑅)−𝑉𝑈𝑖)

𝑈𝑅𝑗

𝑖=1

𝐶𝐴𝐸𝑇𝑗 = %𝑅 ∗ ∑(𝐴𝑇𝑈𝐶𝑖 ∗ 𝑉𝐶𝑇𝑠)

𝑎𝑗

𝑖=1

Donde

IATj: Ingreso Anual del TN j, expresado en pesos del 31 de diciembre de

2008. ($)

CAEAj: Costo Anual Equivalente del Activo Eléctrico valorado a Costo de

Reposición, aplicando los Costos Unitarios de las UC establecidos

en el Error! Reference source not found. de este Anexo. ($)

%ANE: 5,0%. Porcentaje reconocido por concepto de Activo No Eléctrico.

(Porcentaje)

VAOMj: Valor de los gastos de AOM, para el TN j, de acuerdo con lo

establecido en el numeral Error! Reference source not found. de

este Anexo. ($)

CAETj: Costo Anual Equivalente de Terrenos para el TN j. ($)

CAESj: Costo Anual Equivalente de Servidumbres para el TN j. Este valor

corresponde al entregado por el TN con el reporte del inventario. ($)

OIj: Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados

mediante cargos por uso en actividades distintas a la de transmisión

de energía eléctrica. Este valor corresponde al 33% del valor de los

ingresos por este concepto durante el año que finaliza el 31 de

diciembre anterior a la fecha de reporte del inventario. En caso de

que el TN no reporte dicho valor, se tomará el 50% del valor más

alto reportado por los TN.

NUCi: Cantidad de cada UC i reportada por el TN. (Número real)

CUi: Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el

Error! Reference source not found. de este Anexo. ($)

PUj,i: Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso de la UC i.

(porcentaje)

RPPj,i: Esta fracción se calculará a partir de la parte del valor de la UC que

no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo

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dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, respecto del

valor total de dicha UC.

TR: Tasa de retorno definida para la actividad de Transmisión.

(Porcentaje)

VUi: Vida Útil de la UC i, de acuerdo con lo establecido en el Error!

Reference source not found. de este Anexo. (Años)

%R: 5,69%. Valor igual al costo real de deuda incluido en la Tasa de

Retorno. (Porcentaje)

ATUCi: Área Típica de la UC i, establecida en el numeral Error! Reference

source not found. de este Anexo. (m2)

VCTs: Valor Catastral del metro cuadrado de Terreno de la subestación s,

donde está ubicada la UC i. ($/m2)

URj: Número total de UC reportadas por el TN j.

Primero para calcular el CAEAj, se tomó la lista de los equipos en realizó una

lista de los equipos usados en la Línea de transmisión Chinú – Montería -

Urabá

Tabla 1 Equipos Subestación Chinú 500 kV (UPME, 2013)

Tabla 2 Equipos Subestación Chinú 230 kV (UPME, 2013)

EQUIPOS SUBESTACIÓN CHINÚ 500 kV

UC Descripción Configuración Valor(miles $) Cantidad Vida útil

SE504 Bahía de transformador IM

$

4.972.599,00 1 30

ATR01

Banco autotransformador 500/230 kV de 450

MVA - $ 18.003.884,00 1 30

CC101 Sistema de control SCADA Tipo 1

$

520.514,00 1 10

CC105 Sistema de comunicaciones Tipo 1

$

82.514,00 1 10

CC106 Edificio de Control Tipo 1

$

726.573,00 1 30

EQUIPOS SUBESTACIÓN CHINÚ 230 kV


SE211 Bahía de Línea IM

$

2.569.253,00 1 30


$

4.972.599,00 1 30

SE219 Cortes Centrales IM $ 2 30

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Tabla 3 Equipos Subestación Montería 230 kV (UPME, 2013)

Tabla 4 Equipos Subestación de Urabá 230 kV (UPME, 2013)

942.679,00

SE237 Módulo de Barraje - Tipo 2 IM

$

623.472,00 1 30

SE241

Diferencial de Barras - Tipo

2

Todas, excepto

BS,AN

$

1.069.618,00 1 10

SE243 Módulo Común - Tipo 2 Todas, excepto BS

$

5.388.038,00 1 30


$

943.050,00 1 10


$

318.107,00 1 10


$

855.810,00 1 30

EQUIPOS SUBESTACIÓN MONTERÍA 230 kV


SE211 Bahía de Línea IM

$

2.569.253,00 2 30


$

4.972.599,00 2 30

SE219 Cortes Centrales IM

$

942.679,00 2 30

SE237 Módulo de Barraje - Tipo 2 IM

$

623.472,00 1 30

SE241

Diferencial de Barras - Tipo

2

Todas, excepto

BS,AN

$

1.069.618,00 1 10

SE243 Módulo Común - Tipo 2 Todas, excepto BS

$

5.388.038,00 1 30


$

943.050,00 1 10


$

318.107,00 1 10


$

855.810,00 1 30

EQUIPOS SUBESTACIÓN DE URABÁ 230 Kv


SE203 Bahía de línea BPT $ 1 30

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Tabla 5 Línea Montería Urabá

LÍNEA MONTERIA - URABA 230 Kv

UC Descripción Nivel

Valor /km Valor(miles

$) Km Vida útil

LI212 km Línea, 2

Circuitos 1 $ 421.565,00 124 40

Tabla 6 Línea Chinú Montería

LINEA CHINÚ - MONTERÍA 230 Kv

UC Descripción Nivel Valor /km Valor(miles

$) Km Vida útil

LI211 km línea , 1

Circuito 1 $ 285.994,00 71 40

Dado que el ingreso anual es el resultado de aplicar la formula anterior se va a

comenzar calculando el Costo anual equivalente del activo bruto eléctrico 𝐶𝐴𝐸𝐴

el cual está valorado a costo de reposición y tomando un numero de periodos

igual a 25 años

𝐶𝐴𝐸𝐴𝑗 = ∑ (𝑁𝑈𝐶𝑖 ∗ 𝐶𝑈𝑖 ∗ 𝑃𝑈𝑗,𝑖 ∗ (1 − 𝑅𝑃𝑃𝑗,𝑖) ∗𝑇𝑅

1 − (1 + 𝑇𝑅)−𝑉𝑈𝑖)

𝑈𝑅𝑗

𝑖=1

Los valores para cada UC, su cantidad, vida útil y valor se encuentran

detallados en las tablas 1 a la 4, el porcentaje remunerado al TN se asumirá

como 1, el RPP , según la ley 142 de 1994 también se asumirá como 1 pues

como dice el artículo 87.9 de la anterior ley si las entidades públicas aportan

bienes o derechos a las empresas de servicios públicos podrán hacerlo con la

condición de que su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que se cobra

a los usuarios (Ley 142 de 1994)

La resolución No.083 (25 de julio de 2008) define una metodología para

determinar las tasas de retorno, en su artículo 3 define que el valor de la tasa

2.435.395,00

CC201

Sistema de control

SCADA Tipo 2

$

943.050,00 1 10

CC205

Sistema de

comunicaciones Tipo 2

$

318.107,00 1 10


$

855.810,00 1 30

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de retorno es de 11,5%, en constantes y antes de impuestos. (CREG,

Resolución No. 083, 25 Julio de 2008)

Tomando todo lo anterior se elaboró la siguiente tabla con el cálculo anual del

CAEA.

La longitud aproximada de las líneas está dada en la descripción total del

proyecto con lo cual se tiene que para Chinú – Montería la longitud

aproximada es de 71 km y Montería – Urabá 124 km, para un total de 195 km

Tabla 7 Cálculo del CAEA Anual

UC

Vida

útil Cantidad Costo

CAEA(miles

$)

SE504 30 1

$

4.972.599,00

$

594.544,30

ATR01 30 1 $ 18.003.884,00

$

2.152.618,11

CC101 10 1

$

520.514,00

$

90.245,27

CC105 10 1

$

82.514,00

$

14.306,05

CC106 30 1

$

726.573,00

$

86.872,04

SE211 30 1

$

2.569.253,00

$

307.190,41

SE504 30 1

$

4.972.599,00

$

594.544,30

SE219 30 2

$

942.679,00

$

225.421,12

SE237 30 1

$

623.472,00

$

74.544,87

SE241 10 1

$

1.069.618,00

$

185.447,38

SE243 30 1

$

5.388.038,00

$

644.215,89

CC201 10 1

$

943.050,00

$

163.503,38

CC205 10 1

$

318.107,00

$

55.152,50

CC206 30 1

$

855.810,00

$

102.324,15

SE211 30 2

$

2.569.253,00

$

614.380,82

SE504 30 2 $ $

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UC

Vida

útil Cantidad Costo

CAEA(miles

$)

4.972.599,00 1.189.088,61

SE219 30 2

$

942.679,00

$

225.421,12

SE237 30 1

$

623.472,00

$

74.544,87

SE241 10 1

$

1.069.618,00

$

185.447,38

SE243 30 1

$

5.388.038,00

$

644.215,89

CC201 10 1

$

943.050,00

$

163.503,38

CC205 10 1

$

318.107,00

$

55.152,50

CC206 30 1

$

855.810,00

$

102.324,15

SE203 30 1

$

2.435.395,00

$

291.185,80

CC201 10 1

$

943.050,00

$

163.503,38

CC205 10 1

$

318.107,00

$

55.152,50

CC206 30 1

$

855.810,00

$

102.324,15

LI212 40 1

$

52.274.060,00

$

6.089.789,10

LI211 40 1

$

20.305.574,00

$

2.365.545,42

SE504 CHINÚ 500 kV TOTAL

$

17.612.508,88

SE211 CHINÚ 230 kV

SE211

MONTERÍA 230

kV

SE203 URABÁ 230 kV

El Resultado del CAEA está incrementado en un porcentaje % ANE el cual

corresponde a los activos no eléctricos y dicho valor corresponde al 5%, como

se dijo anteriormente el ingreso anual esperado se estima para un total de 25

periodos

El valor del CAET aplica únicamente a las unidades constructivas de

subestaciones, %R es el valor anual reconocido por terrenos y es 8.5%, el valor

P á g i n a | 14

catastral del terreno 𝑉𝐶𝑇𝑖 está dado en la tabla 7, dichos valores se asumieron

según varias fuentes de venta de inmuebles (olx y trovit), mientras que el área

típica de la unidad constructiva está dado según las tablas

Tabla 8 Valor metro cuadrado por municipio

Municipio Valor 𝒎𝟐

Monteria

$

500.000,00

Chinú

$

200.000,00

Urabá

$

500.000,00

Tabla 9 Áreas típicas de UC Chinu 500 kV

AREAS TIPICAS DE LAS UC- SUBESTACION CHINU 500

kV

UC Área (m^2) Costo Total

SE504 1800

$

200.000,00 $ 360.000.000,00

ATR01 225

$

200.000,00 $ 45.000.000,00

Tabla 10 Áreas típicas de UC Chinú 230 kV

AREAS TIPICAS DE LAS UC- SUBESTACION CHINU 230 kV


SE211 600

$

200.000,00 $ 120.000.000,00

SE504 600

$

200.000,00 $ 120.000.000,00

SE219 450

$

200.000,00 $ 90.000.000,00

SE237 3600

$

200.000,00 $ 720.000.000,00

SE243 4000

$

200.000,00 $ 800.000.000,00

Tabla 11 Áreas típicas de UC Montería 230 kV

AREAS TIPICAS DE LAS UC- SUBESTACION MONTERIA 230 kV


P á g i n a | 15

AREAS TIPICAS DE LAS UC- SUBESTACION MONTERIA 230 kV


SE211 600

$

500.000,00 $ 300.000.000,00

SE504 600

$

500.000,00 $ 300.000.000,00

SE219 450

$

500.000,00 $ 225.000.000,00

SE237 3600

$

500.000,00 $ 1.800.000.000,00

SE243 4000

$

500.000,00 $ 2.000.000.000,00

Tabla 12 Áreas típicas de UC Urabá 230 kV

AREAS TIPICAS DE LAS UC- SUBESTACION URABÁ 230

kV


SE203 1050

$

500.000,00 $ 525.000.000,00

Con los datos anteriores se obtuvo un total de

Total $ 7.405.000.000,00

Por lo tanto el 𝐶𝐴𝐸𝑇

𝐶𝐴𝐸𝑇 = %𝑅 ∗ ∑(𝐴𝑇𝑈𝐶𝑖 ∗ 𝑉𝐶𝑇𝑠)

𝑎𝑗

𝑖=1

𝐶𝐴𝐸𝑇 = 8.5% ∗ 7.405.000.000,00 = 629.425.000

Donde R es el valor anual reconocido por el concepto de terrenos, donde se

incluye la modificación del terreno para su adaptación a las necesidades

CAESj: Corresponde al valor de la servidumbre dicho valor se asume ser muy

pequeño y por lo tanto despreciable para este caso de estudio

𝐼𝐴𝑇𝑗 = 𝐶𝐴𝐸𝐴𝑗 ∗ (1 + %𝐴𝑁𝐸) + 𝑉𝐴𝑂𝑀𝑗 + 𝐶𝐴𝐸𝑇𝑗 + 𝐶𝐴𝐸𝑆𝑗 − 𝑂𝐼𝑗

Con lo anterior se tiene lo siguiente

𝐼𝐴𝑇 = 𝟏𝟕. 𝟔𝟏𝟐. 𝟓𝟎𝟖. 𝟖𝟕𝟓, 𝟖𝟖 ∗ (𝟏 + 𝟓%) + 𝐕𝐀𝐎𝐌 + 629.425.000 − 𝑂𝐼

P á g i n a | 16

La metodología de remuneración establecida por la resolución 11 de 2009 en

general fija los ingresos de la empresa según los activos eléctricos según un

precio de mercado y gastos AOM definidos como un porcentaje sobre la

inversión reconocida en activos eléctricos. De forma específica también se

tiene en cuenta el costo de los activos no eléctricos, es decir los OI, dichos

valores no se asumen en este caso porque no se tiene detalle del inventario de

activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de

transmisión de energía eléctrica

Este tipo de metodología va a presentar diferencias anualmente en la vida útil

de los activos, pues el AOM implica un costo en la reposición de activos

eléctricos.

Ahora, para el cálculo del VAOM se usará la siguiente ecuación:

𝑉𝐴𝑂𝑀𝑗 = 𝐶𝑅𝐸𝑗 ∗ 𝑃𝐴𝑂𝑀𝑅𝑗,𝑎

Donde:

VAOMj: Valor de los gastos de AOM, para el TN j. ($)

CREj: Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en

pesos del 31 de diciembre de 2008. ($)

PAOMRj,a Porcentaje de AOM a reconocer.

Primero, el CREj se calcula con la siguiente ecuación:

𝐶𝑅𝐸𝑗 = ∑(𝑁𝑈𝐶𝑖 ∗ 𝐶𝑈𝑖 ∗ 𝑃𝑈𝑗,𝑖)

𝑈𝑅𝑗

𝑖=1

Los parámetros de la ecuación anterior ya han sido definidos en este

documento, así que a continuación se muestra una tabla en la que se calcula el

valor de CRE:

Tabla 13. Cálculo del CRE anual.

UC Cantidad Costo CRE ($ miles COP)

SE504 1 $ 4,972,599.00 $ 4,972,599.00

ATR01 1 $ 18,003,884.00 $ 18,003,884.00

CC101 1 $ 520,514.00 $ 520,514.00

CC105 1 $ 82,514.00 $ 82,514.00

CC106 1 $ 726,573.00 $ 726,573.00

SE211 1 $ 2,569,253.00 $ 2,569,253.00

SE504 1 $ 4,972,599.00 $ 4,972,599.00

SE219 2 $ 942,679.00 $ 1,885,358.00

P á g i n a | 17

UC Cantidad Costo CRE ($ miles COP)

SE237 1 $ 623,472.00 $ 623,472.00

SE241 1 $ 1,069,618.00 $ 1,069,618.00

SE243 1 $ 5,388,038.00 $ 5,388,038.00

CC201 1 $ 943,050.00 $ 943,050.00

CC205 1 $ 318,107.00 $ 318,107.00

CC206 1 $ 855,810.00 $ 855,810.00

SE211 2 $ 2,569,253.00 $ 5,138,506.00

SE504 2 $ 4,972,599.00 $ 9,945,198.00

SE219 2 $ 942,679.00 $ 1,885,358.00

SE237 1 $ 623,472.00 $ 623,472.00

SE241 1 $ 1,069,618.00 $ 1,069,618.00

SE243 1 $ 5,388,038.00 $ 5,388,038.00

CC201 1 $ 943,050.00 $ 943,050.00

CC205 1 $ 318,107.00 $ 318,107.00

CC206 1 $ 855,810.00 $ 855,810.00

SE203 1 $ 2,435,395.00 $ 2,435,395.00

CC201 1 $ 943,050.00 $ 943,050.00

CC205 1 $ 318,107.00 $ 318,107.00

CC206 1 $ 855,810.00 $ 855,810.00

LI212 1 $ 52,274,060.00 $ 52,274,060.00

LI211 1 $ 20,305,574.00 $ 20,305,574.00

SE504 CHINÚ 500 kV TOTAL $ 146,230,542.00

SE211 CHINÚ 230 kV

SE211 MONTERÍA 230 kV

SE203 URABÁ 230 kV

Segundo, el PAOMj,a se fija como 1,2% ya que en el documento CREG 094 de

2007 (CREG, METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DE LA

ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 2007), el cual era

un primer borrador para el documento de 2009, en la gráfica 6 y en la

explicación inmediatamente anterior se muestra los valores en los que debería

oscilar este indicador de acuerdo a diferentes parámetros tenidos en cuenta y a

límites allí planteados. También, se decidió este valor porque realmente la firma

no proporciona al público información sobre el AOM de su empresa, y por

consiguiente del proyecto, sin embargo se encontró que para cálculos de AOM

hay que tener en la contabilidad para AOM gastado las siguientes cuentas del

PUC (Plan Único de Cuentas) (CREG, ANEXO 1: GASTOS DE

ADMINISTRACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, 2008), en la Tabla 14

se pueden ver todas las cuentas.

Tabla 14. Cuentas a considerar para el cálculo del AOM gastado.

P á g i n a | 18

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA

5 GASTOS

5101 SUELDOS Y SALARIOS

5102 CONTRIBUCIONES IMPUTADAS: 510201, 510202, 510203,

510204, 510205, 510215, 510290.

5103 CONTRIBUCIONES EFECTIVAS: 510301, 510302, 510303,

510304, 510305, 510306, 510307, 510390.

5104 APORTES SOBRE LA NÓMINA

5111

GENERALES: 511104, 511105, 511106, 511109, 511110, 511111,

511113, 511114, 511115, 511116, 511117, 511119, 511120,

511121, 511122, 511123, 511125, 511127, 511133, 511136,

511137, 511139, 511140, 511146, 511149, 511150, 511151,

511155, 511156, 511157, 511159, 511163, 511190.

5120

IMPUESTOS, CONTRIBUCIONES Y TASAS: 512001, 512002,

512003, 512004, 512005, 512006, 512009, 512010, 512011,

512012, 512014, 512015, 512021, 512023, 512024, 512025,

512090.

53 AMORTIZACIONES: 534507, 534508.

7 COSTOS DE PRODUCCIÓN

7505

SERVICIOS PERSONALES: 750501, 750502, 750503, 750504,

750505, 750506, 750507, 750508, 750510, 750511, 750512,

750513, 750514, 750515, 750516, 750517, 750518, 750519,

750520, 750521, 750522, 750523, 750524, 750525, 750529,

750530, 750531, 750533, 750535, 750536, 750537, 750538,

750539, 750540, 750541, 750543, 750544, 750545, 750546,

750547, 750548, 750549, 750552, 750567, 750568, 750568,

750570, 750590.

7510 GENERALES: 751006, 751013, 751023, 751024, 751025, 751026,

751028, 751036, 751037, 751090,

7520 AMORTIZACIONES: 752006

7535 CONTRIBUCIONES Y REGALÍAS: 753504, 753507, 753590.

7537 CONSUMO DE INSUMOS DIRECTOS: 753701, 753704, 753790.

7540

ÓRDENES Y CONTRATOS DE MANTENIMIENTO Y

REPARACIONES: 754001, 754002, 754003, 754004, 754005,

754006, 754007, 754008, 754090.

7542 HONORARIOS: 754204, 754207, 754290.

7545 SERVICIOS PÚBLICOS

7550 OTROS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO: 755001,

755002, 755003, 755004, 755005, 755006, 755007, 755090.

7560 SEGUROS: 756001, 756002, 756003, 756004, 756005, 756006,

756007, 756008, 756009, 756010, 756011, 756090.

7565 IMPUESTOS: 756502, 756503, 756504, 756505, 756590.

P á g i n a | 19

CUENTA NOMBRE DE LA CUENTA

7570 ÓRDENES Y CONTRATOS POR OTROS SERVICIOS: 757001,

757002, 757090.

Según los distintos mecanismos de regulación se sabe que una regulación pura

de tasa de retorno el riesgo recae en el consumidor, mientras que en una

regulación pura de precio techo el riesgo es para la empresa.

Finalmente, se hace el cálculo del ingreso anual así:

𝐼𝐴𝑇 = $𝟏𝟕. 𝟔𝟏𝟐. 𝟓𝟎𝟖. 𝟖𝟕𝟓, 𝟖𝟖 ∗ (𝟏 + 𝟓%) + $𝟐. 𝟏𝟗𝟑. 𝟒𝟓𝟖. 𝟏𝟑𝟎, 𝟎𝟎

+ $𝟔𝟐𝟗, 𝟒𝟐𝟓, 𝟎𝟎𝟎. 𝟎𝟎 = $20.435.392.005,99 𝐶𝑂𝑃

En dólares:

𝐼𝐴𝑇 = $8.659.064,41 𝑈𝑆𝐷

Al comparar este valor con el esperado en la resolución 137 del 2014 (CREG,

Resolución No. 137, 2014) anualmente el ingreso debería ser de $8.725.957

USD, el cual es un valor muy aproximado al calculado en este documento.

2.2 ¿Cómo considera que se modificaría la remuneración con la nueva

metodología? ¿La nueva metodología tendrá un impacto en las ofertas de

las próximas convocatorias?

Los ingresos anuales de los TN de la nueva metodología se calculan con

𝐼𝐴𝑇𝑗,𝑡 = 𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 + 𝐼𝐴𝐴𝑂𝑀𝑗,𝑡 + 𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶𝑗,𝑡 − 𝑂𝐼𝑗

Donde IAA corresponde al mismo valor 𝐶𝐴𝐸𝐴 en la 2009, pero su mayor

diferencia está en que la tasa de retorno se fija para un esquema de ingreso

máximo, o regulación por precio (revenue cap), lo que va a pasar es que van a

haber costos menores a los reconocidos en el año base, este modelo base va a

implicar un cambio constante del costo base por un factor de eficiencia, tal como

se ve en la fórmula de base regulatoria de activos

𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 = 𝐵𝑅𝐴𝑗,𝑡 ∗ 𝑟 + 𝑅𝐶𝑗,𝑡 + 𝐵𝑅𝑇𝑗,𝑡

𝐵𝑅𝐴𝑗,𝑡 = 𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑡 + 𝐵𝑅𝐴𝑁𝐸𝑗,𝑡

𝑅𝐶𝑗,𝑡 = 𝑅𝐶𝐵𝐼𝐴𝑗,𝑡 + 𝑅𝐶𝑁𝐴𝑗,𝑡

El 𝐵𝑅𝐴𝐸 que es la base regulatoria de activos eléctricos se ajusta según el FA

que es factor de ajuste que considera la antigüedad , y tal como implica la

regulación por precio máximo , esta base se actualiza con el llamado factor X,

así el mecanismo más usado ajusta el precio base por inflación y se deduce el

factor X. Entonces como el nivel tarifario de alguno de los periodos depende de

P á g i n a | 20

la evolución de los ingresos que es independiente de los costos, entonces si la

empresa tiene una eficiencia por encima de ese factor FA , tendrá beneficios.

Con lo anterior se tiene una equivalencia para el RCBIA y el RCNA del 2014

con el CRE del 2009

𝑅𝐶 = 10.561.094.700

En general revisando la fórmula en la base regulatoria de activos BRA, que se

calcula según la antigüedad y la reducción del valor de ellos por su

depreciación en el tiempo, así como las nuevas inversiones debido al

cumplimento de la vida útil de algunos activos, se espera que los ingresos de

las empresas sean según las inversiones en reposición de esos activos

depreciados. Esas inversiones tiene el valor de RC, que es la recuperación del

capital invertido y el BRA*r donde se incluye la renta anual por las UC usados.

Con esto el 𝐵𝑅𝐴 𝑗, 𝑡, primero obtenemos el 𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑡 , el cual corresponde a:

𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,0 = 𝐶𝑅𝐸𝑗 ∗ 𝐹𝐴𝑗 ∗ 𝐹𝐼 Donde FA para el año 0 corresponde a 1 al .El factor

de indexación FI que es para ajustar los valores a futuro para el año cero

también se deja en valor 1

𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,0 = 146.230.542 ∗ 1 ∗ 1

𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑡 = 𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑡−1 − 𝑅𝐶𝑗,𝑡 + 𝐵𝑅𝐴𝐸𝑁𝑗,𝑡 − 𝐵𝑅𝐴𝐹𝑂𝑗,𝑡

𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑡 = 146.230.542.000

Por lo tanto lo que se quiere es que las empresas hagan inversiones a lo largo

de su operación para que el servicio sea competitivo y exista una mayor

recuperación de capital a largo plazo

En cuanto a la bases regulatoria de los terrenos para la metodología del 2014

𝐵𝑅𝑇𝑗,𝑡 = 𝑅 ∗ ∑ (𝐴𝑇𝑖 ∗ 𝑃𝑈𝑗,𝑖 ∗ (1 − 𝑅𝑃𝑃𝑗,𝑖) ∗ 𝑉𝐶𝑇𝑖)

𝑁𝑆𝑗,𝑡

𝑖=1

Y la metodología del 2009, el costo anual equivalente del terreno difiere en que

para el 2014 se

𝐶𝐴𝐸𝑇 = %𝑅 ∗ ∑(𝐴𝑇𝑈𝐶𝑖 ∗ 𝑉𝐶𝑇𝑠)

𝑎𝑗

𝑖=1

Disminuye para el terreno ya que si las entidades públicas aporten bienes o

derechos a las empresas de servicios públicos este valor no se incluye en

cálculo de la tarifa.

Para este caso de estudios el valor de BRT es igual solo porque se está

tomando el RPP como cero%

P á g i n a | 21

𝐵𝑅𝑇 = 629.425.000

Con esto el 𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 = 146.230.542.000 ∗ 11.5% + 10.561.094.700 + 629.425.000

𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 = $28.007.032.030 𝐶𝑂𝑃

𝐼𝐴𝐴𝑗,𝑡 = $ 11.867.386,45 𝑈𝑆𝐷

El valor del 𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶 se toma en el año cero como 0 pues el esquema de

incentivos se ofrece según la calidad del servicio y puede ser positivo o

negativo para cada año según el cumplimiento de metas alcanzado

Por otro lado el valor de los AOM difiere en la metodología del 2014 en que se

busca que las empresas reduzcan estos gastos pues se ajustan anualmente

según los gastos que realicen las empresas. El valor del ingreso anual de

referencia por gastos AOM para cada TN será:

𝐼𝐴𝐴𝑂𝑀𝑗,𝑡 = 𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑗,𝑡 + 𝐴𝑂𝑀𝑁𝐼𝑗,𝑡

IAAOMj,t: Ingreso anual por concepto de AOM del TN j, para el año t,

expresado en pesos de la fecha de corte.

AOMbasej,t: Valor del AOM base del TN j, para el año t, calculado de acuerdo

con lo previsto en el numeral Error! Reference source not

found., expresado en pesos de la fecha de corte.

AOMNIj,t: Valor del AOM para nuevas inversiones, diferentes a reposición,

del TN j, para el año t, calculado de acuerdo con lo previsto en el

numeral Error! Reference source not found., expresado en

pesos de la fecha de corte.

Para este caso de estudio ya que solo se mirará el año cero el valor de

AOMNIj,t va a ser despreciable. Ahora, para el AOMbasej,t se tienen dos

posibilidades de cálculo así:

Si AOMOBj ≥ AOMINIj:

𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑗,𝑡 = 𝐴𝑂𝑀𝑂𝐵𝑗

En caso contrario, es decir si AOMOBj ≤ AOMINIj:

𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑗,𝑡 = 𝐴𝑂𝑀𝐼𝑁𝐼𝑗 −1

5∗ 𝑡 ∗ (𝐴𝑂𝑀𝐼𝑁𝐼𝑗 − 𝐴𝑂𝑀𝑂𝐵𝑗)

Donde:

P á g i n a | 22

AOMbasej,t: Valor del AOM base para el TN j, para el año i, expresado en

pesos de la fecha de corte.

AOMOBj: Valor del AOM objetivo para el TN j, expresado en pesos de la

fecha de corte.

AOMINIj: Valor del AOM inicial del TN j, expresado en pesos de la fecha de

corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral Error!

Reference source not found..

Siendo el AOM objetivo:

𝐴𝑂𝑀𝑂𝐵𝑗 = 𝑓𝑒𝑗 ∗ 𝐴𝑂𝑀𝐷𝑗,09−13 ∗𝐼𝑃𝑃𝑓𝑐

𝐼𝑃𝑃2013

Donde:

AOMOBj: Valor del AOM objetivo para el TN j, expresado en pesos de la

fecha de corte.

fej: Factor de eficiencia del TN j obtenido de los modelos de eficiencia

que se establezcan para los gastos de AOM en la actividad de

transmisión.

AOMDj,09-13: Valor del AOM demostrado por el TN j.

IPPfc: Índice de precios al productor en la fecha de corte.

IPP2013: Índice de precios al productor de diciembre de 2013.

t: Variable que cuenta el número de años de aplicación de esta

metodología. Es igual a 1 para el año en el que se inicia la

aplicación de la metodología aprobada en esta resolución.

Y, el AOM inicial:

𝐴𝑂𝑀𝐼𝑁𝐼𝑗 = 𝑚í𝑛 (4,6% ∗ 𝐶𝑅𝐸𝑗,2013,𝐴𝑂𝑀𝐷𝑗,09−13 + 𝐴𝑂𝑀𝑅𝑗,09−13

2) ∗

𝐼𝑃𝑃𝑓𝑐

𝐼𝑃𝑃2013

Donde:

AOMINIj: Valor del AOM inicial del TN j, expresado en pesos de la fecha de

corte.

AOMDj,09-13: Valor del AOM demostrado por el TN j, calculado de acuerdo con

lo previsto en el numeral Error! Reference source not found..

AOMRj,09-13: Valor del AOM remunerado al TN j, calculado de acuerdo con lo

previsto en el numeral Error! Reference source not found..

CREj,2013: Valor de reposición de la inversión del TN j utilizada para calcular

el PAOMDj,2013, de acuerdo con lo señalado en el numeral 10.3 del

anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009.

P á g i n a | 23

IPPfc: Índice de precios al productor en la fecha de corte.

IPP2013: Índice de precios al productor de diciembre de 2013.

Así que se procede a calcular el AOM objetivo y el inicial:

AOMOBj: Inicialmente se debe encontrar fe el cual se establece en

resolución No. 188 de 2011 (CREG, Resolución No. 188, 2011) en el

artículo 4 como 60,69%. Luego, para el AOMDj,09-13 se va a tomar como

valor el calculado en el presente documento para el año 2009

$929.431,41 USD. Ahora, el IPP del año de corte se tomará del año

2014 en junio, con un valor de 118,97 (Banco de la Republica) y el IPP

de diciembre de 2013 114,82. Entonces, se tienen los siguientes

cálculos:

𝐴𝑂𝑀𝑂𝐵𝑗 = 60.69% ∗ $ 929.431,41 ∗118,97

114,82= $ 1.168.918,95 𝑈𝑆𝐷

AOMINIj: Primero, para el CRE del 2013 se tiene el mismo valor

obtenido para el punto 2.1. Luego, AOMDj,09-13 se va a tomar como valor

el calculado en el presente documento para el año 2009 $ 929.431,41

USD y AOMRj,09-13 como el valor permitido en, el cual para efectos

prácticos se definirá como la diferencia entre IAT del 2009 reportado y

IAT mostrado en la resolución 137 de 2014 (CREG, Resolución No. 137,

2014) ($8.725.957 USD) adicionándole el AOMD del 2009. Esto implica

que se le asoció a la diferencia entre IAT calculado y esperado al AOMR

del 2009 Para los IPP se toman los valores descritos en la anterior

viñeta:

𝐴𝑂𝑀𝐼𝑁𝐼𝑗 = 𝑚í𝑛 (4,6% ∗ $61.962.094,07,$ 929.431,41 + $ 996.324,00

2)

∗118.97

114,82= $ 997.679,50 USD

Entonces, al hacer la comparación de estos dos valores se encuentra que:

𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑗,𝑡 = 𝐴𝑂𝑀𝐼𝑁𝐼𝑗 −1

5∗ 𝑡 ∗ (𝐴𝑂𝑀𝐼𝑁𝐼𝑗 − 𝐴𝑂𝑀𝑂𝐵𝑗)

= $ 997.679,50 USD −1

5∗ ($ 997.679,50 − $ 584.459,47 𝑈𝑆𝐷)

= $ 915.035,50 𝑈𝑆𝐷

La principal diferencia es que para el cálculo del AOM del 2014 se debía tener

en cuenta el valor del IPP (índice de precios del productor) para el periodo de

referencia y el 2013. Los valores son muy cercanos, realmente sus cambios

son más para incentivar a bajar los costos lo más que se pueda para que cada

empresa trate de llegar con más precisión al costo marginal.

P á g i n a | 24

Finalmente, para el cálculo del ingreso anual se tiene lo siguiente:

𝐼𝐴𝑇𝑗,𝑡 = $ 11.867.386,45 𝑈𝑆𝐷 + $ 915.035,50 USD = $ 12.782.421,95 USD

6. Conclusiones:

Gracias a la revisión exhaustiva de las regulaciones 011 de 2009 y 178 de

2014 se puede concluir que la remuneración al transmisor nacional debe ser

justo, es decir que debe depender de los servicios que preste y de las mejoras

que realice. En cada una de las regulaciones se tienen diferentes parámetros a

partir de los cuales se realiza la remuneración como tal. Dentro los parámetros

más importantes estudiados para realizar la remuneración se encontraron la

calidad del servicio, los gastos AOM y la inversión en activos, por lo cual se

puede ver que la remuneración del transmisor nacional está fundamentada en

el buen servicio que brinde.

La revisión de los documentos demostró que en la resolución 011 de 2009 el

transmisor nacional tiene más libertad e independencia, de este modo entrega

datos basados en su propios criterio, sin mucha regulación y control. A pesar

de que la regulación invita a realizar la entrega de los datos con la mayor

transparencia posible, se puede encontrar puntos frágiles por los cuales el

transmisor puede ser mejor remunerado. Entre los puntos frágiles se pueden

encontrar que el transmisor puede realizar obras sin control o aprobación de un

agente externo, también se podría realizar un cambio debido a una mala

práctica laboral y aun así iba a ser remunerada.

La resolución 178 de 2014 busca mejorar la remuneración del transmisor

nacional dictaminada por su antecesora, de esta forma busca un precio más

equilibrado y justo tan para el transmisor como para el usuario. Para conseguir

ese equilibrio se modificó principalmente el cálculo de los ingresos del

transmisor nacional, basándolo en la rentabilidad de la inversión, en los

recursos utilizados y en la recuperación del capital invertido. De esta forma los

ingresos anuales de las empresas dependen directamente de las inversiones

en reposición que hayan realizado.

La nueva resolución busca que las empresas de transmisión realicen

inversiones para continuar prestando un servicio de excelente calidad, moderno

y que facilite la incorporación de nuevas tecnologías, así mismo que mejoren la

eficiencia en los procesos, reduzcan gastos de AOM mejorando sus prácticas

laborales y de esta forma afectar positivamente al usuario. También se tiene

incentivos para cada empresa, las cuales tienen como objetivo que cada

empresa dé lo mejor de sí, para ello se tienen diferentes premios o multas

dependiendo del servicio prestado.

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Tabla 15. Comparación de Parámetros utilizados en la remuneración de TN para la Resolución 011 de 2009 (actual) y la Resolución178 de 2014 (propuesta)

En la tabla 15 se demuestra las diferencias principales entre las dos

resoluciones, como se puede ver en la nueva resolución se tiene en cuenta el

trabajo que realiza la empresa y por lo tanto la calidad de servicio que presta.

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