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INFORME RENDICIÓN DE CUENTAS
TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y
COMERCIALIZACIÓN
ENERGÍA ELÉCTRICA
ZNI
Bogotá, julio 31 de 2009
Regulación Energía Eléctrica
Regulación
Tarifas
Competencia
Conducta y responsabilidades
• Transmisión• Distribución• Comercialización • ZNI
•Comercialización•ZNI (entrada al mercado)
•Comercialización
1. Bases
2. Propuesta
3. Resolución Definitiva
1 AÑOLey 142/94
3 MESESDecreto 2696/04
4. Cálculo y Definición de Cargos
5 MESESLey 142/94
Proceso de Definición de Metodología Tarifaria
1. Identificación de Necesidades Regulatorias
3. Aprobación Bases (CREG)
Mínimo 1 año previo a la expedición de la resolución definitiva
2. Estudios y Análisis (Internos
y Externos)
4. Taller Explicación Bases
1. Bases
5. Recepción y Análisis Comentarios Bases
3 meses
Comienzo los tres meses de consulta previos a la
expedición de la resolución definitiva
PROPUESTATARIFARIA
6. Aprobación Propuesta (CREG)
7. Publicación de Cartillas y envío a Gobernadores
8. Realización de Audiencias Públicas/Talleres
2 meses
Comienzo dos meses previos a la expedición
de la resolución definitiva
2. Propuesta
10. Análisis y elaboración de Documentos y Resoluciones
9. Recepción y Análisis Comentarios Propuesta
RESOLUCIÓN METODOLOGÍA TARIFARIA DEFINITIVA
11. Aprobación Metodología (CREG)
3. Resolución Definitiva
SOLICITUD TARIFARIA
12. Recepción Solicitudes Tarifarias
5 meses
Comienzan los cinco meses de plazo para definición de cargos a partir de publicación
13. Análisis Solicitud:• Verificación Información• Pruebas
14. Realización de Cálculos
RESOLUCIÓN PARTICULAR
15. Aprobación (CREG)
4. Cálculo y Definición de cargos
Elementos Metodología Tarifaria Redes
Metodología tarifaria
InversiónRentabilidad
AOM
Calidad
Demanda
Expansión
Transmisión
9
Transmisión
• ¿Qué es?
• Transporte de energía eléctrica por redes y equipos que conforman un sistema que conecta la mayor parte del país y opera a tensiones iguales o superiores a 220 kV.
• Sistema de Transmisión Nacional: STN .
Subestaciones
Transformadores Equipos de Control
Líneas
Sistema de Transmisión Nacional
11
230 kV
500 kV
Fuente: UPME
Convocatorias
UPME 01-99 (sep-01)Primavera – Guatiguará - Tasajero
UPME 02-99 (ago-01)
Sabanalarga - Cartagena
UPME 01-03 (dic-06)
Primavera - Bacatá
UPME 02-03 (may-07)Primavera - Ocaña – Copey - Bolívar
UPME 01-05 (nov-07)Altamira – Mocoa – Pasto - Frontera
2.100 km (15%)
> 14.000 km
Costo de Transmisión
7% del Costo
del Servicio
Costo Igual
En el STNPara todos los Usuarios
1. Bases1. Resolución 007 de 2005
2. Propuesta
3. Resolución Definitiva
1 AÑOLey 142/94
3 MESESDecreto 2696/04
4. Cálculo y Definición de Cargos
5 MESESLey 142/94
Metodología Tarifaria
2. Resoluciones 098 y 110 de 2007
3. Resoluciones 083 de 2008 y 011 de 2009Aquí
vamos
SOLICITUD TARIFARIA
12. Recepción de 9Solicitudes Tarifarias
Transmisión 2009
13. Análisis Solicitudes:• Verificación Información• Pruebas
RESOLUCIONES PARTICULARES
14. Aprobación de inventarios (CREG)
III trim. 2009
Nueva Metodología
Calidad(Res. 061/00)
Cálculo
de Cargos(Res. 103/00
y 022/01)
Valor de
Activos(Res. 026/99)
Antes
Res. 011 (feb-09):
- Activos,
- Calidad,
- AOM y
- Cargos
Ahora
Nueva Metodología
Calidad del Servicio
Disponibilidad
Disponibilidad
Energía NO
entregada
Antes
Res. 061/00
Ahora
Res. 011/09
Plazo para
recuperar activos
100%
0%
6 m 12 m
17
Distribución
Distribución de Energía Eléctrica
¿Qué es?
Es el Transporte de energía eléctrica a través de redes regionales y redes locales hasta el domicilio del usuario final
Sistema de Transmisión Regional – STR(entre 57.5 kV y 220 kV)
Sistema de Distribución Local – SDL
(voltajes inferiores a 57.5 kV)
Líneas Subestaciones
Subestaciones Redes
Distribución de Energía Eléctrica
• En promedio representa el38% del costo del servicio
SISTEMAS DEDISTRIBUCIÓN
LOCAL
SISTEMA DE TRANSMISION REGIONAL
STR - NORTE
SISTEMA DETRANSMISION REGIONAL
STR – CENTRO SUR
• Costos diferentes para cada sistema (según densidad usuarios y energía demandada)
1. Bases1. Resolución 111 de 2006
2. Propuesta
3. Resolución Definitiva
1 AÑOLey 142/94
3 MESESDecreto 2696/04
4. Cálculo y Definición de Cargos
5 MESESLey 142/94
Metodología Tarifaria
2. Resolución 036 de 2008
3. Resoluciones 097, 133 y 166 de 2008Aquí
vamos
4. Cálculo y definición de cargos
SOLICITUD TARIFARIA
12. Recepción de 29Solicitudes Tarifarias
5 mesesComienzan los cinco meses de plazo (efectivos) para
definición de cargos a partir de la publicación
13. Análisis Solicitud Tarifaria.
• Verificación de Activos
• Pruebas• Cuentas AOM• Demanda
RESOLUCIÓNES PARTICULARES
14. Cálculo y Aprobación Cargos (CREG)
III trim. 2009
Distribución de Energía Eléctrica
Costos Eficientes
• Rentabilidad según condiciones del momento
• Costos de infraestructura
• Clasificación de Inventarios
Antes
Res. 082 de 2002
• Rentabilidad según condiciones del momento (bajó)
• Costos de infraestructura (actualizados y ajustados)
• Clasificación de Inventarios (más detallada)
Ahora
Res. 097 de 2008
Distribución de Energía Eléctrica
Cobertura
Res. 097 de 2008
Permite remunerar redes construidas a costos medios
y nuevas a costos medios superiores
Sí modifica cargos con nuevas inversiones
Ahora
Res. 082 de 2002
Permite remunerar redes construidas a costos medios
No modifica cargos con nuevas inversiones
Antes
Distribución de Energía Eléctrica
Calidad del Servicio
El cargo tiene una calidad asociada(DES, FES)
Cuando se incumple esa calidad el ORdebe compensar al usuario afectado
Antes
El cargo tiene una calidad asociada (Qr)
Cuando el OR mejora su nivel histórico decalidad aumenta el cargo a todos sus usuarios.
Cuando el OR desmejora su nivel histórico decalidad disminuye el cargo a todos sususuarios.
Compensa únicamente a los peores servidos
Ahora
Res. 082 de 2002Res. 097 de 2008
Distribución de Energía Eléctrica
Con nuevos cargos según Res. 097 de 2008 MME define Nuevas ADD
Costos diferentes
Cada OR debe cobrar a sus usuarios el Cargo Unificado según el Área de
Distribución de Energía Eléctrica en que se encuentre
Res. 058, 068 y 070 de 2008
ADD
Norte
ADD
Oriente
ADD
Centro
ADD
Occidente
Ahora
Cada OR debe cobrar a sus usuarios el cargo aprobado
Antes
Res. 082 de 2002
Comercialización
• ¿Qué es?
• Compra de energía y su venta a los usuarios finales, regulados y no regulados.
• .
BOLSA-MM
CONTRATOS BILATERALES
USUARIOS REGULADOS
USUARIOS NO REGULADOS
Costo de Comercialización
Costo Diferente
12%
POR TIPO DE USUARIO (REGULADO –NO REGULADO)
POR EMPRESA
POR MERCADO
Comercializador 1 Comercializador 2
1. Bases1. Resolución 068 de 2002
2. Propuesta
3. Resolución Definitiva
1 AÑOLey 142/94
3 MESESDecreto 2696/04
4. Cálculo y Definición de Cargos
5 MESESLey 142/94
Metodología Tarifaria
Aquí
vamos
Comercialización 2008-2009
5. Recepción y Análisis Comentarios Bases
PROPUESTATARIFARIA
6. Aprobación Propuesta (CREG)
7. Publicación de Cartillas y envío a Gobernadores
8. Realización de Audiencias Públicas/Talleres
Primer semestre 2008.
Segundo semestre 2009.
1. Bases1. Resolución 047 de 2002
2. Propuesta
3. Resolución Definitiva
1 AÑOLey 142/94
3 MESESDecreto 2696/04
Metodología Tarifaria CU
2. Resoluciones 019 de 2005
3. Resoluciones 119 de 2007 y 168 de 2008
Nueva Metodología Tarifaria CU
Antes
Res. 031/97
Ahora
Res. 119/08
• Costo 100% variable
• Costo de traslado de comprascalculado con información de los12 meses anteriores.
• Reducción volatilidad tarifa porpromedio móvil.
• Pérdidas incluía reconocimientode pérdidas técnica y no técnicaspor nivel de tensión.
• Costo variable y costo fijo.
• Costo de traslado de comprascalculado con información del mesanterior.
• Reducción volatilidad tarifa porestablecimiento de límite máximo devariación.
• Además del reconocimiento de laspérdidas técnicas y no técnicas seadicionan costos de gestión y dereducción.
Regulación Energía Eléctrica
Regulación
Tarifas
Competencia
Conducta y responsabilidades
• Transmisión• Distribución• Comercialización • ZNI
•Comercialización•ZNI (entrada al mercado)
•Comercialización
Regulación
34
5. Caracterización ZE
1. Reglamento Comercialización
2. Liberalización del Mercado
3. Derechos Usuarios
4. Código de Medida
Conductas y
Responsabilidades
Comercialización
Resolución 120 de 2007
II Semestre 2009
Consulta
II Semestre 2009
Consulta
Zonas No Interconectadas
ZNI
35
36
¿Qué son las ZNI?
• 5 capitales de
departamento y 1195
localidades
• 2% de los usuarios de
energía eléctrica
• 66% del territorio nacional
Leticia
Mitú
Inírida
Pto Carreño
San Andrés
98%
2%• Baja cobertura
•Altos costos
37
El sector en las ZNI
Actividades
del servicio de
energía
eléctrica
Costo de
Prestación del
servicio
Áreas de servicio exclusivo ZNI y San Andrés
1. METODOLOGÍA TARIFARIA ZNI
2. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍATARIFARIA PARA ASE
3. EXPEDICIÓN DE LA RESOLUCIÓN DEFINITIVA DEMETODOLOGÍA TARIFARIA PARA LAS ASE
1. Resolución 091 de 2007
2. Resolución 072 de 2008Resolución 152 de 2008Resolución 153 de 2008
3. Resolución CREG 160 y 161 de 2008
Prestación del servicio
Antes Ahora
• Metodología de cargos
máximos regulados.
• Metodología de cargos
máximos regulados
• Metodología para Áreas de
Servicio Exclusivo (ASE)
− Contrato a término fijo
− Instrumentos para reducir riesgos
de demanda
− Asignación ordenada de recursos
públicos (FAZNI)
− Incentivos para ejecución de
inversiones (cobertura, reducción
de pérdidas, energías no
convencionales)
Agenda 2009
Cargos máximos
regulados
Áreas de Servicio
Exclusivo (ASE)
• Revisión de la tasa de
retorno
Precios de gas
combustible
para generación
Incentivo ahorro de
combustibles fósiles
Verificación del
cumplimiento de
criterios de las
ASE propuestas
Metodología tarifaria
ASE
GRACIAS!
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