DIEGO FERNANDO ZAPATA GARCÍA
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1 COMPARACIÓN DE LA TARIFA DE ENERGÍA ELÉCTRICA COLOMBIANA PARA LA INDUSTRIA EXPORTADORA DIEGO FERNANDO ZAPATA GARCÍA Trabajo de grado para optar por el título de: Magister en Ingeniería eléctrica Asesor(a): Ángela Inés Cadena Monroy UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA BOGOTA D.C. 2017
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COMPARACIÓN DE LA TARIFA DE ENERGÍA ELÉCTRICA COLOMBIANA
PARA LA INDUSTRIA EXPORTADORA
DIEGO FERNANDO ZAPATA GARCÍA
Trabajo de grado para optar por el título de:
Magister en Ingeniería eléctrica
Asesor(a):
Ángela Inés Cadena Monroy
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
BOGOTA D.C.
2017
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INTRODUCCIÓN
La energía eléctrica es un insumo básico para el desarrollo de la industria de cualquier país, lo
que la convierte en un factor de impacto para la competitividad del mismo. Según estudios
adelantados por diferentes consultores y entidades nacionales se estima que los pagos por
servicios de energía eléctrica de la industria manufacturera en Colombia pueden llegar hasta el
17% de los costos de producción (ver Ilustración 1). En otros países, estos pagos alcanzan a
llegar al 19% (EIA, 2016) para el mismo grupo de sectores de la industria.
Ilustración 1 . Sectores productivos en Colombia con la participación de la energía eléctrica
como costo relevante de producción. (ANDI, 2016)
Considerando esto, y que el país tiene el interés de aumentar las exportaciones para fortalecer
la economía, es necesario lograr competitividad en mercados internacionales (lo que implica
mejorar en calidad y disminuir costos de producción). De esta manera, evaluando los
principales destinos de exportaciones no minero energéticas de Colombia y las últimas alianzas
internacionales más relevantes realizadas por el país, se encuentra que existe un gran interés en
mejorar la competitividad con los mercados de los países pertenecientes a la Alianza del
Pacifico, estos países son Chile, Perú y México, los cuales son objeto de este estudio.
Este estudio se enfocará en los costos de energía eléctrica del periodo 2013 a 2016 en cada uno
de los países seleccionados, así mismo, y considerando los estudios previos realizados por
diferentes organismos, se realizará el análisis de la información de tarifas de usuarios
industriales los cuales se considerarán grandes consumidores de energía.
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La primera tarea consistió en realizar una caracterización de la producción de cada uno de los
países de la Alianza y de los destinos de las exportaciones en cada caso para los productos de
las industrias energo-intensivas, de este análisis se encontrará que todos los países de estudio
compiten en sus principales mercados de destino con los mismos sectores de producción.
El segundo paso, consistió en recopilar la información de los estudios realizados previamente,
analizar su metodología, y considerar mejoras para lograr un alcance más detallado y aplicarlo
en este ejercicio comparativo. De igual manera, se revisaron estudios del impacto de la energía
en la competitividad de la industria adelantados en otros países y se revisó en detalle la
estructura tarifaria, el marco regulatorio y la formación de precios de energía de cada uno de
los países seleccionados, donde la competitividad y eficiencia del mercado de contratos juega
un rol determinante.
A partir de esta información de base, se propone un esquema de comparación de la tarifa de
energía eléctrica de los diferentes países de fácil implementación y trazabilidad. Con el valor
regulado como referencia, se incluye un rango de tarifas posibles al convertirse el usuario en
“no regulado” y se incluye el costo equivalente en tarifa para compensar la falta de calidad del
servicio. De este ejercicio, es de resaltar que la fijación y el nivel de cargos de distribución y
los niveles de calidad asociados son parte fundamental del valor del servicio de electricidad.
Finalmente, este documento presentará algunas recomendaciones basadas en la comparación
realizada, y que apunten al fomento de la competitividad en la industria nacional exportadora.
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1. Los mercados de los países de la Alianza del Pacifico en cifras
Analizando los datos de las exportaciones colombianas del 2016, se encontró que de enero a
octubre de este año se exportó a los mercados de estos países más de 1,750 millones de USD
en exportaciones no minero-energéticas1, lo que representó un 15,2% del total de las
exportaciones no mineras del país como se observa en la Tabla 1.
Tabla 1. Cifras de exportaciones de Colombia no minero-energéticas a los países pertenecientes a la Alianza del
Pacifico durante el periodo enero-octubre de 20161.
Así, al analizar la Ilustración 1, y los sectores exportadores que tienen gran participación de
energía eléctrica en sus costos de producción, se encuentra que, en los siguientes, una tarifa de
energía competitiva tiene el potencial de una mejorar en la competitividad del precio final de
un producto exportable, y por lo tanto, un impacto positivo en el volumen de estas exportaciones
en el país (ver Tabla 2).
Tabla 2. Principales sectores exportadores nacionales con uso extensivo de energía.2
Analizando las exportaciones por sector en cada país, en la Tabla 3 se encuentra que en los
mercados de Chile y México, los volúmenes de exportaciones no minero-energéticas de estos
países para el 2016 fueron mayores que el volumen de exportaciones colombianas, sin embargo,
se encuentra que los bienes exportados son similares por lo cual existe un potencial para
competir dentro de estos mercados, y, adicionalmente, contra los mismos en mercados externos.
1 Datos tomados del informe consolidado de exportaciones a octubre de 2016 de Procolombia. 2 Fuente: Informe DIAN “exportaciones totales, según CIIU Rev. 3” versión agosto de 2017.
2016
Perú 726.922.156
México 702.424.390
Chile 323.035.066
Total 1.752.381.613
Total exportaciones NME 11.496.815.832
PAISESFOB US$
Millones USD
FOB 2016
% del total de
exportaciones de 2016
Productos alimenticios y bebidas 4.260 13,6
Fabricación de sustancias y productos químicos 2.779 8,9
Fabricación de productos metalúrgicos básicos 2.261 7,2
Fabricación de productos de caucho y plástico 549 1,7
Fabricación de vehículos 534 1,7
Fabricación de maquinaria y equipo 461 1,5
Fabricación de prendas de vestir 359 1,1
Sector
5
Tabla 3. Comparación de principales destinos de exportaciones en cada país por sector productivo.
Otros factores que afectan la competitividad internacional de una industria.
Adicional al costo y calidad del servicio de energía eléctrica, existen otros factores que afectan
la competitividad de un industrial. En este aspecto, el Foro Económico Mundial (WEF en
inglés) elabora anualmente un Índice de Competitividad Mundial por países, del cual la Tabla
4. presenta una comparación de algunos de los resultados publicados por dicho foro en la
evaluación realizada en el 2016. Esta tabla se presenta con el fin de contextualizar que otros
elementos influyen la decisión de un inversionista para la selección de un país para ubicar una
planta industrial.
Tabla 4. Otros factores que afectan la competitividad internacional de un país. Fuente: WEF
De la tabla anterior, es relevante mencionar que en Colombia existen gran cantidad de
deducciones de impuestos sobre utilidades, un ejemplo puntual aplicable en un usuario
industrial manufacturero corresponde a la deducción por inversiones en ciencia, tecnología e
Principales destinos y sus cifras $M USD FOB 2016
Alimentos QuímicosMáquinas y
equipos
Otros productos
industriales
Industria
metálica básica
Total
exportaciones
NME país
Chile
EU 2,189
Japón 1,119
Brasil 639
China 566
EU 717
Perú 255
PaÍses Bajos 273
Japón 262
Bolivia 623
Perú 391
EU 276
Paraguay 305
Brasil 279
Perú 210
EU 29
Brasil 133
EU 107
Colombia 80
Perú 46
16,177
Colombia
EU 1,471
Bélgica 393
Alemania 328
Países Bajos 324
Brasil 228
Ecuador 221
Perú 216
Venezuela 196
México 278
EU 204
Ecuador 203
EU 840
Ecuador 425
México 297
Perú 293
China 90
Corea del Sur 64
EU 55
14,300
Perú
EU 1,508
Países Bajos 716
España 325
Reino Unido 262
Chile 170
Bolivia 467
Ecuador 151
EU 107
EU 95
Chile 90
Ecuador 55
Bolivia 42
EU 731
Colombia 99
Bolivia 69
EU 248
Colombia 169
Bolivia 113
10,711
México EU 9,800 EU 3,810 EU 189,000 EU 75,800 EU 10,300 312,776
Indicador Chile Colombia México Perú
Infraestructura de transporte (/7) 4,2 3,1 4,5 3,1
Calidad de suministro de energía (/7) 6,1 4,8 4,9 5,1
% de impuesto sobre utlidades (comp. interna) 30,5% 69,8% 52,0% 35,6%
Tasa arancelaria 3,2% 6,5% 5,2% 1,9%
Relación pago-productividad (/7) 4,4 3,7 3,7 3,7
Protección legal de los derechos de prestamistas (/12) 4 12 10 8
Calidad de las instituciones de investigación científica 4,4 3,9 4,3 3,2
Capacidad de innovación 4 3,8 4,1 3,6
6
innovación que permite una reducción del impuesto de 20%. Adicionalmente, es importante
mencionar que el país debe hacer mejoras en términos de infraestructura de transporte y
aranceles para estar al nivel de los otros países de la alianza del pacifico.
Adicionalmente, es relevante mencionar que el reporte del WEF presenta como el principal
factor que genera problemas para hacer negocios en Colombia es la corrupción, seguido por los
altos impuestos para competir dentro del país, la burocracia ineficiente y la falta de
infraestructura.
2. Revisión de literatura
Reporte de la industria australiana - La relación energía-competitividad (Office of the Chief
Economist, 2016)
En el capítulo 4 de este estudio evalúa el impacto de los costos de la energía en la industria
australiana, considera los cambios a tecnologías limpias, la relación eficiencia energética y los
precios de la energía.
En este documento se sustenta que un aumento en los costos de energía en este país tiene el
potencial de afectar los niveles micro y macro de la economía, teniendo un impacto mayor en
las empresas energo-intensivas y en las empresas que no sean tan eficientes energéticamente
como sus competidores.
Se resalta también la importancia de un análisis de costos de energía al considerar: el porcentaje
del costo de la energía eléctrica en los costos totales de ciertas actividades industriales, el
fomento de una política económica para mejorar la productividad del sector eléctrico, la
tendencia mundial de los sectores de energía a una transición a generar energía con tecnologías
de baja emisión de CO2 y la importancia mundial de la medición de la eficiencia energética para
reducir costos.
Adicionalmente, este estudio evalúa la relación entre costo de energía por país y el consumo de
energía por industria, encontrando que dichas relaciones en varían en cada caso. Paralelamente,
encuentra que en el caso de Australia, debido a los incrementos en los costos de energía, las
industrias han respondido a este efecto mejorando la eficiencia de sus procesos para reducir su
consumo de energía.
7
Finalmente, el estudio realiza un análisis del impacto del costo de la energía en la
competitividad de la industria australiana, donde identifica que en el caso de los grandes
consumidores de energía de este país, un incremento en los costos de energía, tiene un impacto
negativo pero leve en su competitividad, y que, al analizar las industrias que no son grandes
consumidoras de energía, no se encuentra ninguna relación como la anteriormente mencionada.
Electricidad y competitividad industrial (Forum for energy analisis, 2014)
Este documento corresponde a un foro elaborado en Polonia en el 2014, donde se presenta el
precio de energía de este país, como uno los más bajos de los países europeos en el 2013.
En este estudio, se especifica que solo el 10% de las plantas industriales del país exceden el 5%
del costo de energía en sus costos totales, de esta manera, el impacto del costo de la energía es
limitado. Es de aclarar que la información de intensidad de consumo de energía es menor a la
presentada en el caso de Colombia de la Ilustración 1.
Adicionalmente, el estudio menciona que a pesar del aumento ocurrido en los precios de energía
en el país (ocasionado principalmente por el incremento en los precios de gas natural y carbón)
y la baja en la competitividad de la industria, no se puede corroborar una relación entre estos
dos factores por medio de los datos históricos recolectados. En el caso de la calidad del servicio,
el estudio indica que para ciertas industrias este es un elemento esencial de sus funciones, sin
embargo, para el caso de este país, en el 2012 presento el tercer peor indicador de calidad de
servicio de los países de Europa comparados.
Finalmente, el estudio hace recomendaciones acerca de fomentar el desarrollo de los sectores
industriales de bajo consumo energético, diversificar los impuestos según sus requerimientos
de consumos energéticos (permitiendo a las industrias intensivas una mejor tarifa para lograr
mayor competitividad), modernizar la red de transporte de energía para mejorar la calidad del
servicio y anticiparse a los incrementos de demanda de la industria por medio de importación
del suministro a precios competitivos.
Costos de electricidad de las industrias intensivas de energía, una comparación internacional
(ECOFYS, Fraunhofer-ISI, GWS, 2015)
Este estudio realizado en Alemania reconoce el costo de la energía eléctrica como un factor
8
clave en la competitividad de muchas de las empresas del país. Menciona que, con el objetivo
de reducir la carga el gobierno diseñó medidas para realizar exenciones y rebajas a los tributos
aplicados a la energía eléctrica.
En este caso, se realiza la comparación del costo de la energía en Alemania y 10 países más,
los cuales han realizado regulaciones especiales con el fin de fomentar la competitividad de sus
industrias. Dicha comparación se hace en 3 aspectos básicos: costos de generación, costos de
transporte de energía y los impuestos y/o gravámenes aplicados.
En el contexto del estudio, los precios son determinado para 6 tipos de industrias energo-
intensivas, estas son: químicos, papel, acero, aluminio, cobre y textiles. La comparación
finalmente muestra que las grandes industrias3 de metalmecánica y químicos cuentan con bajos
costos de energía en todos los países, donde los pagos a impuestos son bajos o nulos. En el caso
de las industrias con consumos inferiores a 1 GWh-año, el estudio muestra que deben pagar un
valor más alto de energía en cada uno de los países comparados.
En el caso de Alemania, el estudio analiza los efectos del beneficio tributario a sus industrias
haciendo énfasis en los sectores energo-intensivos como los productores de metal y fabricantes
de papel, que en su caso, no pueden trasladar un incremento de costos de energía al consumidor
final y por lo tanto, estos incrementos tienen impacto sobre las ganancias de la empresa.
3. Comparaciones previas realizadas
Análisis comparativo internacional de precios de electricidad en el sector industrial (UPME,
2004)
Este estudio corresponde a una actualización de un estudio realizado por la Unidad de
Planeamiento Minero-energético (UPME) en Colombia en el 2003, donde hace un análisis
comparativo internacional de precios de electricidad en el sector industrial en 11 países de
Latinoamérica.
Para la comparación, el estudio recolectó información de diferentes entidades relacionadas con
el sector eléctrico en cada país, y elaboró una metodología individual por país para finalmente
realizar la comparación para los grandes consumidores industriales (Usuarios conectados a
3 El criterio para determinar una industria como gran consumidor, varía en cada país del estudio.
9
tensiones superiores de 57,5 kV para un mes específico del año de estudio).
En este caso, el estudio arrojó que la tarifa de energía de Colombia en USD es la tercera más
costosa de la región, solo superada por la tarifa de Ecuador y México. Para la muestra de
resultados se presentan las tarifas de cada país de forma desagrada, incluyendo impuestos no
recuperables por país y calculadas con la tasa de cambio del último día del mes de la tarifa
presentada.
El precio de la electricidad en Colombia y comparación con referentes internacionales 2012-
2015 (ECSIM, Bancoldex, 2015)
Este estudio corresponde a la actualización del estudio realizado en 2013, que incluye un
análisis de tarifa residencial e industrial sin definir una metodología específica para el cálculo
de ninguno de los dos tipos de usuarios.
En este estudio se muestran dos comparaciones. En la primera de ellas se compara la tarifa de
energía en Colombia con la de algunos países europeos donde se desagregan los costos de las
componentes de generación, trasmisión, distribución y otros en cada país, junto a sus
porcentajes sobre el total de la tarifa, finalmente se incluye un el costo de los impuestos como
un componente adicional. La segunda comparación, corresponde a un ejercicio similar con
países latinoamericanos comparando únicamente las tarifas de los usuarios residenciales e
industriales. En este caso, la comparación se realiza sin ningún tipo de desagregación y sin
mención sobre la inclusión de los impuestos en dicho calculo.
Los resultados presentados por este estudio muestran a la tarifa de los usuarios industriales en
Colombia conectados a nivel de tensión 4 en el 2014 fue más costosa que las tarifas de Chile,
Brasil, Perú y Estados Unidos. En el caso de la tarifa a nivel de tensión 3, la tarifa es Colombia
es más costosa que la tarifa de Alemania y Francia.
Tarifas eléctricas en distribución para clientes regulados (CIER, 2015)
Este estudio realiza una comparación de tarifas de 66 empresas de distribución en 14 países de
Latinoamérica, con información recolectada por medio de encuestas a sus asociados. De esta
manera, este estudio no presenta una muestra representativa para definir una tarifa por país.
10
La metodología de cálculo de cada tarifa corresponde al cociente entre el valor de compra de
energía (en USD calculada con el promedio anual de la tasa de cambio) y la cantidad de energía
comparada en el año de estudio a cliente final, presentando 7 tipos de clientes residenciales, 10
tipos de clientes comerciales y 9 tipos de usuarios industriales. Adicionalmente, el estudio
diferencia en cada tipo de usuario un consumo mensual y un nivel de tensión especifico, y
calcula las respectivas tarifas totales con y sin impuestos.
Este estudio menciona que es necesario vincular variables multidimensionales que permitan
una comparación más ajustada entre las tarifas. Entre las variables mencionadas esta la calidad
del servicio, la paridad del poder adquisitivo, el tamaño de los clientes, el marco institucional
y regulatorio, y otros.
Estudio trimestral OSINERGMIN versión Diciembre (Osinerming, 2016)
Para la comparación de tarifas, este estudio define tres tipos de usuarios: residencial, comercial
e industrial, dejando a este último con un consumo mensual estimado de 500 MWh-mes y
conectado a nivel de media tensión. Este estudio no presenta desagregación de las componentes
de la factura de ninguno de los países, y, es el único de los estudios revisados que considera
tanto el cargo de potencia como el cargo de energía al considerar un tipo de curva de carga
estándar (lo cual genera diferencias entre la tarifa según la forma de consumo de cada industria).
Para realizar la comparación de tarifas, este estudio toma la muestra de un operador de red por
cada país y un mismo tipo de curva de carga para realizar la comparación de tarifas, por lo
tanto, no se considera que la muestra se ajuste a un parámetro para comparar tarifas a nivel país.
4. Mercados eléctricos y opciones tarifarias en los países de estudio (Chile, Colombia,
Perú y México).
Mercado eléctrico chileno (Deloitte, 2016) (Empresas Eléctricas A.G., 2017) (Comisión
Nacional de Energía CNE, 2016)
El mercado eléctrico chileno regula las actividades de transmisión y distribución de energía,
mientras que la actividad de generación se encuentra en libre competencia como se observa en
11
la Ilustración 2.
Ilustración 2. Estructura de la tarifa del mercado eléctrico chileno. Fuente: CNE 4
Para este mercado existe el mercado de contratos (el cual vincula a los generadores, los
distribuidores de energía y a los grandes clientes), y el mercado spot donde participan solo los
generadores para negociaciones a corto plazo.
La tarifa final para todos los usuarios regulados en Chile se define como se muestra en la
Ilustración 3:
Ilustración 3. Formula de facturación para cliente final en Chile. Fuente: CNE 4
El precio de nudo hace referencia a los valores de generación de energía (compuesto por precio
de energía y precio de potencia en la punta) y transporte en determinado nodo, el cual es el
punto de conexión inicial del distribuidor para realizar su actividad. En el caso del cargo
unitario troncal, este componente corresponde al cobro que define el Ministerio de Energía a
todos los usuarios del sistema, por el uso de las instalaciones del sistema de transmisión a nivel
mayor a 220kV.
4 Disponible en https://investchile.gob.cl/wp-content/uploads/2017/04/CNE-Licitaciones-Andre%CC%81s-Romero_Abr-17.pdf
12
Para el costo del VAD, los operadores de red son dueños de las redes con tensión inferior a
33kV, estos se encuentran agrupados en 6 áreas típicas según similitudes en costos de inversión
y operación (afectado principalmente por la concentración de usuarios que atiende), como
ejemplo se presenta la Tabla 5, donde se presenta la asignación de áreas típicas reglamentada
en el decreto N°1T/2012 en el cual se fijaron las tarifas de distribución para los años 2012 a
2016.
Tabla 5. Áreas típicas asignadas a los operadores de red en Chile para el periodo 2012-20165
Finalmente, para los usuarios regulados existen varias opciones tarifarias, las cuales son
libremente elegidas por el cliente. Estas opciones están estructuradas según el nivel de tensión
al cual están conectados los clientes, y considerando alternativas respecto de la modalidad de
registro del consumo (sólo energía, potencia máxima leída o contratada o bien, potencia leída
o contratada horariamente). Las opciones tarifarías se muestran en la Tabla 6.
Tabla 6. Opciones tarifarias vigentes en Chile para usuarios regulados (BT <400 V, AT 12kV o 23kV). Fuente:
Superintendencia de electricidad y combustibles, Chile.
Mercado eléctrico colombiano
El mercado eléctrico colombiano tiene una estructura de la tarifa de energía eléctrica por
componentes, como se presenta en la Ilustración 4.
5 Disponible en: http://www.energia.gob.cl/sites/default/files/anuariocne2016final3.pdf
BT1 Medición de energía cuya potencia conectada sea inferior a 10 kW o la demanda sea limitada a 10 kW (residencial)
AT2 / BT2 Medición de energía y contratación de potencia (comercial y alumbrado público)
AT3 / BT3 Medición de energía y medición de demanda máxima
AT4 / BT4 Medición de energía y alguna de las siguientes modalidades
AT4.1 / BT4.1 Contratación de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia
AT4.2 / BT4.2 Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y contratación de la demanda máxima de potencia
AT4.3 / BT4.3 Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia suministrada
13
Ilustración 4. Componentes de la tarifa de energía eléctrica en Colombia.
En Colombia, las componentes de Generación y Comercialización pueden ser negociada
directamente por algunos usuarios. En este caso, la contratación de energía no se encuentra
estandarizada, por lo cual es de libertad de las partes para definir condiciones del contrato tales
como duración y precio.
Debido a lo anterior, en Colombia se ha visto un porcentaje considerable de la demanda
expuesto a la volatilidad de bolsa (especialmente en épocas de bajas hidrologías y después de
estas) como se observa en la Ilustración 5.1 y en la Ilustración 5.2, y se han evidenciado
dificultades para los usuarios no regulados de lograr tarifas competitivas de contratos a precios
fijos (Cosenit, 2016).
Ilustración 5.1 Compras en bolsa de comercializadores mayores al 25% de su demanda en Colombia. Fuente XM
14
Ilustración 5.2 Evolución mensual de precios de contratos en Colombia. Fuente XM
La diferencia de tarifas entre estos dos tipos de usuarios correspondió en el 2016 a 25 $/kWh
en promedio en la componente de generación, y un estimado de 23 $/kWh en la componente
de comercialización6.
En términos de distribución, esta actividad se encuentra regulada actualmente por la resolución
CREG 097 de 2008, la cual organiza los operadores de red del país (conectados al Sistema
Interconectado Nacional SIN) en áreas de distribución (ADD). En dichas ADD, todos los
usuarios aportan la misma tarifa para cubrir los costos totales del área, y posteriormente, a cada
operador de red se le reconocen sus respectivos costos de operación. La conformación de las
ADD se observa en la Ilustración 6.
6 Información tomada de XM, dato estimado de comercialización para usuario no regulado: 18 $/kWh.
15
Ilustración 6. Mapa de Áreas de Distribución en Colombia. Fuente: XM, LAC - Liquidación ADD
Adicionalmente, en términos de distribución de energía, el mercado eléctrico colombiano
permite a todos sus usuarios obtener una tarifa diferente en la componente de distribución
acorde al nivel de tensión donde se encuentre conectado; acorde a la Tabla 7.
Nivel de tensión Rango de tensión
NT1 T < 1 kV
NT2 1 kV ≤ T < 30kV
NT3 30 kV ≤ T < 57kV
NT4 T ≥ 57 kV (sub transmisión)
Tabla 7. Niveles de tensión definidos para el cargo de distribución en Colombia
Adicional a los componentes estándar en muchos mercados, el mercado eléctrico colombiano
involucra componentes adicionales las cuales permiten desagregar a mayor detalle los costos
de la tarifa de energía. El componente de Pérdidas, vincula los costos reconocidos de pérdidas
de energía en la cadena del servicio (G+T+D). El componente de Restricciones, corresponde a
los costos incurridos para satisfacer la demanda por motivos de fuerza mayor (restricción de
operación por límite de capacidad de un elemento, o un mantenimiento del mismo). Finalmente,
el componente de Otros hace referencia a los costos administrativos y otros costos adicionales
requeridos para el funcionamiento del mercado.
El componente adicional, hace referencia al cargo de contribución, que corresponde a una
sobretasa del 20% del valor final de la tarifa con la cual los usuarios industriales, residenciales
16
de estratos altos y los usuarios comerciales, aportan con el fin de subsidiar el servicio a los
usuarios residenciales de estratos más bajos del país (desde el 2012 los usuarios industriales
están exentos de pago de contribución).
Mercado eléctrico mexicano (KPMG, 2016) (PWC, 2014)
El mercado eléctrico de México inicio un proceso de reforma en el 2014 para vincular al sector
privado ya que este sector pertenecía totalmente al estado y se encontraba 100% regulado.
Dicha reforma planea realizar el cambio de esquema mostrado en la Ilustración 7. Con este
cambio, se busca abrir el mercado de generación, cambiar los tipos de usuarios finales y evitar
asignar los altos subsidios en los que se incurren en la actualidad, los cuales representan entre
el 50% y el 90% del costo real de la tarifa7.
Ilustración 7. Esquema prereforma (izquierda) y esquema por implementar por la reforma del 2014 (derecha).
En el esquema previo a la reforma, el estado definía tipos de usuarios (y de tarifas) según su
actividad, estos son:
Adicional a esto, el mercado eléctrico mexicano definía tarifas diferenciales por región, como
se observa en la Ilustración 8.
7 Fuente: http://www.tecnoligente.com/que-importancia-tiene-el-subsidio-de-la-cfe-en-mexico/
Ilustración 8. Regiones Tarifarias definidas por el CFE en México. 8
La estructura tarifaria en cada región de México define periodos horarios (punta, intermedio y
base) según la temporada del año, con los cuales se calcula el valor a cobrar por el servicio.
Para objetivos de este estudio, se considerará el esquema vigente para los años de estudio, es
decir, el esquema anterior a la reforma en proceso.
Mercado eléctrico peruano (Osinergmin, 2016) (OLADE, 2013)
Al igual que en el mercado de Chile y Colombia, el mercado peruano regula las actividades de
trasmisión y distribución de energía, permitiendo en la generación de energía una libre
competencia como se observa en la Ilustración 9.
Ilustración 9. Estructura de la tarifa del mercado eléctrico peruano9
8 Disponible en https://es.slideshare.net/lider-pebsa/tarifaselectricas-27599224 9 Disponible en: https://es.slideshare.net/ReddeEnergiadelPeru/regulacin-elctrica-peruana
En el caso de los costos de generación y transmisión, en Perú se reconoce el costo de este
componente por precio de potencia y precio de energía en cada una de las barras principales del
sistema (esquema similar al que está vigente en Chile). Su matriz energética se encuentra
principalmente enfocada en generar energía con agua y gas natural. En el caso del segundo
energético en mención, Perú cuenta con una gran fuente de suministro que permite generar
energía con a un bajo costo (el gas natural de la fuente Camisea, en enero de 2016 contaba con
un precio de 1,66 USD/MBTU para los generadores eléctricos10).
En el sistema de distribución en Perú, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) especifica que
el sistema de distribución se encuentra dividido en 6 sectores típicos y un área especial según
la densidad de población a la cual el operador de red presta el servicio, como se observa en la
Tabla 8, estos sectores típicos se encuentran agrupados por contar con características técnicas
similares en la disposición geográfica de la carga, características técnicas, así como en los
costos de inversión, operación y mantenimiento.
Tabla 8. Ejemplos de sectores típicos aprobados para el periodo 2013-2017
Adicionalmente, en Perú se permite a los usuarios regulados seleccionar un tipo de tarifa según
su comportamiento de consumo y el nivel de tensión a la cual se conectan a la red (Baja
Tensión<1k V o Media Tensión≥1 kV), como se muestra en la Tabla 9.
10 Información tomada de: http://www2.osinerg.gob.pe/Tarifas/pdfsTarifas/FBP01012016.pdf
Sistema eléctrico aprobado
1 Urbano de alta densidad Edelnor, Luz del Sur
2 Urbano de media densidad Coelvisac, Edacañete, Electrosur, Seal
3 Urbano de baja densidad Edelnor, Electrocentro, Electrosur, Sersa
4 Urbano-Rural Electro Puno, Hidrandina, Seal
5 Rural de media densidad Electro Sur Este, Electronorte
6 Rural de baja densidad Adinelsa, Electrodunas, Electro Sur Este
Especial Coelvisac
Sector típico
Tabla 9. Opciones tarifarias para clientes regulados conectados a nivel de media tensión en Perú. Tomado de la
página web del operador de red Luz del Sur
La resolución No. 024-97 define las horas de punta, al periodo comprendido entre las 6pm y
las 11pm de cada día, y las horas fueras de punta como el periodo de tiempo comprendido a las
demás horas del día correspondiente.
Comparación de componentes tarifarios, regulatorios y matrices energéticas en cada país.
Una mejor manera de entender las similitudes o diferencias de costos en cada país y en cada
etapa del servicio de energía, es explicando las condiciones para cambio a usuario no regulado
y sus diferencias de costos (ver Tabla 10), y, el esquema regulatorio con el cual se remunera
cada actividad en cada país como se observa en la Tabla 11. En el caso de la generación, un
elemento de gran impacto en su costo (desde el 60% del valor total de la tarifa) son los
energéticos con los cuales se realiza la actividad y que se ven representado en la matriz
energética de cada país (ver Ilustración 10).
Tabla 10. Condiciones y diferencias en tarifa para cambiar a usuario no regulado por país.
Chile Colombia Perú México
Condición para
cambiar a usuario
no regulado
Cambio voluntario:
Cap. Inst entre 0.5MW y 5MW
Cambio obligatorio:
Cap. Inst > 5MW
Cambio voluntario:
Consumo>55MWh-mes
o Cap. Inst>1MW
Cambio voluntario:
Cap. Inst entre 0.2MW y 2.5MW
Cambio obligatorio:
Cap. Inst > 2.5MW
N/A
Diferencia
estimada en tarifa
La precio medio del mercado
libre fue ligeramente más alto
que el regulado de 2012 a
2015
Aprox. un G+C 25%
menor de un usuario
regulado
Hasta 10% menor al precio de
barra de cliente reguladoN/A
Ilustración 10. Comparación de generación y capacidad instalada de los países de estudio en el 2016.
En el caso de Colombia, la generación térmica hace referencia a la generación de energía por
gas natural y carbón, y en el caso de México, esta generación es principalmente por
combustibles líquidos y gas natural ya que la generación a carbón se encuentra desagregada.
Tabla 11. Comparación de esquemas remuneratorios en 2016 por actividad económica de los países de estudio.
Chile Colombia Perú México
G
Mercado no regulado y de libre
competencia, la contratación es
libre y directa entre el usuario libre
y el generador, distribuidor tiene
opción de negociar esta
componente con el usuario libre.
Mercado no regulado y de libre
competencia, la contratación es libre y
directa entre el Usuario No Regulado y el
comercializador en el mercado minorista.
Mercado no regulado y de libre
competencia, la contratación es libre y
directa entre el usuario libre y el
generador, distribuidor tiene opción de
negociar esta componente con el usuario
libre.
El mercado es 100%
regulado por el estado y
este es quien fija la tarifa
final de suministro.
T
Mercado regulado, ingreso máximo
regulado, activos se valoran a
precios de mercado, wacc= 10%.
Por periodos de 4 años.
Mercado regulado, ingreso máximo
regulado, activos se valoran a valor nuevo
de reposición, wacc= 11,5% antes de
impuestos. Por periodos de 5 años
Mercado regulado, ingreso máximo
regulado, activos se valoran a precios de
mercado, wacc= 12% (puede variar por
licitación). Inversiones se recuperan en
30 años para los antiguos, 20 años para
los nuevos.
Mercado regulado por el
estado, no se encuentra
información adicional.
D
Mercado regulado, empresa modelo
eficiente, activos se valoran a valor
nuevo de reposición, wacc= 10%
antes de impuestos. Por periodos
de 4 años.
Mercado regulado, precios máximo para
NT1,2 y 3 ingreso máximo para NT4,
activos se valoran a valor nuevo de
reposición, wacc= 13,9-13% antes de
impuestos. Por periodos de 5 años.
Mercado regulado, empresa modelo
eficiente, activos se valoran a nuevo de
reposición, wacc= 12% antes de
impuestos. Retorno inversiones a 25
años.
Mercado regulado por el
estado, no se encuentra
información adicional.
Expansión en
G y TPrivados en G y por licitación en T
UPME abre licitaciones para G (en cargo por
confiabilidad) y TPrivados en G y por licitación en T Definida por el estado
Señal de
expansión en G
Contratación de Generación de UR
a largo plazo
Asignación de cargos garantizados (cargo
por confiabilidad) a plantas para generar en
condiciones de escasez hidrológica.
Contratación de Generación de UR a
largo plazoDefinida por el estado
Contratación G
para Usuarios
Regulados
Subasta dirigida por la CNE quien
define un precio máximo, la subasta
es exclusiva para satisfacer
demanda regulada con una
antelación de 3 años y con una
duración del contrato hasta por 15
años.
Existe limitación para las empresas G+C o
D+C de subastar al menos el 40% de su
demanda. No existe ningún tipo de
restricción o requerimiento respecto a la
duración de contratos. En el caso de los
generadores se deben respaldar los
contratos por medio de garantías.
Se fomenta la contratación de la mayor
parte de la demanda a 5-10 años y con
una anticipación de 3 años. Se permiten
subastas de menor tiempo solo para
cubrir desajustes presentados en
estimados los cuales no pueden exceder
el 25% de la demanda del distribuidor.
Osignermin (en reserva) determina el
precio máximo de subasta.
Estado se encarga de la
generación de energía
para todos sus usuarios.
Fomento
calidad servicio
en D
Evalúa el número de interrupciones
(mayores y menores a 3 min) y su
frecuencia:
TTIK, TTIT, FMIK, FMIT.
Valores permitidos son exigentes y
constantes.
Evalúa energía no entregada en
interrupciones ITAD.
Se realiza una comparación trimestral
contra una banda de referencia IRAD de
2006 y 2007 y se definen incentivos
positivos o negativos acorde al
cumplimiento.
Se evalúa duración y frecuencia de
interrupciones semestrales: SAIDI y
SAIFI. Se imponen multas por no
cumplimiento de valor permitido. El valor
permitido por OR disminuye cada año.
Se evalúa el tiempo medio
de interrupción por
usuarios a nivel nacional
TIU
5. Metodología propuesta para comparar la tarifa de energía de un industrial en cada país.
Como se mencionó en el capítulo previo, en cada uno de los países existen diferentes
alternativas de tarifa para que un usuario decida a cuál acogerse según su comportamiento y su
consumo. Debido a esto, la comparación de la tarifa no es un ejercicio fácil ya que se deben
considerar las diferentes variables que afectan en cada en caso.
Analizando las condiciones en cada país, es necesario tener en cuenta la curva de consumo, la
potencia contratada, el nivel de tensión de conexión y la regulación del tipo de usuario.
Considerando lo anterior, y el énfasis que se definió para este trabajo, se tendrán en cuenta los
siguientes criterios para realizar la comparación de tarifas:
- Tipo de usuario: Al estar enfocado el estudio para usuarios industriales del sector
manufactura, se definirán todos los casos como usuarios grandes consumidores de energía
y conectados a nivel de media tensión (lo cual se encuentra acorde con otros estudios
realizados y con la muestra de curvas de carga recopiladas).
- Tasa de cambio: Se considerará el promedio anual de la tasa de cambio diaria a dólares
americanos, de cada país para cada año de estudio.
- Tarifas a comparar: Las tarifas a presentar corresponderán a la tarifa regulada que paga el
usuario industrial, incluyendo los impuestos que se le facturen directamente a este en los
casos que estos no sean deducibles. Para lograr trazabilidad de los datos, se utilizará la
publicación de precios del mes final de cada trimestre en cada región. Adicionalmente, se
incluirá un rango a la tarifa considerando los valores en los que podría obtener usuario
siendo no regulado en los casos que aplique, el cual corresponderá a la diferencia entre
contratos regulados y no regulados del país analizado. Se estimará la tarifa regulada como
la tarifa máxima de todos los usuarios en cada zona, y se comparará el valor mínimo
posible en cada país acorde a lo anteriormente mencionado.
- Consumo mensual: se estimará una industria con consumo de 500 MWh-mes considerando
los estudios previos analizados y las muestras de curva de carga recopiladas.
- Curva de Carga: Se define realizar dos comparaciones según los comportamientos de
consumo de un usuario industrial por número de turnos de producción:
Para las horas fueras de turno se estimará un consumo del 20% del promedio de las horas
de producción acorde a la información recopilada en el Anexo.
- Selección de los operadores de red: Para cada país de estudio se seleccionarán los
operadores de red que operan en las regiones de mayor aporte al PIB nacional por su
producción manufacturera y se determinará el costo del servicio de energía eléctrica en
cada uno. Esta selección tiene implicaciones en el costo de distribución en cada caso y el
parámetro de calidad del servicio, el cual finalmente, se ponderará con la tarifa de su
respectivo operador de red con el fin de presentar una sola tarifa por país.
- Tipo de tarifa seleccionada: En los casos de los países que ofrecen alternativas para la
selección de tarifas, se tendrá como criterio de selección la tarifa más utilizada según la
documentación recopilada.
- Costos de compensación de calidad: Según el indicador SAIDI de cada operador para
media tensión, se considerará el costo variable que debe incurrir un industrial para
compensar y lograr un servicio sin interrupciones (valor anual de operación de respaldo).
Se considerará un sistema de respaldo que funcione para el valor de mayor consumo
horario en cada curva de carga.
Para los costos de generación de este sistema de respaldo, se considerarán en todos los
casos los costos operativos y la eficiencia de la planta de generación más eficiente en
Colombia a base de gas natural.
El resultado grafico de la aplicación de esta metodología se muestra en la Ilustración 11.
Ilustración 11. Metodología propuesta para comparar la tarifa de energía eléctrica en diferentes países.
Consumo promedio
hora valle [kW]
Consumo prom
hora pico [kW]
Cantidad horas
pico-día
Consumo
[MWh-mes]Horas pico
1 turno 260,4 1.302,1 10 8am-6pm
3 turnos 694,4 694,4 24 Todo el día500
El objetivo de la Ilustración 11 es realizar una comparación inicial de cada mercado por medio
de su valor regulado, incluir un rango de precios (en el cual puede reducir su tarifa siendo
usuario no regulado), y finalmente, incluir un valor de tarifa equivalente para compensar la falta
de calidad del servicio la cual se considerará como un incremento a la tarifa del usuario.
La comparación final se realizará evaluando la tarifa mínima a la cual un usuario industrial
pueda lograr según la Ilustración 11, y se adicionará el costo de compensación de calidad del
servicio.
Comparación de las tarifas de energía en cada país.
Aplicando la metodología especificada en el capítulo anterior, en la Tabla 12 se encuentran los
siguientes casos a simulará para llevar a cabo la comparación requerida. Igualmente se incluye
la información de las tasas de cambio por cada país de estudio las cuales tienen un impacto
relevante en la comparación (ver Tabla 13).
Los datos de precios regulados por operador de red, sus indicadores de calidad y los valores
ponderados por país se presentan en el Anexo.
Tabla 12. Selección de escenarios a simular por curva de carga.
Tabla 13. Tasas de cambio por año utilizadas para la comparación, moneda local por 1 USD.
Con estos parámetros, se presentan los resultados de cada comparación por tipo de curva de
carga (en los resultados del 2016 con curva de carga de 1 turno laboral, se presentarán los cargos
por componentes estimados de Generación, Transmisión y Distribución, donde en cada
componente incluye el costo de perdidas respectivo).
¿Tarifa incluye
cargo por
potencia?
Tipo de tarifa
selccionada
Operadores de red
seleccionados
Casos a
evaluar
% del PIB manufactura que
aporta cada región del OR
Chile Si AT4-2
Chilectra (Santiago RM),
Chilquinta (Valparaiso V),
CGE (Biobio VIII)
3Chilectra 47,7% CGE 16,2%
Chilquinta 10,5%
Colombia No NT2, NT3Codensa, Electricaribe,
EPM, EPSA8
Codensa 31% Electricaribe 15%
EPM 14% EPSA 10%
México Si HM
CFE regiones: Central (Estado
y Ciudad de México), Noreste
(Nuevo León), Sur (Jalisco),
Peninsular (Campeche)
4Central 14,7% Noreste 9,1%
Sur 6,5% Peninsular 6%
Perú Si MT2Edelnor (Lima), Electrosur
(Moquegua), Seal (Arequipa)3
Edelnor 61,1% Electrosur 5,65%
Seal 5,2%
Tasa Cambio 2013 2014 2015 2016 Incremento de 2013 a 2016
Chile 496 573 660 674 36%
Colombia 1.880 2.019 2.775 3.037 62%
México 13 13 16 19 46%
Perú ctvs 37 35 31 30 -19%
Tabla 14. Comparación de usuarios por operador de red. Tarifa promedio 2016 en $ corrientes
De la Tabla 14 es de resaltar que, en Perú y Chile, la actividad de Distribución se encuentra
separa por sectores o áreas típicas, lo cual implica que según la ubicación y la cantidad de
usuarios, exista una diferencia de tarifa de este componente hasta del 70 u 80% en áreas en cada
país.
Tabla 15. Resultados del equivalente en costo de compensación de calidad del servicio.
Ilustración 12. Resultados para comparación con curva de carga definida para plantas con 1 turno de producción
Chile CGE AT-4.2 5,2 - 25,6 160,3 16,9 0,26 160,5
Chile Chilectra AT-4.2 4,1 - 22,1 138,1 8,2 0,12 138,3
Chile Chilquinta AT-4.2 9,6 - 26,0 162,2 9,4 0,14 162,3
Colombia - Codensa NT2 68,2 10,0 29,6 8,0 115,8 11,5 0,15 116,0
Colombia - Electricaribe NT2 78,9 10,0 23,7 7,7 120,4 96,0 1,22 121,6
Colombia - EPM NT2 74,3 10,0 35,7 6,3 126,3 14,0 0,18 126,5
Colombia - EPSA NT2 75,7 10,0 30,7 6,3 122,8 13,2 0,17 122,9
Colombia - Codensa NT3 69,0 10,0 20,3 8,0 107,3 2,9 0,04 107,3
Colombia - Electricaribe NT3 78,8 10,0 17,0 7,7 113,5 81,0 1,03 114,6
Colombia - EPM NT3 74,3 10,0 15,9 6,3 106,5 5,9 0,08 106,6
Colombia - EPSA NT3 74,9 10,0 16,7 6,3 108,0 8,5 0,11 108,1
México CFE Región Central 81,4 0,01 81,4
México CFE Región Noreste 75,2 0,01 75,2
México CFE Región Peninsular 79,4 0,01 79,4
México CFE Región Sur 79,2 0,01 79,2
Perú Seal MT2 4,8 - 82,6 44,1 0,55 83,2
Perú Electrosur MT2 4,8 - 85,8 17,0 0,32 86,1
Perú Edelnor MT2 5,3 - 81,2 17,0 0,21 81,4
Comparación Tarifas Reguladas de Energía Eléctrica 2016 - Usuarios Industriales (USD/MWh)
Operador de red Generación Transmisión Distribución Otros TotalSAIDI
(h/usuario)
Tarifa compensar
calidad
Tarifa regulada
con calidadImpuestos
-
-
-
129,4
112,0
126,6
0,5
18% ya incluido
en la tarifa
77,9
81,1
75,9
81,4
79,2
75,2
79,4
Costo calidad ponderado 2013 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016
Chile 0,21 0,24 0,27 0,16 0,11 0,13 0,15 0,08
Colombia NT2 0,34 0,37 0,39 0,39 0,18 0,20 0,21 0,21
Colombia NT3 0,22 0,24 0,26 0,27 0,12 0,20 0,21 0,21
México 0,01 0,01 0,01 0,01 0,00 0,01 0,00 0,00
Perú 0,28 0,30 0,30 0,24 0,15 0,16 0,16 0,13
Turno 1 (USD/MWh) Turno 3 (USD/MWh)
Ilustración 13. Resultados para comparación con curva de carga definida para plantas con 3 turnos de producción
Tabla 16. Comparación según el valor mínimo de tarifa por país.
Análisis de los cambios ocasionados por la forma de la curva de carga
Analizando las dos comparaciones realizadas en la Ilustración 12 y la Ilustración 13 se
encuentra que Chile y México pierden competitividad en la tarifa de su energía cuando se
aumentan las horas de consumo. En el primer caso, para la evaluación de la tarifa en Chile la
demanda máxima horaria es reducida (para mantener el consumo mensual) y así mismo su
tarifa. En el caso de México se ve reducida la tarifa por la reducción de su demanda máxima
horaria este valor y por qué el consumo de energía en horas intermedias se ve reducido al
trasladar parte de estos consumos a horas de energía base que cuentan con menor tarifa.
USD/MWh USD/MWh
PaísTarifa a
comparar T1Posición
Tarifa a
comparar T3Posición
Chile 134,3 4 119,2 3
Colombia NT2 129,9 3 129,7 5
Colombia NT3 115,4 2 115,3 2
México 135,1 5 126,0 4
Perú 46,2 1 51,7 1
Chile 146,7 5 132,7 5
Colombia NT2 127,2 3 127,0 4
Colombia NT3 113,6 2 113,5 2
México 133,4 4 124,5 3
Perú 52,2 1 59,6 1
Chile 132,4 5 120,3 5
Colombia NT2 100,0 4 99,8 4
Colombia NT3 89,0 3 88,9 3
México 88,1 2 81,1 2
Perú 66,8 1 77,3 1
Chile 139,9 5 126,1 5
Colombia NT2 102,3 4 102,1 4
Colombia NT3 91,2 3 91,1 3
México 79,1 2 72,8 1
Perú 74,3 1 88,1 2
En el caso de Perú, la tarifa se incrementa debido a que las horas definidas como pico se
encuentran fuera de las horas de consumo principal en la curva 1 (turno de 10 horas), por lo
tanto, el consumo en horas pico aumenta en la curva 2 así como la potencia en dichas horas.
Análisis de la tarifa de energía en Colombia a luz de la comparación realizada
Como se observa en la Ilustración 12, la Ilustración 13, la tarifa regulada NT2 en Colombia en
el 2013 y 2014 es la más costosa debido principalmente a la revaluación ocurrida en esos años.
En los años 2015 y 2016 esta tarifa se ubica como la tercera más costosa de los países en
comparación.
Para la tarifa regulada NT3, se encuentra que en el 2014 y 2015 su valor estuvo en valores
similares a los ofrecidos en Chile y México, y que al considerar el rango posible a disminuir
siendo usuario no regulado, la tarifa logra ser inferior en cada caso (ver Tabla 16). En los años
2015 y 2016, esta tarifa se encuentra en términos similares a las tarifas de Perú y México con
la excepción que en una industria que funcione las 24 horas, en el 2016 México logró tener la
tarifa más baja de los países comparados.
Es de resaltar que la tarifa (en moneda local) de energía en Colombia ha tenido incrementos
alrededor del 10% en el periodo de estudio, los cuales se han visto compensados en gran parte
por la devaluación presentada desde el 2015.
6. Aspectos a mejorar en el sector energético en Colombia en base en el ejercicio
realizado.
Reducir la exposición a bolsa del mercado de generación (Wolak, 2015)
En la componente de generación es evidente la fuerte exposición a la volatilidad de bolsa, y la
falta de una señal de contratación a largo plazo. De esta manera, se hace necesario estandarizar
la contratación de energía para dar fomentar un mayor tiempo de contratación. Esta carencia,
puede ser una explicación del porque los usuarios expresan que no se encuentran ofertas
competitivas a largo plazo.
En este sentido, expertos internacionales han recomendado definir un tiempo mínimo de
contratación a dos años, esto con el fin de dar un ingreso fijo y un flujo de caja garantizado a
los generadores. Esto, junto con un esquema adicional de garantías y la vinculación de opciones
financieras, reduciría el riesgo de incertidumbre entre las partes comparado con un mercado a
corto plazo como el ocurrido en Colombia, lo cual evitaría la especulación, disminuiría el riesgo
del mercado y reduciría las fluctuaciones en precios beneficiando a los usuarios finales.
Mantener actualizado el WACC de distribución según los periodos definidos
Comparando con las tasas de descuento reconocidas en otros mercados, se identifica que el
valor reconocido en Colombia está por encima de los otros países. Considerando que la última
actualización al cargo de distribución en el país (el vigente al momento de la elaboración de
este trabajo) se realizó en el 2008, se encuentra que algunas condiciones que afectan los valores
con los cuales se calcula esta metodología han cambiado. En la Tabla 17 se realiza un ejercicio
con datos del 2014 obtenidos por Celsia acorde a primas y tasa de riesgo, y la actualización del
ajuste del Beta publicada en la resolución CREG 112 de 2014.
Tabla 17. Cálculos del wacc vigente y actualización a 2014.
Comparando estos resultados con el WACC definido por la resolución CREG 016 de 2018 (que
actualizó este dato para el periodo regulatorio posterior a este estudio), se encuentra que existió
una oportunidad de reducir la tarifa de distribución durante 5 años por la reducción del WACC
(12,4% para el 2018 y 11,8% para los años 2019 en adelante).
En este periodo de tiempo se hubiera esperado un mejor desempeño por parte de los operadores
de red la cual no ocurrió. Según estudios de la Superintendencia de Servicios Públicos en el
2016, se muestra que solo un OR (que atiende el 1,39% de la demanda nacional) logró el
objetivo de esta metodología el cual era mejorar en todos los trimestres la calidad de su servicio
desde el 2006-2007. De esta situación se resalta finalmente, la necesidad de evitar ineficiencias
regulatorias por la no actualización de los parámetros para definir la tarifa del servicio.
Mejorar calidad por medio de ajustes en el esquema de incentivos a los OR
COSTO DEL CAPITAL PROPIO
NT1, NT2, NT3 NT4 NT1, NT2, NT3 NT4
Ajuste de Beta = 0,11 0,22 0,12 0,33
Tasa libre de riesgo = 4,88% 4,88% 2,52% 2,52%
Prima riesgo mercado = 7,05% 7,05% 6,37% 6,37%
Prima riesgo país = 2,85% 2,85% 1,34% 1,34%
WACC real antes imp. = 13,0% 13,9% 9,1% 10,0%
Vigente Actualización 2014
Como se observa en la Ilustración 14, en el caso de Electricaribe no existieron penalizaciones
de 2012 a 2016 (excepto en el primer trimestre de 2012 que el ITAD estuvo por debajo del
IRAD para el nivel de tensión 1), mientras que como se muestra en la evolución del indicador
SAIDI (ver Anexo) en este OR se presentó una desmejora considerable en este periodo de
tiempo. De esta manera, se evidencia que la metodología implementada no cumplió con el
objetivo de fomentar la mejora en la calidad del servicio para todas las regiones del país.
Ilustración 14. Evolución IRAD-ITAD Electricaribe. Fuente de datos: SUI.
Algunos factores identificados en esta situación son: el ITAD no considera la frecuencia de las
fallas del servicio, el IRAD (en el caso Electricaribe) fue aplicado a un periodo de tiempo que
no representaba una referencia adecuada para incentivar mejoras en la calidad del servicio, y
finalmente, el valor de referencia es invariable en el tiempo por lo cual no se fomentaban
mejoras progresivas.
Así, la propuesta apunta utilizar indicadores de medición acorde con los estándares
internacionales. En este caso, los indicadores SAIDI y SAIFI permitirán identificar y comparar
de mejor manera la calidad del servicio con otros países. Adicionalmente, para fomentar
mejoras en la calidad del servicio prestado por los operadores de red, se recomienda utilizar un
año reciente como referencia, y vincular a este un valor variable en el tiempo que equivalga a
un incentivo de mejora como mínimo de un 5% comparado con dicho periodo. Se estima que,
sosteniendo el esquema de incentivos positivos y negativos definidos en la regulación actual,
es posible evitar un incremento adicional en la tarifa del servicio a los usuarios finales.
Vincular los avances tecnológicos en la próxima metodología de distribución
Considerando los avances tecnológicos en redes de distribución y su impacto en los costos de
operación del servicio de energía (relacionados a generación distribuida, micro-redes y redes
inteligentes), es necesario considerar la vinculación de estas tecnologías de forma gradual y
controlada con el fin de garantizar la sostenibilidad económica de las redes eléctricas y lograr
una alta confiabilidad del servicio. Estos avances presentan beneficios en términos de
descongestión de la red en horas de alto consumo, una optimización en la forma de consumo
de los usuarios, una flexibilidad tarifaria para los usuarios finales y un beneficio adicional como
sistema de respaldo en casos de fallas del servicio lo cual bien implementado se traduce en un
aumento de la confiabilidad de la red. La relevancia de la vinculación planificada de estos
sistemas corresponde a evitar ineficiencias como sobredimensionamientos en fuentes de
generación o una gestión inadecuada de la red.
7. Conclusiones
• En el orden internacional se reconoce que existen sectores de la industria que por la
naturaleza de su actividad son grandes consumidores de energía. Este es el caso,
principalmente, de la industria química, metalúrgica, textil y del papel. En dichas
industrias, la energía eléctrica es un factor relevante para la competitividad de los
precios finales de los productos fabricados, respectivamente. Por lo cual, una tarifa
adecuada le permite a cada sector industrial lograr una mayor competitividad en
mercados internacionales. En el caso puntual de nuestro país, el precio de la energía
tiene un peso mayor que en otros países para la industria energo-intensiva, y por lo
tanto, se convierte en una herramienta con el potencial para fomentar el aumento de las
exportaciones nacionales.
En este sentido, es necesario mantener precios adecuados para que estas industrias
manufactureras puedan competir en mercados internacionales. Para esto, y con el
objetivo de tomar las decisiones adecuadas en su mercado eléctrico -a nivel país-, resulta
necesario definir una metodología estandarizada, fácilmente aplicable y que limite dicha
comparación a los términos adecuados (donde la propuesta metodológica presentada,
permite reducir las muestras a las regiones que más aportan al PIB nacional en
manufactura y permite vincular una referencia del costo de la calidad del servicio con
esta, para lograr los fines mencionados).
• En el componente de costo de compensación de calidad del servicio, se identifica la
posibilidad de ampliar el alcance del impacto de la falta del mismo, determinando un
“costo de parada” no planificada de planta y vinculando este valor con el indicador de
calidad de la energía, (es decir, reemplazando el valor definido en este trabajo como
costo por respaldo de energía, por el valor de “costo de parada” no planificada de planta)
este valor permite asociar mejor el impacto percibido por la industria por la falta de
calidad del servicio.
• Dando continuidad a la comparación tarifaria, se encuentra que la tasa de cambio en
cada país es el factor principal que ha afectado las comparaciones de tarifas en los
últimos años. Al analizar las comparaciones realizadas en otros estudios, se encuentra
que estas fueron realizadas en su mayoría antes del 2015 (en los mejores casos con datos
del 2014). Dichas comparaciones fueron realizadas con diversas metodologías como se
mostró en el capítulo 3, y apreciamos que todas arrojan cifras finales diferentes. A pesar
de esto, todas las comparaciones mostraron la tarifa nacional como una de las más
costosas en todas las comparaciones realizadas (al igual que los resultados de este
estudio). Esto debido a la revaluación del peso colombiano en dicho lapso.
Como resultado del análisis de este trabajo, se aprecia que la tarifa de energía en
Colombia en el 2015 y 2016 se encuentra en la misma posición (sin ser afectada por la
vinculación del costo de compensación de calidad del servicio); sin embargo, para este
caso se observa que la “tarifa bajó” su precio en dólares, beneficiada por la devaluación
del peso ocurrida en dichos años (a pesar, el incremento de la misma en la moneda
local). En todas las comparaciones, se resalta en el país una matriz energética
influenciada principalmente por la implementación de plantas hidráulicas (generación a
bajo costo) y la exención de impuestos facturados por energía a usuarios industriales,
los cuales son factores que influyen positivamente en la competitividad de la tarifa de
la energía a nivel internacional.
• Al analizar el mercado eléctrico colombiano, se identifican posibles mejoras, para tener
en cuenta, proyectar e implementar, a futuro. Estas mejoras están enfocadas en fomentar
un mercado de contratos a largo plazo para evitar la alta volatilidad en la bolsa como
ocurrió en el fenómeno del niño del 2015; actualizar la metodología de remuneración
de distribución para evitar ineficiencias regulatorias; y, realizar ajustes en la
metodología de incentivos para fomentar la mejora en la calidad del servicio
(especialmente en la costa caribe colombiana la cual tiene índices de falla de calidad de
servicio muy altos, que afectan el sector industrial).
• Finalmente, se concluye que para realizar un ejercicio de comparación de actividades
(generación, transmisión, distribución), dicha comparación se debe realizar en términos
que sean adecuados. Un ejercicio de tarifa facturada por nombre de la actividad no es
apropiado, ya que por la regulación de cada país se establecen límites diferentes para la
realización y remuneración de cada actividad.
Bibliografía
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Anexo
Tarifas nacionales por OR y su indicador de calidad:
Especificación de planta de referencia para respaldo: (Reporte OCV mayo 2016, Paratec XM)
Flores 4B
Heat Rate: 6,91 MBTU/MWh
Tarifa otros costos variables: 23,16 USD/MWh
AOM: 3,67 USD/MWh
2013 2014 2015 2016
Codensa NT2 277,9 296,6 313,9 351,8
Codensa NT3 259,2 277,4 290,2 325,9
Saidi Codensa NT2 11,71 13,15 14,01 11,46 2013 2014 2015 2016
Saidi Codensa NT3 3,38 3,70 4,01 2,94 Central T1 1,79 1,84 1,45 1,52
Electricaribe NT2 272,6 284,5 321,4 365,5 Central T3 1,67 1,72 1,33 1,40
Electricaribe NT3 255,2 266,5 304,5 344,8 Noreste T1 1,65 1,70 1,34 1,41
Saidi Electric. NT2 74,60 83,50 93,30 96,00 Noreste T3 1,54 1,59 1,23 1,30
Saidi Electric. NT3 58,04 68,96 76,34 80,99 Peninsular T1 1,73 1,78 1,41 1,49
EPM NT2 303,1 313,1 337,3 383,6 Peninsular T3 1,61 1,65 1,29 1,36
EPM NT3 252,1 262,9 281,4 323,4 Sur T1 1,73 1,78 1,41 1,48
Saidi EPM NT2 16,10 17,03 15,22 14,00 Sur T3 1,61 1,66 1,30 1,36
Saidi EPM NT3 6,44 6,14 5,81 5,92 Tarifa ponderada T1 1,73 1,78 1,41 1,48
EPSA NT2 310,7 324,5 348,3 372,8 Tarifa ponderada T3 1,62 1,66 1,29 1,36
EPSA NT3 270,6 284,6 307,0 328,0 Saidi 0,76 0,68 0,66 0,57
Saidi EPSA NT2 15,80 13,30 12,20 13,20
Saidi EPSA NT3 12,06 10,99 10,19 8,50
Tarifa ponderada NT2 286,49 301,28 325,13 364,10
Tarifa ponderada NT3 258,54 273,18 293,89 329,75
Saidi Ponderado NT2 26,6 29,0 31,0 30,3
Saidi Ponderado NT3 16,9 19,2 20,8 21,1
2013 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016
CGE T1 68,48 80,21 87,85 108,03 Seal T1 18,30 20,70 23,37 24,47
CGE T3 60,72 72,43 79,84 97,36 Seal T3 20,65 23,74 27,11 29,23
Saidi CGE 14,04 15,65 18,41 8,18 Saidi Seal 54,60 46,90 46,50 44,07
Enel-Chilectra T1 60,35 72,03 79,63 93,10 Electrosur T1 19,92 22,18 24,63 25,42
Enel-Chilectra T3 53,78 65,44 72,80 84,09 Electrosur T3 20,65 23,74 27,11 29,23
Saidi Enel 14,04 15,65 18,41 9,36 Saidi Electrosur 54,60 46,90 46,50 17,02
Chilquinta T1 82,93 94,72 109,38 109,32 Edelnor T1 18,54 19,86 22,72 24,06
Chilquinta T3 73,08 84,84 98,11 98,17 Edelnor T3 20,82 22,79 26,39 28,59
Saidi Chilquinta 14,04 16,00 16,70 16,94 Saidi Edelnor 16,50 19,80 20,20 17,02
Tarifa ponderada T1 65,30 77,01 85,62 98,64 Tarifa ponderada T1 18,63 20,11 22,91 24,19
Tarifa ponderada T3 58,01 69,70 77,90 88,96 Tarifa ponderada T3 20,90 23,04 26,59 28,74
Ponderado Saidi 14,04 15,70 18,17 10,17 Ponderado Saidi 22,25 23,89 24,17 18,97
Colombia ($/kWh) (h/usuario)
Chile ($/kWh) (h/usuario)
México ($/kWh) (h/usuario)
Perú (ctv S/kWh) (h/usuario)
Número de fronteras 90
Usuarios en NT2 50
Usuarios en NT3 37
Usuarios en otro nivel de tensión 3
Usuarios con curva T1 47
Usuarios con curva T3 30
Usuarios con otro tipo de curva de consumo 13
Promedio de consumo usuarios T1 (MWh-mes) 452
Promedio de consumo usuarios T3 (MWh-mes) 557
Año de consumo evaluado 2016
Información recopilada de fronteras de usuarios industriales
Chile 6,25
Colombia 4,60
México 3,89
Perú ctvs 4,40
Valor GN (USD/MBTU)
