El presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros, Aciem, Capítulo Atlántico, Carlos Pantoja, le dijo a EL HERALDO que la Resolución 015 de 2018, publicada el viernes pasado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, dispone que cada operador de red eléctrica en el país va a tener una tarifa específica de acuerdo a su desempeño, inversiones y a la eficiencia con que preste el servicio, lo que arrojaría tarifas altas para el Caribe por las dificultades de Electricaribe.
'Este pliego modifica la parte de la distribución: cómo se le retribuye al operador de red sus costos de administración, operación y mantenimiento y las inversiones que realice para desempeñar su función. Precisa cómo cada operador en el país va a tener una tarifa específica de acuerdo a su desempeño, las tarifas van a ser diferentes dependiendo de la eficiencia de esas empresas, y el impacto que tendrá sobre cada usuario dependerá de la calidad de la empresa que este prestando el servicio', precisó el ingeniero.
Y agregó en este sentido que para el caso de Electricaribe, una empresa ineficiente y en situación de altas pérdidas y de problemas de bajos índices de confiabilidad, 'esta tarifa debería ser más alta, porque va a tener un mayor número de pérdidas, y a esta empresa no le van a reconocer una calidad en el servicio, que es en estos momentos lo que se está priorizando'.
Es decir, con la nueva fórmula tarifaria lo que va a pasar es que 'a la empresa que no tenga inversiones y que además esté utilizando mal la energía que compra, le va tocar aumentar las tarifas para poder ser viable'.
Explica además Pantoja que en este momento en el Caribe se tiene la tarifa más baja porque para valorarla se tienen en cuenta los factores de inversión: 'entonces, como Electricaribe no ha hecho una inversión importante, sus tarifas están prácticamente detenidas'.
Pero con este nuevo esquema tarifario, precisa, se está insistiendo en la eficiencia de las empresas: 'reducir las pérdidas para que puedan tener un margen de utilidad y poder funcionar. EPM tiene unas pérdidas aceptables e inversiones aceptables y cobra unas tarifas aceptables porque el factor de utilidad le permite tener usar la energía que compra de una manera más eficiente. Y en estos momentos Electricaribe no usa eficientemente la energía que compra porque casi el 22% se está yendo en pérdidas. Cada vez van a tener menos margen para hacer un flujo de caja razonable para funcionar, mientras que el que tiene un 15% de pérdidas va a tener un 7% más de flujo de caja'.
El consumo promedio
De acuerdo al cálculo realizado por este diario al analizar la nueva resolución, las tarifas del servicio de energía serán reajustadas entre 60 y 80 pesos por kilovatio, en medio de un ajuste tarifario que será aplicado de manera gradual: en la medida que la empresa operadora vaya realizando las inversiones conducentes a mejorar la calidad del servicio, ampliar la cobertura y reducir las pérdidas de energía con la modernización de las redes de distribución.
Al respecto, el director de Aciem Atlántico señala que esta resolución 'solo modifica el componente del costo unitario del kilovatio hora, que tiene seis variables: generación, transmisión, restricciones, distribución, pérdidas y comercialización'.
Y estima en este sentido que 'en un estrato 4 el consumo estaría entre 250 y 300 kilovatios hora por mes y ese estrato es el que referencia todos los demás. El consumo de subsistencia son 173 kilovatios para los estratos 1, 2 y 3 pero generalmente estos se van más allá y se ubicarían más o menos en el consumo del estrato 4, que no recibe subsidios'.
Implementación se demora
El director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica, Asocodis, José Camilo Manzur, le dijo a EL HERALDO que, no obstante, la implementación de este nuevo esquema tarifario se demora.
'La resolución es una metodología en la cual hay unas fórmulas para calcular unas tarifas, y expresa cuáles son las reglas aplicables en materia de calidad, perdidas de energía, etcétera. Lo que varíe de la tarifa depende de lo que cada empresa presente en materia de inversiones y gastos a realizar, la demanda de energía en cada región, entre otros', dijo el ingeniero.
Así mismo, consideró que 'normalmente, en cada periodo tarifario de cinco años, cuando la Creg expide la resolución, las empresas en los seis meses siguientes presentan la información a la Creg para revisión y aprobación de las tarifas. De manera que la implementación demora todavía. Varios meses'.
Con lo que también tardaría un poco más la escogencia de un operador para el servicio de energía en el Caribe, pues la nueva definición tarifaria es fundamental para la llegada del operador.
Calidad del servicio se remunerará
En el documento de la Creg, de 239 páginas, se establece, en suma, 'la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN' y aplica tanto para los agentes que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica como para los usuarios que utilizan el servicio.
En la metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos y cargos por el uso del Sistema de Transmisión Regional, STR, o del Sistema de Distribución Local, SDL, se dispone que los ingresos y cargos variarán según los índices de calidad del servicio prestado.
Y al respecto se lee: 'La calidad del servicio del STR se determinará a partir de la información recolectada por el Centro Nacional de Despacho, CND (ente encargado del control de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del SIN), sobre la duración de las indisponibilidades de los activos (bienes que se requieren para que un operador de red se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, STN, STR o SDL)'.
Por ello, advierte la reglamentación que 'la remuneración que reciben los operadores de red, responsables de tales activos, se disminuirá cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas (…)'.
Así mismo, se indica en la resolución que la elaboración del plan de inversiones para el mejoramiento de la calidad del servicio continuará siendo de entera responsabilidad de los operadores de red y señala que 'los activos a incorporar en el sistema y relacionados en los planes de inversión deben ser activos nuevos'.
Lo propuso la FDN
La Financiera de Desarrollo Nacional, FDN, como propuesta para salir de la crisis de energía en la Costa Caribe, planteó un reajuste en la tarifa como una de las alternativas para hacer atractiva la empresa y poder venderla a un nuevo operador.
La propuesta se basa en la inversión de $7 billones en 10 años, para mejorar los indicadores de pérdidas, los de recaudo y llevar la calidad del servicio en línea con los niveles exigidos por la Creg. Sin embargo, pone de presente el documento que dicha inversión no resulta atractiva para un nuevo operador si no hay un ajuste en la tarifa que reconozca el nivel de inversión proyectada y el aporte del Gobierno o de un inversionista.
'La subinversión se traduce en una tarifa que es la más baja del sistema eléctrico colombiano y en la incapacidad de generar caja suficiente (ingresos)', porque el 82 % del total de suscriptores en la Costa Caribe pertenece a los estratos 1 y 2, mientras que en el resto del país son en promedio el 66 %.
Por lo anterior, la FDN plantea cinco recomendaciones en cuanto a las tarifas: ajuste a la Resolución 019 de la Creg, un marco tarifario especial por decreto, áreas de servicio exclusivo (solo para usuarios regulados que tendrían mejores niveles de prestación del servicio), ajuste a la Resolución Creg 097/08 y la expedición de un decreto tecnológico o medición inteligente (sistemas de medición prepago).
Cambio de medidor en 12 años
En sintonía con la nueva regulación tarifaria, hace un par de días se anunció que una de las metas del Gobierno Nacional es que en los próximos 12 años unos 11 millones de hogares usuarios del servicio de energía en Colombia estén en la onda de las redes inteligentes de energía, lo que requiere que los usuarios cambien sus contadores por nuevos equipos que estarán conectados con una central de información en la que se recibirán directamente los datos de la actividad de los clientes.
Al respecto, el viceministro de Energía, Alonso Cardona, le dijo a este medio que la Resolución 40072 del 29 de enero de 2018 del Ministerio de Minas busca que para el 2030 esté cobijado el 95% de los usuarios urbanos, residenciales, comerciales, industriales pequeños y oficiales y el 50% de los usuarios en zonas rurales y centros poblados de menor tamaño.
El pago del nuevo medidor será asumido por los usuarios (estratos 4, 5 y 6, comercial, industrial y otros) y los proveerá el operador, mientras que para los usuarios de estratos 1,2 y 3 los medidores les serán entregados como parte de la estructura tarifaria, es decir que no serán ellos los propietarios de los equipos sino la empresa operadora.
