Metodología de asignación y distribución de subsidios ...

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2001

Metodología de asignación y distribución de subsidios aplicables Metodología de asignación y distribución de subsidios aplicables

a los costos de energía eléctrica para los usuarios de las zonas a los costos de energía eléctrica para los usuarios de las zonas

no interconectadas no interconectadas

Jorge Luis Rodríguez Pérez Universidad de La Salle, Bogotá

Yesid Tapias Cadena Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Rodríguez Pérez, J. L., & Tapias Cadena, Y. (2001). Metodología de asignación y distribución de subsidios aplicables a los costos de energía eléctrica para los usuarios de las zonas no interconectadas. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/420

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METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE SUBSIDIOS APLICABLESA LOS COSTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA LOS USUARIOS DE LAS

ZONAS NO INTERCONECTADAS

JORGE LUIS RODRÍGUEZ PÉREZYESID TAPIAS CADENA

UNIVERSIDAD DE LA SALLEFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D. C.2001

METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE SUBSIDIOS APLICABLESA LOS COSTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA LOS USUARIOS DE LAS

ZONAS NO INTERCONECTADAS

JORGE LUIS RODRÍGUEZ PÉREZYESID TAPIAS CADENA

Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al titulo de IngenieroElectricista

DirectorCÉSAR AGUSTO PIÑEROS RAMIREZ

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLEFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D. C.2001

Nota de aceptación

__________________________________

__________________________________

__________________________________

__________________________________Director

__________________________________Director

__________________________________Jurado

__________________________________Jurado

Bogotá, D. C. Agosto de 2001

A DIOS, por mi vida y mi familia.A mis Padres, por su decidida

confianza y apoyo incondicional.A mis Hermanos, por sus enseñanzas,

amistad y soporte constante.A Lorena, por

Jorge Luis

A papá DIOS, por si infinita paciencia.A mi familia, a mi Padre y mi Madre,

quienes son parte de este logro.A mi hijo Alejandro, por el tiempo

que deje de dedicarle.A Sandra, por

Yesid

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos especiales a :

CESAR AUGUSTO PIÑEROS R. Director de Energía del Ministerio de Minas y

Energía, director del proyecto por su infinita paciencia, apoyo incondicional y

dedicación desinteresada en el proyecto.

CAMILO ACOSTA. Asesor del Ministerio de Minas y Energía, director del proyecto

por sus valiosos aportes al tema.

KAREN SHUT. Asesora de el Ministerio de Minas y Energía, por hacer suyo el

proyecto y ayudarnos constantemente en su desarrollo.

PEDRO ANTONIO ROA. Asesor de el Ministerio de Minas y Energía, por

enseñarnos continuamente.

El Instituto de Planeación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE; por su

información relevante para el estudio.

El Ministerio de Minas y Energía MME, por sus contribuciones al tema.

Todas aquellas personas y entidades que colaboraron de alguna manera en la

realización de el presente trabajo.

NOTA:

Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador son responsables de las ideas

aquí expresadas por los graduandos.

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN.....................................................................................................9

1. ANTECEDENTES DE LA POLÍTICA SUBSIDIARIA ....................................14

1.1 HISTORIA DE LA ASIGNACIÓN DE SUBSIDIOS AL SERVICIOPÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ..................................................................14

1.2 METODOLOGÍAS SEGUIDAS...............................................................................16

2. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SUBSIDIOS.................................................29

2.1 EMPRESAS PRESTADORAS DEL SERVICIO DE ENERGÍAELÉCTRICA............................................................................................................29

2.2 LEGISLACIÓN........................................................................................................34

3. SUBSIDIOS EN OTROS PAÍSES DE LA REGIÓN ANDINA........................45

3.1 CASO PERUANO....................................................................................................45

3.2 CASO ARGENTINO ...............................................................................................50

4. ANÁLISIS DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS ...............................55

4.1 CARACTERÍSTICAS SOCIALES..........................................................................614.1.1. Influencia de los Grupos Armados en las ZNI ....................................624.1.2 Necesidades Básicas Insatisfechas ...................................................644.1.3 Cubrimiento en la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica.........664.1.4 Estratificación.....................................................................................694.1.5 Impacto en la Población Debido a la Carencia de un Servicio

Continuo de Energía Eléctrica............................................................71

4.2 CARACTERÍSTICAS ECONÓMICAS....................................................................734.2.2 Descripción Económica de la Población ............................................734.2.3 Regiones que hacen parte de las ZNI................................................73

4.2.3.1 Región de la Amazonía ................................................................744.2.2.2. Región Pacifica.............................................................................794.2.2.3. Región de la Orinoquía.................................................................82

v

4.3. CARÁCTERÍSTICAS TÉCNICAS ..........................................................................844.3.1. Estudios Económicos de las Plantas .................................................864.3.2. Tipos de Sistemas de Generación ....................................................904.3.3. Curvas de Consumo...........................................................................974.3.4. Uso de otra fuente alternativa de Energía ( La Geotermia como

Opción Viable ).................................................................................154

5. ESTRUCTURA TARIFARIA Y DE SUBSIDIOS EN LAS ZONAS NOINTERCONECTADAS. ...............................................................................158

5.1 LAS TARIFAS.......................................................................................................158

5.2 EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DE TARIFAS DE ENERGÍA................................159

5.3 ESTRUCTURA TARIFARIA ................................................................................162

6. METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN DE SUBSIDIOS..................................163

6.1 HOMOLOGACIÓN DE TÉRMINOS. ...................................................................164

6.2 DEFINICIÓN DE LA ORIENTACIÓN DE LA METODOLOGÍA. .......................167

6.3 METODOLOGÍA...................................................................................................1706.3.1 Clasificación de la población objetivo...............................................1706.3.2 Consumo de Energía .......................................................................1716.3.3 Parámetros de subsidio....................................................................172

6.3.3.1 Encuestas...................................................................................1746.3.3.2. Costos de la energía que reciben los usuarios...........................175

6.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA. .............................................................177

7. METODOLOGÍA DE DISTRIBUCIÓN DE SUBSIDIOS...............................184

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...............................................188

8.1 CONCLUSIONES..................................................................................................188

8.2 RECOMENDACIONES.........................................................................................194

BIBLIOGRAFIA...................................................................................................197

GLOSARIO..........................................................................................................204

SIGLAS ...............................................................................................................209

vi

LISTA DE CUADROS

Cuadro 1. Listado de empresas electrificadoras en las ZNI. ...............................32Cuadro 2. Ingresos de los Cultivadores de Coca.................................................63Cuadro 3. Tendencias de consumo y sus costos ................................................72Cuadro 4. Comportamiento de los combustibles en sus diferentes etapas .........72Cuadro 5. Matriz de Consumo Energético...........................................................86Cuadro 6. Grupos electrógenos Deutz de 60 kVA a 170 kVA..............................91Cuadro 7. Grupos electrógenos Deutz de 19 kVA a 76 kVA................................93Cuadro 8. Grupos electrógenos Volvo (185 - 300 kVA).......................................94Cuadro 9. Grupos electrógenos Volvo (325 - 505 kVA).......................................95Cuadro 10. Localidades de las ZNI y sus características ..................................100Cuadro 11. Resumen del estado de las localidades ZNI ...................................115Cuadro 12. Resumen General de la situación en las ZNI..................................130Cuadro 13. Resumen comparativo final de la situación de las ZNI....................131Cuadro 14. Relación kW vs. Usuarios ...............................................................132Cuadro 15. Lista de municipios y localidades de las ZNI...................................133Cuadro 16. Listado por departamentos de las ZNI ............................................153Cuadro 17. Listado por regiones de las ZNI ......................................................153Cuadro 18. Consumo de energía por usuario....................................................169Cuadro 19. Clasificación de usuarios Tipo ........................................................170Cuadro 20. Cantidad de aparatos eléctricos por estrato en las ZNI ..................171Cuadro 21. Comparativo facturas usuarios rurales............................................176Cuadro 22. Comparativo facturas usuarios urbano ...........................................177Cuadro 23. Asignación de subsidios para una localidad TIPO UNO .................182Cuadro 24. Montos de Subsidios.......................................................................184

vii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Producción de energía en el Perú. ........................................................47Figura 2. Mapa Político de Colombia....................................................................56Figura 3. Mapa Regional de Colombia .................................................................57Figura 4. Mapa de las ZNI ....................................................................................58Figura 5. Mapa Vial de Colombia..........................................................................59Figura 6. Mapa de Ríos Navegables ....................................................................60Figura 7. Participación de Colombia en el cultivo mundial de coca ......................63Figura 8. Mapa de la Región de la Orinoquía y Amazonía ...................................75Figura 9. Mapa de la región Occidente.................................................................80Figura 10. Evolución del mercado de energía en el mundo..................................84Figura 11. Consumo Mundial de Energía por fuente. ...........................................85Figura 12. Grupo Electrógeno Deutz, de 60 - 500 KVA ........................................91Figura 13. Grupo Electrógeno Deutz (19 - 64 KVA)..............................................93Figura 14. Grupo Electrógeno Volvo (150 - 505 kVA)...........................................94Figura 15. Grupo Electrógeno Perkins..................................................................95Figura 16. Potencia Instalada y Horas de Servicio. (Todas las localidades) ......116Figura 17. Localidades que reciben entre 5 y 6 horas de servicio de energía....117Figura 18. Localidades que reciben entre 8 y 12 horas de servicio de energía ..118Figura 19. Localidades que reciben entre 14 y 20 horas de servicio de energía 119Figura 20. Usuarios y Potencia Instalada. (Todas las localidades).....................120Figura 21. Localidades con menos de 100 usuarios...........................................121Figura 22. Localidades que poseen entre 100 y 300 usuarios ...........................122Figura 23. Localidades que poseen entre 300 y 700 usuarios. ..........................123Figura 24. Localidades que poseen entre 700 y 2000 usuarios .........................124Figura 25. Localidades que poseen entre 700 y 2000 usuarios .........................125Figura 26. Usuarios y Horas de Servicio. (Todas las localidades)......................126Figura 27. Distribución de usuarios y horas de servicio al día. ( 5 y 6 horas ) ...127Figura 28. Distribución de usuarios y horas de servicio al día. ( 8 y 12 horas ) .128Figura 29. Distribución de usuarios y horas de servicio al día.(14 y 20 horas) ...129Figura 30. Relación kW vs. Usuarios..................................................................133

viii

LISTA DE ANEXOS

ANEXO A. Ley 60 de 1993 .................................................................................211ANEXO B. Resolución Número 077 de 1997 ....................................................212ANEXO C. Resolución Número 082 de 1997 ....................................................222ANEXO D. Resolución Número. 117 - 2000 .......................................................225ANEXO E. Ejemplo de Llenado de Encuestas ...................................................227

INTRODUCCIÓN

Los servicios públicos domiciliarios son en este momento parte fundamental en las

condiciones de vida de cualquier ser humano; así como el agua potable es básica

para la preservación de ésta, el servicio de energía eléctrica ha entrado a ser parte

crucial en su sostenimiento.

La importancia en la prestación del servicio de energía eléctrica radica en el hecho

de estar íntimamente ligada con actividades que involucran la conservación de la

vida; aspecto que se ve reflejado en el sector salud, el industrial y el comercial que

dependen directamente de la continuidad y la calidad de la prestación del servicio;

por lo tanto, la importancia de esta monografía es la de hacer un aporte en la

aplicación práctica de las políticas de justicia social por medio de la redistribución

equitativa de los ingresos de la nación y así dar cumplimiento a una de las

funciones inherentes del Estado, como es el aseguramiento de la calidad de vida y

la prestación de los servicios públicos domiciliarios.

El estudio está orientado a que las personas de menores ingresos que habitan en

las Zonas No Interconectadas ZNI, atiendan las necesidades básicas insatisfechas

que puedan ser cubiertas por medio de la prestación del servicio de energía

eléctrica; dentro del marco de la legislación existente, pero previendo que es

necesario que estas disposiciones se adecuen a la realidad de los usuarios y

cumplan con los principios de equidad y redistribución de los recursos de la

nación.

10

Este trabajo se origina por la necesidad de subsanar los vacíos existentes en la

manera de asignar los recursos por concepto de subsidios al servicio de energía

eléctrica para los usuarios de las ZNI.

Inicialmente se realizó una investigación para determinar el estado de la

asignación de subsidios al servicio de energía, se estudiaron los antecedentes

jurídicos dados por la Ley 142 y 143 de 1994, y se vio la necesidad de indagar la

manera en que se realizaba la asignación de subsidios antes de la reglamentación

dada por estas leyes; además, se realizó un análisis de la información

suministrada por el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones

Energéticas IPSE, entidad que era antiguamente el ICEL y, que a través del

decreto No 1140 del 29 de junio de 1999 emanado por el Ministerio de Minas y

Energía MME, fue transformada y encargada de ejecutar los lineamientos y

políticas dadas por el Ministerio para incentivar por medio de los proyectos de

infraestructura energética los procesos productivos y elevar la calidad de vida de

los habitantes de las ZNI.

Además de la información suministrada por el Ministerio de Minas y Energía, se

trabajó en algunos aspectos prácticos directamente con las directivas del IPSE,

donde fueron obtenidas características de las localidades de las ZNI, y se

obtuvieron las resoluciones que reglamentaban la asignación de subsidios hasta

ese momento, con lo que se realizó el estudio tendiente a determinar la manera

en que hasta ese instante el Ministerio había desarrollado la asignación de

subsidios.

En la parte que complementó la investigación se recurrió a entidades que si bien

no estaban directamente involucradas con el tema, si tenían injerencia con las

directrices de las políticas de desarrollo para estas zonas, tales entidades fueron.

El Departamento Administrativo Nacional de Estadística DANE, con el cual se

obtuvieron los datos del censo de 1993, y se corroboró la información suministrada

por el IPSE, el Departamento Nacional de Planeación DNP, el Ministerio de

11

Hacienda y la recientemente creada Asociación de Empresas de las Zonas No

Interconectadas ASEZONIC, además se consultaron apartes del estudio

elaborado por AENE empresa de consultoría encargada de realizar un estudio con

visitas de campo de algunas de las localidades.

Parte fundamental de la monografía dependió de las características poblacionales

de estas zonas, las cuales se relacionan con los aspectos históricos, sociales y

culturales de nuestro país, que condujeron a que los grupos humanos se

concentraran en su gran mayoría en la región andina, permitiendo un desarrollo

significativo de ésta en comparación con otras regiones. Este desarrollo dio como

resultado que la prestación del servicio de energía eléctrica por medio del Sistema

Interconectado Nacional SIN, se extendiera por regiones diferentes a las de las

Zonas No Interconectadas ZNI con un cubrimiento de tan solo el 47% del territorio

nacional. La atención del suministro de energía eléctrica en las denominadas ZNI

cubren el 53% del territorio Nacional.

Los antecedentes sociales de estas zonas se encuentran enmarcadas por

problemas de abandono institucional, falta de recursos, la problemática de

violencia por el accionar de grupos al margen de la ley, la proliferación de cultivos

ilícitos, la carencia de una infraestructura adecuada que promueva el desarrollo

económico y comercial en lo cual influye la falta de vías de comunicación, una alta

tasa de analfabetismo, hacen que las opciones para adquirir recursos de manera

legal sean limitadas; situación que se ve reflejada en la imposibilidad que tienen

sus habitantes de solventar el pago de sus servicios públicos.

El nivel de desarrollo de estas regiones se pudo obtener de acuerdo al consumo

de energía eléctrica por habitante y la disponibilidad de sus recursos energéticos,

lo que permite ver el grado de pobreza y subdesarrollo de estas regiones.

El subsidio entonces, busca ayudar a que las personas de menores ingresos

compensen la insuficiencia en su capacidad de pago.

12

Los objetivos fundamentales de esta monografía son los de cumplir con la

responsabilidad de: plantear la metodología que permita identificar el monto de los

subsidios al servicio de energía eléctrica los cuales son necesarios para satisfacer

las necesidades básicas de los usuarios, así como dar los criterios con los cuales

deba asignarse y reglamentar la manera de dar oportuno cumplimiento a los

mandatos constitucionales de Nación, lo cual es función del Ministerio de Minas y

Energía entidad que pondrá en ejecución los resultados de este estudio por

intermedio del IPSE.

La metodología seguida para el cálculo del monto de éstos subsidios, a cargo del

Ministerio de Minas y Energía – MME – y el entonces Instituto Colombiano de

Energía Eléctrica (ICEL), tenía en consideración características de capacidad y

operación de los grupos electrógenos; lo que perjudicaba las localidades con

menor capacidad de generación, esto en detrimento del estado financiero del

tesoro nacional por lo cual el procedimiento empleado era inadecuado e

inconveniente. Además el cálculo del monto subsidiado siguiendo ésta

metodología no se ajustaba a lo expresado en la ley 142 de 1994.

La metodología que proponemos busca que exista coherencia entre el marco

legislativo y su aplicación, haciéndola de esta manera conveniente y adecuada

para el Estado dentro de su política social de redistribución del ingreso, y así

subsanar los problemas actuales de manera que se beneficie al usuario final

asegurando la prestación eficiente de los servicios públicos a todos los habitantes

de estas zonas.

La monografía se encuentra organizada de la siguiente forma: en el capítulo 1 se

estudian los antecedentes de la política subsidiaria, en el capítulo 2 se da la

situación actual de los subsidios al servicio de energía eléctrica, en el capítulo 3 se

estudian los casos de asignación de subsidios en otros países de la región andina,

en el capítulo 4 analiza la situación económica y social de las ZNI, en el capítulo 5

se hace el estudio de la actual estructura tarifaría, en el capítulo 6 se dan los

13

aspectos relevantes del estudio en cuanto al modelo metodológico y se hace la

propuesta para desarrollarla en la asignación de subsidios y finalmente en el

capítulo 7 se propone la metodología para la distribución de subsidios para los

usuarios de las ZNI.

El alcance de esta monografía es el de orientar las políticas, basadas en las

necesidades básicas insatisfechas de las poblaciones, que permitan beneficiar a

los usuarios de las ZNI por medio de la asignación de subsidios y mejorar así su

calidad de vida y satisfacer sus necesidades básicas.

Este estudio no pretende dar solución al problema de fondo de las ZNI, sin

embargo, es un paso en la construcción de la justicia social en éstas zonas. Por lo

tanto, debe ser revalidado dependiendo de las condiciones sociales, las cuales

son cambiantes y, en consecuencia, hacen que algunos aspectos operativos de

los resultados de esta monografía deban ser adaptados; sin embargo, la intención

debe ser la de conservar la visión de alcanzar un bienestar social cada vez más

amplio.

14

1. ANTECEDENTES DE LA POLÍTICA SUBSIDIARIA

El tema de subsidios nace gracias a que en los años 60s luego del interés del

Estado por dar una descripción de las necesidades de las poblaciones, el DANE

adelanto en el año de 1973 un censo que dio como resultado la estratificación, la

cual permitió establecer tarifas diferenciales. La asignación de subsidios se

reglamenta hasta el año de 1994, anterior a este año no existía una legislación

clara sobre su aplicación.

1.1 HISTORIA DE LA ASIGNACIÓN DE SUBSIDIOS AL SERVICIO

PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inició a finales del

Siglo XIX y se concentró principalmente en la región andina, allí se constituyeron

las primeras empresas que tenían como finalidad generar, distribuir y

comercializar electricidad. En ese entonces, la región oriental y amazónica del

país o lo que hoy se conoce como Zona No Interconectada, no fue tenida en

cuenta en los planes de energización; es así, como la prestación del servicio en

estas zonas empieza en los años 60s por medio de la utilización de sistemas

diessel. A comienzos del siglo XX las empresas de energía fijaban de forma

independiente las tarifas a sus abonados, sin criterios técnico-económicos

concretos. Desde 1936 el Gobierno intervino en la fijación de tarifas y atribuyó al

legislador la competencia de ordenar la revisión y fiscalización de sus reglamentos

y tarifas.

A finales de la década de los sesenta el Gobierno Nacional busca analizar, social y

económicamente, a la población con el objeto de determinar la posición geográfica

15

de los grupos humanos vulnerables, deprimidos y con menores oportunidades de

desarrollo; Naciendo así, la estratificación socioeconómica como sistema de

agrupamiento poblacional en áreas relativamente homogéneas siendo además útil

como instrumento de planificación y gestión estatal.

El Departamento Nacional de Estadística - DANE – mediante la elaboración de

encuestas dividió en seis estratos las grandes ciudades y junto con la información

arrojada por el censo del año 1973, se fijaron tarifas diferenciales para el cobro de

los servicios públicos domiciliarios, las cuales tomaban en cuenta la capacidad

económica de los diferentes sectores sociales.

Hasta el año 1984 las tarifas de energía eléctrica para uso residencial en el interior

del país se cobraban de acuerdo a la magnitud del consumo y en el resto se hacia

por capacidad instalada. Desde el periodo de 1984 a 1990 los consumidores

industriales aportaban importantes contribuciones para cubrir los altos subsidios

en el sector residencial.

A comienzos de la década de los 90as, un diagnóstico efectuado sobre la gestión

y logros que habían alcanzado las empresas de electricidad en manos del Estado,

mostró resultados altamente desfavorables en términos de la eficiencia

administrativa, operativa y financiera. El sector considerado globalmente,

enfrentaba la quiebra financiera, quiebra que finalmente se tradujo en un

racionamiento a nivel nacional que abarcó el período 1991-1992. A finales de

1992, el Gobierno expidió los denominados "Decretos de Modernización del

Estado", a través de los cuales se daba inicio a un importante proceso de

transformación institucional.

Así fue como en julio de 1994 el Congreso de la República aprobó dos leyes:

� La Ley 142 o Ley de Servicios Públicos Domiciliarios y

� La Ley 143 o Ley Eléctrica.

16

La Ley 142 o Ley de Servicios Públicos Domiciliarios estableció un marco general

para los servicios públicos domiciliarios, incluidos el gas natural distribuido por red

física y el GLP (Gas Licuado del Petróleo); además se establecieron pautas para

subsidiar, entre ellas que los subsidios no podrán exceder del 50%, 40% y 15%

del costo medio del suministro para los estratos 1, 2 y 3 respectivamente, los

cuales deberán ser financiados por las contribuciones que harán los estratos 5 y 6

y los usuarios comerciales e industriales en una proporción del 20% del servicio; el

monto restante para cubrir estos subsidios será sufragado por el fondo de

solidaridad que toma recursos del presupuesto Nacional.

La Ley 143 o Ley Eléctrica reglamentó de manera específica y complementaria el

servicio de electricidad, así como las actividades de generación, interconexión,

transmisión, distribución y comercialización de electricidad.

Aunque las leyes 142 y 143 pretendieron cubrir la problemática del sector, se

presentan hoy en día, entre otros, un interrogante sobre una adecuada asignación

y distribución de subsidios a los usuarios del servicio de energía eléctrica en las

zonas no interconectadas.

Por lo tanto es necesario formular una estructura tarifaria de subsidios acorde con

las necesidades reales de las familias, así como el alivio que podría representar

en la canasta de bienes y servicios.

1.2 METODOLOGÍAS SEGUIDAS

El Ministerio de Minas y Energía, tiene entre sus funciones la asignación de

subsidios al servicio público de energía eléctrica, labor que ha definido claramente

para las empresas del Sistema Interconectado Nacional –SIN –.

17

El sector que no es atendido por el SIN es llamado Zona No Interconectada, en la

cual la distribución de subsidios es deber del Instituto de Planeación y Promoción

de Soluciones Energéticas IPSE, sin embargo la metodología de asignación y de

distribución, la cual es competencia del MME, no considera todos los factores

necesarios para una correcta aplicación.

Las comunidades poblacionales atendidas en estas zonas se estiman en

2’500.000 habitantes, abarcando aproximadamente el 54% del área del territorio

nacional ubicadas principalmente en los departamentos de Amazonas, Caquetá,

Cauca, Chocó, Casanare, Guainía, Guaviare, Meta, Nariño, Putumayo y Vaupés.

Metodología para la Asignación ( Vigencia 1996 – 1997 – 1998): La metodología

seguida por el entonces Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL) tenia en

consideración características de capacidad y operación de los grupos

electrógenos, ésta se centraba en determinar la diferencia existente entre los

factores que afectan los costos que ocasiona la prestación del servicio de

energía eléctrica y los ingresos que se perciben en la operación .

Parámetros de la Metodología: Son los utilizados para determinar el costo de

prestación del servicio de energía, teniendo en cuenta que este es la suma de los

costos de generación, distribución y comercialización.

El costo de prestación del servicio será entonces:

CPS = CG + CDC

Donde:

CPS = Costo de Prestación del Servicio

CG = Costo de Generación

CDC = Costo de Distribución y Comercialización

18

Los costos de Generación están divididos en dos grupos:

Costos Fijos: costo en el que se incurriría aun cuando la producción en un periodo

determinado sea cero, puede estar compuesto por el alquiler de maquinaria o de

equipos, así como arriendos de locales u obligaciones contractuales que se

tengan en determinado momento.

Costos Variables: son los que varían con el nivel de producción, como las materias

primas, los salarios y los costos del combustible.

Los parámetros directamente relacionados con la generación se pueden agrupar

en técnicos y económicos.

Técnicos:

Capacidad instalada: Es la potencia total disponible del sistema de generación

que se encuentra en la zona, dada en kVA.

Factor de planta: Este puede ser traducido como el número de horas que

funciona efectivamente la unidad en el año.

Consumo específico de combustible, K: Se obtuvo de datos de planta de

diferentes fabricantes, y se calculó en 0.077 Galones por cada kilovatio-hora.

Consumo de aceite en operación: Se obtuvo de los fabricantes 0.00036

Gal/kWh, considerando que por cada 2100 kW se consumen 55 Galones, cada 72

horas.

Consumo de aceite en mantenimiento: Se tuvo en cuenta que por cada 1000

horas de operación se consumen 5 tambores de 55 Galones, para una potencia de

19

2100 kW, a partir de éste consumo se calculó un coeficiente de consumo

específico de 0.00013 Gal/kWh.

Económicos:

Los factores determinantes en ésta metodología fueron, el costo del combustible el

cual se determinó como un valor único por galón [$/GAL] y un coeficiente de

consumo, que expresa el volumen del combustible en galones que es requerido

para generar un kilovatio-hora, que se asume igual para todos los grupos

electrógenos, sin embargo no se tuvo en cuenta el costo asociado al transporte.

El costo de operación (CO):

Para determinarlo se tuvo en cuenta el costo en que se incurriría por concepto de

combustible para la generación de cada kilovatio hora, así como también el

consumo específico determinado con los parámetros técnicos del fabricante, y se

tomo el producto de estos dos factores como costo de operación.

Simplificando en éste caso el Costo de operación del combustible (CC), el cual

cuantifica la inversión en combustible que es necesaria para la generación total de

energía, dado en [$/kWh].

Consecuentemente, el CO esta dado por el costo del combustible (CC) expresado

en [$/GAL] multiplicado por un Coeficiente de consumo específico (K) que es

igual a 0.077 [Gal/kWh].

De tal manera que:

CO = CC x K

CO = Costo de Operación (del Combustible).

CC = Costo del combustible por Galón para un año t.

K = Coeficiente de consumo específico igual a 0.077 [Gal/kWh]

20

Entonces:

CO [$/kWh] = CC [$/GAL] x 0.077 [Gal/kWh]

Costo de administración y mantenimiento:

Este valor se estimó como el equivalente a la suma de los costos unitarios por

concepto de repuestos, aceite, filtros y adicionalmente la nómina correspondiente

al manejo de cada grupo electrógeno dividido por la energía total generada por la

unidad. Por simplificación se determinaron los costos de administración y de

mantenimiento como un porcentaje del costo de operación dado como costo de

operación del combustible.

Por concepto de administración se asume un 20% del costo del combustible por

kilovatio generado, es decir:

CA = 0.2 x CO.

El porcentaje para el mantenimiento se asume como un 40% del combustible por

kilovatio generado, por lo tanto:

CM = 0.4 x CO

El Costo de Administración, Operación y Mantenimiento (CAOM) se expresa como

la sumatoria de los componentes anteriores:

CAOM = [ CA + CO + CM ]

21

Costo de la generación de energía:

En síntesis el costo total de generación de energía se determinó como la suma del

costo de operación, dado por el costo del combustible total consumido, más el

costo de administración y mantenimiento dados como porcentaje del costo de

operación.

Energía Anual Generada

Se define como la cantidad de energía efectivamente generada en un año. Esta

afectada por la capacidad instalada (CI), que es la sumatoria de potencia que está

disponible en todo momento multiplicado por el número de horas al día (Od) que

se presta el servicio, por el factor de planta (Fp) que es el tiempo que se presta el

servicio de energía eléctrica en un año, por los 365 días que tiene un año.

Por lo tanto:

EG = CI x Od x Fp x 365

Donde:

EG [kWh/año] = CI [kW] x Od [horas / día] x Fp x 365[días]

Multiplicando el Costo de la administración operación y mantenimiento (CAOM)

por la Energía Anual Generada (EG), obtenemos el costo

CG = Costo total de AOM = CAOM x EAG

CAOM = Costo de Administración, Operación y Mantenimiento.

EG = Energía Anual Generada

22

Costos de Distribución

Este parámetro no fue claramente especificado en la metodología, por lo que el

valor solicitado por concepto del subsidio se calcula sólo con las consideraciones

anteriores.

Ingresos por Año

El ingreso percibido básicamente proviene del cobro del servicio mediante las

facturas de venta de energía las cuales, según la normatividad vigente, debe

entregársele a cada usuario y ella debe contener la información básica como es: el

periodo por el cual se esta cobrando, el valor real del servicio, el valor del subsidio,

el valor neto y el valor a pagar.

Los ingresos por venta de energía se estimaron a partir de la multiplicación de la

tarifa de venta, la cual es fijada por la comisión de regulación de energía y gas –

CREG – cada año, asignando el costo máximo de prestación del servicio aplicable

a las ZNI; por la energía generada cada año afectado por los factores de pérdidas

y de recaudo en condiciones de eficiencia. De tal manera que:

Rv = EG x Trt

Rv [$/año] = EG [kWh/año] x Trt [$/kWh]

Donde:

Rv : Es el recaudo por ventas provenientes de la tarifa y la energía generada.

EG: Es la energía efectivamente generada en un año.

Trt : Es la tarifa de recaudo fijada por la CREG para un año.

Las tarifas buscan la recuperación de los costos y gastos propios de operación,

incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán además

mantener la nómina y emplear las tecnologías y sistemas administrativos que

23

garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios. Las

empresas deberán ceñirse a las fórmulas que defina periódicamente la respectiva

comisión para fijar sus tarifas además podrá establecer topes máximos y mínimos

tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

Los prestadores del servicio aplicarán la siguiente fórmula tarifaria, con el fin de

establecer las tarifas que pueden cobrar a los usuarios finales del servicio:

Ecuación 1. Formula Tarifaria, Resolución 077 de 1997.

En donde:

Tm,t : Tarifa aplicable a los consumos del mes m del año t.

Tm,año: Tarifa aplicada por el prestador del servicio en el mes m

del año t.

CPSO: Costo máximo de prestación del servicio que apruebe la

CREG, expresado en [$/kWh] del mes de m del año base

(año que sirve como referencia ).

IPCm,año: Índice de precios el consumidor del mes m del año t.

IPCm-1,año: Índice de precios el consumidor del mes m-1 ( el mes

anterior al que se esta calculando) año t.

IPCO: Índice de precios el consumidor del mes m del año base,

publicado mensualmente por el DANE.

S: Subsidio máximo conforme con las disposiciones de la

CREG.

Km,t: Desmonte de subsidios aplicables durante el mes m del

año t conforme con las disposiciones de la CREG.

Sin embargo, las pocas empresas constituidas como tales en las -ZNI- , no

aplicaron esta formula tarifaria como era su deber sino que, a partir de la

resolución 082 de 1997, emanada por la CREG, aplicaron estos valores.

añom

Tm

tKm

añom

añomañomtm IPC

IPC

IPCo

IPC

TSCPSo

TT,

,1

,

,

,,, **

)1(** −

−=

24

Ingreso Total por año

A los ingresos por año provenientes de la prestación del servicio de energía

eléctrica se le debe adicionar el subsidio otorgado por ECOPETROL, entidad que

esta encargada de la manipulación de los derivados del petróleo, que a las ZNI

beneficia con un aporte especial en combustible el cual es básico si se tiene en

cuenta que ésta es la materia prima empleada en los grupos electrógenos por

ende es requerido en gran cantidad. De tal manera que:

It = Rv + Se

Donde:

It: Ingreso Total es la cantidad de capital con la que

dispone la electrificadora para operar [$/año].

Rv: Recaudo por ventas de energía [$/año].

Se: Subsidio otorgado por ECOPETROL para cada

localidad específica [$/año], para cálculos

posteriores se toman las estimaciones presentadas

para las diferentes vigencias.

Subsidio Total Solicitado

En las ZNI donde la capacidad de pago de los usuarios baja y donde el costo por

AOM total es mayor a los ingresos que se perciben, se manifiesta la necesidad de

un subsidio que cubra esa diferencia. Esta situación se expresa de la siguiente

manera:

Subsidio Total Solicitado = Costo Total por AOM – Ingreso Total

25

Subsidio Total Otorgado

El Ministerio de Minas Y Energía otorga una cantidad de dinero cada año

destinado a las ZNI, éste dinero deberá ser distribuido proporcionalmente en las

localidades que comprende el plan de subsidios.

Teniendo en cuenta que el subsidio otorgado era menor que el subsidio solicitado

y que ésta metodología pretendía hacerle llegar a las empresas encargadas de la

generación, comercialización y distribución de energía una parte de la asignación

total, en el año 1996 se recomendó continuar con el presente proceso

metodológico e incrementar la asignación cada año proporcionalmente con la

adición de nuevos usuarios y así beneficiar las localidades que hayan asumido la

prestación del servicio de energía eléctrica.

Procedimiento para el traslado de subsidios.

Para éste efecto se estableció un procedimiento que evalúa el estado actual de las

plantas, así como su mantenimiento y administración, buscando comprometer a

los beneficiarios con el objetivo social de los subsidios.

Procedimiento de Evaluación de las ZNI

El procedimiento de evaluación resume los siguientes puntos:

1) Actualización de la base de datos.

Se busca obtener información sobre reposición o ampliación del parque diesel, así

como la aplicación de la metodología de subsidios.

26

2) Elaboración de los documentos de distribución.

Producida la resolución por la cual el MME distribuye los recursos para el pago de

los subsidios por menores tarifas del sector eléctrico, se elabora el documento de

distribución y se asigna a las ZNI ubicadas en el área de cubrimiento del entonces

ICEL, el cual registra el monto total asignado en la vigencia, a cada una de las

localidades.

3) Elaboración de las ordenes de pago.

Se busca que los beneficiarios tengan el soporte de una entidad financiera para

recibir los aportes que son girados por el IPSE.

Hasta el año 1996 se empleó ésta metodología, para los años siguientes, y de

acuerdo con el oficio No. 48.285 del 19 de junio de 1997, del Director General de

Energía del MME, Doctor Omar Cárdenas López, donde se recomendaba

mantener el mismo monto del año anterior y beneficiar a las nuevas localidades de

las Zonas No Interconectadas que hayan asumido la prestación del servicio de

energía eléctrica.

Para el año 1997, siguiendo ésta recomendación , y luego de actualizar la base de

datos, se realizó la distribución de acuerdo al subsidio otorgado el año

inmediatamente anterior, incrementando en un 10% a las cabeceras municipales y

el 45.41% para el resto de localidades.

Para el año de 1998 se mantuvo ésta metodología, se incluyeron las nuevas

localidades y se hizo un incremento del 14.47% equivalente al aumento del monto

asignado por el gobierno.

27

En el año 1999, se ajusto el procedimiento, ya que se observo que la asignación

se hacia sobre la capacidad instalada, que es, en algunas localidades mayor a la

capacidad que realmente se requiere, es decir la asignación se hace sobre la

disponibilidad de energía y no sobre el consumo real de esta, lo cual ocasiona una

mayor asignación del monto requerido, perjudicando notoriamente al resto de

localidades.

Para la posterior metodología se tuvo en consideración el número de Usuarios los

cuales son básicos si se tiene en cuenta que, del consumo de éstos depende la

generación de energía y por ende los costos que ya han sido analizados; además

las cercanías a cabeceras municipales donde se presta mejor el servicio, facilita el

ingreso de combustible para la operación, lo cual es factor importante en el cálculo

del subsidio.

Entre los aspectos que se tuvieron en cuenta en la metodología están: el tiempo

promedio de uso teniendo en cuenta el número de usuarios de cada localidad, el

factor de Capacidad (capacidad estimada según el número de usuarios), la

generación estimada (capacidad requerida por el número de horas de prestación

del servicio en el día en un año), las tarifas según resolución CREG 082/97 y

finalmente los costos de AOM junto con el calculo del combustible de la

metodología anterior.

Aplicación

� Se calcula la capacidad requerida para cada localidad (multiplicando su factor

de capacidad por el número de usuarios).

� Se calcula la generación estimada (multiplicando la capacidad requerida por

horas de prestación de servicio al día en un año).

28

� Se obtiene la facturación anual multiplicando la generación estimada por las

tarifas de la CREG.

� Se estima el subsidio requerido multiplicando el factor de estratificación que le

corresponde por la facturación anual obtenida.

Con los valores de recursos a distribuir, se asignan por medio del MME de manera

proporcional a cada una de las ZNI.

Procedimiento empleado actualmente

Se calcula la capacidad requerida para cada localidad, multiplicando su factor de

capacidad de cada usuario por el número de usuarios. Se calcula la generación

estimada (kWh/año) en la localidad, multiplicando la capacidad requerida por el

número de horas de prestación del servicio al día, y por los 365 días del año.

Posteriormente se obtiene la facturación anual de la localidad, multiplicando la

generación estimada (kWh/año), por la tarifa autorizada por la CREG para dicha

localidad. Para el cálculo del subsidio requerido se emplea el factor de

estratificación el cual se puede definir como la suma de los porcentajes de

asignación de subsidios multiplicado por el estrato. Es decir es el porcentaje total

del costo de prestación del servicio que se va a asignar a cada localidad y este

porcentaje depende del estrato en el que se encuentren el número total de

usuarios.

Se estima el subsidio requerido para la vigencia de la distribución en cada

localidad, multiplicando el factor de estratificación que le corresponde a dicha

localidad por la facturación anual obtenida para esta localidad.

Luego de conocerse el valor de los recursos a distribuir, que le ha asignado el

MME a las ZNI, dichos recursos se distribuyen de manera proporcional al subsidio

requerido calculado para cada localidad.

29

2. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SUBSIDIOS

2.1 EMPRESAS PRESTADORAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA.

Existen entidades bien sea de carácter público o privado que sujetas a lo

estipulado en la legislación pueden ser prestadoras del servicio de energía

eléctrica, dichas entidades se designan como oficiales, privadas o mixtas,

dependiendo del porcentaje de participación en el capital de la empresa por parte

del estado, de particulares o con la participación de ambos.

Según lo dispuesto actualmente, las empresas de servicios públicos oficiales son

aquellas en cuyo capital la Nación, las entidades territoriales o las entidades

descentralizadas de aquella o éstas tienen el 100% de los aportes. Las mixtas

son aquellas en cuyo capital la Nación, las entidades territoriales, o las entidades

descentralizadas de cualquier nivel administrativo tienen aportes iguales o

superiores al 50%, y las privadas son aquellas cuyo capital pertenece

mayoritariamente a particulares. Las empresas de servicios públicos deben

constituirse como sociedades por acciones o empresas industriales y comerciales

del Estado; Las sociedades por acciones a su vez pueden organizarse como

sociedades anónimas o sociedades en comandita por acciones.

30

Las empresas industriales y comerciales del Estado son organismos creados por

Ley o autorizados por ésta, que desarrollan actividades de naturaleza industrial o

comercial conforme a las reglas del derecho privado, salvo las excepciones

consagradas legalmente.

Las sociedades anónimas y las sociedades en comandita por acciones se rigen

por el contrato de sociedad, y sus estatutos sociales deben ceñirse a los artículos

18 y 19 de la Ley de Servicios Públicos, y en lo que no esté regulado en dichos

artículos se aplica lo contemplado en el Código de comercio.

Los prestadores del servicio de energía eléctrica en la Zona No Interconectada

son fundamentalmente asociaciones de usuarios, comités de energía, empresas

asociativas del trabajo, juntas de acción comunal, resguardos indígenas y juntas

administradoras de servicios públicos, de acuerdo a lo contemplado en el artículo

15 de la ley de servicios públicos.

A diciembre 31 de 1997, se encontraban inscritos en el Registro Nacional de

Prestadores de Servicios Públicos y Actividades Complementarias (RENASER)

noventa y tres (93) prestadores en la zona no interconectada; entre el 31 de

diciembre de 1996 y el 31 de diciembre de 1997, los prestadores del servicio de

energía inscritos en RENASER para las Zonas No Interconectadas se

cuadruplicaron, ya que de 24 prestadores se pasó a 93. El aumento se debió a la

labor que había venido desarrollando el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica

(ICEL), con la creación u organización de nuevos prestadores.

El ICEL era la entidad del Gobierno Nacional que tenia bajo su responsabilidad la

prestación del servicio de energía eléctrica para la Zona No Interconectada, como

lo dispuso el artículo 71 de la Ley Eléctrica, en el cual se expresa que en

cumplimiento de los artículos 365 y 368 de la Constitución Nacional, el Gobierno

Nacional por conducto del ICEL, en su calidad de empresa industrial y comercial

del Estado, era la encargada de ejecutar directamente o a través de terceros, las

31

actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía

en estas zonas del país que no estaban asignadas a otras entidades del sector

eléctrico. Para el cumplimiento de esta función debía promover las inversiones en

forma eficiente, con recursos propios, del Presupuesto Nacional y aquellos

adicionales asignados por la Ley.

En el año de 1995 el Gobierno Nacional reestructuro y adecuó el ICEL en sus

estatutos, convirtiéndola en una empresa de servicios públicos con el objeto

empresarial de ejecutar las actividades de generación, transmisión, distribución y

comercialización de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas.

El ICEL cumplía con las actividades mencionadas a través de terceros,

especialmente entidades estatales y comunidades organizadas, de acuerdo con el

siguiente esquema:

Generación: El ICEL entregó las plantas diesel de su propiedad en comodato a

las Alcaldías, a las comunidades organizadas y a las nuevas empresas de energía

creadas en la zona, las cuales se encargan de administrarlas, operarlas y

mantenerlas y de la comercialización de la energía producida.

Distribución: El ICEL era el propietario de las subestaciones y redes de

distribución en la mayoría de las localidades de la zona no interconectada, pero la

administración, operación y mantenimiento son realizadas bajo su asesoría, por

las entidades departamentales, municipales, asociaciones comunitarias, u otras

organizaciones y las nuevas empresas que se conformaron.

Comercialización: Esta actividad es desarrollada directamente por las entidades

creadas bajo la asesoría del ICEL.

Para una mejor atención de los usuarios del servicio de energía eléctrica el ICEL

se reestructuro en el actual Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones

32

Energéticas IPSE, el cual se encarga actualmente de la asesoría en las Zonas No

Interconectadas. La razón social del IPSE es la identificación, planificación y

promoción de soluciones energéticas integrales, viables financieramente y

sostenibles en el largo plazo.

A continuación se resumen las empresas así como su constitución y ubicación:

Cuadro 1. Listado de empresas electrificadoras en las ZNI.NOMBRE TIPO MUNICIPIO DEPARTAMENTO

1 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE LACHORRERA

ASOCIACION DE USUARIOS LA CHORRERA AMAZONAS

2 EMPRESA DE ENERGÍA DEL AMAZONAS S.A. E.S.P. EMPRESA S.A. E.S.P. LETICIA AMAZONAS

3 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SANMARTÍN

ASOCIACION DE USUARIOS LETICIA AMAZONAS

4 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE PUERTOSANTANDER

ASOCIACION DE USUARIOS PTO SANTANDER AMAZONAS

5 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SANFRANCISCO

ASOCIACION DE USUARIOS PUERTO NARIÑO AMAZONAS

6 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DENARANJALES


7 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE TRESESQUINAS


8 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SIETEDE AGOSTO


9 ASOCIACION DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SANJUAN DE ATAGUARI


10 EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGÍA ELECTRICADOMICILIARIA VIGIA DEL FUERTE

EMPRESA MUNICIPAL VIGIA DEL FUERTE ANTIOQUIA

11 INSTTITUTO COLOMBIANO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.ICEL

ICEL BOGOTÁ D.C. CUNDINAMARCA

12 EMPRESA MUNICIPAL DE SERVICIOS PÚBLICOS DECARTAGENA DEL CHAIRA ESP

EMPRESA MUNICIPAL DESERVICIOS PÚBLICOS

CARTAGENA DEL CHAIRA CAQUETÁ

13 ALCALDIA MUNICIPAL DEL PAUJIL ALCALDIA MUNICIPAL EL PAUJIL CAQUETÁ

14 MUNICIPIO LA MONTAÑITA -JUNTA EMPRESARIAL-ELECTRIFICADORA

JUNTA EMPRESARIAL-ELECTRIFICADORA

LA MONTAÑITA CAQUETÁ

15 ALCALDIA DE SAN LUIS DE PALENQUE ALCALDIA SAN LUIS DE PALENQUE CASANARE16 EMPRESA DE ENERGÍA DE GUAPI EMPRESA GUAPI CAUCA

17 EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LOPEZ DEMICAY ESP

EMPRESA ESP LOPEZ CAUCA

18 EMPRESA MIXTA DE SERVICIOS PÚBLICOS DEENERGÍA ELÉCTRICA DE TIMBIQUI S.A.

EMPRESA S.A. E.S.P. TIMBIQUI CAUCA

19 EMPRESAS PÚBLICAS MUNICIPALES TIMBIQUI EMPRESAS PÚBLICASMUNICIPALES

TIMBIQUI CAUCA

20 EMPRESA MIXTA DE SERVICIOS PÚBLICOS DEENERGÍA ELÉCTRICA DE ACANDY

EMPRESA MIXTA ESP ACANDI CHOCÓ

21 JUNTA ADMINISTRADORA LOCAL DE SERVICIOPÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ZAPSURRO

JUNTA ADMINISTRADORALOCAL

ACANDI CHOCÓ

22 EMPRESA DE NERGÍA DE BAHIA SOLANO S.A ESP EMPRESA S.A ESP BAHIA SOLANO CHOCÓ

23 ESP DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE BAJO BAUDO-PIZARRO S.A.

EMPRESA S.A ESP BAJO BAUDO CHOCÓ

24 ELECTRIFICADORA DEL MUNICIPIO DE BOJAYA ELECTRIFICADORA DELMUNICIPIO

BOJAYA CHOCÓ

25 ELECTRIFICADORA DEL MUNICIPIO DE JURADO ESPS.A.

ELECTRIFICADORA DELMUNICIPIO SA

JURADO CHOCÓ

26 ELECTRIFICADORA DEL MUNICIPIO DE NUQUI ESPS.A.


NUQUI CHOCÓ

27 ELECTRIFICADORA DEL MUNICIPIO DE RIOSUCIO ESPS.A.


RIOSUCIO CHOCÓ

28 EMPRESA DE SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA DEUNGUIA S.A.

EMPRESA S.A ESP UNGUIA CHOCÓ

29 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNALCACAHUAL

COMITÉ DE ENERGÍA JUNTADE ACCIÓN COMUNAL

CACAHUAL GUAINÍA

30 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL COMITÉ DE ENERGÍA JUNTADE ACCIÓN COMUNAL

GUAVIARE GUAINÍA

31 SERVICIOS PÚBLICOS DEL GUAINIA EMPRESA ESP INIRIDA GUAINÍA

32 COMITÉ DE ENERGÍA - RESGUARDO RIOATABAPO -INIRIDA

COMITÉ DE ENERGÍA -RESGUARDO

INIRIDA GUAINÍA

33

NOMBRE TIPO MUNICIPIO DEPARTAMENTO

33 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNALDE MORICHAL


INIRIDA GUAINÍA

34 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNALTABAQUEN


INIRIDA GUAINÍA

35 EMPRESA MUNICIPAL DE SERVICIOS PÚBLICOS DEENERGÍA ELECTRICA DE CALAMAR

EMPRESA MUNICIPAL ESP CALAMAR GUAVIARE

36 JUNTA ADMINISTRADORA DE SERVICIOS PÚBLICOS JUNTA ADMINISTRADORA EL RETORNO GUAVIARE

37 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL -INSPECCIÓN LA UNILLA


EL RETORNO GUAVIARE

38 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNALCERRITOS


EL RETORNO GUAVIARE

39 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍAELÉCTRICA MUNICIPAL DE MIRAFLORES

EMPRESA ESP MIRAFLORES GUAVIARE


MIRAFLORES GUAVIARE

41 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNALRAUDAL GUADALAJARA


SAN JOSE DEL GUAVIARE GUAVIARE

42 COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNALTOMACHIPAN





44 ESP EMPRESA DE SERVICIOS DE ENERGÍAELÉCTRICA Y VARIOS DE LA MACARENA S.A.

ESP Y VARIOS S.A. LA MACARENA META

45 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE URIBE ESP LA URIBE META

46 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS MUNICIPALES DEMAPIRIPAN

EMPRESA DE SERVICIOSPÚBLICOS MUNICIPALES

MAPIRIPAN META

47 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE ENERGÍAELÉCTRICA DE PUERTO CONCORDIA S.A.

EMPRESA DE SERVICIOSPÚBLICOS S.A.

PUERTO CONCORDIA META

48 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS MUNICIPALESPERLA DEL MANACACIAS

EMPRESA DE SERVICIOSPÚBLICOS MUNICIPALES

PUERTO GAITAN META

49 MUNICIPIO DE PUERTO GAITAN META MUNICIPIO PUERTO GAITAN META

50 EMPRESA MUNICIPAL DE SERVICIOS PÚBLICOS DEPUERTO RICO META

EMPRESA MUNICIPAL ESP PUERTO RICO META

51 MUNICIPIO DE PUERTO RICO META MUNICIPIO PUERTO RICO META

52 EMPRESA GENERADORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA delCHARCO

EMPRESA GENERADORA EL CHARCO NARIÑO

53EMPRESA ASOCIATIVA DE TRABAJO. DEPRESTACIÓN DE SERVICIOS DEL MUNICIPIO DEFRANCISCO PIZARRO

EMPRESA ASOCIATIVA DETRABAJO. DE PRESTACIÓN DESERVICIOS

FRANCIS PIZARRO NARIÑO

54 EMPRESA ASOCIATIVA DE TRABAJO. DE SERVICIODE ENERGÍA ELÉCTRICA LA TOLA

EMPRESA ASOCIATIVA DETRABAJO. DE SERVICIO DEENERGÍA ELÉCTRICA

LA TOLA NARIÑO

55EMPRESA ASOCIATIVA DE TRABAJO. DEPRESTACIÓN DE SERVICIOS PÚBLICOS DELMUNICIPIO DE MOSQUERA EL PORVENIR

EMPRESA ASOCIATIVA DETRABAJO. DE PRESTACIÓN DESERVICIOS PÚBLICOS DELMUNICIPIO

MOSQUERA NARIÑO

56 EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE SATINGA S.A.ESP

ESP S.A. OLAYA HERRERA NARIÑO

57 EMPRESA ASOCIATIVA DE TRABAJO MUNICIPIOROBERTO PAYAN EL AMPARO

EMPRESA ASOCIATIVA DETRABAJO

ROBERTO PAYAN NARIÑO

58 EMPRESA ASOCIATIVA DE TRABAJO DE SERVICIOSDE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ISCUANDE

EMPRESA ASOCIATIVA DETRABAJO

SANTABARBARA NARIÑO

59 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA ELCALDERO

ASOCIACIÓN DE USUARIOS ORITO PUTUMAYO

60 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SIBERIA ASOCIACIÓN DE USUARIOS ORITO PUTUMAYO61 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DEL LIBANO ASOCIACIÓN DE USUARIOS ORITO PUTUMAYO

62 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SANVICENTE DE LUZON


63 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE BATERIA- CHURUYACO


64 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DEPORTUGAL


65 EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE PUERTOLEGUIZAMO

EMPRESA DE SERVICIOSPÚBLICOS DE PUERTOLEGUIZAMO

PUERTO LEGUIZAMO PUTUMAYO

66 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DEL TETEYE ASOCIACIÓN DE USUARIOS PUERTO ASIS PUTUMAYO

67 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA LACARMELITA

ASOCIACIÓN DE USUARIOS PUERTO ASIS PUTUMAYO

68 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA LALIBERTAD


69 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE VILLAVICTORIA


70 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE PIÑUÑABLANCO


71 JUNTA ADMINISTRADORA DE ENRGÍA DE PUERTOASIS

JUNTA ADMINISTRADORA DEENRGÍA

PUERTO ASIS PUTUMAYO

34

NOMBRE TIPO MUNICIPIO DEPARTAMENTO

72 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DEMAYOYOQUE

ASOCIACIÓN DE USUARIOS PUERTO GUZMAN PUTUMAYO

73 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE JOSEMARÍA


74 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SANTALUCIA


76 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA JORDANGUISIA

ASOCIACIÓN DE USUARIOS VALLE GUAMUEZ PUTUMAYO

77 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA delAFILADOR


78 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA EL TIGRE ASOCIACIÓN DE USUARIOS VALLE GUAMUEZ PUTUMAYO79 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA - EL PLACER ASOCIACIÓN DE USUARIOS VALLE GUAMUEZ PUTUMAYO

80 ASOCIACIÓN DE USUARIOS DE ENERGÍA DE SANANTONIO DE GUAMUEZ


81 SOCIEDAD PRODUCTORA DE ENRGÍA DE SANANDRES Y PROVIDENCIA ESP. S.A.

SOCIEDAD PRODUCTORA DEENRGÍA ESP. S.A.

SAN ANDRES SAN ANDRÉS

82 ELECTRIFICADORA DE S.A.I. - PROV. ARCHIPIÉLAGOSPOWER AND LIGTH CO. S.A. ESP

ELECTRIFICADORA S.A. ESP SAN ANDRES SAN ANDRÉS

83 JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL ACARICUARA - COMITÉDE ENERGÍA

JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL -COMITÉ DE ENERGÍA

MITU VAUPÉS

84 JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL DE MACAQUIÑO -COMITÉ DE ENERGÍA


MITU VAUPÉS

85 JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL PIRACUARA - COMITÉDE ENERGÍA


MITU VAUPÉS

86 JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL TERESITA - COMITÉ DEENERGÍA


MITU VAUPÉS

87 JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL VILLA FATIMA - COMITÉDE ENERGÍA


MITU VAUPÉS

88 ASOCIACIÓN DE COLONOS DEL ALTO Y MEDIOVICHADA

ASOCIACIÓN DE COLONOS CUMARIBO VICHADA


CUMARIBO VICHADA

90 JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL - COMITÉ DE ENERGÍA JUNTA DE ACCIÓN COMUNAL -COMITÉ DE ENERGÍA

LA PRIMAVERA VICHADA

91 RESGUARDO INDIGENA - COMITÉ DE ENERGÍA RESGUARDO INDIGENA -COMITÉ DE ENERGÍA

LA PRIMAVERA VICHADA


SAN JOSE DE OCUNE VICHADA


SANTA RITA VICHADA

Fuente: IPSE, Departamento de Apoyo Empresarial. 1998

2.2 LEGISLACIÓN

A partir de la constitución de 1991, y para dar cumplimiento a los artículos 365 y

368 de la misma se reglamentaron en el año de 1994, los servicios públicos

domiciliarios con la creación de la Ley 142 y en especial el sector eléctrico con la

creación de la ley 143.

Lo planteado en la constitución de 1991, pretendía ayudar a las comunidades que

estaban desatendidas al presentar grandes carencias en cuanto a cobertura y

calidad del servicio se refiere, así como la ineficiencia e ineficacia de las empresas

prestadoras del servicio de energía; todo lo anterior era evidente teniendo en

cuenta la ausencia de políticas claras tanto para el funcionamiento propio de la

35

empresa como para el bienestar de los usuarios los cuales se veían directamente

afectados.

En la ley 142 y 143 se aclararon todos los procesos que antes no tenían

regulación y es así como entre otras múltiples disposiciones se especificó el

concepto de subsidio y sus ingerencias:

ü El subsidio es la diferencia entre lo que se paga por un bien o servicio y el

costo de éste, cuando tal costo es mayor al pago que se recibe.

ü El subsidio se da por que los servicios públicos son inherentes a la finalidad

social del Estado, es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos

los habitantes del territorio nacional.

ü El subsidio se da para que las personas de menores ingresos puedan pagar

las tarifas de los servicios públicos domiciliarios que cubran sus necesidades

básicas cumpliendo de ésta manera con la razón social del estado.

En la ley 142 se expresa que la finalidad del estado es inherente a la prestación de

servicios públicos ya que es deber del estado asegurar su prestación eficiente a

todos los habitantes del territorio nacional; y en la ley 143 se especifica la razón

social del estado al cual le corresponde alcanzar una cobertura en los servicios de

electricidad a las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la

satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos I, II y III y

los de menores ingresos del área rural a través de los diversos agentes públicos y

privados que presten el servicio, así como asegurar la disponibilidad de los

recursos necesarios para cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de los

estratos bajos y los de menores ingresos del área rural, para atender sus

necesidades básicas de electricidad; encaminado a garantizar la calidad del

servicio, mejorando la calidad de vida de los usuarios.

36

Dentro de los deberes del Estado concernientes a la política subsidiaria a éste le

corresponde la ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que

compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios, establecer un

régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con

los preceptos de equidad y solidaridad asegurar la protección de los derechos de

los usuarios y el cumplimiento de sus deberes. Además le corresponde alcanzar

una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores

del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios

de los estratos I, II y III y los de menores recursos del área rural, a través de los

diversos agentes públicos y privados que presten el servicio.

Para el cumplimiento de éstas políticas se deben asegurar la disponibilidad de los

recursos necesarios para cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de los

estratos I, II y III y los de menores ingresos del área rural, para atender sus

necesidades básicas de electricidad.

Equidad y Calidad en el servicio

Por el principio de equidad el Estado propenderá por alcanzar una cobertura

equilibrada y adecuada en los servicios de energía en las diferentes regiones y

sectores del país, para garantizar la satisfacción de las necesidades básicas de

toda la población.

El principio de continuidad implica que el servicio se deberá prestar aún en casos

de quiebra, liquidación, intervención, sustitución o terminación de contratos de las

empresas responsables del mismo, sin interrupciones diferentes a las

programadas por razones técnicas, fuerza mayor, caso fortuito, o por las

sanciones impuestas al usuario por el incumplimiento de sus obligaciones.

37

El principio de eficiencia obliga a la correcta asignación y utilización de los

recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo

económico.

Objetivos del Estado

Abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y

de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y

eficiente de los diferentes recursos energéticos del país así como mantener y

operar todas las instalaciones preservando la integridad de las personas, de los

bienes y del medio ambiente y manteniendo los niveles de calidad y seguridad

establecidos.

Competencia de los municipios

Asegurar que se presten a sus habitantes, de manera eficiente, los servicios

domiciliarios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía eléctrica, y telefonía

pública básica conmutada, por empresas de servicios públicos de carácter oficial,

privado o mixto, o directamente por la administración central del respectivo

municipio.

Disponer el otorgamiento de subsidios a los usuarios de menores ingresos, con

cargo al presupuesto del municipio, de acuerdo con lo dispuesto en la ley 60/93 y

la ley 142.

Estratificar los inmuebles residenciales de acuerdo con las metodologías trazadas

por el Gobierno Nacional.

Competencia de los departamentos

38

Asegurar que se presten en su territorio las actividades de transmisión de energía

eléctrica, por parte de empresas oficiales, mixtas o privadas.

Apoyar financiera, técnica y administrativamente a las empresas de servicios

públicos que operen en el Departamento o a los municipios que hayan asumido la

prestación directa, así como a las empresas organizadas con participación de la

Nación o de los Departamentos para desarrollar las funciones de su competencia

en materia de servicios públicos.

Derecho de los usuarios

Obtener de las empresas la medición de sus consumos reales mediante

instrumentos tecnológicos apropiados, dentro de plazos y términos que para los

efectos fije la comisión reguladora, con atención a la capacidad técnica y

financiera de las empresas o a las categorías de los municipios establecida por la

ley.

Función social de las entidades prestadoras de servicios públicos

Asegurar que el servicio se preste en forma continua y eficiente, además facilitar a

los usuarios de menores ingresos el acceso a los subsidios que otorguen las

autoridades.

Competencia de los Ministerios.

El Ministerio de Minas y Energía, junto con el Ministerio de Desarrollo, tendrán, las

siguientes funciones:

Identificar el monto de los subsidios que debería dar la Nación para el respectivo

servicio público, y los criterios con los cuales deberían asignarse; y hacer las

propuestas del caso durante la preparación del presupuesto de la Nación

39

En cuanto al régimen tarifario.

El régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica,

neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y

transparencia.

Es deber de la CREG, Definir los factores que deban aplicarse a las tarifas de

cada sector de consumo con destino a cubrir los subsidios a los consumos de

subsistencia de los usuarios de menores ingresos. Estos factores deben tener en

cuenta la capacidad de pago de los usuarios de menores ingresos, los costos de

la prestación del servicio y el consumo de subsistencia que deberá ser establecido

de acuerdo a las regiones.

Aplicación de los criterios de solidaridad y redistribución de ingresos.

Las comisiones de regulación exigirán gradualmente a todos quienes prestan

servicios públicos que distingan en las facturas entre el valor que corresponde al

servicio y el factor que se aplica para dar subsidios a los usuarios de los estratos 1

y 2. Igualmente, definirán las condiciones para aplicarlos al estrato 3. Los

concejos municipales están en la obligación de crear "fondos de solidaridad y

redistribución de ingresos", para que al presupuesto del municipio se incorporen

las transferencias que a dichos fondos deberán hacer las empresas de servicios

públicos, según el servicio de que se trate.

Los recursos de dichos fondos serán destinados a dar subsidios a los usuarios de

estratos 1, 2 y 3, como inversión social; de igual manera se sujetarán los fondos

distritales y departamentales que deberán ser creados por las autoridades

correspondientes en cada caso.

40

Los recaudos que se obtengan al distinguir en las facturas de energía eléctrica y

gas combustible y que den origen a superávit, después de aplicar el factor para

subsidios se incorporarán al presupuesto de la nación (Ministerio de Minas y

Energía), en un "fondo de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos",

donde se separen claramente los recursos y asignaciones de estos dos servicios y

que el congreso destinará, como inversión social, a dar subsidios que permitan

generar, distribuir y transportar energía eléctrica y gas combustible a usuarios de

estratos bajos, y expandir la cobertura en las zonas rurales preferencialmente para

incentivar la producción de alimentos y sustituir combustibles derivados del

petróleo.

En el evento de que los "fondos de solidaridad y redistribución de ingresos" no

sean suficientes para cubrir la totalidad de los subsidios necesarios, la diferencia

será cubierta con otros recursos de los presupuestos de las entidades del orden

nacional, departamental, distrital o municipal. Lo anterior no obsta para que la

nación y las entidades territoriales puedan canalizar, en cualquier tiempo, a través

de estos fondos, los recursos que deseen asignar a subsidios. En estos casos el

aporte de la nación o de las entidades territoriales al pago de los subsidios no

podrá ser inferior al 50% del valor de los mismos.

Empresas de servicios públicos

Los subsidios se pagarán a las empresas distribuidoras y cubrirán no menos del

90% de la energía equivalente efectivamente entregada hasta el consumo de

subsistencia a aquellos usuarios que por su condición económica y social tengan

derecho a dicho subsidio según lo establecido por la ley.

Prestación directa de servicios por parte de los municipios.

41

Los municipios prestarán directamente los servicios públicos de su competencia,

cuando las características técnicas y económicas del servicio, y las conveniencias

generales lo permitan y aconsejen.

De acuerdo con el artículo 336 de la Constitución Política, la autorización para que

un municipio preste los servicios públicos en forma directa no se utilizará, en caso

alguno, para constituir un monopolio de derecho.

Masificación del uso de los servicios públicos domiciliarios.

Con el propósito de incentivar la masificación de estos servicios las empresas

prestatarias de los mismos otorgarán plazos para amortizar los cargos de la

conexión domiciliaria, incluyendo la acometida y el medidor, los cuales serán

obligatorios para los estratos 1, 2 y 3.

En todo caso, los costos de conexión domiciliaria, acometida y medidor de los

estratos 1, 2 y 3 podrán ser cubiertos por el municipio, el departamento o la nación

a través de aportes presupuéstales para financiar los subsidios otorgados a los

residentes de estos estratos que se beneficien con el servicio y, de existir un saldo

a favor de la persona prestadora del servicio, se aplicarán los plazos establecidos

en el inciso anterior, los cuales, para los estratos 1, 2 y 3, por ningún motivo serán

inferiores a tres (3) años, salvo por renuncia expresa del usuario.

42

Forma de subsidiar

Las entidades señaladas en el artículo 368 de la Constitución Política podrán

conceder subsidios en sus respectivos presupuestos de acuerdo a las siguientes

reglas:

- Deben indicar específicamente el tipo de servicio subsidiado.

- Se señalará la entidad prestadora que repartirá el subsidio.

- El reparto debe hacerse entre los usuarios como un descuento en el valor de la

factura que éste debe cancelar, conforme a lo dispuesto en la ley y en las

ordenanzas y acuerdos según el caso

- El Presidente y los gobernadores podrán suspender a los alcaldes cuando

sean negligentes en la aplicación de las normas relativas al pago de los

subsidios; o cuando las infrinjan de cualquier otra manera

- Los subsidios no excederán, en ningún caso, del valor de los consumos

básicos o de subsistencia. Los alcaldes y los concejales tomarán las medidas

que a cada uno correspondan para crear en el presupuesto municipal, y

ejecutar, apropiaciones para subsidiar los consumos básicos de acueducto y

saneamiento básico de los usuarios de menores recursos y extender la

cobertura y mejorar la calidad de los servicios de agua potable y saneamiento

básico, dando prioridad a esas apropiaciones, dentro de las posibilidades del

municipio, sobre otros gastos que no sean indispensables para el

funcionamiento de éste. La infracción de este deber dará lugar a sanción

disciplinaria.

43

- La parte de la tarifa que refleje los costos de administración, operación y

mantenimiento a que dé lugar el suministro será cubierta siempre por el

usuario; la que tenga el propósito de recuperar el valor de las inversiones

hechas para prestar el servicio podrá ser cubierta por los subsidios, y siempre

que no lo sean, la empresa de servicios públicos podrá tomar todas las

medidas necesarias para que los usuarios las cubran. En ningún caso el

subsidio será superior al 15% del costo medio del suministro para el estrato 3,

al 40% del costo medio del suministro para el estrato 2, ni superior al 50% de

éste para el estrato 1.

- Los subsidios sólo se otorgarán a los usuarios de inmuebles residenciales y a

las zonas rurales de los estratos 1 y 2; las comisiones de regulación definirán

las condiciones para otorgarlos al estrato 3.

- Cuando los Concejos creen los fondos de solidaridad para subsidios y

redistribución de ingresos y autoricen el pago de subsidios a través de las

empresas pero con desembolsos de los recursos que manejen las tesorerías

municipales, la transferencia de recursos se hará en un plazo de 30 días,

contados desde la misma fecha en que se expida la factura a cargo del

municipio. Para asegurar la transferencia, las empresas firmarán contratos con

el municipio.

- Los subsidios que otorguen la Nación y los departamentos se asignarán,

preferentemente, a los usuarios que residan en aquellos municipios que tengan

menor capacidad para otorgar subsidios con sus propios ingresos. En

consecuencia y con el fin de cumplir cabalmente con los principios de

solidaridad y redistribución no existirá exoneración en el pago de los servicios

de que trata esta ley para ninguna persona natural o jurídica.

Presupuesto y fuentes de los subsidios.

44

El valor de los aportes para cada sector de consumo será definido anualmente por

la CREG.

Los recursos para los subsidios provienen de los estratos ( 5 y 6 ), y los usuarios

comerciales e industriales, hasta un máximo de 20% del valor del servicio.

En los presupuestos de la Nación y de las entidades territoriales, las apropiaciones

para inversión en acueducto y saneamiento básico y los subsidios se clasificarán

en el gasto público social, como inversión social, para que reciban la prioridad que

ordena el artículo 366 de la Constitución Política. Podrán utilizarse como fuentes

de los subsidios los ingresos corrientes y de capital, las participaciones en los

ingresos corrientes de la Nación, los recursos de los impuestos para tal efecto de

que trata esta ley, y para los servicios de acueducto, alcantarillado y aseo los

recursos provenientes del 10% del impuesto predial unificado al que se refiere el

articulo 7 de la ley 44 de 1990. En ningún caso se utilizarán recursos del crédito

para atender subsidios. Las empresas de servicios públicos no podrán subsidiar

otras empresas de servicios públicos.

Cuando se trate de otorgar subsidios con recursos nacionales, la Nación podrá

exigir, antes de efectuar los desembolsos, que se consiga certificado de la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en el sentido de que la

estratificación se hizo en forma correcta. Cuando se trate de otorgar subsidios con

recursos departamentales, cada Departamento establecerá sus propias normas.

Las que limitan la libertad de estipulación del suscriptor o usuario en sus contratos

con terceros, y las que lo obligan a comprar sólo a ciertos proveedores. Pero se

podrá impedir, con permiso expreso de la comisión, que quien adquiera un bien o

servicio a una empresa de servicio público a una tarifa que sólo se concede a una

clase de suscriptor o usuarios, o con subsidios, lo revenda a quienes normalmente

habrían recibido una tarifa o un subsidio distinto.

45

3. SUBSIDIOS EN OTROS PAÍSES DE LA REGIÓN ANDINA

Así como en Colombia hay otros países de la región andina que viven o han vivido

la problemática de los subsidios; hay países como Ecuador, que por su

dimensiones territoriales y su modesta posición económica no necesitan políticas

elaboradas de subsidios permitiéndoles manejar de forma muy simple las

poblaciones menos favorecidas; lo cual fue expresado en el estudio realizado por

Rossana Mostajo, Impacto Distributivo de Subsidios Directos e Indirectos, Guía

Metodológica – Caso Ecuador – 1997. Los países con economías un poco más

fuertes, que poseen extensiones territoriales considerables, manejan una política

subsidiaria similar a la Colombiana. Perú y en Argentina son países similares al

nuestro que nos permiten observar la evolución que han tenido en materia

subsidiaria así como sus políticas, recursos, expectativas y experiencias;

brindando posibles soluciones al caso Colombiano. A continuación se presentan

los analisis de las situaciones de dos países de la región como son Perú y

Argentina, con el fin de utilizar sus experiencias en el tema de subsidios, de tal

manera que, de acuerdo al contexto colombiano, sea posible tomar y aplicar

políticas útiles refentes al tema de las ZNI colombianas.

3.1 CASO PERUANO

El presente caso, es un resumen del estudio hecho por las Naciones Unidas en el

documento: Las Reformas Energéticas y el Uso Eficiente de la Energía en el Perú.

Comisión Económica para América Latina y el Caribe, CEPAL. Por Humberto

Campodónico. Chile, 1998. Donde indica que la explotación de la energía primaria

en el Perú tiene un importante componente en la producción de petróleo, que

representa el 48% del total de energía producida, mientras que la hidro energía

representa el 10.8%; y el gas natural 6.5%. Es importante aclarar que la leña

contribuye con un 29.6%, lo que demuestra la mala calidad en cuanto al consumo

46

energético se refiere; adicionalmente el bagaso, el carbón mineral y otros

representan 5.1%.

En cuanto a la población se tiene que el coeficiente de electrificación por habitante

ha aumentado en los últimos años elevándose a 68% en 1997, no obstante sigue

siendo uno de los más bajos de América Latina. A modo de comparación, los

países del cono sur tienen un coeficiente de electrificación por habitante superior

al 90%. Brasil y Colombia se encuentran en niveles de 72 y 82 % respectivamente,

mientras que Bolivia y Paraguay tienen niveles de 56%; el Perú tenía previsto

llegar al 75% a finales del 2000, pero según el Ministerio de Energía y Minas de

ese país en su informe de febrero del 2001, solo se alcanzo un coeficiente de

electrificación por habitante del 73%.

La capacidad de potencia de energía eléctrica ascendió a 3410 MW en 1996 para

los sistemas interconectados donde el 59.5% le correspondió a las centrales

hidroeléctricas y el 35.5% a centrales térmicas y las térmicas a gas natural que

representa el 5% del total. Hacia el año de 1992 la ley de concesiones eléctricas

y en función de la libre competencia separó las actividades de generación,

transmisión y distribución para ser realizadas por el sector privado. Creando

también la Comisión de tarifas eléctricas del Perú (CTE) que es el ente regulador

del sector; sus tarifas incluyen factores exclusivamente económicos sin tener en

cuenta el uso racional de energía; Así como en otros países de la región Perú

tiene proyectos para implantar “tarifas Sociales” dirigidos a pequeños

consumidores de energía que son justamente los de más bajos ingresos. Pero fue

hasta los años 1994 y 1995 que se llevó a cabo el 27% del total de las

privatizaciones, lo que ha cambiado el esquema institucional, sobretodo en la

industria petrolera, lo que no se ha traducido en un beneficio al consumidor, lo que

es un problema de eficiencia energética. La eficiencia no debería medirse por el

nivel de crecimiento de sus utilidades (que puede aumentar sólo por que las tarifas

de energía se eleven) sino por la calidad y el precio del servicio que se otorga. En

éste sentido es muy importante la CTE.

47

Las últimas metodologías de uso racional de energía contemplan campañas y

planes de eficiencia energética; la instalación de módulos fotovoltaicos en

localidades aisladas y fronterizas, el aprovechamiento de la energía eólica y la

instalación de villas solares, las cuales aun no tienen objeto definido ni eco en la

población.

Oferta y Demanda de Energía

La producción de la energía en el Perú esta distribuida así:

Figura 1. Producción de energía en el Perú.Fuente: NACIONES UNIDAS Las Reformas Energéticas y el Uso Eficiente de la Energía en elPerú. Comisión Económica para América Latina y el Caribe, CEPAL. Humberto Campodónico.Chile, 1998.

En el sector residencial se nota un gran consumo de leña, esto obedece a que en

las zonas rurales sin electrificación predomina el uso de este recurso,

principalmente en cocción de alimentos. La producción de energía eléctrica esta

distribuida de la siguiente manera: 59.8% por centrales hidro eléctricas, 35.5% por

centrales térmicas y un 5% en generación por gas natural.

REFORMAS ENERGETICAS EN EL PERÚ

En julio de 1990 en Perú se instauró un programa de estabilización

macroeconómica que tenía como objeto disminuir la inversión del estado en las

USO DE ENERGÍA PRIMARIA EN EL PERÚ

Petroleo47%

Leña30%

Bagazo, Carbón Mineral y Otros

5%

Recurso Hídrico11%

Gas Natural7%

48

actividades económicas permitiendo la interacción de otros agentes. La

constitución Peruana de 1993 dispone que la actividad empresarial del estado,

directa o indirecta, es subsidiaria y que se puede ejercer sólo por razones de

interés público o de alta conveniencia nacional. Para éste efecto las empresas

distribuidoras regionales, la privatización por modalidad de capitalización esta

orientada a que el compromiso de inversión se realice aumentando la distribución

de energía eléctrica en zonas rurales; ahora que no esta en el futuro próximo, la

venta de sistemas aislados de generación.

SUBSIDIOS A LAS TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En septiembre de 1997, se declararon los subsidios a las tarifas eléctricas para la

población pobre que no cuente con los recursos económicos para pagarlas y que

tengan un bajo consumo de energía, ( menos de 60 kWh ).

La propuesta de otorgar subsidios a las tarifas creó un debate pues algunos

opinaron que:

� No debían otorgarse subsidios, pues significaría romper con el modelo de

fijación de tarifas y la vuelta a un esquema de subsidios generalizados.

� Hubo propuestas que incidieron en el elevado nivel de ganancias de las

compañías eléctricas por lo que se podrían reducir las tarifas eléctricas y

disminuiría las ganancias, permitiendo niveles de rentabilidad adecuados y no

evitaría que se otorguen subsidios.

� Otras proponían que el Estado subsidie el consumo de los sectores pobres,

pero sin disminuir el nivel de las tarifas eléctricas, es decir, que el subsidio que

cubriría la parte que el poblador no puede pagar sea entregado directamente

por la empresa concesionaria.

49

El esquema final propuesto fue el siguiente: en las concesiones a otorgarse

próximamente, el Estado seguirá invirtiendo en obras de electricidad a través del

Programa Nacional de Electrificación. Estos activos serán entregados en

administración al adjudicatario de la concesión: “ La empresa concesionaria tendrá

la obligación de administrar los proyectos de distribución que el Estado ejecute

dentro de su área de influencia, cobrando un cargo por operación y mantenimiento

por usuario”.1

En este caso, el subsidio radica en que la tarifa que cobre el operador no incluye

la recuperación de la inversión, porque ésta la haría el Estado. Si los pobladores

no pueden pagar el mantenimiento y la administración del servicio, también habría

subsidio para esos servicios, siempre que se trate de activos del Estado. En los

casos en que estos activos ya sean de propiedad de los concesionarios, ya no se

aplicarán los subsidios. Al momento de privatizarse las empresas regionales de

distribución de electricidad, el Estado no recuperará la inversión efectuada, lo que

permitirá bajar las tarifas de eléctricas en beneficio de los pueblos pequeños y

aislados.

El Perú tiene entre sus objetivos a mediano y largo plazo: aumentar su parque

generador donde se incluyen nuevas tecnologías, además la construcción de

líneas de interconexión, así como programas de eficiencia energética, de

reducción de pérdidas y finalmente la promoción del uso racional de energía.

En este informe se observa, que para las ZNI en Colombia, las privatizaciones no

necesariamente se traducen en un beneficio para el usuario final, sino que esto

puede ser útil para el inversionista pero no para la comunidad. En Colombia se

emplea una estructura tarifaria única, que impide diferenciar las tarifas para

diferentes usuarios con diferentes características en sus capacidades de pago, lo

que no permite tener las tarifas sociales que beneficien a los menos favorecidos.

1 Proyecto de Ley para la privatización de empresas regionales de electricidad en el Perú

50

3.2 CASO ARGENTINO

El presente caso, es un resumen del estudio hecho por las Naciones Unidas en el

documento: Regulación en el Sector Eléctrico Argentino, Centro de estudios

económicos de la regulación, CEER. Comisión Económica para América Latina y

el Caribe, CEPAL. Por Carlos Adrián Romero. Argentina, 1998. Donde indica que

al momento de las privatizaciones había gran capacidad de oferta de generación

aunque con un alto grado de indisponibilidad; Provocando que las inversiones

necesarias para resolver el problema de oferta se concentran en recomponer los

niveles de indisponibilidad horaria de las máquinas. La inversión promedio, en el

sector, entre los años 1993 y 1997 fue de 500 millones de dólares. Las empresas

públicas Argentinas no alcanzaban a cubrir los requerimientos de la demanda en

el corto y largo plazo por problemas con el sistema de incentivos, falta de

funcionamiento y en parte a la necesidad de recursos fiscales; fue por ésta razón

que en la década de los ’90 el estado reformó el sector resolviendo aceptar mayor

participación privada. Luego se pensó en conformar un mercado que ofreciera

señales económicas para una eficiente satisfacción de la demanda de electricidad.

La actividad se reorganizó con las privatizaciones y a partir del ’92 se reguló con la

ley 24065; luego se observó una gran cantidad de agentes que actúan en el

mercado tanto en oferta como en demanda, un mayor nivel de calidad del sistema

y una mayor producción de energía de las plantas existentes debidas a menores

salidas de servicio no programadas; además los precios mayoristas han

descendido como resultado de la competencia en la producción de energía.

Al igual que en Colombia se definió un sistema de transmisión nacional STN al

que están ligados un mercado mayorista tanto en oferta como en demanda y

algunos otros encargados de distribuir la energía. El otro grupo pertenece a las

zonas aisladas y como su nombre lo indica corresponde a las regiones que no se

encuentran vinculadas al mercado mayorista; en el caso de la generación se

denomina generación aislada y cuando el estado provincial era propietario, fue

51

trasferido al sector privado junto con las empresas distribuidoras. La generación

en zonas aisladas sustituye inversiones en distribución cuando éstas no son

factibles por razones técnicas y/o económicas.

Aspectos regulatorios:

La legislación vigente incluye en sus artículos que “los distribuidores satisfagan

toda la demanda de servicios de electricidad que les sea requerida” (Art. 21, ley

24.065 de energía eléctrica). También corresponde a las distribuidoras efectuar

todas las inversiones necesarias con el propósito de cumplir con las obligaciones

asumidas en la prestación del servicio público a cargo de ellas.

En tal sentido, las tarifas a los usuarios finales incluyen en su estructura un

término que representa la remuneración a la empresa por la actividad de

distribución y comercialización de energía que contempla los costos de las

inversiones necesarias para la expansión y reposición de redes, de operación y

mantenimiento de los equipos e instalaciones dedicados al servicio y atención

comercial al usuario, de acuerdo al costo incremental promedio correspondiente al

crecimiento de demanda estimado para el periodo tarifario.

Sin embargo, existen determinadas excepciones respecto a la obligación de

suministro por parte de las distribuidoras, de acuerdo a la ubicación de los

usuarios respecto a la red de distribución. Para éste caso la metodología en el

caso de las distribuidoras para abastecer a los usuarios de las áreas no

electrificadas ha sido el de que éstos financien la inversión necesaria para acceder

al suministro, a cuenta de un crédito en energía a su favor equivalente a dicho

monto que irá acreditándose a medida que consuma; esto siempre y cuando la

nueva solicitud de conexión se encuentre en una zona donde no existan

instalaciones de distribución, o se requiera la ampliación de un suministro

existente, para el que deban realizarse modificaciones substanciales sobre las

redes preexistentes, en este caso la empresa distribuidora podrá solicitar al

52

usuario una contribución especial reembolsable. Lo anterior sólo con autorización

del ente regulador.

Por el contrario, es el estado quien asegura el carácter general de la prestación

del servicio, posibilitando el consumo a aquellos sectores de menos recursos a

través del pago de tarifas diferenciales. El marco regulatorio establece

específicamente el uso de mecanismos directos, como los subsidios explícitos,

cuya contrapartida es la asignación de fondos específicos provenientes de

partidas del presupuesto nacional para subsidiar a determinados grupos de

consumidores como los jubilados y las entidades de bien público sin fines de lucro.

Por otro lado, fija un impuesto a las compras de energía eléctrica, que conformará

un fondo destinado a subsidiar las tarifas a usuarios finales provinciales, así como

a la promoción de nuevas tecnologías para atender localidades dispersas.

Inversiones:

En las zonas aisladas de Argentina, tiene un papel preponderante la financiación

de las inversiones de distribución y generación aislada teniendo como ente

director el Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE).

El FNEE tiene como finalidad la asignación de subsidios para el desarrollo

eléctrico regional. Se constituye con un recargo de 2.4 $/MWh sobre las tarifas

que paguen los compradores del mercado mayorista, es decir las empresas

distribuidoras y los grandes usuarios, de la misma manera por los reembolsos más

sus intereses de los préstamos que hagan con los recursos del fondo.

Esos fondos, administrados por el Consejo Federal de Energía, tienen por destino:

ü Fondo subsidiario para compensaciones regionales de tarifas a usuarios

finales: 60%. El consejo asignará las partidas anualmente, distribuyendo

53

entre las provincias que hayan adherido a los principios tarifarios

contenidos en la ley.

ü Fondo para el Desarrollo Eléctrico del Interior: 40% ( FEDEI )

El Fondo para el Desarrollo Eléctrico del Interior puede ser utilizado por las

provincias para realizar obras de electrificación:

~ Construcción o ampliación de centrales térmicas o hidráulicas de

generación.

~ Provisión de plantas de generación eléctricas fijas o transportables.

~ Sistemas de subtransmisión y distribución eléctrica.

~ Rehabilitación de sistemas de distribución urbana y rural.

~ Adquisición de sistemas de generación de energía eléctrica con tecnologías

no convencionales.

Fondo subsidiario para compensaciones regionales de tarifas a usuarios finales,

como su nombre lo indica, tiene por objeto subsidiar las tarifas a los usuarios

finales, como la población rural dispersa y los “regantes” (usuarios rurales que

utilizan la energía eléctrica fundamentalmente con fines de riego).

Según el estudio –– Regulación en el Sector Eléctrico Argentino, Centro de

estudios económicos de la regulación, CEER. Comisión Económica para América

Latina y el Caribe, CEPAL. Carlos Adrián Romero. Argentina, 1998 ––, existen en

Argentina 2.5 millones de personas y 6000 (escuelas o tiendas) sin suministro de

energía eléctrica que, por estar ubicados en áreas alejadas de la red de

distribución, no resulta rentable el mantenimiento de las líneas para abastecerlos e

inclusive la imposibilidad técnica de hacerlo.

La solución brindada a estos usuarios ha sido de dos tipos: por un lado la

adoptada en las concesiones de las distribuidoras de jurisdicción nacional, donde

54

se prevé un mecanismo de contribución especial reembolsable ( en energía ) a

cargo de los usuarios de las áreas rurales no electrificadas. Por otro lado, la

dispuesta en las distribuidoras donde se consideró dos áreas de concesión

diferenciadas, según sus características:

§ Mercado Concentrado, es el que esta conectado con el sistema nacional o

provincial de distribución y a los sistemas aislados de generación con redes

locales.

§ Mercado disperso, que abarca el resto del territorio provincial ( sin

suministro eléctrico ).

Debido a que este mercado tiene características específicas que hacen que no

sea óptima la extensión de las redes de distribución para proveer energía a los

usuarios dispersos, se busca abastecer a la población de estas áreas a través de

sistemas alternativos ( fotovoltaicos, eólicos, pch’s y sistemas diesel).

En este informe sobre Argentina se observa, contrario al caso anterior, que las

privatizaciones beneficiaron al usuario final, siendo también útil para el

inversionista cuando se crean incentivos en el consumo de energía. En Colombia;

el IPSE que es el encargado del tema de las ZNI, no crea los incentivos

necesarios que convierta a las electrificadoras en atractivos focos de inversión,

para los agentes privados. Por otro lado; los aportes que por concepto del

mercado mayorista, se hacen a los subsidios ( 2.4$/MWh ), crean un fondo

importante para subsanar los vacíos económicos que se presentan.

55

4. ANÁLISIS DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS

Es necesario en nuestro estudio, analizar profundamente, las características y

situaciones que se tendrán en cuenta en el diseño metodológico y así poder llegar

a una formulación lo más aproximada posible. Para tener una referencia

geográfica más aproximada de las zonas no interconectadas, se ilustran a

continuación algunos mapas Colombianos que nos permitirán ubicar las ZNI, así

como las distancias que se deben librar para tener acceso a los combustibles por

vías terrestre y fluvial navegable. Los mapas que nos indican lo anterior son los

siguientes:

ü Mapa Político: (Figura 2). Indica la distribución departamental de Colombia,

permitiendo ubicar las zonas estudiadas.

ü Mapa Regional: (Figura 3). Ilustra los departamentos que se encuentran en la

región Andina, cuyo servicio de energía, es de buena calidad; y los

departamentos alejados de las coordilleras, que se encuentran en las regiones

Orinoquía y Amazonía, que reciben un deficiente servicio.

ü Mapa de las ZNI: (Figura 4). Expresa claramente la región interconectada de

la Zona NO Interconectada

ü Mapa Vial: (Figura 5). Ratifica el mapa anterior, mostrando que las vías

importantes estan en las zonas interconectadas.

ü Mapa de Ríos Navegables: (Figura 6). Muestra que en algunos casos es el

único medio de transporte viable para llevar el combustible a las ZNI.

56

Figura 2. Mapa Político de ColombiaFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997.

57

Figura 3. Mapa Regional de ColombiaFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

58

Figura 4. Mapa de las ZNIFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

59

Figura 5. Mapa Vial de ColombiaFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

60

Figura 6. Mapa de Ríos NavegablesFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

A continuación se analizarán las características sociales, económicas y técnicas

de las ZNI y se describirán algunos parámetros de cada una de ellas, así:

61

4.1 CARACTERÍSTICAS SOCIALES

Estas zonas particularmente se encuentran en territorios alejados del país donde

no es muy fácil tener contacto con otras regiones y por lo tanto el intercambio

comercial entre ellas es mínimo, lo cual hace que el nivel de desarrollo sea

limitado.

Al tener accesos limitados, la población tiende a decrecer en su calidad de vida y a

incrementar sus necesidades básicas. En el estudio hecho por las Banco Mundial

en el documento: Meeting Basic Needs: An Overview. Mahbuh ul Haq y Shahid

Javed Burky. Ed. BM.1980. Expresa las características de las poblaciones

latinoamericanas de menores ingresos y las clasifica en líneas, los cuales

representan los niveles de ingreso y pobresa en los que se encuentran las

poblaciones. Con respecto a Colombia, el estudio, Indica que la brecha entre con

respecto a la línea de pobreza, aumentó de 39.8% en 1996 a 41% en 1999, es

decir los pobres necesitan más ingresos para alcanzar la línea de pobreza.

Adicionalmente, el Índice de Condiciones de Vida (ICV) creció en forma sostenida,

cerca de un punto anual, entre 1985 y 1991, año a partir del cual se estabiliza,

tanto en el total como en los factores que lo componen.

En 1999, un poco más de la quinta parte de la población colombiana tenía

ingresos inferiores a la línea de indigencia, es decir que más de ocho millones de

personas no lograban obtener el ingreso necesario para cubrir el costo de la

canasta básica de alimentos. Las reducciones en la inversión privada y publica no

significan necesariamente crecimiento bajo de la producción.

Se muestra en los resultados del estudio antes mencionado, que si se gastan

fondos adicionales del gobierno en actividades orientadas a necesidades humanas

esenciales, lo que se gana en productividad podría más que compensar la

reducción de la inversión.

62

4.1.1. Influencia de los Grupos Armados en las ZNI

Las zonas más deprimidas del territorio colombiano pertenecen en su mayoría a

las zonas no interconectadas, la influencia del conflicto armado ocasiona, entre

otros múltiples problemas, los desplazamientos poblacionales; Adicionalmente,

dificulta el mantenimiento continuo de la información que sobre las zonas se tiene.

Las localidades diezmadas por efecto de los conflictos armados, centran su

atención en la recolección y procesamiento de los cultivos ilícitos, necesitando

para ello una infraestructura diferente a la que requiere una familia normal que

posea cultivos que no requieran procesamiento especial.

Las poblaciones dedicadas a los cultivos ilícitos tienen asociado a su producción,

unos altos ingresos, como lo expresa el cuadro 2, lo que les permite a esos

usuarios tener su propio e independiente sistema de generación

La proloferación de los cultivos ilícitos ha crecido significativamente en los últimos

años, como se indica en la figura 7, ocacionando una gran disparidad en los

ingresos de los habitantes; es así como las migraciones continuas de una

población a otra, ocacionadas por la violencia que los cultivos generan, crean no

solo el abandono de localidades completas, sino que tambien limita el estudio de

las reales necesidades que tiene la población en cuanto a su calidad de vida y su

sostenimiento hacia el futuro. Se debe tener en cuenta que los ingresos, que por

concepto de los cultivos ilícitos, tienen estas poblaciones, muy posiblemente no se

mantendrán por muchos años.

Todo lo anterior demuestra que los cultivos ilícitos no sólo traen mucho dinero sino

violencia, que es el componente fundamental de los grandes desplazamientos de

campesinos que habitan las poblaciones objetivo de las ZNI.

63

Cuadro 2. Ingresos de los Cultivadores de Coca2

Fuente: El Laboratorio del Plan, En: Semana. Septiembre 11, 2000. p 32 - 36

Los cultivadores de coca continúan ganando cada vez más dinero, según la

Asociación de Instituciones Financieras de Colombia “ ANIF “, Colombia posee

una participación de más del 70% del mercado mundial de coca.

Figura 7. Participación de Colombia en el cultivo mundial de cocaFuente: El Laboratorio del Plan,En: Semana. Septiembre 11, 2000. p 34

2 Las cifras son en pesos por hectárea, después del segundo año los costos se estabilizan. Enpromedio cada cultivador tiene tres hectáreas.

¿ Cuanto Gana un Cultivador de Coca ?Gastos

Mano de obra Primer año Segundo Año

Preparación de terreno $ 340.000 $ 340.000Siembra $ 300.000 $ 300.000Mantenimiento $ 488.000 $ 854.000Cosecha $ 280.000 $ 1.200.000Procesamiento $ 135.333 $ 502.667

InsumosInsecticidas y Herbicidas $ 138.225 $ 448.794Procesamiento $ 1.760.000 $ 8.320.000Transporte $ 258.000 $ 340.000Impuestos $ 150.000 $ 250.000

Rendimiento del Cultivo $ 5.600.000 $ 20.800.000

PARTICIPACIÓN COLOMBIANA EN EL CULTIVO MUNDIAL DE COCA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999

AÑOS

[ % ]

14,5%

66,9%

64

Al intentar realizar una adecuada metodología nos encontramos con

las grandes y continuas variaciones poblacionales que tienen las

localidades, convirtiéndose no sólo en un problema social sino que

impiden crear estrategias que permitan mejorar la calidad de vida de

éstos pueblos por medio de la electrificación.

4.1.2 Necesidades Básicas Insatisfechas

Pese al nivel de crecimiento que ha tenido Colombia, en los últimos 30 años,

existen personas que permanecen atrapadas en la pobreza absoluta, una

condición de vida tan limitada por la malnutrición, las enfermedades, el

analfabetismo, la baja esperanza de vida y las elevadas tasas de mortalidad

infantil, que es inferior a toda definición racional de dignidad humana.

Si no se emprenden esfuerzos para incorporar a estas personas al proceso de

desarrollo, ninguna medida factible de redistribución del ingreso, ya de por si

insuficiente, puede alterar fundamentalmente las circunstancias que contribuyen a

su pobreza.

Por lo tanto, la única esperanza práctica de reducir la pobreza absoluta es ayudar

a los pobres a aumentar su productividad; los gobiernos de los países en

desarrollo deben proporcionar a los que viven en la pobreza absoluta, en sus

respectivas sociedades, un mayor acceso a los servicios públicos esenciales, los

cuales son claves para que los pobres puedan satisfacer sus necesidades

básicas; las cuales no son primordialmente un concepto de bienestar social, ya

que con frecuencia el mejoramiento de la calidad de vida de la sociedad

contribuye significativamente al incremento de la productividad. Como se expresa

en el estudio hecho por las Banco Mundial en el documento: Meeting Basic Needs:

An Overview. Mahbuh ul Haq y Shahid Javed Burky. Ed. BM.1980.

65

El sólo crecimiento, con todo lo fundamental que es, no puede ayudar a los pobres

si los servicios públicos no llegan hasta ellos.

Para lograr una mayor productividad se debe tener en cuenta que:

� La mayoría de los pobres tiene un acceso limitado a los servicios públicos

que se necesita para poder romper el círculo vicioso de la pobreza y la baja

productividad.

� Muchas persona pobres no poseen ningún activo físico, tal como una

pequeña granja o una pequeña industria; son los campesinos sin tierra o los

pobres de las ciudades.

� No es suficiente que los pobres puedan obtener ingresos razonables,

también necesitan bienes y servicios en qué invertirlos. Por lo tanto, la

expansión y redistribución de los servicios es indispensable si se quiere

satisfacer las necesidades básicas de la población.

En resumen, si los objetivos en la distribución de los ingresos y la satisfacción de

las necesidades básicas se persiguen de una manera racional, no hay necesidad

de sacrificar el crecimiento económico. El mayor problema no es la carencia de

servicios y recursos sino el uso inapropiado de ellos.

Según los estudios3, los recursos adicionales necesarios podrían provenir de los

que ya se les han asignado pero que se están malgastando. También revelan que

incluso a niveles bajos de recursos, una mejor asignación de estos puede influir

favorablemente en las economías, el problema estriba realmente en escoger una

3 BANCO MUNDIAL, Meeting Basic Needs: An Overview. Mahbuh ul Haq y Shahid Javed Burky.Ed. BM.1980.

66

estrategia de crecimiento que combine el aumento de la productividad con el alivio

de la pobreza absoluta.

La viabilidad y sostenimiento de los programas de necesidades básicas dependen

de un apoyo financiero constante.

Para aliviar los costos de operación es necesario cobrar los servicios que se

prestan, en otros sectores será complicado cobrar los servicios debido a que se

suministran a nivel comunitario.

En algunos casos es necesario la fijación de tarifas que cubran los costos de

operación, no sólo desde el punto de vista social sino en el aspecto de eficiencia

económica.

Se debe persuadir a los grupos sociales y económicos que consideran para ellos

muy elevado el costo financiero de tales programas, que la demora en esos

programas traerá a largo plazo un costo más elevado, se debe pensar también en

el costo que actualmente acarrea la pobreza.

Adicionalmente, se obtendrían mejores resultados si una comunidad asume parte

de los costos de un servicio, (operación y mantenimiento) como una

responsabilidad compartida, debido al interés que habría entre los usuarios que

serían dolientes protectores de las empresas en las cuales actuarían como

accionistas y el estado que intervendría como el ente que financia la mayor parte

de las inversiones.

4.1.3 Cubrimiento en la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica.

Las comunidades poblacionales atendidas en las Zonas No Interconectadas que

abarcan aproximadamente el 54% del territorio Nacional, están ubicadas

principalmente en los departamentos Amazonas, Caquetá, Cauca, Chocó,

Casanare, Guainía, Guaviare, Meta, Nariño, Putumayo, Vaupés y Vichada.

67

Al estudiar las Zonas No Interconectadas es necesario clasificar sus

características como son:

Tipos de localidad: La totalidad de localidades que se atienden actualmente son

920, de las cuales 63 corresponden a cabeceras municipales y 857 a localidades

rurales, cada región con sus departamentos, subdivididos en municipios,

diferenciándose la Cabecera Municipal y el Resto de área rural. De esas 929

localidades, 9 carecen de la información necesaria para se analizada; de tal

manera que, el presente trabajo, estudia 920 localidades unicamente.

Población universo: Corresponde al total de habitantes en cada municipio, donde

la suma total de ellos corresponde, según los estimativos del IPSE, a 2’500.000

habitantes.

Población objetivo: Población atendida en cada municipio, quedando excluidas las

localidades atendidas por las respectivas electrificadoras.

Usuarios con servicio: Definiéndose como Usuario la unidad familiar o vivienda, la

cual tiene un promedio de 4.42 habitantes, según datos del DANE, se ha

recopilado esta información de la distribución de subsidios por concepto de

menores tarifas, siendo un total de 104.640 usuarios que cuentan actualmente con

servicio de energía eléctrica a través de diferentes sistemas de generación.

Usuarios sin servicio: El total de usuarios sin servicio resulta ser de 130.536

equivalente al 55.5% del total de usuarios que debería atenderse, es de anotar

que para las cabeceras municipales, se tiene un cubrimiento del 83.04%,

quedando el 16.96% por atender.

servicioconUsuariosobjetivoPoblación

servicioUsuarios −=42.4

sin

68

Capacidad requerida: Es la capacidad que requiere cada usuario para satisfacer

sus necesidades básicas de energía, se ha tomado un promedio de 1.0 kW de

potencia por usuario para las cabeceras municipales y de 0.8 kW por usuario para

las localidades menores. De acuerdo al análisis se requiere un total de 198.658

kW, para satisfacer la demanda de potencia.

Capacidad instalada: Para las cabeceras municipales se tiene una potencia

instalada de 57.062 kW, requiriéndose una potencia de 52.582 kW, debido a que

en las poblaciones de mas de 1.000 habitantes se tiende a mantener mayor

potencia con el fin de asegurar un servicio continuo en caso de falla de alguno de

los sistemas de generación.

Capacidad a instalar: La capacidad a instalar es equivalente a la resta que se hace

para cada localidad de la capacidad requerida menos la capacidad instalada, el

resultado es un déficit de 115.687 kW. Es de anotar que en algunas localidades

se presentan valores negativos, por la razón anotada en el párrafo anterior, en

estos casos se les da un valor cero (0).

Solución energética: Según el IPSE, haciendo un análisis para cada localidad se

considera que, algunas poblaciones grandes y con estudios previos, las PCH son

la solución, y la interconexión.

Para las localidades menores se considera la implantación de sistemas alternos

de energía, que pueden ser sistemas fotovoltaicos y eólicos. Se considera

también la solución con sistemas de generación diesel en los casos en que es

imposible otro tipo de solución, como es el caso de la región Occidente.

69

4.1.4 Estratificación

El principal problema histórico, cultural, macroeconómico y social que tiene

Colombia es la pobreza, y para combatirla la estratificación socioeconómica es

una efectiva herramienta para la planificación integral del desarrollo.

La estratificación socioeconómica, al clasificar los inmuebles residenciales en

estratos y ubicarla para ejercer acciones de orden social se convierte en una

estrategia obvia y efectiva de desarrollo.

El estado debe asumir la regulación de la economía en la búsqueda de un

desarrollo sostenible y solidario para el conjunto de la sociedad. Aquí se requieren

diagnósticos eficaces que le permitan clasificar, de manera positiva, desde análisis

económicos y sociales, a la población con el objeto de determinar la posición

geográfica de los grupos humanos vulnerables y deprimidos y con menores

oportunidades de desarrollo, y emprender así las políticas pertinentes.

Surge así, las estratificación socioeconómica como valioso instrumento de

planificación y gestión estatal. Esto deriva en la equilibrada y justa distribución de

cargas tarifarias por la prestación de servicios públicos de infraestructura

domiciliaria; la entrega de subsidios a regiones y zonas de estratos bajos y la

detección de zonas con retardos marcados en el desarrollo social.

Antecedentes de la Estratificación

La estratificación, como sistema de agrupamiento poblacional en áreas

relativamente homogéneas se remonta a los últimos años de la década de los

sesenta en donde se utilizó la información proveniente de los censos de población

y vivienda realizados por el DANE en 1964, posteriormente en el año 1973. Una

de sus aplicaciones prácticas fue la fijación de tarifas diferenciales para el cobro

de los servicios públicos domiciliarios. Es importante hacer claridad sobre el papel

70

que desempeña cada institución en cuanto a las competencias que en

estratificación socioeconómica le son inherentes a las entidades nacionales,

departamentales y municipales. El Departamento Nacional de Planeación (DNP)

tiene entre sus funciones: la de diseñar las metodologías para la elaboración y

adopción de las estratificaciones socioeconómicas por parte de los municipios y

distritos, y además la de diseñar sistemas de seguimiento y evaluación de las

metodologías de estratificación.

Superintendencia de Servicios Públicos

Genera procesos dinámicos de planificación y gestión que contribuyan a

estructurar el control y la vigilancia de los servicios públicos domiciliarios

prestados por las empresas. Recibir los resultados de las estratificaciones de los

municipios y distritos del país en sus áreas urbana y rural, fincas y viviendas

dispersas y centros poblados. Vigilar la correcta aplicación por parte de las

empresas, de los resultados de la estratificación adoptados por los alcaldes. Así

como, ejercer control sobre los recursos destinados a subsidios en servicios

públicos.

Otras entidades Nacionales

A solicitud de municipios y distritos, el Departamento Administrativo Nacional De

Estadística - DANE debe suministrar la información cartográfica requerida para la

aplicación de las metodologías, y el Instituto Geográfico Agustín Codazzi – IGAC,

está en la obligación de suministrar información cartográfica que las entidades

territoriales requieran.

Entidades Territoriales Departamentales y Municipales.

Cuando se trate de otorgar subsidios con recursos nacionales, la nación podrá

exigir, antes de efectuar los desembolsos, un certificado de la Superintendencia de

71

Servicios Públicos Domiciliarios, en el sentido de que la estratificación se hizo en

forma correcta. Cuando se trate de otorgar subsidios con recursos

departamentales, cada departamento establecerá sus propias normas. Al mismo

tiempo existen otras entidades de diferente orden encargadas de ejercer funciones

de tipo local, bajo el mismo objetivo principal. Estas son: Entidades Territoriales

Municipales y Distritales ( alcaldes ), Comités Permanentes de estratificación

Municipal ( CPE ), Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y los Comités de

Desarrollo y Control Social.

4.1.5 Impacto en la Población Debido a la Carencia de un Servicio Continuo

de Energía Eléctrica.

A finales del siglo XIX cuando se comenzó a prestar el servicio de energía

eléctrica, la dependencia de ésta era reducida ya que había métodos alternos para

la cocción de alimentos y para la iluminación en general. Hoy en día, cuando

comienza el siglo XXI, vemos que toda nuestra cultura se ha volcado hacia los

múltiples beneficios que obtenemos con la energía eléctrica y que además nuestra

dependencia se incrementó a tal punto que vivir sin ella se convierte en un caos.

Este servicio que debió haberse extendido y masificado hace muchos años, es el

que esta afectando la población campesina de Colombia. Población que se centra

en tres regiones con capacidades altamente productivas como son la Amazonía,

Orinoquía y Pacífica, pero que al no estar plenamente desarrolladas se

desaprovecha esta capacidad de producción. La región Pacífica presenta

menores índices de cubrimiento en materia de servicios públicos (alcantarillado,

servicio telefónico, recolección de basuras y servicio de energía eléctrica); y en las

localidades pequeñas correspondientes a poblaciones con menos de 550

habitantes el cubrimiento de los servicios de alcantarillado y teléfono es muy bajo,

(en promedio 5% y 0% respectivamente). En las localidades grandes los

establecimientos que poseen plantas de energía, prestan el servicio a otros

usuarios siendo una fuente de energía eléctrica muy importante para la población,

72

lo cual no ocurre en las otras regiones donde el comercio es más cerrado. En ésta

región emplean, para iluminación, una pequeña cantidad de bombillos y una gran

cantidad de lámparas a petróleo y velas, llegando a ser el mayor consumidor de

éste recurso, pagando hasta $17,000 mensuales en las localidades grandes,

siendo éste un comportamiento generalizado en el resto de las ZNI. Los estudios4

indican comportamientos similares para las poblaciones con menos de 550

habitantes en todas las regiones y para las poblaciones entre 550 y 2250

habitantes; aunque se podría resaltar que las localidades de la Orinoquía cuentan

con el servicio de energía eléctrica, presentando el mayor gasto por concepto de

cocción, $27,000 mensuales en promedio.

Cuadro 3. Tendencias de consumo y sus costosPROMEDIO DE PAGO MENSUAL POBLACIONES PESOS

Pequeñas $ 5.800Medianas $ 18.000Servicio de energía eléctricaGrandes $ 23.000

Lámparas a petróleo y velas (Región Pacífica) Grandes $ 17.000Orinoquía por concepto de cocción Grandes $ 27.000

Fuente: AENE CONSULTORÍA S.A, HAGLER BAILLY SERVICES. Establecimiento de un PlanEstructural, Institucional y Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas NoInterconectadas, Con Participación de las Comunidades y el Sector Privado. MINHACIENDA,MINMINAS, CREG, DNP, UPME, PNUD. Bogotá. 2000 – 2001.

El cuadro siguiente resume el manejo comercial de los combustibles para las ZNI.

Cuadro 4. Comportamiento de los combustibles en sus diferentes etapas DISTRIBUIDORES COMERCIALIZADOR ENERGÉTICOS

REGIÓNCapacidad de almacenamiento

de los energéticosCalidad y conocimiento de

los productosSuministro Disponibilidad

ORINOQUÍA Se centran en sus localidades Bajo Muy Bajo BajaPACIFÍCA Se centran en sus localidades Bajo Bajo Baja

AMAZONÍAComercio entre localidades

vecinas ( 0 – 500 hab )Bajo Bajo Reducida

AENE CONSULTORÍA S.A, HAGLER BAILLY SERVICES. Establecimiento de un Plan Estructural,Institucional y Financiero, que Permita el Abastecimiento Energético de las Zonas NoInterconectadas, Con Participación de las Comunidades y el Sector Privado. MINHACIENDA,MINMINAS, CREG, DNP, UPME, PNUD. Bogotá. 2000 – 2001.

4 COLOMBIA, ESTABLECIMIENTO DE UN PLAN ESTRUCTURAL, INSTITUCIONAL Y FINANCIERO, QUE PERMITA ELABASTECIMIENTO ENERGÉTICO DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS, CON PARTICIPACIÓN DE LASCOMUNIDADES Y EL SECTOR PRIVADO. Hagler Bailly Services, Aene Consultoría S.A. 2001

73

4.2 CARACTERÍSTICAS ECONÓMICAS

Debido a que en su parte comercial, la prestación del servicio de energía eléctrica

para las ZNI, está ligada a la viabilidad de la empresa en recuperar los costos en

que se incurren por la prestación del servicio, es indispensable en el estudio tratar

el componente económico de la población, para poder determinar si, de acuerdo a

los costos , la población existente tiene la posibilidad de contar con los recursos

suficientes para cubrirlos; para esto se tiene en cuenta que los grupos humanos

Colombianos son tan diversos como sus costumbres. A continuación se ilustra

este componente de la población en las ZNI. Es necesario tener en cuenta que la

información disponible, pertenece al censo Nacional que fue realizado en el año

1993 y publicado en el año 1997; con estos datos, las entidades Nacionales, crean

los estimativos de los años siguientes. Estos estimativos fueron usados en toda la

extensión del presente estudio, por ser la única fuente de información y lo más

cercano a la realidad.

4.2.2 Descripción Económica de la Población

Los ingresos por unidad familiar o por individuo, en las poblaciones que hacen

parte de las ZNI, en promedio es muy bajo, teniendo en cuenta que no existe un

desarrollo económico muy avanzado que permita el sostenimiento digno de los

individuos. Los estudios no son muy recientes o no son muy confiables debido a

que sus cálculos son poco precisos.

Al homogenizar la población del País se pierden características especificas de las

regiones, por ello se estudiarán las regiones que hacen parte de las ZNI.

4.2.3 Regiones que hacen parte de las ZNI

La casi totalidad de la zona no interconectada se encuentra dentro de tres de las

cinco regiones del país, amazonía, orinoquía, y pacífica.

74

4.2.3.1 Región de la Amazonía

Es una de las regiones más homogéneas del país, el gran número de ríos de

curso largo y caudaloso que la atraviesan, la convierten en una zona notablemente

rica en especies naturales; es, así mismo, la región menos poblada de Colombia,

está habitada en su mayoría por indígenas y grupos de pequeños colonos. A

pesar de poseer recursos naturales de gran riqueza, estos se desaprovechan

debido a la falta de vías de comunicación apropiadas para el transporte. Los ríos

juegan un papel muy importante en la vida económica de la región, ya que

contribuyen al desarrollo y son las principales vías de comunicación entre las

diferentes poblaciones. Abarca los departamentos de Caquetá, Putumayo,

Guainía, Guaviare, Vaupés y Amazonas.

El mapa ilustrado en la figura 8 señala las zonas Orinoquía y Amazonía,

mostrando de una manera más cercana cada descripción mencionada.

La información que se ilustra a continuación fue extraída del Departamento

Nacional de Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras y Mapas.

Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

75

Figura 8. Mapa de la Región de la Orinoquía y AmazoníaFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

76

Departamento del Caquetá

El Caquetá se distingue por su abundante población ganadera cerca de un millón

de vacunos.

Población: 267093 habitantes, 50% población urbana, 50% población rural.

Economía: Agricultura, Ganadería y servicios.

NBI: El 61.4% de la población tiene una necesidad básica insatisfecha, 33.7%

más de una.

Analfabetismo: 19% en población mayor de 5 años.

Departamento del Putumayo

Está situado entre los ríos Caquetá y Putumayo, conforman El 33.8% de los

habitantes habita en cabeceras municipales y el 66.2% en el resto del

departamento.

Población: 153850 habitantes, 33.8% población urbana, 66.2% población rural.

Economía: Servicios gubernamentales, minería y explotación maderera, Sin

embargo, la principal fuente de ingresos del departamento proviene de

la explotación petrolera de los yacimientos de Orito .

NBI: El 65.1% de la población tiene una necesidad básica insatisfecha y 27.7%

tiene más de una.

Analfabetismo: 19.1% en población mayor de 5 años, la más alta del país.

Departamento del Guainía

La colonización por parte de campesinos blancos ha adquirido bastante fuerza en

los últimos años, poseen una economía de subsistencia y es de apreciar que los

cultivos ilícitos representan una importante fuente de ingresos a pesar de los

complejos problemas de violencia.

77

El 38.6% de la población vive en cabeceras municipales y el 61.4 en el resto del

territorio, Guainía tiene la menor densidad de población del país, con apenas 0.17

habitantes por km2. Gran parte del departamento carece de servicios públicos

básicos. Los promedios anuales de lluvia se sitúan en 2500 y 3500 mm,, los ríos

del departamento son navegables en tramos considerables, aunque abundan los

rápidos, el río Inírida cruza transversalmente la región.


Economía: Agricultura, Ganadería y servicios.


más de una.


Departamento del Guaviare

El río Guaviare es el más importante del departamento en su parte central es

regado por el curso superior del río Inírida que conforman con sus afluentes una

red bastante densa de corrientes con cursos en varias direcciones lo que puede

ser importante para el transporte.

El 36.6% de los habitantes vive en la cabecera municipal de San José del

Guaviare y Miraflores y el 63.4% en las zonas rurales, la población indígena se

estima en 4500 habitantes. La cobertura de los servicios públicos es muy

deficiente; sólo el 17.8% de las viviendas cuentan con energía eléctrica.

Población: 58635 habitantes.

Economía: Gubernamental y actividades como la pesca y la explotación forestal.


más de una.


78

Departamento del Vaupés

Éste departamento, localizado en el sureste de Colombia, forma parte de la gran

región amazónica; la agricultura se limita a los centros poblados y a los frentes de

colonización.

El 21.4% de la población habita en las cabeceras de la capital y en los municipios

de Carurú, Apoca y Navarrete. Cerca del 60% de la población es indígena, por lo

según el DNP, la tasa de analfabetismo es la más alta del país, superior al 40%.

La cobertura de los servicios públicos es muy deficiente. Su temperatura oscila

entre 25°C y 28°C haciéndolo de característica isotérmico.

El río Apaporis, afluente del Caquetá recorre la frontera sur del departamento

entremezclándose con el río Vaupés formando una red hidrográfica importante.


Economía: depende básicamente de los servicios gubernamentales y de las

actividades extractivas. La población dispersa explota la caza, la

pesca y los recursos forestales. Adicionalmente se destaca la

explotación del caucho, chicle y pendare.

NBI: El 93.1% tiene una necesidad básica insatisfecha y el 40% más de una.


Departamento del Amazonas

Su capital, Leticia, presenta una intensa actividad comercial y mantiene contactos

con el resto del país por vía aérea.

Población: 36885 habitantes

Economía: Comercio, turismo, y servicios gubernamentales.

79

NBI: El 68% de la población tiene una necesidad básica insatisfecha, 13.6% más

de una.

Analfabetismo: 30%

4.2.2.2. Región Pacífica

Zona angosta y plana ubicada entre la cordillera occidental y el océano pacífico,

es la región más húmeda del país, donde hay abundancia de suelos pantanosos;

sus principales actividades económicas giran alrededor de la minería

especialmente de la explotación de metales como el oro, la plata y el platino y de

los recursos naturales como la madera. Abarca parte de los departamentos de

Nariño, Cauca, Valle del Cauca, Chocó y Antioquia.

El mapa de la página siguiente ( Figura 9 ), ilustra la zona Occidente, mostrando

de una manera más cercana cada descripción mencionada.

80

Figura 9. Mapa de la región OccidenteFuente: Departamento Nacional De Planeación, Series de Infraestructura. Compendio de Cifras yMapas. Unidad de Infraestructura y Energía. Bogotá, 1997

81

Departamento del Cauca

La economía del departamento depende en un 50% de las actividades

agropecuarias. Los servicios ocupan un 35% y la industria un 14%, la ganadería

es otro renglón importante a ella se destina la cuarta parte de su territorio. Al

departamento lo surcan corrientes de varias vertientes hidrográficas, lo mismo que

otros ríos como el Guapí, Timbiqui y San Juan de Micay.


Economía: Agropecuaria, segundo productor de caña de azúcar y papel.

NBI: El 61.1% de la población tiene una necesidad básica insatisfecha.

Analfabetismo: 24.4% en población mayor de 5 años.

Departamento del Chocó

El Chocó es un departamento con vocación rural, sus pobladores de raza negra su

mayoría se concentra en un 67% en las áreas rurales y en un 33% en las

cabeceras municipales. La población indígena asciende a unas 21416 personas

distribuidas en 82 resguardos. El escaso poder adquisitivo de sus ciudadanos, al

que se suman la baja cobertura de servicios públicos y las difíciles condiciones

climáticas, ubican al departamento entre los de más bajo nivel de vida del país.

La principal actividad productiva a sido siempre la minería del cual es el segundo

productor nacional de oro, también se extraen plata, platino, petróleo y cobre. Por

su insuficiencia de recursos propios, el departamento depende principalmente de

la ayuda del Estado. Cerca del 42% de los servicios provienen del gobierno.


Economía: Servicios gubernamentales, minería y explotación maderera.


Analfabetismo: 38.3% en población mayor de 5 años, la más alta del país.

82

Departamento de Nariño

En su territorio se distinguen tres regiones: una selvática, al oriente; otra

montañosa y una tercera plana conocida como la llanura del Pacífico. La

población indígena de Nariño es una de las más numerosas del país, posee ríos

de gran caudal Patia, Mira y Mataje que irrigan uniformemente la región, los cuales

nacen en la cordillera central y vierten sus aguas al océano Pacífico.


Economía: Primer productor nacional de trigo, ganadería, pesca y comercio.


Analfabetismo: 25% en población mayor de 5 años, la más alta del país.

4.2.2.3. Región de la Orinoquía

Al igual que la Amazonía su relieve es plano y es atravesada por los ríos

tributarios del Orinoco el cual es el tercer río más caudaloso de Sudamérica. Se

encuentra escasamente poblada en las zonas más apartadas ésta región centra

su actividad económica en la ganadería y el petróleo. Abarca los departamentos

del, Vichada, Arauca, Casanare y parte del Meta, Guainía y Guaviare.

Departamento del Meta

Cuenta con dos grandes ríos pertenecientes a la cuenca del Orinoco cuyos

tributos drenan gran parte del territorio .

Población: 541434 habitantes. El 35% de sus habitantes viven en cabeceras

municipales y el 65% en la zona rural.

Economía: Agricultura (segundo productor nacional de arroz), Ganadería vacuna y

comercio.

83



Departamento del Casanare:

La economía gira alrededor de la ganadería vacuna, de la cual es el tercer

productor nacional. La infraestructura vial es muy deficiente, al igual que en el

resto de la Orinoquía y la amazonía. Todos los ríos conducen al Meta, el cual

recibe aguas de las demás corrientes del departamento, desde el Upía, en el sur

occidente, hasta el Casanare, en el norte.


Economía: Agricultura, Ganadería y explotación de hidrocarburos.



Departamento del Vichada

El departamento está localizado en el extremo oriental de Colombia, entre los ríos

Meta, Guaviare y Orinoco. Las corrientes fluviales que cruzan éste territorio son

vitales si se tiene en cuenta que son las principales vías de comunicación.

Predominan las lluvias de abril a octubre y tiempo seco de diciembre a Febrero

haciendo que predomine la vegetación de sabana. Su temperatura oscila entre

24°C y 28°C.

84


Economía: Servicios gubernamentales. Ganadería, explotación forestal, pesca y

caza.


más de una.


4.3. CARÁCTERÍSTICAS TÉCNICAS

Antes de estudiar el sistema Colombiano, es necesario revisar el entono mundial y

el comportamiento de los combustibles según la visión de la UPME. Esto es útil

en la medida en que podemos observar las líneas de tendencia que tiene el

mundo con respecto a los combustibles, y Colombia no puede ser ajeno a ello, en

cuento a sus políticas energéticas se refiere; con esto la electrificación de las ZNI

debe estar encaminada al uso de las energías alternativas, fuente que según el

gráfico será ampliamente utilizada en el futuro, sobre todo en zonas alejadas.

Hacia el futuro prevé un crecimiento de la energía nuclear y de las tecnologías del

siglo XXI para el aprovechamiento de la energía solar y el hidrógeno como fuente

energética.

Figura 10. Evolución del mercado de energía en el mundoFuente: UPME. estadísticas minero-energéticas. 1999. PG 6.

85

A pesar de los esfuerzos por la utilización de las energías alternativas y los

estudios al respecto, el consumo mundial de energía según la EIA ( Energy

Information Administration ), será el siguiente:

Figura 11. Consumo Mundial de Energía por fuente.Fuente: EIA ( Energy Information Administration )

Lo anterior demuestra el crecimiento que tendrán estos energéticos en su

consumo y por lo tanto en su producción y explotación así como en el mercado

futuro. De tal manera que para el caso Colombiano, estas curvas no pueden

alejarse de lo presupuestado en el resto del mundo.

Es necesario entonces, hacer una revisión de los comportamientos que tienen las

diferentes fuentes energéticas en nuestro país.

86

A continuación se ilustra la matriz de consumo energético actual:

Cuadro 5. Matriz de Consumo EnergéticoUPME, BALANCE CONSOLIDADO

PARTICIPACIÓN DEL CONSUMO EN CADA SECTOR EN PORCENTAJESECTOR

ENERGÉTICO INDUSTRIAL TRANSPORTE RESIDENCIAL COMERCIALY PÚBLICO OTROS

Carbón 25,5% 0,0% 3,1% 0,0% 0,0%Gas Natural 13,9% 0,6% 7,9% 5,7% 0,5%GL 1,1% 0,0% 14,0% 5,5% 0,0%Eléctrico 13,4% 0,0% 28,9% 55,1% 11,0%Petróleo 12,2% 0,0% 0,0% 0,7% 0,8%Derivados 10,0% 99,4% 3,1% 33,0% 28,1%Leña yBagazo 21,3% 0,0% 43,0% 0,0% 54,3%

Recuperados 2,6% 0,0% 0,0% 0,0% 5,3%TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Fuente: UPME. estadísticas minero-energéticas. 1999. pg 6

En la información anterior, (cuadro 5), se observa una tendencia de consumo muy

marcada, en la utilización de la “Leña y el Bagazo”; y la columna “OTROS” se

refiere a las zonas aisladas geográficamente, que carecen de otras fuentes

continuas de energía; estas zonas en nuestro caso se llaman ZNI.

4.3.1. Estudios Económicos de las Plantas

Las plantas de las que trata este estudio, en su gran mayoría, son grupos

electrógenos cuyas fuentes de ingreso provienen directamente de los clientes que

atiende y en el caso especifico nuestro de los subsidios.

El tipo de planta de generación se refleja directamente en los costos que se le

transmiten al usuario, por ejemplo:

87

En el recibo del cliente se encuentra incluido un cargo que:

ü Corresponde al costo de la inversión en la planta y el sistema. ( No aplica

en la cobertura IPSE, por haber sido entregadas por el ICEL ).

ü Pague la mano de obra y materias primas usadas.

ü Reembolse a los inversionistas las ganancias que se esperan produzca el

capital invertido ( No aplica en la cobertura IPSE, por que el ICEL fue el

inversionista ).

ü Desde el punto de vista comercial, el abastecimiento de la energía eléctrica

es un servicio público; éstos en general, deben hacer que su servicio este

disponible todo el tiempo y deben estar de acuerdo con las necesidades del

sector atendido.

ü Las plantas que son propiedad de los municipios y están operadas por ellos

no caen bajo éstas restricciones; siendo propiedades públicas, las tarifas

con que se operan no incluyen necesariamente ganancia sobre la inversión;

sin embargo las tarifas pueden, contener un cargo para sufragar el

funcionamiento municipal.

Teniendo en cuenta que los costos de producción de un kilovatio hora ( kWh ) para

las ZNI, no son los mismos para todos los consumidores y que éstos aumentan

de forma proporcional a la distancia del lugar donde se recoge la materia prima

para su generación, fijar las tarifas se convierte en una tarea con una magnitud

importante.

La tarifa que se debe cobrar por la energía eléctrica debe satisfacer las siguientes

condiciones:

88

Equidad: Las tarifas deben distribuir los costos a donde por derecho

pertenecen, tomando en cuenta las condiciones variables la

demanda de los consumidores.

Sencillez: Las tarifas en su diseño deben ser fáciles de entender y así no

causar reacciones en los usuarios.

Costo: En el costo de la energía que se vende al consumidor, están:

• Los gastos Generales

• Gastos de Operación

• Gastos de Distribución

• Utilidades

LOS GASTOS GENERALES:

Están supeditados a la magnitud de la inversión en la planta y a las tarifas

ordinarias de funcionamiento, siendo una suma fija, que no toma en cuenta la

energía vendida.

Los factores que deben tenerse en cuenta en los gastos generales son:

1) Capital Invertido en la Planta generadora.

a) Bienes raíces

b) Edificios y equipos

c) Costo de la instalación

d) Honorarios de ingeniería

2) Capital Invertido en el Sistema Primario de Distribución

a) Costo del derecho de vía

89

b) Costo de la línea

c) Costo de las subestaciones

3) Tipos de Intereses, Impuestos y seguros

4) Porcentajes de depreciación, antigüedad y salvamento

5) Costos de administración

6) Costos de mantenimiento; en general hay que efectuarlos trabaja o no la planta

LOS GASTOS DE OPERACIÓN:

Son directamente proporcionales al consumo de combustible de la planta, lo cual

está ligado al rendimiento de esta, se basan en lo que se gasta por este concepto

por kWh.

Los factores que deben tenerse en cuenta en los gastos de operación son:

1) Costo del combustible

2) Costo del personal

3) Costo del aceite, desperdicios y materiales

4) Costo de mantenimiento

LOS GASTOS DE DISTRIBUCIÓN

Son proporcionales al número de clientes y son casi independientes, tanto de la

inversión que se hace en la planta como de los kWh de producción.

Los factores que deben tenerse en cuenta en los gastos de distribución son:

1. Costo del sistema secundario de distribución

1) Depreciaciones, impuestos

2) Inspección y mantenimiento de las líneas y transformadores

90

2. Costo del personal encargado de cobrar

1) Lectura de los medidores

2) Oficinas, empleados

1 Registros

2 Formulación de recibos, cobros y contabilidad.

3. Publicidad

UTILIDADES DE LOS INVERSIONISTAS

Este elemento es variable debido a las también variables condiciones de los

negocios.

En empresas privadas el objetivo principal es obtener el mayor margen posible por

concepto de sus ventas de energía.

Las empresas constituidas en localidades o municipios como en las ZNI, con el

soporte del estado, las utilidades son mínimas y en algunos casos, no se tiene

referencia de ello por carecer de facturación y registro de sus usuarios, así como

de contabilidades que indiquen algún movimiento.

4.3.2. Tipos de Sistemas de Generación

El servicio de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas es atendido en su

mayoría con grupos electrógenos, a continuación se presentan algunas máquinas

empleadas y sus características técnicas y de operación.

91

Grupos Electrógenos Deutz PWD SERIE (60 -500 KVA).

PRIME POWER Estas potencias se aplican a generación continua (a carga

variable) en vez de energía de la red. No hay una limitación de las horas anuales

de generación y los grupos electrógenos pueden proveer una carga de 10%

encima de las potencias nominales durante 1 hora de cada 12.

Figura 12. Grupo Electrógeno Deutz, de 60 - 500 KVAFuente: www.kW1.com/scasa.htm

STANDBY POWER:Estas potencias nominales se aplican a generación continua

(a carga variable) durante una falta de alimentación. No se permite una

sobrecarga con estas potencias. El alternador de este modelo es valorado en

potencia máxima continua.

Cuadro 6. Grupos electrógenos Deutz de 60 kVA a 170 kVAModel PWD60 PWD 75 PWD 91 PWD 108 PWD 139 PWD 165

Hz 50 60 50 60 50 60 50 60 50 60 50 60RPM 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800

Prime(kVA) 60 64 75 78 94 99 108 115 139 146 165 160Standby(kVA) 63 68 78 83 98 100 114 125 146 150 173 170

Volts 380 460 380 460 380 460 380 460 380 460 380 460Engine Model BF4M 1012E BF4M1012EC BF4M1013E BF4M1013EC BF6M1013E BF6M1013ECNo Cylinders 4 4 4 4 6 6

CC 3.19 3.19 4.76 4.76 7.14 7.14Fuel cons L/hr(50Hz) 100%

12.9 15.4 20 23 25 33

Fuente: www.kW1.com/scasa.htm

92

EQUIPAMIENTO ESTANDAR:

MOTOR: Marca Deutz, refrigerado por agua.

ALTERNADOR: Primera marca, cuatro polos, sin escobillas, trifásicos, regulación

compound y aislamiento clase H.

MONTAJE: Acoplamiento directo entre motor y alternador, formando un solo grupo

monoblock, este a su vez montado sobre bancada de acero con tacos

antivibrantes, llevando incorporado en la misma el depósito de combustible para

una autonomía aproximada de 8 a 10 horas.

PROTECCIONES: El motor va provisto de dispositivos de seguridad que

interrumpen su funcionamiento en caso de exceso de temperatura, falta de presión

de aceite y entrada en reserva del depósito de combustible. Protección de

sobreintensidad, a través del magnetotérmico.

BATERIAS: Incluye batería.

93

Grupos Electrógenos Deutz PAD 912 SERIE (19 - 64 KVA).

Figura 13. Grupo Electrógeno Deutz (19 - 64 KVA)Fuente: www.kW1.com/scasa.htm

Potencias nominales conforme a ISO 3046.

Cuadro 7. Grupos electrógenos Deutz de 19 kVA a 76 kVA

Fuente: www.kW1.com/scasa.htm

Model PAD 19 PAD 25 PAD 32 PAD 43 PAD 64Hz 50 60 50 60 50 60 50 60 50 60

RPM 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800Prime(kVA) 19 24 25 31 32 35 43 48 64 72

Standby(kVA) 20 26 27 34 33 37.5 44 51 65 76Volts 380 460 380 460 380 460 380 460 380 460

Engine Model F3L 1011 F F4L 1011 F F3L 912 F4L 912 F6L 912No Cylinders 3 4 3 4 6

CC 2.05 2.73 2.827 3.77 5.655Fuel cons.L/hr.

(50Hz) 100% 4.1 5.7 6.8 8.9 13.4

94

Grupos Electrógenos GAMA VOLVO PENTA SERIE PWVP (150-505 KVA)

Figura 14. Grupo Electrógeno Volvo (150 - 505 kVA)Fuente: www.kW1.com/scasa.htm

Cuadro 8. Grupos electrógenos Volvo (185 - 300 kVA)Model PWVP 185 PWVP 207 PWVP 231 PWVP 250 PWVP 275 PWVP 301

Hz 50 60 50 60 50 60 50 60 50 60 50 60

RPM 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800

Prime(kVA) 185 202 207 233 231 255 250 261 275 288 301 316

Standby(KVA) 204 222 228 256 254 282 275 288 300 316 331 348

Volts 380 460 380 460 380 460 380 460 380 460 380 460

Engine Model TWD 710 G TD 1010 G TWD1010G TWD1010G TD1210G TWD121OG

No Cylinders 6 6 6 6 6 6

CC 6.73 9.6 9.6 9.6 11.98 11.98

Fuel cons L/hr

(50Hz) 100%35.1 45.5 51.2 51.2 54.7 66

Fuente: www.kw1.com/scasa.htm

95

Cuadro 9. Grupos electrógenos Volvo (325 - 505 kVA)

Grupos Electrógenos PERKINS

Figura 15. Grupo Electrógeno PerkinsFuente: www.kW1.com/scasa.htm

DEFINICIONES DE POTENCIA

POTENCIA CONTINUA.

Estas potencias se aplican a generación continua (a carga variable) en vez de

energía de la red. No hay una limitación de las horas anuales de generación y los

Model PWVP 325 PWVP 375 PWVP 410 PWVP 459 PWVP 505

Hz 50 60 50 60 50 60 50 60 50 60

RPM 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800 1500 1800

Prime(kVA) 325 345 375 406 410 455 459 505 505 569

Standby(kVA) 354 380 407 443 451 500 506 557 556 631

Volts 380 460 380 460 380 460 380 460 380 460

Engine Model TWD1211G TAD1230G TWD1630G TAD1630G TAD1631G

No Cylinders 6 6 6 6 6

CC 11.98 11.98 16.12 16.12 16.12

Fuel cons L/hr

(50Hz) 100%72 81.7 90.2 103.2 110

96

grupos electrógenos pueden proveer una carga de 10% encima de las potencias

nominales durante 1 hora de cada 12.

POTENCIA EMERGENCIA

Estas potencias nominales se aplican a generación continua (a carga variable)

durante una falta de alimentación. No se permite una sobrecarga con estas

potencias. El alternador de este modelo es valorado en potencia máxima continua

(conforme a la normativa IS08528-3) a 27°C.

Cada máquina será construida según las siguientes especificaciones:

� Montado sobre bancada de acero (baseframe) con soportes antivibrantes.

� Radiador tropical con gran capacidad montado sobre el grupo con

ventilador accionado por correa y con rejilla protectora.

� Sistema de arranque eléctrico con batería de larga duración y cargador de

batería.

� Filtros de alta capacidad para aire, combustible y aceite lubricante.

� Líneas de alimentación del combustible del depósito al motor y vuelta al

depósito.

� El motor va provisto de dispositivos de seguridad con indicaciones

luminosas que interrumpen su funcionamiento en caso de exceso de

temperatura, sobrevelocidad, falta de presión de aceite y para grupos

automáticos también fallo de arranque.

97

4.3.3. Curvas de Consumo

Al realizar un análisis del sistema eléctrico en las zonas no interconectadas

debemos recurrir al estudio de sus fuentes de generación5 y a sus hábitos de

consumo por grupo familiar y luego por localidad.

Para tal efecto debemos tener en cuenta que:

El consumo de energía eléctrica es diferente en cada grupo familiar, variando éste

durante el día.

Cada grupo familiar y por ende cada localidad tiene un consumo mínimo y máximo

dependiendo de la cantidad de artículos eléctricos y del uso que le den a estos;

obteniendo la cantidad de energía que es necesaria suministrar a determinadas

horas.

En el comportamiento del consumo se deben analizar el factor de carga y el factor

de diversidad. El Factor de carga ( FC ): Representa la relación entre el consumo

promedio y el consumo máximo. En nuestro caso, no se cuenta con la

información precisa de éstas variables, por ello no se empleará éste factor.

En las ZNI no es muy conocido el manejo del interruptor como elemento que

permite sectorizar el consumo de energía; en las localidades menores, cuando se

enciende el grupo electrógeno, toda la localidad recibe de manera uniforme el

servicio de energía. Igual sucede cuando se apaga el grupo.

Pero las curvas de carga son distintas entre los diferentes usuarios dependiendo

de sus hábitos de consumo, lo que da lugar a la diversidad y a un factor de

diversidad (FD) el cual representa la relación entre la suma de las demandas

máximas de cada consumidor y la suma de la demanda máxima del sistema.

5 Ver el capítulo correspondiente a grupos electrógenos

98

En el caso de las localidades menores ( menos de 50 usuarios) en ZNI, las curvas

coinciden y no hay diversidad, en las localidades mayores (localidades

especiales6) por no existir cuantificación precisa de las demandas de los

consumidores, no se pueden obtener los datos de diversidad.

Costo del servicio

La legislación y teoría, señalan el costo del servicio de energía eléctrica, como el

pago que debe hacer el usuario por concepto de la energía consumida, la cual

debe ser proporcional al costo en el que se incurre para suministrársela.

Debido a la dificultad de individualizar a cada usuario en las ZNI, se han

homogenizado las estructuras tarifarias para equilibrar las diferentes regiones.

Estos cálculos y sus variables son únicamente definidos por la CREG. Se

excluirán los diseños y propuestas que correspondan al tema de tarifas, por

encontrarse fuera del alcance del presente trabajo.

En el capitulo 5, será analizado el tema de la estructura tarifaria tomando las

resoluciones correspondientes.

Curvas reales e ideales

Las cargas ideales, son las que desde el punto de vista de la máquina,

representan una magnitud constante y una larga duración.

6 Las localidades Especiales, están agrupadas en los 2 municipios con mayor número de usuarios.

sistemacadadeimademandaconsumidorcadadeimademanda

FDmáx

máxΣ

Σ=

99

El costo para producir un 1kWh puede ser la mitad o tres cuartos del que es

necesario para producir la misma unidad en una curva que posea variaciones por

zonas pico a diferentes horas del día.

Los procesos domésticos producen demandas muy variables sobre la capacidad

de la planta, cada unidad familiar posee una curva de demanda diferente, pero al

analizarse las condiciones de una comunidad que posea costumbres similares , se

aprecia una curva que las relaciona y caracteriza a todas; para lo cual se requiere

que ningún usuario se salga del promedio del resto de la población.

Curvas de demanda en las Zonas No Interconectadas

El comportamiento humano en estas zonas es muy diverso si se tiene en cuenta

todos los factores que influyen en sus hábitos de consumo de energía eléctrica,

obedeciendo evidentemente a la disponibilidad de la energía; donde se espera

que el aumento de la capacidad instalada sea proporcional al crecimiento de la

población y por ende a las horas de servicio de energía al día.

Con el fin de lograr una organización en el manejo de las localidades, se enlistarán

éstas en dos partes: en la primera se incluirán todas las localidades organizadas

por número de horas de servicio al día y en la segunda parte, aparecerá

organizado por regiones y departamentos. Como se mencionó anteriormente, los

datos de las poblaciones provienen del censo de 1993 y fueron actualizados al

año 2001 por las entidades Nacionales; las columnas de porcentaje [%] (la cual se

refiere a la cantidad de poblaciones) y de la relación [kW / usuario] fueron

calculadas por los autores. A continuación, se enlistarán todas las localidades

organizadas por número de horas de servicio al día, por número de usuarios y por

potencia instalada:

100

Cuadro 10. Localidades de las ZNI y sus características

# LOCALIDADES % Horas deservicio al día

Total No. deUsuarios 2001

Potencia Instalada2001 [kW]

kW /usuario

1 Caño Azul 0.1% 5 5 2.5 0.502 El Vigia 0.2% 5 6 2.5 0.423 Galilea 0.3% 5 6 4 0.674 San Pedro 0.4% 5 6 12 2.005 Camuará 0.5% 5 6 12 2.006 San Isidro 0.7% 5 7 5 0.717 Tablón 0.8% 5 7 12 1.718 Campoalegre 0.9% 5 7 12 1.719 YAVARATE 1.0% 5 7 33 4.7110 San Agustín 1.1% 5 8 12 1.5011 Berrocal 1.2% 5 8 17 2.1312 Candelaria 1.3% 5 9 9 1.0013 San Lope 1.4% 5 9 19 2.1114 Bocas del Yi 1.5% 5 10 4.5 0.4515 Virabaru 1.6% 5 10 4.5 0.4516 Wacuraba 1.7% 5 10 4.5 0.4517 Pto. Vaupés 1.8% 5 10 4.5 0.4518 San Isidro de Infi 2.0% 5 10 5 0.5019 San Isidro Bajo 2.1% 5 10 9 0.9020 Pto. Hungria 2.2% 5 10 18 1.8021 Pana Pana 2.3% 5 10 50 5.0022 Papayo 2.4% 5 11 8 0.7323 Playa Blanca 2.5% 5 11 8 0.7324 Isla de los Garcias 2.6% 5 11 16 1.4525 Yacayaca 2.7% 5 12 5.5 0.4626 Calle Mansa 2.8% 5 12 6 0.5027 El Palmar 2.9% 5 12 9 0.7528 Balsal 3.0% 5 12 10 0.8329 San Luis de Laderas 3.2% 5 12 12 1.0030 San Luis de Toledo 3.3% 5 12 12 1.0031 Duana 3.4% 5 12 13.5 1.1332 Feliciano 3.5% 5 12 28 2.3333 Laguna Colorada 3.6% 5 12 50 4.1734 Teraimbé 3.7% 5 13 9 0.6935 Lagartera 3.8% 5 13 15 1.1536 Sejal 3.9% 5 13 27 2.0837 Bajo Merizalde I 4.0% 5 13 36 2.7738 Arara 4.1% 5 14 7 0.5039 Mandi 4.2% 5 14 7 0.5040 Piramiri 4.3% 5 14 7 0.5041 Salamina 4.5% 5 14 10 0.7142 Salto 4.6% 5 14 10 0.7143 El Llano 4.7% 5 14 10 0.7144 Nipurdú 4.8% 5 14 10 0.7145 Ogordó 4.9% 5 14 10 0.7146 Rubios 5.0% 5 14 12 0.8647 Santa Rita 5.1% 5 14 34 2.4348 La Loma 5.2% 5 15 6 0.4049 El Charco 5.3% 5 15 7.5 0.5050 El Carmen 5.4% 5 15 8 0.5351 Pampa Quiñones 5.5% 5 15 10 0.6752 Campo Alegre 5.7% 5 15 15 1.0053 El Porvenir 5.8% 5 15 16 1.0754 Florida II 5.9% 5 15 60 4.0055 Guacacias 6.0% 5 15 60 4.0056 Virgen 6.1% 5 15 72 4.8057 Cañas 6.2% 5 16 5 0.3158 San Jose de Robles 6.3% 5 16 7 0.4459 La Milagrosa 6.4% 5 16 28 1.7560 Caño Tigre 6.5% 5 16 52.5 3.2861 Salahondita 6.6% 5 17 5 0.2962 El Hojal 6.7% 5 17 6 0.3563 El Realito 6.8% 5 17 8.5 0.50

101




kW /usuario

64 Planas 7.0% 5 17 10 0.5965 Calle Honda 7.1% 5 17 12 0.7166 San Pedro 7.2% 5 17 12 0.7167 Acoso 7.3% 5 17 12 0.7168 Paso 7.4% 5 17 12 0.7169 Soledad de Tajuato 7.5% 5 17 12 0.7170 Canalete 7.6% 5 17 12 0.7171 Caimitillal 7.7% 5 17 12 0.7172 Unión 7.8% 5 17 25 1.4773 Puerto Triunfo 7.9% 5 17 28 1.6574 Winando 8.0% 5 17 28 1.6575 Mecana 8.2% 5 17 28 1.6576 La Florida 8.3% 5 18 6 0.3377 Bella Unión 8.4% 5 18 8 0.4478 Camarones 8.5% 5 18 9 0.5079 Sabanas de la Fuga 8.6% 5 18 12 0.6780 San Luis del Plan 8.7% 5 18 12 0.6781 Guabal 8.8% 5 18 15 0.8382 Casibare 8.9% 5 18 40 2.2283 Salisbí 9.0% 5 18 40 2.2284 Puerto Huila 9.1% 5 18 60 3.3385 San Lucas 9.2% 5 18 60 3.3386 Nueva Unión 9.3% 5 19 5 0.2687 Bajo Merizalde II 9.5% 5 19 8 0.4288 Cantil 9.6% 5 19 12 0.6389 Palmeras 9.7% 5 19 27.5 1.4590 Calahorra 9.8% 5 19 28 1.4791 Divisa 9.9% 5 19 40 2.1192 Bajito Soledad 10.0% 5 20 4 0.2093 Alto S. Antonio 10.1% 5 20 6 0.3094 Jerico Consaya 10.2% 5 20 8 0.4095 Barbacohita 10.3% 5 20 8 0.4096 Naranjal 10.4% 5 20 8 0.4097 Tolita 10.5% 5 20 8 0.4098 Brazo Corto 10.7% 5 20 10 0.5099 San Miguel Costa 10.8% 5 20 10 0.50

100Loma Linda 10.9% 5 20 12.5 0.63101San José de Buey 11.0% 5 20 14 0.70102Buena Vista 11.1% 5 20 15 0.75103San Fernando 11.2% 5 20 15 0.75104San Miguel y Pascualero 11.3% 5 20 15 0.75105Quiñones Chapila 11.4% 5 20 15 0.75106Charco Largo 11.5% 5 20 20 1.00107Puerto Rico 11.6% 5 20 21.9 1.10108Carlosama 11.7% 5 20 30 1.50109Fortaleza 11.8% 5 20 42.5 2.13110Barranquillita 12.0% 5 20 102 5.10111Esperanza 12.1% 5 21 15 0.71112San Guillermo 12.2% 5 21 15 0.71113Bagrero 12.3% 5 21 15 0.71114Pascualero 12.4% 5 21 15 0.71115Cabeceras 12.5% 5 21 15 0.71116La Sierra 12.6% 5 21 15 0.71117Guamo 12.7% 5 21 15 0.71118Santa Ana 12.8% 5 21 15 0.71119Unión 12.9% 5 21 15 0.71120Yarumal 13.0% 5 21 15 0.71121Delicias 13.2% 5 21 15 0.71122Panza Moza 13.3% 5 21 15 0.71123Guarando 13.4% 5 21 21.5 1.02124Cameyafu 13.5% 5 21 27.5 1.31125Tonina 13.6% 5 21 40 1.90126Tangare de la Flores 13.7% 5 22 8 0.36127Boca del Brazo 13.8% 5 22 10 0.45

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kW /usuario

128San Miguel 13.9% 5 22 12 0.55129San José de Rio 14.0% 5 22 12.5 0.57130Tasquita 14.1% 5 22 13 0.59131San Martín 14.2% 5 22 23 1.05132Nueva Antioquia 14.3% 5 22 105 4.77133Playa 14.5% 5 23 11 0.48134Puerto Martínez 14.6% 5 23 11.5 0.50135Bellavista 14.7% 5 23 12 0.52136Caucho 14.8% 5 23 15 0.65137Guadalupe 14.9% 5 23 16 0.70138Muriña 15.0% 5 23 16 0.70139Santa Barbara 15.1% 5 23 16 0.70140Las Hamacas 15.2% 5 23 16 0.70141Gitrado 15.3% 5 23 28 1.22142Amanavén 15.4% 5 23 34.37 1.49143Obregones 15.5% 5 23 40 1.74144Puerto Nare 15.7% 5 23 44 1.91145Naranjito 15.8% 5 24 6 0.25146Orital 15.9% 5 24 7 0.29147Bocoa 16.0% 5 24 12 0.50148Tiosilorio 16.1% 5 24 12 0.50149Bocas de Jorodó 16.2% 5 24 13.5 0.56150Partadó 16.3% 5 24 34 1.42151Playa Obregones 16.4% 5 24 40 1.67152Carolina 16.5% 5 25 12 0.48153Aurora 16.6% 5 25 12.5 0.50154Puerto Meluk Pacífico 16.7% 5 25 17 0.68155Puerto Olivia 16.8% 5 25 18 0.72156Panamacito 17.0% 5 25 27 1.08157San Pedro Claver 17.1% 5 25 28 1.12158CACAHUAL 17.2% 5 25 33 1.32159Tienda Nueva 17.3% 5 25 33.5 1.34160Cabuya 17.4% 5 25 35 1.40161Barbudita 17.5% 5 25 35 1.40162San Juan del Soco 17.6% 5 25 40 1.60163Parcelas 17.7% 5 25 40 1.60164El Rosal 17.8% 5 25 70 2.80165Builde 17.9% 5 25 75 3.00166Troncales 18.0% 5 26 18 0.69167Playa Rica 18.2% 5 26 18 0.69168San Pablo Cajambre 18.3% 5 26 18 0.69169Silva 18.4% 5 26 18 0.69170Yaguas 18.5% 5 26 27.5 1.06171Magüare 18.6% 5 26 30 1.15172Puerto Colombia 18.7% 5 26 30 1.15173MIRITI 18.8% 5 26 40 1.54174Tabaquén 18.9% 5 26 60 2.31175Aletones 19.0% 5 27 10 0.37176Miel de Abeja 19.1% 5 27 12 0.44177El Garcero 19.2% 5 27 13 0.48178Tambo 19.3% 5 27 13.5 0.50179San Pedro 19.5% 5 27 16 0.59180Bocas de Ame 19.6% 5 27 19 0.70181Delicias 19.7% 5 27 20 0.74182Balsa 19.8% 5 28 7 0.25183Pto. Antioquia 19.9% 5 28 15 0.54184Garcitas 20.0% 5 28 18 0.64185Guanape 20.1% 5 28 30 1.07186Pto Nuevo 20.2% 5 28 42 1.50187Zapotal 20.3% 5 29 6 0.21188Bocas de Guandipa 20.4% 5 29 9 0.31189Coco 20.5% 5 29 16 0.55190San Antonio 20.7% 5 29 20 0.69191Sarabando Alto 20.8% 5 29 20 0.69

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kW /usuario

192Sarabando Medio 20.9% 5 29 20 0.69193Estrella 21.0% 5 29 20 0.69194Ciudad Yari 21.1% 5 29 20 0.69195Guayabal 21.2% 5 29 20 0.69196Recreo 21.3% 5 29 20 0.69197Yaguará II 21.4% 5 29 20 0.69198Bombom 21.5% 5 29 20 0.69199Bebará 21.6% 5 29 20 0.69200Engrivado 21.7% 5 29 20 0.69201Piedra H 21.8% 5 29 20 0.69202Playa B 22.0% 5 29 20 0.69203Progreso 22.1% 5 29 27.5 0.95204Pto. Grueso 22.2% 5 29 27.5 0.95205Vergel 22.3% 5 29 27.5 0.95206Mana 22.4% 5 29 72 2.48207Peñas Blancas 22.5% 5 29 72 2.48208Secadero 22.6% 5 30 4 0.13209Bocas de Papi 22.7% 5 30 5 0.17210Papi La Palma 22.8% 5 30 5 0.17211Tangareal 22.9% 5 30 6 0.20212Bellavista Dubaza 23.0% 5 30 11.5 0.38213Limones 23.2% 5 30 12 0.40214Palo Blanco 23.3% 5 30 15 0.50215Calle 23.4% 5 30 15 0.50216Piña 23.5% 5 30 15 0.50217Punta Ardita 23.6% 5 30 15 0.50218Quicharo 23.7% 5 30 15 0.50219San Bernardo 23.8% 5 30 15 0.50220Taparal 23.9% 5 30 15 0.50221Bocas de Pilbi 24.0% 5 30 16 0.53222Bocas Guayuriba 24.1% 5 30 20 0.67223Chaviva 24.2% 5 30 20 0.67224Maracaibo 24.3% 5 30 20 0.67225Pto. Nariño 24.5% 5 30 20 0.67226Marqueza 24.6% 5 30 20 0.67227Pomeño 24.7% 5 30 22 0.73228Santa María 24.8% 5 30 23 0.77229Bajo Buenos Aires 24.9% 5 30 23 0.77230Guachiri 25.0% 5 30 23 0.77231Guaval Gualajo 25.1% 5 30 23 0.77232Playo Mira 25.2% 5 30 23 0.77233Villa Colombia 25.3% 5 30 25 0.83234Playita de Potes 25.4% 5 30 27 0.90235Alto Buenos Aires 25.5% 5 30 27 0.90236Charrasquera 25.7% 5 30 30 1.00237Caño Rayado 25.8% 5 30 30 1.00238Morichal 25.9% 5 30 33 1.10239Mercedes 26.0% 5 30 33 1.10240Las Delicias 26.1% 5 30 35 1.17241Pororio 26.2% 5 30 37.5 1.25242Caranacoa 26.3% 5 30 40 1.33243 Imbili la Vega 26.4% 5 30 40 1.33244Pto. Manrique 26.5% 5 30 60 2.00245Zapangué 26.6% 5 31 7 0.23246Corriente Palo 26.7% 5 31 23 0.74247Refugio 26.8% 5 31 25 0.81248Pambilero 27.0% 5 31 30 0.97249Arenal 27.1% 5 31 35 1.13250Puerto Remanso 27.2% 5 31 75 2.42251Conquista 27.3% 5 32 6 0.19252Zapotal 27.4% 5 32 6 0.19253Vivera 27.5% 5 32 7 0.22254Cocal de Jimenez 27.6% 5 32 12 0.38255Pto. Valdivia 27.7% 5 32 12.8 0.40

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kW /usuario

256San Pio 27.8% 5 32 15 0.47257Briceño 27.9% 5 32 16 0.50258Villa Nueva 28.0% 5 32 16 0.50259San Miguel de Baudocito 28.2% 5 32 16 0.50260Viento Libre 28.3% 5 32 20 0.63261San Pedro de Arimena 28.4% 5 32 35 1.09262Teatino 28.5% 5 32 48 1.50263Morro 28.6% 5 32 60 1.88264Pampa Chapila 28.7% 5 33 13 0.39265ENCANTO 28.8% 5 33 33 1.00266Puente Arimena 28.9% 5 33 33 1.00267Pavasa 29.0% 5 33 33.5 1.02268Buenos Aires 29.1% 5 33 65 1.97269Coredó 29.2% 5 34 17 0.50270Curiche 29.3% 5 34 17 0.50271Guarín 29.5% 5 34 17 0.50272Santa Rosa 29.6% 5 34 20 0.59273Nueva Apaya 29.7% 5 34 27 0.79274 Pto. Ventura 29.8% 5 34 27.5 0.81275Piñuña Blanca 29.9% 5 34 30 0.88276Vuelta Larga 30.0% 5 34 40 1.18277 Isla Ronda 30.1% 5 34 50 1.47278Bellavista 30.2% 5 35 4 0.11279Puerto Libre 30.3% 5 35 6 0.17280Yalte 30.4% 5 35 6 0.17281Nerete 30.5% 5 35 7 0.20282Bocas de Canal 30.7% 5 35 7 0.20283Vuelta Larga 30.8% 5 35 7 0.20284Aurora 30.9% 5 35 10 0.29285San Agustin Guapi 31.0% 5 35 15 0.43286La sirena 31.1% 5 35 18 0.51287Santa María 31.2% 5 35 18 0.51288Cabo Manglares 31.3% 5 35 23 0.66289Guadual Chagüi 31.4% 5 35 23 0.66290Pacora 31.5% 5 35 23 0.66291Villa Luz 31.6% 5 35 25 0.71292Potedo 31.7% 5 35 28 0.80293Villa Victoria 31.8% 5 35 30 0.86294San Agustín (rio Mira) 32.0% 5 35 30 0.86295Puerto Viveros 32.1% 5 35 33.5 0.96296Lindosa 32.2% 5 35 40 1.14297Pto. Arturo 32.3% 5 35 60 1.71298San Felipe 32.4% 5 35 125 3.57299Cuebita 32.5% 5 36 12.8 0.36300Wainambí 32.6% 5 36 18 0.50301Yapu 32.7% 5 36 18 0.50302Dotenedó 32.8% 5 36 21 0.58303Guacamayas 32.9% 5 36 22 0.61304Barco 33.0% 5 36 25 0.69305Barranco 33.2% 5 36 25 0.69306Plata 33.3% 5 36 25 0.69307Puerto Valencia 33.4% 5 36 25 0.69308San Francisco 33.5% 5 36 25 0.69309Tigre 33.6% 5 37 25 0.68310El Diviso 33.7% 5 37 30 0.81311Maiz Blanco 33.8% 5 37 30 0.81312Rosario 33.9% 5 37 40 1.08313Pasto 34.0% 5 38 5 0.13314Soledad 34.1% 5 38 8 0.21315 Isla 34.2% 5 38 13.5 0.36316Roble 34.3% 5 38 15 0.39317San Bernardo 34.5% 5 38 19 0.50318San Francisco 34.6% 5 38 19 0.50319Libertad 34.7% 5 38 30 0.79

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kW /usuario

320Teteye 34.8% 5 38 30 0.79321El Papayo 34.9% 5 38 30 0.79322Cooperativa 35.0% 5 38 65 1.71323Pueblo Nuevo 35.1% 5 38 83 2.18324Pajonal 35.2% 5 39 8 0.21325Angostura de Guape 35.3% 5 39 25 0.64326Santa Ana 35.4% 5 39 25 0.64327Tipisca 35.5% 5 39 40 1.03328San José 35.7% 5 39 60 1.54329Pumalde 35.8% 5 40 6 0.15330Playa Nueva 35.9% 5 40 13 0.33331San Cristobal 36.0% 5 40 18 0.45332Unión Chocó 36.1% 5 40 18 0.45333Majagual Costa 36.2% 5 40 18 0.45334Alfonso López 36.3% 5 40 20 0.50335Caimanero 36.4% 5 40 20 0.50336Veracruz 36.5% 5 40 20 0.50337Victoria 36.6% 5 40 20 0.50338Taparalito 36.7% 5 40 20 0.50339Playa Nueva 36.8% 5 40 21 0.53340La Honda 37.0% 5 40 23 0.58341 Isla del Mono 37.1% 5 40 25 0.63342San Francisco Taija 37.2% 5 40 25 0.63343Contra 37.3% 5 40 28 0.70344Llano 37.4% 5 40 28 0.70345San José de Yurumangui 37.5% 5 40 28 0.70346Punta Hijua 37.6% 5 40 28.5 0.71347Líbano 37.7% 5 40 30 0.75348San Vicente 37.8% 5 40 30 0.75349Chapilar 37.9% 5 40 40 1.00350Puerto Adán 38.0% 5 40 48 1.20351PACOA 38.2% 5 40 50 1.25352Raudal del Guayabero 38.3% 5 40 54 1.35353Sardinata 38.4% 5 40 65 1.63354Bocas de Prieto 38.5% 5 41 7 0.17355Guacuco Patia 38.6% 5 41 10 0.24356Baudocito 38.7% 5 41 21 0.51357Santa Rosa 38.8% 5 41 40 0.98358Diez y ocho 38.9% 5 41 90 2.20359Alto Guandipa 39.0% 5 42 5 0.12360Los Buildes 39.1% 5 42 6 0.14361Chasgpien 39.2% 5 42 9 0.21362Curundó 39.3% 5 42 12 0.29363Pueblito 39.5% 5 42 12 0.29364Pueblo Nuevo 39.6% 5 42 13 0.31365Guadalito 39.7% 5 42 21 0.50366Unión Balsalito 39.8% 5 42 21 0.50367Barrocolorado 39.9% 5 42 23 0.55368Marriaga 40.0% 5 42 25 0.60369Pto. Siare 40.1% 5 42 65 1.55370Pto. Esperanza -Pozo Redondo 40.2% 5 42 75 1.79371San Rafael 40.3% 5 42 75 1.79372Boba 40.4% 5 43 12.5 0.29373Puerto Juan 40.5% 5 43 13.5 0.31374Pto. Palacio 40.7% 5 43 15 0.35375 Isla de los Palacios 40.8% 5 43 25 0.58376Triunfo 40.9% 5 43 30 0.70377Aguililla 41.0% 5 43 30 0.70378Lusitania 41.1% 5 43 30 0.70379Gallinazo 41.2% 5 43 30 0.70380Patria 41.3% 5 43 30 0.70381Brazos 41.4% 5 43 30 0.70382Cartagua 41.5% 5 43 30 0.70383Limones 41.6% 5 43 30 0.70

106




kW /usuario

384Pimbi 41.7% 5 43 30 0.70385Telpi 41.8% 5 43 30 0.70386Chafalote 42.0% 5 43 30 0.70387Playon 42.1% 5 43 30 0.70388Barro Caliente 42.2% 5 43 30 0.70389Pto. Alegría 42.3% 5 43 33 0.77390Versalles 42.4% 5 43 40 0.93391Playa Grande 42.5% 5 43 42 0.98392Travesía 42.6% 5 44 17 0.39393Quebrada Pichima 42.7% 5 44 22 0.50394Pichima 42.8% 5 44 24 0.55395 Isla de Gallo 42.9% 5 44 36 0.82396Termales 43.0% 5 44 47 1.07397Papi La Playa 43.2% 5 45 5 0.11398Alto Merizalde 43.3% 5 45 8 0.18399 Ilusión 43.4% 5 45 18 0.40400Puerto Bolivar 43.5% 5 45 22 0.49401Ampubi Rosario 43.6% 5 45 23 0.51402Estero San Vicente 43.7% 5 45 23 0.51403 Isla Grande Mira 43.8% 5 45 23 0.51404Nueva Creación 43.9% 5 45 23 0.51405Soledad Curay 44.0% 5 45 23 0.51406Pastico 44.1% 5 45 25 0.56407Brava 44.2% 5 45 27 0.60408Chapul (rio Chaguí) 44.3% 5 45 27 0.60409Chorrrera 44.5% 5 45 27 0.60410Puerto Palma 44.6% 5 45 27 0.60411Senseya 44.7% 5 45 30 0.67412Puerto Esperanza 44.8% 5 45 30 0.67413Venturosa 44.9% 5 45 30 0.67414Siete de Agosto 45.0% 5 45 33 0.73415Alta Gracía 45.1% 5 45 33 0.73416Firme Chanzara 45.2% 5 45 40 0.89417Cuil 45.3% 5 45 40 0.89418Pto Ospina 45.4% 5 45 60 1.33419Yanovi 45.5% 5 45 60 1.33420La Libertad 45.7% 5 46 28 0.61421Bellavista 45.8% 5 46 30 0.65422San Juan de Atacuari 45.9% 5 46 33 0.72423Carmen 46.0% 5 46 40 0.87424Maraveles 46.1% 5 46 60 1.30425Boca de Opagadó 46.2% 5 47 25 0.53426Nueva Vista 46.3% 5 47 28 0.60427Atacuari 46.4% 5 47 33 0.70428Brisas 46.5% 5 47 135 2.87429Gómez 46.6% 5 48 10 0.21430Pinde 46.7% 5 48 22 0.46431Angeles 46.8% 5 48 23 0.48432Doce de Octubre 47.0% 5 48 27.5 0.57433San Eduardo 47.1% 5 48 35 0.73434Santa Clara 47.2% 5 48 40 0.83435Papayo 47.3% 5 48 40 0.83436Mayorquín 47.4% 5 48 50 1.04437Caño Blanco 47.5% 5 49 33 0.67438San Agustin 47.6% 5 49 40 0.82439 Isla del Gallo 47.7% 5 49 40 0.82440Playa Grande Abajo 47.8% 5 49 50 1.02441Sande 47.9% 5 50 5 0.10442Hojas Blancas 48.0% 5 50 5 0.10443San Luis 48.2% 5 50 12.5 0.25444San Miguel del Rio 48.3% 5 50 15 0.30445Nabuga 48.4% 5 50 21.6 0.43446Caleta Viento Libre 48.5% 5 50 23 0.46447Caldero 48.6% 5 50 25 0.50

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kW /usuario

448Villa Fatima 48.7% 5 50 25 0.50449Chete 48.8% 5 50 25 0.50450Piedra Candela 48.9% 5 50 25 0.50451Carmen 49.0% 5 50 25 0.50452Mochado 49.1% 5 50 30 0.60453Morrito 49.2% 5 50 30 0.60454Simón Bolivar 49.3% 5 50 35 0.70455Panga 49.5% 5 50 35 0.70456Maticurú 49.6% 5 50 36 0.72457Chispas 49.7% 5 50 40 0.80458Costa Rica 49.8% 5 50 40 0.80459El Alto 49.9% 5 50 40 0.80460Santo Domingo 50.0% 5 50 40 0.80461Domingos 50.1% 5 50 50 1.00462Secadero 50.2% 5 50 50 1.00463Bocas del Patía 50.3% 5 50 120 2.40464Santa Cecilia 50.4% 6 51 26 0.51465Mateguadua 50.5% 6 51 36 0.71466Soledad Pueblito 50.7% 6 51 70 1.37467Valerio 50.8% 6 52 33.5 0.64468Humapo 50.9% 6 52 35 0.67469 Isapi 51.0% 6 52 35 0.67470Las Marías 51.1% 6 52 50 0.96471Vegaes 51.2% 6 52 70 1.35472San Miguel 51.3% 6 53 37 0.70473Villa Maria 51.4% 6 54 33.5 0.62474Zaragosa 51.5% 6 54 60 1.11475Tumaradó 51.6% 6 55 7 0.13476Cacagual Mira 51.7% 6 55 23 0.42477Tangareal del Mira 51.8% 6 55 27 0.49478Firme de Uzaraga 52.0% 6 55 29.6 0.54479Balsal 52.1% 6 55 30 0.55480Magdalena 52.2% 6 55 30 0.55481Puerto Nariño 52.3% 6 55 31 0.56482Dos Quebradas Naya 52.4% 6 55 36 0.65483Alto Santo Domingo 52.5% 6 55 40 0.73484 Imbilpi del Carmen 52.6% 6 55 40 0.73485Olivo Curay 52.7% 6 55 40 0.73486Bellavista Mejicano 52.8% 6 55 45 0.82487Coquí 52.9% 6 55 75 1.36488Charras 53.0% 6 55 76 1.38489Limones 53.2% 6 56 5 0.09490Los Pereas 53.3% 6 56 25 0.45491Naranjales 53.4% 6 56 40 0.71492Copoma 53.5% 6 56 45 0.80493Aragon 53.6% 6 57 40 0.70494Bete 53.7% 6 57 40 0.70495San Jorge 53.8% 6 57 40 0.70496Cruces 53.9% 6 57 40 0.70497 Inguambi 54.0% 6 57 40 0.70498Palacios 54.1% 6 57 40 0.70499Soledad 54.2% 6 57 40 0.70500Barranco 54.3% 6 57 50 0.88501Pulbusa (PN) 54.5% 6 57 80 1.40502San José - La Turbia 54.6% 6 58 16 0.28503San Jose de Anchicaya 54.7% 6 58 28 0.48504San Isidro 54.8% 6 58 50 0.86505Mocagua 54.9% 6 58 60 1.03506Nansalbi 55.0% 6 58 64 1.10507Aguacatal 55.1% 6 60 5 0.08508Retorno 55.2% 6 60 8 0.13509Unión Waunaan 55.3% 6 60 18 0.30510Restrepo 55.4% 6 60 18 0.30511Portugal 55.5% 6 60 22 0.37

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kW /usuario

512Nerete 55.7% 6 60 23 0.38513Lucitania 55.8% 6 60 24 0.40514Herradura 55.9% 6 60 25 0.42515Albania 56.0% 6 60 27 0.45516San Antonio Progreso 56.1% 6 60 27 0.45517San José de la Calle 56.2% 6 60 30 0.50518Playa Grande 56.3% 6 60 30 0.50519Bocas de Cajapí 56.4% 6 60 30 0.50520Santo Domingo el Progreso 56.5% 6 60 30 0.50521Chico Perez 56.6% 6 60 35 0.58522Mecaya 56.7% 6 60 37 0.62523Chicopore 56.8% 6 60 40 0.67524San Vicente 57.0% 6 60 40 0.67525Pulbusa La Vega 57.1% 6 60 40 0.67526Cuarazanga 57.2% 6 60 40 0.67527Brisas de Güejar 57.3% 6 60 45 0.75528Esperanza 57.4% 6 60 45 0.75529Villa Palmeras 57.5% 6 60 45 0.75530El Placer 57.6% 6 60 45 0.75531Palestina 57.7% 6 60 45 0.75532Cañaveral 57.8% 6 60 48 0.80533Palomino 57.9% 6 60 50 0.83534Carpa 58.0% 6 60 60 1.00535San Agustin Napi 58.2% 6 60 60 1.00536Brazo Seco 58.3% 6 60 80 1.33537Santa Bárbara 58.4% 6 60 125 2.08538Cascajero 58.5% 6 61 40 0.66539Charambira 58.6% 6 61 40 0.66540San Antonio Cajambre 58.7% 6 62 28 0.45541Hojal 58.8% 6 62 30 0.48542San Antonio Yurumangui 58.9% 6 63 28 0.44543Firme 59.0% 6 63 30 0.48544Mercedes 59.1% 6 63 40 0.63545Pto. Arica 59.2% 6 64 33 0.52546Nauca 59.3% 6 64 35 0.55547Puerto Echeverry 59.5% 6 64 35.5 0.55548Peña 59.6% 6 64 45 0.70549Recodo 59.7% 6 64 45 0.70550Guilpi 59.8% 6 64 45 0.70551Boyahuasú 59.9% 6 64 80 1.25552Carmelita 60.0% 6 64 100 1.56553Pto. Vega 60.1% 6 64 106 1.66554Pangamanos 60.2% 6 65 13 0.20555Bajo Zapotal 60.3% 6 65 27 0.42556Campobonito 60.4% 6 65 32.5 0.50557Juanchillo 60.5% 6 65 40 0.62558Colorado las Mercedes 60.7% 6 65 40 0.62559Corriente Grande Rosario 60.8% 6 65 40 0.62560Guachal Costa 60.9% 6 65 40 0.62561Jagua 61.0% 6 65 40 0.62562Mirapalma Mira 61.1% 6 65 40 0.62563Papayal Playa 61.2% 6 65 40 0.62564Ricaurte 61.3% 6 65 48 0.74565Puerto Colombia 61.4% 6 65 50 0.77566Remanso 61.5% 6 65 50 0.77567Playa Grande Arriba 61.6% 6 65 80 1.23568San Antonio 61.7% 6 65 110 1.69569Chimbuza 61.8% 6 66 8 0.12570Acaricuara 62.0% 6 66 33 0.50571Monforth 62.1% 6 66 33 0.50572Piracuara 62.2% 6 66 33 0.50573TARAIRA 62.3% 6 66 33 0.50574TERESITA 62.4% 6 66 33 0.50575Puerto Reyes Purricha 62.5% 6 66 33 0.50

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kW /usuario

576El Bajito 62.6% 6 67 32 0.48577Munguidó 62.7% 6 67 45 0.67578Garibay 62.8% 6 67 47 0.70579Santa Helena de Cusiva 62.9% 6 67 47 0.70580Loma 63.0% 6 67 70 1.04581Bellavista 63.2% 6 68 40 0.59582Juntas 63.3% 6 68 40 0.59583Murri (Playa) 63.4% 6 68 56 0.82584Vuelta del Gallo 63.5% 6 69 12 0.17585Novillal 63.6% 6 69 16 0.23586Pto. Tejada 63.7% 6 69 50 0.72587Sta. Catalina de Catru 63.8% 6 69 55 0.80588San Martín de Amacayacu 63.9% 6 69 80 1.16589Mascarey 64.0% 6 70 15 0.21590Unión Pitalito 64.1% 6 70 21 0.30591Castigo 64.2% 6 70 30 0.43592Laguna 64.3% 6 70 30 0.43593San Miguel 64.5% 6 70 33 0.47594Tiquie 64.6% 6 70 35 0.50595Palo Seco 64.7% 6 70 35 0.50596Candelilla de la Mar 64.8% 6 70 40 0.57597Milagros 64.9% 6 70 40 0.57598Vaquería 65.0% 6 70 43 0.61599Frontera (Chapa) 65.1% 6 70 54 0.77600Bocas de la Hermosa 65.2% 6 70 54 0.77601Hermosa 65.3% 6 70 54 0.77602Montaña del Totumo 65.4% 6 70 54 0.77603Rincón Hondo 65.5% 6 70 54 0.77604Siberia 65.7% 6 70 60 0.86605Cachicamo 65.8% 6 70 60 0.86606Jordán Huisia 65.9% 6 70 70 1.00607Hormiguero 66.0% 6 70 80 1.14608Orpua 66.1% 6 70 120 1.71609Banco 66.2% 6 70 180 2.57610Angeles 66.3% 6 71 50 0.70611Cabaña 66.4% 6 71 50 0.70612Ceiba 66.5% 6 71 50 0.70613Pto. Betania 66.6% 6 71 50 0.70614Cedro Mangalpa 66.7% 6 71 50 0.70615Concepción 66.8% 6 71 50 0.70616Juntas 67.0% 6 71 50 0.70617Veneral 67.1% 6 71 50 0.70618Santa RIta 67.2% 6 71 50 0.70619Tigre 67.3% 6 71 50 0.70620Ñambi 67.4% 6 71 50 0.70621Pambana 67.5% 6 71 50 0.70622Yacula 67.6% 6 71 50 0.70623Bocas de Telembi 67.7% 6 71 50 0.70624Bolivar 67.8% 6 71 50 0.70625San Francisco 67.9% 6 71 60 0.85626San Francisco 68.0% 6 71 60 0.85627Bocas de Ramos 68.2% 6 72 15 0.21628Centro Gaitán 68.3% 6 72 55 0.76629Joví 68.4% 6 73 50 0.68630La Rotura 68.5% 6 73 60 0.82631Pogué 68.6% 6 73 60 0.82632PTO. SANTANDER 68.7% 6 74 33 0.45633Santa Rosa (Saija) 68.8% 6 74 37.2 0.50634San Francisco del Naya 68.9% 6 75 34 0.45635Vuelta Larga 69.0% 6 75 60 0.80636Palmira 69.1% 6 75 110 1.47637Chorrobocón 69.2% 6 75 1364 18.19638Las Gaviotas 69.3% 6 77 54 0.70639San Isidro - Jardín 69.5% 6 77 110 1.43

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kW /usuario

640Betania 69.6% 6 78 36 0.46641San Francisco 69.7% 6 78 40 0.51642Cuerval 69.8% 6 78 50 0.64643Chupave 69.9% 6 78 55 0.71644Providencia 70.0% 6 78 60 0.77645Caracol 70.1% 6 78 75 0.96646CHORRERA 70.2% 6 78 150 1.92647Noanamito 70.3% 6 79 52 0.66648Santa Cruz de Siguí 70.4% 6 79 60 0.76649Buena vista 70.5% 6 80 21 0.26650Firme de los Coimes 70.7% 6 80 23 0.29651La Balsa 70.8% 6 80 23 0.29652Calle Larga 70.9% 6 80 40 0.50653Togoroma 71.0% 6 80 40 0.50654Sequihonda 71.1% 6 80 40 0.50655Las Mercedes rio Chaguí 71.2% 6 80 40 0.50656San Agustín (rio Gualajo) 71.3% 6 80 40 0.50657Punta Huina 71.4% 6 80 48 0.60658Terrón 71.5% 6 80 50 0.63659San Roque 71.6% 6 80 56 0.70660Cerritos 71.7% 6 80 60 0.75661Tierra Grata 71.8% 6 80 60 0.75662Palmarito 72.0% 6 80 60 0.75663Mononguete 72.1% 6 80 84 1.05664Paraiso 72.2% 6 80 100 1.25665Delicias 72.3% 6 80 110 1.38666Chaparral 72.4% 6 82 65 0.79667SANTA RITA 72.5% 6 82 65 0.79668Coteje 72.6% 6 82 70 0.85669Estero Martínez 72.7% 6 83 40 0.48670San José 72.8% 6 83 60 0.72671Cocal Payanés 72.9% 6 84 13 0.15672Puerto Abadía 73.0% 6 84 26 0.31673Santa Cruz de Golondó 73.2% 6 84 42 0.50674Carmelo 73.3% 6 84 60 0.71675La Honda 73.4% 6 84 150 1.79676Punta Bonita 73.5% 6 85 50 0.59677Guayabal 73.6% 6 85 50 0.59678La Ensenada 73.7% 6 85 60 0.71679Campo Hermoso 73.8% 6 86 60 0.70680Condagua 73.9% 6 86 60 0.70681Yunguillo 74.0% 6 86 60 0.70682José María 74.1% 6 86 60 0.70683Pto. Rosario 74.2% 6 86 60 0.70684Sta. Lucía 74.3% 6 86 60 0.70685Albania 74.5% 6 86 60 0.70686Cofania 74.6% 6 86 60 0.70687Unilla 74.7% 6 86 60 0.70688Bebarama 74.8% 6 86 60 0.70689Buena Vista 74.9% 6 86 60 0.70690Carcuel 75.0% 6 86 60 0.70691Mongón 75.1% 6 86 60 0.70692Afilador 75.2% 6 87 30 0.34693Belén de Docampadó 75.3% 6 87 70 0.80694Titumate 75.4% 6 88 75 0.85695Chuare 75.5% 6 89 40 0.45696Tribuga 75.7% 6 89 110 1.24697San Pablo del Mar 75.8% 6 90 8 0.09698Tambillo 75.9% 6 90 23 0.26699Macaquiño 76.0% 6 90 45 0.50700San Gerardo 76.1% 6 90 45 0.50701Tapurucuara 76.2% 6 90 45 0.50702Taija 76.3% 6 90 60 0.67703Algarrobo 76.4% 6 90 70 0.78

111




kW /usuario

704San Rafael 76.5% 6 90 70 0.78705El Viento 76.6% 6 90 70 0.78706Santa Rita 76.7% 6 90 80 0.89707Villa La Paz 76.8% 6 90 120 1.33708Lagos del Dorado 77.0% 6 90 145 1.61709Capricho 77.1% 6 90 160 1.78710Granario 77.2% 6 92 93.8 1.02711Santana Ramos 77.3% 6 92 125 1.36712Bajo San Ignacio 77.4% 6 93 45 0.48713Tanguí 77.5% 6 93 65 0.70714Porvenir 77.6% 6 94 16 0.17715Atajo 77.7% 6 94 40 0.43716Cupi 77.8% 6 94 47 0.50717Pumbi las Lajas 77.9% 6 95 8 0.08718Firme Cifuentes 78.0% 6 95 35 0.37719Arenal 78.2% 6 95 40 0.42720Santa Rosa 78.3% 6 95 60 0.63721Carbayona 78.4% 6 95 75 0.79722Santa Helena de Upia 78.5% 6 95 75 0.79723Rosario 78.6% 6 96 80 0.83724San José 78.7% 6 97 50 0.52725Santa Sofía 78.8% 6 97 60 0.62726Caimito 78.9% 6 98 18 0.18727Noanamá 79.0% 6 98 90 0.92728Tesalia 79.1% 6 98 97 0.99729Palestina 79.2% 6 98 134 1.37730Cedro 79.3% 6 100 17 0.17731Barrancón 79.5% 6 100 20 0.20732Teheran 79.6% 6 100 20 0.20733Mata de Plátano 79.7% 6 100 30 0.30734Calabazal 79.8% 6 100 35 0.35735Calabazal 79.9% 6 100 35 0.35736Sardinata 80.0% 6 100 40 0.40737Chontal 80.1% 6 100 40 0.40738Tanandó 80.2% 6 100 48 0.48739Chacón 80.3% 6 100 50 0.50740Quiroga Lado 2 80.4% 6 100 60 0.60741Cargazón 80.5% 6 100 70 0.70742Cascajero 80.7% 6 100 70 0.70743Diaguillo 80.8% 6 100 70 0.70744Guinulte 80.9% 6 100 70 0.70745Playa 81.0% 6 100 70 0.70746Capilla 81.1% 6 100 80 0.80747San Pedro 81.2% 6 100 80 0.80748Guerima 81.3% 6 100 81 0.81749Angostura 81.4% 6 101 10.5 0.10750Miraflores 81.5% 6 102 75 0.74751Tomachipán 81.6% 6 103 80 0.78752Santa Rosa 81.7% 6 104 40 0.38753El Cairo 81.8% 6 104 110 1.06754Quiroga Lado 1 82.0% 6 105 40 0.38755Cucurrupi 82.1% 6 105 50 0.48756Buchado 82.2% 6 105 70 0.67757Vanguela 82.3% 6 105 80 0.76758Santa Rosa 82.4% 6 105 98 0.93759Pto. Trujillo 82.5% 6 105 125 1.19760Jauno 82.6% 6 107 75 0.70761Gualfapintado 82.7% 6 107 75 0.70762Bubuey 82.8% 6 108 15 0.14763Raudal 82.9% 6 108 63 0.58764Pangüi 83.0% 6 109 47 0.43765Congal 83.2% 6 110 25 0.23766Santa Catalina 83.3% 6 110 40 0.36767San José de Quera 83.4% 6 110 60 0.55

112




kW /usuario

768San Juan de Villalobos 83.5% 6 110 75 0.68769Catalina 83.6% 6 110 80 0.73770Recreo 83.7% 6 110 80 0.73771Santa María 83.8% 6 110 100 0.91772Julia 83.9% 6 110 225 2.05773Brisas de Amburgo 84.0% 6 112 50 0.45774San Antonio de Padua 84.1% 6 112 56 0.50775Buenos Aires 84.2% 6 112 135 1.21776FRAGUITA 84.3% 6 114 80 0.70777Mayoyoque 84.5% 6 114 80 0.70778Esmeralda 84.6% 6 114 110 0.96779Arusi 84.7% 6 114 110 0.96780Corozal 84.8% 6 115 15 0.13781Mulatos 84.9% 6 115 50 0.43782Sapzurro 85.0% 6 116 150 1.29783Danubio Campoalegre 85.1% 6 120 50 0.42784Barranco Colorado 85.2% 6 120 60 0.50785Pto. Toledo 85.3% 6 120 60 0.50786San Antonio de Chuaré 85.4% 6 120 60 0.50787San Isidro 85.5% 6 120 60 0.50788Pto Saija 85.7% 6 120 60 0.50789Condordia - Villa Duarte 85.8% 6 120 130 1.08790Pto Guadalupe 85.9% 6 125 100 0.80791Puerto Príncipe 86.0% 6 125 100 0.80792Zaragosa 86.1% 6 127 96 0.76793Macedonia 86.2% 6 127 100 0.79794Pangala 86.3% 6 128 45 0.35795Burujón 86.4% 6 128 50 0.39796Naranjo 86.5% 6 129 60 0.47797PEDRERA 86.6% 6 129 120 0.93798Llanaje 86.7% 6 130 31 0.24799Punta Soldado 86.8% 6 130 115 0.88800Pie de Pato 87.0% 6 133 80 0.60801Juribirá 87.1% 6 138 60 0.43802Pilizá 87.2% 6 138 123 0.89803Zabaleta 87.3% 6 139 97 0.70804SIPI 87.4% 6 140 60 0.43805Mielón 87.5% 6 140 108 0.77806Tagua 87.6% 6 140 115 0.82807Boca de Pepe 87.7% 6 140 125 0.89808Rio Negro 87.8% 6 143 100 0.70809Porvenir 87.9% 6 147 68 0.46810Virudó 88.0% 6 148 70 0.47811Sivirú 88.2% 6 148 97 0.66812San Sebastian de B. 88.3% 6 150 27 0.18813Pital 88.4% 6 150 50 0.33814CARURU 88.5% 6 150 75 0.50815Pto. Ospina 88.6% 6 150 120 0.80816Loro Uno 88.7% 6 150 130 0.87817San Pedro del Vino 88.8% 8 154 20 0.13818Concepción 88.9% 8 154 40 0.26819Domingodó 89.0% 8 160 22 0.14820Marias 89.1% 8 160 76 0.48821BARRANCOMINAS 89.2% 8 160 280 1.75822Santa Fe del Caguán 89.3% 8 161 145 0.90823Buenos Aires 89.5% 8 162 185 1.14824Yantin 89.6% 8 164 15 0.09825Balsitas 89.7% 8 164 60 0.37826Remolinos del Caguán 89.8% 8 171 912 5.33827Puerto Colon de San Miguel 89.9% 8 172 403 2.34828Puerto Conto 90.0% 8 175 112.5 0.64829Libertad 90.1% 8 177 245 1.38830Tablones Dulces 90.2% 8 180 40 0.22831Bocas de Curay 90.3% 8 180 60 0.33

113




kW /usuario

832Vuelta Larga 90.4% 8 180 60 0.33833Peña Colorada 90.5% 8 180 75 0.42834Balboa 90.7% 8 180 250 1.39835Vigia 90.8% 8 185 34 0.18836Cristales 90.9% 8 185 60 0.32837Cupica 91.0% 8 185 240 1.30838Chamón 91.1% 8 187 60 0.32839Guineal (Guineal, Rastrojo y Sepulcro) 91.2% 8 188 125 0.66840URIBE 91.3% 8 189 400 2.12841Santa Rosa de Caguan 91.4% 8 194 136 0.70842Amarales 91.5% 8 200 34 0.17843Santa Rosa Mejicano 91.6% 8 200 40 0.20844Santa Maria 91.7% 8 200 100 0.50845San José 91.8% 8 200 100 0.50846Piñuña Negro 92.0% 8 200 125 0.63847Banco 92.1% 8 200 180 0.90848Belén 92.2% 8 201 60 0.30849Jardines de Sucumbios 92.3% 8 208 115 0.55850Soledad 92.4% 8 210 40 0.19851CUMARIBO 92.5% 8 210 375 1.79852Loma de Bojayá 92.6% 8 212 100 0.47853Napipí 92.7% 8 213 150 0.70854Peñas Coloradas 92.8% 8 214 150 0.70855Yurayaco 92.9% 8 214 150 0.70856Tres Esquinas 93.0% 8 223 156 0.70857Guayabo Mejicano 93.2% 8 230 40 0.17858Palambí 93.3% 8 230 75 0.33859TARAPACA 93.4% 8 230 113 0.49860SANTA ROSALÍA 93.5% 8 234 350 1.50861Limones 93.6% 8 235 110 0.47862Bazan 93.7% 8 240 120 0.50863Bocas de Curvarado 93.8% 8 240 150 0.63864BOJAYA 93.9% 8 242 318 1.31865San Antonio 94.0% 8 245 50 0.20866Pital de la Costa 94.1% 8 250 60 0.24867MAPIRIPAN 94.2% 8 269 700 2.60868MOSQUERA 94.3% 8 279 247 0.89869DOCORDÓ 94.5% 8 286 200 0.70870Gilgal 94.6% 8 290 430 1.48871JURADO 94.7% 8 296 300 1.01872San Antonio 94.8% 10 324 140 0.43873Solita 94.9% 10 325 130 0.40874Pto. Alvira (Caño Jabón) 95.0% 10 337 552 1.64875PUERTO NARIÑO 95.1% 10 338 110 0.33876 ISCUANDE 95.2% 10 350 235 0.67877Casuarito 95.3% 10 350 389 1.11878VIGIA DEL FUERTE 95.4% 10 355 725 2.04879PTO. RICO 95.5% 10 359 875 2.44880San juan de la Costa 95.7% 10 400 150 0.38881PTO. CONCORDIA 95.8% 10 425 825 1.94882SOLANO 95.9% 10 441 400 0.91883Tigre 96.0% 10 469 214 0.46884MACARENA 96.1% 12 503 350 0.70885PIZARRO 96.2% 12 520 1095 2.11886LOPEZ DE MICAY 96.3% 12 522 275 0.53887Cravo Norte 96.4% 12 527 350 0.66888MIRAFLORES 96.5% 12 528 860 1.63889Capurganá 96.6% 12 532 1261 2.37890PRIMAVERA 96.7% 12 539 1000 1.86891San Antonio de Getucha 96.8% 12 555 580 1.05892Chajal 97.0% 12 560 250 0.45893RETORNO 97.1% 12 622 775 1.25894MITU 97.2% 12 635 2200 3.46895El Valle 97.3% 12 647 365 0.56

114




kW /usuario

896Puerto Merizalde 97.4% 12 649 454 0.70897TIMBIQUI 97.5% 12 650 582 0.90898SALAHONDA 97.6% 12 700 800 1.14899Dorada 97.7% 12 700 900 1.29900NUQUI 97.8% 12 761 250 0.33901OROCUE 97.9% 12 800 620 0.78902CALAMAR 98.0% 14 817 1045 1.28903TOLA 98.2% 14 840 480 0.57904BOCAS DE SATINGA 98.3% 14 847 505 0.60905CHARCO 98.4% 14 850 1280 1.51906BAHIA SOLANO 98.5% 14 852 600 0.70907UNGUIA 98.6% 14 888 1300 1.46908ACANDI 98.7% 14 930 1800 1.94909RIOSUCIO 98.8% 14 973 545 0.56910PTO. GAITAN 98.9% 16 1050 1000 0.95911PTO. GUZMAN 99.0% 16 1124 787 0.70912CARTAGENA DEL CH. 99.1% 16 1253 2800 2.23913PTO. LEGUIZAMO 99.2% 16 1400 683 0.49914PTO. CARREÑO 99.3% 16 1733 3753 2.17915HORMIGA 99.5% 16 1858 1500 0.81916GUAPI 99.6% 16 1967 4500 2.29917PTO. INIRIDA 99.7% 18 2080 4037 1.94918ORITO 99.8% 18 2124 1835 0.86919SAN JOSE DEL GUAVIARE 99.9% 20 3836 4647 1.21920LETICIA 100.0% 20 5500 11365 2.07

Fuente: IPSE, Cálculos de los autores. 2001

115

De lo anterior se extrae el siguiente cuadro resumen:

Cuadro 11. Resumen del estado de las localidades ZNILocalidades 920Potencia Instalada [kW]104 026Total 2001

No. de Usuarios 100 864Horas de servicio al día 5.99

PromediokW / usuario 0.85

Fuente: IPSE, Cálculos de los autores. 2001

En la siguientes figuras se indica lo anterior, clasificándolas en tres partes

importantes:

1 ) Graficas de Potencia Instalada y Horas de Servicio.

2 ) Graficas de Potencia Instalada y Número de Usuarios.

3 ) Graficas de Número de Usuarios y Horas de Servicio.

Todas ellas con las siguientes características, que varían según el tipo de gráfica:

ü El eje horizontal indica el porcentaje sobre el total de poblaciones7.

ü El eje vertical izquierdo, representa las horas de servicio al día que presta la

electrificadora a la población8.

ü El eje vertical Derecho, representa la Potencia, en [kW], instalada en la

localidad9.

7 Por ejemplo, para el primer caso, el punto 59.5% indica la cantidad de poblaciones que reciben 6horas al día del servicio de energía, comparándolo con el punto 72.9%, hay 13.4% de poblacionesque reciben 6 horas de servicio8 Característica que varía según la grafica9 Característica que varía según la grafica

116

GRAFICAS DE POTENCIA INSTALADA Y HORAS DE SERVICIO

Al hacer el estudio correspondiente de la información anterior, es necesaria la

ampliación por rangos poblacionales que señale el comportamiento de las

tendencias de consumo.

Figura 16. Potencia Instalada y Horas de Servicio. (Todas las localidades)Fuente IPSE. Cálculos de los autores

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA INSTALADA Y HORAS DE SERVICIO

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

0,1% 10,0% 19,9% 29,8% 39,7% 49,6% 59,5% 69,3% 79,2% 89,1% 99,0%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

10500

12000

PO

TE

NC

IA [

kW]

Horas de servicio al día Potencia Instalada 2001 [kW]

117

La gráfica a continuación muestra las características de las poblaciones que

reciben durante el día, entre 5 y 6 horas de servicio de energía, que equivale al

88.6% de todas las poblaciones de las ZNI, y en las cuales se ubica el 43% de la

población total de la ZNI. La potencia instalada que tienen éstos usuarios oscila

entre 2.5kW y 225 kW con un promedio de 39 kW, aplicable a un servicio de 5 y 6

horas al día.

Aunque para efectos ilustrativos se incluye la población de Chorrobocón ubicada

en Puerto Inírida, Departamento del Guainía, que posee una capacidad instalada

de 1364 kW con 6 horas de servicio al día, con 75 usuarios; para los cálculos

indicativos del promedio de las demás localidades esta se excluye por que tiene

más de seis veces la potencia de la mayor población de éste rango, con lo cual se

falsearían los datos al incluirla.

Figura 17. Localidades que reciben entre 5 y 6 horas de servicio de energía.Fuente IPSE. Cálculos de los autores

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA INSTALADA Y HORAS DE SERVICIO

5 A 6 HORAS AL DÍA

4,5

5

5,5

6

6,5

7

0,1% 9,9% 19,7% 29,5% 39,2% 49,0% 58,8% 68,6% 78,4% 88,2%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

150

300

450

600750

900

1050

1200

1350

1500

PO

TE

NC

IA [

kW]


118

La siguiente figura muestra las características de las poblaciones que reciben

durante el día, entre 8 y 12 horas de servicio de energía, que equivale al 8.9% de

las poblaciones de las ZNI, y en las cuales se ubica el 26% de la población total de

la ZNI.

Los usuarios que reciben 8 horas de servicio de energía corresponden al 5.9% de

las poblaciones, los usuarios que reciben 10 horas de servicio de energía

corresponden al 1.2% de las poblaciones y los usuarios que reciben 12 horas de

servicio de energía corresponden al 1.8% de las poblaciones.

Figura 18. Localidades que reciben entre 8 y 12 horas de servicio de energíaFuente IPSE. Cálculos de los autores

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA INSTALADA Y HORAS DE SERVICIO8 A 12 HORAS AL DÍA

7

8

9

10

11

12

13

88,8% 89,9% 91,0% 92,1% 93,2% 94,2% 95,3% 96,4% 97,5%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

PO

TE

NC

IA [

kW]


119

La última figura de ésta primera parte, muestra las características de las

poblaciones que reciben durante el día, entre 14 y 20 horas de servicio de

energía, que equivale al 1.8% de todas las poblaciones de las ZNI, y en las cuales

se ubica el 31% de la población total de la ZNI.

Los usuarios que reciben 14 horas de servicio de energía corresponden al 0.8%

de las poblaciones, los usuarios que reciben 16 horas de servicio de energía

corresponden al 0.7% de las poblaciones y los usuarios que reciben entre 18 y 20

horas de servicio de energía corresponden al 1% de las poblaciones .

Figura 19. Localidades que reciben entre 14 y 20 horas de servicio de energíaFuente IPSE. Cálculos de los autores

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA INSTALADA Y HORAS DE SERVICIO14 A 20 HORAS AL DÍA

13

14

15

16

17

18

19

20

21

98,0% 98,4% 98,7% 99,0% 99,3% 99,7% 100,0%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

PO

TE

NC

IA [

kW]


120

GRAFICAS DE POTENCIA INSTALADA Y NÚMERO DE USUARIOS

Ahora se analizarán los comportamientos de la población con respecto a la

potencia instalada y al número de usuarios.

En la siguiente figura se indica el 100% de las poblaciones con sus tendencias y

comportamientos.

Figura 20. Usuarios y Potencia Instalada. (Todas las localidades)Fuente IPSE. Cálculos de los autores

Aquí es claro observar que unas pocas poblaciones poseen una potencia instalada

proporcional a su número de usuarios; los detalles se analizan a continuación:

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y POTENCIA EN LAS ZNI

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0,1% 9,9% 19,7%29,5%39,2%49,0%58,8%68,6%78,4%88,2%97,9%

POBLACIÓN [%]

US

UA

RIO

S

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

10500

12000

PO

TE

NC

IA [

kW]

Total No. de Usuarios 2001 Potencia Instalada 2001 [kW]

121

La siguiente figura muestra las características de las poblaciones de menos de

100 usuarios que equivalen al 81.3% de todas las localidades, con una potencia

instalada entre 2.5 kW y 180 kW, con una potencia promedio de 35 kW.

Figura 21. Localidades con menos de 100 usuariosFuente IPSE. Cálculos de los autores

Las localidades con menos de 100 habitantes son pueblos pequeños con altas

probabilidades migratorias, dado que la influencia del conflicto armado, las

condiciones de pobreza y altas NBI, dificultan el planeamiento de estrategias para

éstos usuarios, por lo tanto, el hacer estudios encaminados a mejorar sus niveles

de calidad de vida, acarrean un alto costo económico con una baja confiabilidad;

las poblaciones comprendidas en este rango se clasifican dentro del estrato 1.

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y POTENCIAMenores de 100 usuarios

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0,1% 11,0% 21,8% 32,7% 43,6% 54,5% 65,3% 76,2%

POBLACIÓN [%]

No.

DE

US

UA

RIO

S

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

PO

TE

NC

IA [k

W]


122

La siguiente figura muestra las características de las poblaciones que poseen

entre 100 y 300 usuarios que equivalen al 13.26% de todas las localidades, con

una potencia entre 10.5 kW y 912 kW, con una potencia promedio de 118.5 kW.

Figura 22. Localidades que poseen entre 100 y 300 usuariosFuente IPSE. Cálculos de los autores

Las localidades que poseen entre 100 y 300 usuarios son localidades intermedias,

encontrando dos estratos socioeconómicos, repartidos uniformemente. Poseen

una capacidad económica es limitada.

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y POTENCIAEntre 100 y 300 usuarios

0

50

100

150

200

250

300

350

81,4% 83,0% 84,7% 86,3% 87,9% 89,6% 91,2% 92,8% 94,5%

POBLACIÓN [%]

US

UA

RIO

S

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

PO

TE

NC

IA [

kW]


123


entre 300 y 700 usuarios que equivalen al 2.93% de todas las localidades, con una

potencia entre 110 kW y 2200 kW, con una potencia promedio de 601.5 kW.

Figura 23. Localidades que poseen entre 300 y 700 usuarios.Fuente IPSE. Cálculos de los autores.

Las localidades que poseen entre 300 y 700 usuarios son localidades que cuentan

con dos estratos socioeconómicos, además cuentan con mejores niveles de

calidad de vida.


0

100

200

300

400

500

600

700

800

94,8% 95,2% 95,7% 96,1% 96,5% 97,0% 97,4%

POBLACIÓN [%]

US

UA

RIO

S

0

500

1000

1500

2000

2500

PO

TE

NC

IA [

kW]


124


entre 700 y 2000 usuarios que equivalen al 1.96% de todas las localidades, con

una potencia entre 250 kW y 4500 kW, así como una potencia promedio de

1323.57 kW.


Las localidades que poseen entre 700 y 2000 usuarios son localidades que

cuentan con mejores niveles de calidad de vida, cuentan además con tres o más

estratos socioeconómicos; la mayoría de éstas poblaciones están cerca de las

cabeceras municipales o en su entorno, por ello cuentan con un mayor desarrollo.


0

500

1000

1500

2000

2500

97,6% 97,9% 98,3% 98,6% 98,9% 99,2% 99,6%

POBLACIÓN [%]

US

UA

RIO

S

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

PO

TE

NC

IA [

kW]


125

La siguiente figura muestra las características de las poblaciones que poseen más

de 2000 usuarios que equivalen al 0.33% de todas las localidades, con una

potencia entre 1835 kW y 11365 kW, así como una potencia promedio de 5471

kW.


Las localidades que poseen más de 2000 usuarios son localidades que cuentan

con cuatro o más estratos socioeconómicos; la mayoría de éstas poblaciones

pertenecen a las cabeceras municipales, por ello cuentan con un mayor desarrollo

y mejores niveles de calidad de vida.

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y POTENCIAMás de 2000 usuarios

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

99,7% 99,8% 99,9% 100,0%

POBLACIÓN [%]

US

UA

RIO

S

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

PO

TE

NC

IA [

kW]


126

GRAFICAS DE NÚMERO DE USUARIOS Y HORAS DE SERVICIO

Ahora se analizarán los comportamientos de la población con respecto al número

de usuarios y horas de servicio.

En la siguiente figura se indican el 100% de las poblaciones con sus tendencias y

comportamientos de consumo.

Figura 26. Usuarios y Horas de Servicio. (Todas las localidades)Fuente IPSE. Cálculos de los autores

Se observa que los usuarios de la mayoría de las poblaciones poseen entre 5 y 6

horas de servicio de energía al día y la minoría de las poblaciones tienen entre 8 y

20 horas de servicio; los detalles se analizan a continuación:

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y HORAS DE SERVICIO AL DÍA EN LAS ZNI

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

0,1% 9,9% 19,7%29,5%39,2%49,0%58,8%68,6%78,4%88,2%97,9%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

US

UA

RIO

S

Horas de servicio al día Total No. de Usuarios 2001

127



88.6% de toda la población de las ZNI.

Figura 27. Distribución de usuarios y horas de servicio al día. ( 5 y 6 horas )Fuente IPSE. Cálculos de los autores

Aquí se observan los usuarios que reciben 5 horas de servicio al día, que

corresponden al 50.3% de la población; estas características se presentan en

localidades que tienen entre 5 y 50 usuarios.

Adicionalmente, los usuarios que reciben 6 horas de servicio al día, que


localidades que tienen entre 51 y 150 usuarios.

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y HORAS DE SERVICIO5 Y 6 HORAS AL DÍA

4

4,5

5

5,5

6

6,5

0,1% 8,8% 17,5% 26,2% 34,9% 43,6% 52,3% 61,0% 69,7% 78,4% 87,1%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

20

40

60

80

100

120

140

160

US

UA

RIO

S


128




Figura 28. Distribución de usuarios y horas de servicio al día. ( 8 y 12 horas )Fuente IPSE. Cálculos de los autores

Se observan los usuarios que reciben 8 horas de servicio al día, que corresponden

al 5.9% de la población; estas características se presentan en localidades que

tienen entre 154 y 296 usuarios. Los usuarios que reciben 10 horas de servicio al

día, que corresponden al 1.3% de la población; estas características se presentan

en localidades que tienen entre 324 y 469 usuarios. Los usuarios que reciben 12

horas de servicio al día, que corresponden al 1.9% de la población; estas

características se presentan en localidades que tienen entre 503 y 800 usuarios.

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y HORAS DE SERVICIO8 A 12 HORAS AL DÍA

456789

10111213

88,8% 89,8% 90,8% 91,7% 92,7% 93,7% 94,7% 95,7% 96,6% 97,6%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0100200300400500600700800900

US

UA

RIO

S


129




Figura 29. Distribución de usuarios y horas de servicio al día.(14 y 20 horas)Fuente IPSE. Cálculos de los autores

Se observan los usuarios que reciben 14 horas de servicio al día, que


localidades que tienen entre 817 y 973 usuarios. Los usuarios que reciben 16

horas de servicio al día, que corresponden al 0.7% de la población; estas

características se presentan en localidades que tienen entre 1050 y 1967 usuarios.

Los usuarios que reciben entre 18 Y 20 horas de servicio al día, que corresponden

al 0.4% de la población; estas características se presentan en localidades que

tienen entre 2000 y 5500 usuarios.

DISTRIBUCIÓN DE USUARIOS Y HORAS DE SERVICIO14 A 20 HORAS AL DÍA

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

98,0% 98,4% 98,7% 99,0% 99,3% 99,7% 100,0%

POBLACIONES [%]

HO

RA

S

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

US

UA

RIO

S


130

Finalmente lo anterior indica la situación general de todas las poblaciones.

Se observan cuatro variables esenciales que son: las Horas de Servicio a día, el

número de localidades, de usuarios y la potencia instalada en esas zonas.

En el 50.3% del total de las localidades se prestan 5 horas de servicio de energía

al día a 14120 usuarios, distribuidos en poblaciones que tienen entre 5 y 50

usuarios; allí se aloja el 11% de la potencia instalada en las ZNI.

Cuadro 12. Resumen General de la situación en las ZNI

LOCALIDADES USUARIOS POTENCIA INSTALADAHoras deservicio al

día Cantidad % del Total Cantidad % del TotalRango deusuarios Cantidad

[kW] % del Total

5 463 50,3% 14120 14% 5 50 11494,97 11%6 353 38,4% 29151 29% 51 150 21163,1 20%8 55 6,0% 11248 11% 154 296 9193,5 9%

10 12 1,3% 4473 4% 324 469 4745 5%12 18 2,0% 10950 11% 503 800 12967 12%14 8 0,9% 6997 7% 817 973 7555 7%16 7 0,8% 10385 10% 1050 1967 15023 14%18 2 0,2% 4204 4% 2080 2124 5872 6%

*20 2 0,2% 9336 9% 3836 5500 16012 15%

Total 920 100 % 100 864 100 % 104 026 100 %

* Rango de Datos VacíoFuente: IPSE. Cálculo de los autores

En el 38.4% del total de las localidades se prestan 6 horas de servicio de energía

al día a 29151 usuarios, distribuidos en poblaciones que tienen entre 51 y 150

usuarios; allí se aloja el 20% de la potencia instalada en las ZNI.

Las dos consideraciones anteriores, reúnen a la gran mayoría de la población y de

los usuarios de las ZNI; donde en el 88.7% del total de las localidades se prestan

5 y 6 horas de servicio de energía al día a 43271 usuarios, distribuidos en

poblaciones que tienen entre 5 y 150 usuarios; allí se aloja el 31% de la potencia

instalada en las ZNI.

131

De tal manera que todo objetivo tendiente a mejorar la calidad de vida de las ZNI,

debe dirigirse a éstas poblaciones.

A continuación se ilustra un cuadro resumen final, donde se establecen los rangos

que se utilizarán para analizar de una manera más real las ZNI.

TOTAL 920 100 % 100 864 100 % 104 026 100 %

Cuadro 13. Resumen comparativo final de la situación de las ZNI

Fuente: IPSE, Cálculo de los autores.

Se observa que en las poblaciones que reciben entre 5 y 8 horas de servicio de

energía al día están localizadas el 94.7% de las localidades y el 54.1% de los

usuarios, así como el 40.2% de la potencia total de las ZNI. Sin duda esta debe

ser la población objetivo a la cual se le debe prestar más atención.

Las dos localidades que reciben 20 horas de servicio de energía al día son

poblaciones que poseen mejores niveles de calidad de vida, por ello se tratarán

como Localidades Especiales, con características operativas diferentes que se

explicarán en el capítulo de asignación y distribución de subsidios.

Otro factor importante dentro de éste estudio es el referente al usuario y a la

calidad del servicio que recibe, el cual se ve reflejado en la relación kW/usuario.

Esta relación indica la cantidad de potencia que un usuario tiene disponible para

su uso durante el tiempo que se le presta el servicio de energía.

LOCALIDADES USUARIOS POTENCIAINSTALADAHoras de

servicio aldía Cantidad % del

Total Cantidad % delTotal

Rango deusuarios Cantidad

[kW] % del Total

5 a 8 871 94,7% 54 519 54,1% 5 300 41 852 40,2%10 a 12 30 3,3% 15 423 15,3% 301 800 17 712 17,0%14 a 18 17 1,8% 21 586 21,4% 801 2200 28 450 27,3%

20 2 0,2% 9 336 9,3% 2001 5500 16 012 15,4%

132

En el siguiente cuadro se resumen las localidades, ordenando como variable

principal la columna “kW / usuarios”.

Cuadro 14. Relación kW vs. UsuariosPorcentaje dePoblaciones

Cantidad dePoblaciones

kW /usuarios

0,1% 1 0,0831,2% 287 0,500,1% 1 0,51

48,2% 443 1,000,1% 1 1,01

10,3% 95 1,500,1% 1 1,514,6% 42 2,000,1% 1 2,042,9% 27 2,480,1% 1 2,570,5% 5 3,000,1% 1 3,280,7% 6 4,000,1% 1 4,170,7% 6 5,330,1% 1 18,19

Fuente: IPSE, Cálculos de los Autores. 2001

Se observa que de las 920 localidades, 732 localidades tienen hasta 1 kW por

usuario, 139 localidades tienen hasta 2 kW por usuario, 41 localidades tienen

entre 2 kW y 4 kW por usuario, 7 localidades tienen entre 4.17 kW y 5.33 kW por

usuario, finalmente la población de Chorrobocón tiene 18.19 kW por usuario.

Se debe tener en cuenta que la información disponible, pertenece al censo

Nacional que fue realizado en el año 1993 y publicado en el año 1997; con estos

datos, las entidades Nacionales, crean los estimativos de los años siguientes.

Estos estimativos fueron usados en toda la extensión del presente estudio, por ser

la única fuente de información y lo más cercano a la realidad.

133

Lo anteriormente descrito se expresa en la siguiente gráfica, donde se ilustran las

localidades y la relación [kW/usuario] , excluyendo la población de Chorrobocón

que tiene 18.19 kW por usuario.

Figura 30. Relación kW vs. UsuariosFuente: IPSE, Cálculos de los Autores

A continuación se enlistarán todas las localidades con sus descripciones y

ubicación departamental; los datos fueron aporte del IPSE. según censo de 1993.

Cuadro 15. Lista de municipios y localidades de las ZNI

DEPARTAMENTO Y MUNICIPIOS Potencia Instalada[kW]

No. de Usuarios2001

Horas deservicio al día

TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

AMAZONASLETICIALETICIA 11365 5500 20,0 433,77 2,07

Doce de Octubre 27,5 48 5,0 433,77 0,57Isla Ronda 50 34 5,0 433,77 1,47La Libertad 28 46 5,0 433,77 0,61

La Milagrosa 28 16 5,0 433,77 1,75Loma Linda 12,5 20 5,0 433,77 0,63Macedonia 100 127 6,0 433,77 0,79Mocagua 60 58 6,0 433,77 1,03Palmeras 27,5 19 5,0 433,77 1,45

Pto. Esperanza -Pozo Redondo 75 42 5,0 433,77 1,79Progreso 27,5 29 5,0 433,77 0,95Pto. Arica 33 64 6,0 433,77 0,52

Pto. Grueso 27,5 29 5,0 433,77 0,95Puerto Triunfo 28 17 5,0 433,77 1,65

Santa Sofía 60 97 6,0 433,77 0,62

Relación [ kW / Usuarios ]

0

1

2

3

4

5

6

1 287 1 443 1 95 1 42 1 27 1 5 1 6 1 6

Cantidad de Localidades

[ kW

/ U

suar

ios

]

134


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Tipisca 40 39 5,0 433,77 1,03Vergel 27,5 29 5,0 433,77 0,95Yaguas 27,5 26 5,0 433,77 1,06

TOTAL MUNICIPIO 12044,5 6240 6,1 433,77CHORRERACHORRERA 150 78 6,0 433,77 1,92Providencia 60 78 6,0 433,77 0,77

TOTAL INSPECCION 210 156 6,0 433,77ENCANTOENCANTO 33 33 5,0 433,77 1,00Pto. Alegría 33 43 5,0 433,77 0,77San Rafael 75 42 5,0 433,77 1,79

TOTAL INSPECCION 141 118 5,0 433,77MIRITI-PARANA

MIRITI 40 26 5,0 433,77 1,54Puerto Remanso 75 31 5,0 433,77 2,42

TOTAL INSPECCION 115 57 5,0 433,77PACOAPACOA 50 40 5,0 433,77 1,25

TOTAL INSPECCION 50 40 5,0 433,77PEDRERAPEDRERA 120 129 6,0 433,77 0,93Cameyafu 27,5 21 5,0 433,77 1,31

TOTAL INSPECCION 147,5 150 5,5 433,77PUERTO NARIÑOPUERTO NARIÑO 110 338 10,0 433,77 0,33

Atacuari 33 47 5,0 433,77 0,70Boyahuasú 80 64 6,0 433,77 1,25Naranjales 40 56 6,0 433,77 0,71

San Francisco 60 71 6,0 433,77 0,85San Juan de Atacuari 33 46 5,0 433,77 0,72

San Martín de Amacayacu 80 69 6,0 433,77 1,16Siete de Agosto 33 45 5,0 433,77 0,73

TOTAL MUNICIPIO 469 736 6,1 433,77PUERTO SANTANDER

PTO. SANTANDER 33 74 6,0 433,77 0,45TOTAL MUNICIPIO 33 74 6,0 433,77

TARAPACATARAPACA 113 230 8,0 433,77 0,49Puerto Huila 60 18 5,0 433,77 3,33

San José de Rio 12,5 22 5,0 433,77 0,57San Juan del Soco 40 25 5,0 433,77 1,60

Pto. Ventura 27,5 34 5,0 433,77 0,81Zaragosa 60 54 6,0 433,77 1,11

TOTAL MUNICIPIO 313 383 5,7 433,77TOTAL DEPTO 13523 7954 5,6 433,77

CAQUETAFLORENCIAEsperanza 15 21 5,0 454,30 0,71

San Guillermo 15 21 5,0 454,30 0,71TOTAL MUNICIPIO 30 42 5,0 454,30

BELEN DE LOS ANDAQUIESAletones 10 27 5,0 454,30 0,37Angeles 23 48 5,0 454,30 0,48

San Antonio 20 29 5,0 454,30 0,69Sarabando Alto 20 29 5,0 454,30 0,69

Sarabando Medio 20 29 5,0 454,30 0,69TOTAL MUNICIPIO 93 162 5,0 454,30

CARTAGENA DEL CHAIRACARTAGENA DEL CH. 2800 1253 16,0 454,30 2,23

Cristales 60 185 8,0 454,30 0,32Remolinos del Caguán 912 171 8,0 454,30 5,33Santa Fe del Caguán 145 161 8,0 454,30 0,90

135


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Peñas Coloradas 150 214 8,0 454,30 0,70TOTAL MUNICIPIO 4067 1984 9,6 454,30

CURILLOPto. Valdivia 12,8 32 5,0 454,30 0,40

Salamina 10 14 5,0 454,30 0,71TOTAL MUNICIPIO 22,8 46 5,0 454,30

DONCELLOPto. Hungria 18 10 5,0 454,30 1,80

Pto. Manrique 60 30 5,0 454,30 2,00Magüare 30 26 5,0 454,30 1,15

TOTAL MUNICIPIO 108 66 5,0 454,30MILAN

Granario 93,8 92 6,0 454,30 1,02Ilusión 18 45 5,0 454,30 0,40

Maticurú 36 50 5,0 454,30 0,72San Antonio de Getucha 580 555 12,0 454,30 1,05

TOTAL MUNICIPIO 727,8 742 7,0 454,30MONTAÑITA

Estrella 20 29 5,0 454,30 0,69Mateguadua 36 51 6,0 454,30 0,71

Triunfo 30 43 5,0 454,30 0,70TOTAL MUNICIPIO 86 123 5,3 454,30

PAUJILVersalles 40 43 5,0 454,30 0,93

TOTAL MUNICIPIO 40 43 5,0 454,30PUERTO RICO

Aguililla 30 43 5,0 454,30 0,70Lusitania 30 43 5,0 454,30 0,70Rio Negro 100 143 6,0 454,30 0,70

Santana Ramos 125 92 6,0 454,30 1,36TOTAL MUNICIPIO 285 321 5,5 454,30

SAN JOSE DE FRAGUAFRAGUITA 80 114 6,0 454,30 0,70Yurayaco 150 214 8,0 454,30 0,70Zabaleta 97 139 6,0 454,30 0,70

TOTAL MUNICIPIO 327 467 6,7 454,30SAN VICENTE DEL CAGUANSAN VICENTE DEL CAGUAN

Angeles 50 71 6,0 454,30 0,70Cabaña 50 71 6,0 454,30 0,70

Campo Hermoso 60 86 6,0 454,30 0,70Ceiba 50 71 6,0 454,30 0,70

Ciudad Yari 20 29 5,0 454,30 0,69Guayabal 20 29 5,0 454,30 0,69

Pto. Betania 50 71 6,0 454,30 0,70Recreo 20 29 5,0 454,30 0,69

Santa Rosa de Caguan 136 194 8,0 454,30 0,70Tres Esquinas 156 223 8,0 454,30 0,70

Troncales 18 26 5,0 454,30 0,69Yaguará II 20 29 5,0 454,30 0,69

TOTAL MUNICIPIO 650 929 5,9 454,30SOLANOSOLANO 400 441 10,0 454,30 0,91

Danubio Campoalegre 50 120 6,0 454,30 0,42Jerico Consaya 8 20 5,0 454,30 0,40

Mana 72 29 5,0 454,30 2,48Mononguete 84 80 6,0 454,30 1,05

Peñas Blancas 72 29 5,0 454,30 2,48Pto. Tejada 50 69 6,0 454,30 0,72

TOTAL MUNICIPIO 736 788 6,1 454,30VALPARAISO

Diez y ocho 90 41 5,0 454,30 2,20Playa Rica 18 26 5,0 454,30 0,69

TOTAL MUNICIPIO 108 67 5,0 454,30

136


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

SOLITASolita 130 325 10,0 454,30 0,40

TOTAL MUNICIPIO 130 325 10,0 454,30TOTAL DEPTO. 7410,6 6105 6,2 454,30

PUTUMAYOMOCOA

Condagua 60 86 6,0 369,12 0,70Yunguillo 60 86 6,0 369,12 0,70

TOTAL MUNICIPIO 120 172 6,0 369,12ORITOORITO 1835 2124 18,0 369,12 0,86

Buenos Aires 185 162 8,0 369,12 1,14Caldero 25 50 5,0 369,12 0,50

Jardines de Sucumbios 115 208 8,0 369,12 0,55Las Delicias 35 30 5,0 369,12 1,17

Líbano 30 40 5,0 369,12 0,75Lucitania 24 60 6,0 369,12 0,40Paraiso 100 80 6,0 369,12 1,25Portugal 22 60 6,0 369,12 0,37

San Vicente 30 40 5,0 369,12 0,75Siberia 60 70 6,0 369,12 0,86

Simón Bolivar 35 50 5,0 369,12 0,70Tesalia 97 98 6,0 369,12 0,99

TOTAL MUNICIPIO 2593 3072 6,8 369,12PUERTO ASIS

Buena Vista 15 20 5,0 369,12 0,75Carmelita 100 64 6,0 369,12 1,56Libertad 30 38 5,0 369,12 0,79

Pto. Vega 106 64 6,0 369,12 1,66Teteye 30 38 5,0 369,12 0,79

Piñuña Blanca 30 34 5,0 369,12 0,88Puerto Colombia 30 26 5,0 369,12 1,15

Villa Victoria 30 35 5,0 369,12 0,86TOTAL MUNICIPIO 371 319 5,3 369,12PUERTO GUZMAN

PTO. GUZMAN 787 1124 16,0 369,12 0,70Bombom 20 29 5,0 369,12 0,69

Cedro Mangalpa 50 71 6,0 369,12 0,70Gallinazo 30 43 5,0 369,12 0,70Galilea 4 6 5,0 369,12 0,67Jauno 75 107 6,0 369,12 0,70

José María 60 86 6,0 369,12 0,70Mayoyoque 80 114 6,0 369,12 0,70

Patria 30 43 5,0 369,12 0,70Pto. Rosario 60 86 6,0 369,12 0,70San Roque 56 80 6,0 369,12 0,70Sta. Lucía 60 86 6,0 369,12 0,70

TOTAL MUNICIPIO 1312 1875 6,5 369,12PUERTO LEGUIZAMO

PTO. LEGUIZAMO 683 1400 16,0 369,12 0,49Delicias 20 27 5,0 369,12 0,74Mecaya 37 60 6,0 369,12 0,62

Nueva Apaya 27 34 5,0 369,12 0,79Piñuña Negro 125 200 8,0 369,12 0,63Puerto Nariño 31 55 6,0 369,12 0,56Pto. Ospina 120 150 6,0 369,12 0,80

Refugio 25 31 5,0 369,12 0,81Senseya 30 45 5,0 369,12 0,67Tagua 115 140 6,0 369,12 0,82

TOTAL MUNICIPIO 1213 2142 6,8 369,12SAN MIGUEL

Afilador 30 87 6,0 369,12 0,34Dorada 900 700 12,0 369,12 1,29

Puerto Colon de San Miguel 403 172 8,0 369,12 2,34

137


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

TOTAL MUNICIPIO 1333 959 8,7 369,12VALLE DEL GUAMUEZ

HORMIGA 1500 1858 16,0 369,12 0,81Brisas 135 47 5,0 369,12 2,87

El Cairo 110 104 6,0 369,12 1,06Condordia - Villa Duarte 130 120 6,0 369,12 1,08

Delicias 110 80 6,0 369,12 1,38Esmeralda 110 114 6,0 369,12 0,96

Jordán Huisia 70 70 6,0 369,12 1,00Loro Uno 130 150 6,0 369,12 0,87Maraveles 60 46 5,0 369,12 1,30Palestina 134 98 6,0 369,12 1,37Palmira 110 75 6,0 369,12 1,47El Rosal 70 25 5,0 369,12 2,80

San Antonio 110 65 6,0 369,12 1,69San Isidro - Jardín 110 77 6,0 369,12 1,43

Tigre 214 469 10,0 369,12 0,46TOTAL MUNICIPIO 3103 3398 6,7 369,12

VILLAGARZONAlbania 60 86 6,0 369,12 0,70Cofania 60 86 6,0 369,12 0,70

TOTAL MUNICIPIO 120 172 6,0 369,12TOTAL DEPTO. 10165 12109 6,6 369,12

TOTAL ZONA AMAZONIA 31098,6 26168 6,1 419,06

ORINOQUIAARAUCAARAUCACaracol 75 78 6,0 430,13 0,96Feliciano 28 12 5,0 430,13 2,33

TOTAL MUNICIPIO 103 90 5,5 430,13ARAUQUITAPuerto Rico 21,9 20 5,0 430,13 1,10

El Vigia 2,5 6 5,0 430,13 0,42TOTAL MUNICIPIO 24,4 26 5,0 430,13

CRAVO NORTECravo Norte 350 527 12,0 430,13 0,66

Virgen 72 15 5,0 430,13 4,80TOTAL MPIO 422 542 8,5 430,13

TAMECabuya 35 25 5,0 430,13 1,40

San Lope 19 9 5,0 430,13 2,11TOTAL MUNICIPIO 54 34 5,0 430,13

TOTAL DPTO. 603,4 692 6,0 430,13CASANARE

HATO COROZALFrontera (Chapa) 54 70 6,0 454,11 0,77

TOTAL MUNICIPIO 54 70 6,0 454,11MANI

Garibay 47 67 6,0 454,11 0,70Gualfapintado 75 107 6,0 454,11 0,70Las Gaviotas 54 77 6,0 454,11 0,70

Santa Helena de Cusiva 47 67 6,0 454,11 0,70TOTAL MUNICIPIO 223 318 6,0 454,11

OROCUEOROCUE 620 800 12,0 454,11 0,78Algarrobo 70 90 6,0 454,11 0,78

TOTAL MUNICIPIO 690 890 9,0 454,11PAZ DE ARIPORO

Bocas de la Hermosa 54 70 6,0 454,11 0,77Centro Gaitán 55 72 6,0 454,11 0,76

Hermosa 54 70 6,0 454,11 0,77

138


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Montaña del Totumo 54 70 6,0 454,11 0,77Rincón Hondo 54 70 6,0 454,11 0,77

TOTAL MUNICIPIO 271 352 6,0 454,11POREBanco 180 70 6,0 454,11 2,57

TOTAL MUNICIPIO 180 70 6,0 454,11TRINIDAD

Banco 180 200 8,0 454,11 0,90TOTAL MUNICIPIO 180 200 8,0 454,11

VILLANUEVACarbayona 75 95 6,0 454,11 0,79

Santa Helena de Upia 75 95 6,0 454,11 0,79TOTAL MUNICIPIO 150 190 6,0 454,11

TOTAL DPTO. 1748 2090 6,7 454,11GUAINIA

PUERTO INIRIDAPTO. INIRIDA 4037 2080 18,0 447,20 1,94Chorrobocón 1364 75 6,0 447,20 18,19

Coco 16 29 5,0 447,20 0,55Guadalupe 16 23 5,0 447,20 0,70

TOTAL MUNICIPIO 5433 2207 8,5 447,20BARRANCOMINASBARRANCOMINAS 280 160 8,0 447,20 1,75

Laguna Colorada 50 12 5,0 447,20 4,17TOTAL MUNICIPIO 330 172 6,5 447,20

CACAHUALCACAHUAL 33 25 5,0 447,20 1,32

TOTAL MUNICIPIO 33 25 5,0 447,20CARANACOA

Caranacoa 40 30 5,0 447,20 1,33TOTAL MUNICIPIO 40 30 5,0 447,20

MORICHALMorichal 33 30 5,0 447,20 1,10

TOTAL MUNICIPIO 33 30 5,0 447,20PANA PANAPana Pana 50 10 5,0 447,20 5,00

TOTAL MUNICIPIO 50 10 5,0 447,20PUERTO COLOMBIA

Puerto Colombia 50 65 6,0 447,20 0,77TOTAL MUNICIPIO 50 65 6,0 447,20

RAUDALRaudal 63 108 6,0 447,20 0,58

TOTAL MUNICIPIO 63 108 6,0 447,20REMANSORemanso 50 65 6,0 447,20 0,77

TOTAL MUNICIPIO 50 65 6,0 447,20SAN FELIPESan Felipe 125 35 5,0 447,20 3,57

TOTAL MUNICIPIO 125 35 5,0 447,20SAN JOSÉSan José 60 39 5,0 447,20 1,54

TOTAL MUNICIPIO 60 39 5,0 447,20TABAQUEN

Tabaquén 60 26 5,0 447,20 2,31TOTAL MUNICIPIO 60 26 5,0 447,20

SANTA RITASanta Rita 34 14 5,0 447,20 2,43

TOTAL MUNICIPIO 34 14 5,0 447,20BERROCAL

Berrocal 17 8 5,0 447,20 2,13TOTAL MUNICIPIO 17 8 5,0 447,20

SEJALSejal 27 13 5,0 447,20 2,08

139


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

TOTAL MUNICIPIO 27 13 5,0 447,20TONINATonina 40 21 5,0 447,20 1,90

TOTAL MUNICIPIO 40 21 5,0 447,20TOTAL DPTO 6445 2868 5,5 447,20GUAVIARE

SAN JOSE DEL GUAVIARESAN JOSE DEL GUAVIARE 4647 3836 20,0 429,55 1,21

Cachicamo 60 70 6,0 429,55 0,86Capricho 160 90 6,0 429,55 1,78

Carpa 60 60 6,0 429,55 1,00Charras 76 55 6,0 429,55 1,38

Charrasquera 30 30 5,0 429,55 1,00Florida II 60 15 5,0 429,55 4,00

Guacamayas 22 36 5,0 429,55 0,61Morro 60 32 5,0 429,55 1,88

Pto. Arturo 60 35 5,0 429,55 1,71Pto Ospina 60 45 5,0 429,55 1,33Pto Nuevo 42 28 5,0 429,55 1,50

Raudal del Guayabero 54 40 5,0 429,55 1,35Sabanas de la Fuga 12 18 5,0 429,55 0,67

San Francisco 60 71 6,0 429,55 0,85Tomachipán 80 103 6,0 429,55 0,78

TOTAL MUNICIPIO 5543 4564 6,3 429,55CALAMARCALAMAR 1045 817 14,0 429,55 1,28

TOTAL MUNICIPIO 1045 817 14,0 429,55MIRAFLORESMIRAFLORES 860 528 12,0 429,55 1,63Barranquillita 102 20 5,0 429,55 5,10Buenos Aires 135 112 6,0 429,55 1,21Caño Tigre 52,5 16 5,0 429,55 3,28

Lagos del Dorado 145 90 6,0 429,55 1,61Pueblo Nuevo 83 38 5,0 429,55 2,18Puerto Nare 44 23 5,0 429,55 1,91

TOTAL MUNICIPIO 1421,5 827 6,3 429,55RETORNORETORNO 775 622 12,0 429,55 1,25

Cerritos 60 80 6,0 429,55 0,75Fortaleza 42,5 20 5,0 429,55 2,13Libertad 245 177 8,0 429,55 1,38

San Lucas 60 18 5,0 429,55 3,33Unilla 60 86 6,0 429,55 0,70

TOTAL MUNICIPIO 1242,5 1003 7,0 429,55TOTAL DEPTO. 9252 7211 8,4 429,55

METACALVARIOEl Palmar 9 12 5,0 442,60 0,75

San Agustín 12 8 5,0 442,60 1,50San Isidro Bajo 9 10 5,0 442,60 0,90

San Luis de Laderas 12 12 5,0 442,60 1,00San Pedro 12 6 5,0 442,60 2,00San Rafael 70 90 6,0 442,60 0,78

TOTAL MUNICIPIO 124 138 5,2 442,60FUENTE DE ORO

Caño Blanco 33 49 5,0 442,60 0,67TOTAL MUNICIPIO 33 49 5,0 442,60

LEJANIASAngostura de Guape 25 39 5,0 442,60 0,64TOTAL MUNICIPIO 25 39 5,0 442,60

MACARENAMACARENA 350 503 12,0 442,60 0,70

Catalina 80 110 6,0 442,60 0,73

140


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Recreo 80 110 6,0 442,60 0,73TOTAL MUNICIPIO 510 723 8,0 442,60

MAPIRIPANMAPIRIPAN 700 269 8,0 442,60 2,60Buenos Aires 65 33 5,0 442,60 1,97Cooperativa 65 38 5,0 442,60 1,71

Mielón 108 140 6,0 442,60 0,77Pto. Alvira (Caño Jabón) 552 337 10,0 442,60 1,64

Pto. Siare 65 42 5,0 442,60 1,55Sardinata 65 40 5,0 442,60 1,63

TOTAL MUNICIPIO 1620 899 6,3 442,60PUERTO CONCORDIA

PTO. CONCORDIA 825 425 10,0 442,60 1,94Pororio 37,5 30 5,0 442,60 1,25

San Fernando 15 20 5,0 442,60 0,75Tienda Nueva 33,5 25 5,0 442,60 1,34

TOTAL MUNICIPIO 911 500 6,3 442,60PUERTO GAITAN

PTO. GAITAN 1000 1050 16,0 442,60 0,95Planas 10 17 5,0 442,60 0,59

Porvenir 68 147 6,0 442,60 0,46Pto. Trujillo 125 105 6,0 442,60 1,19

Puente Arimena 33 33 5,0 442,60 1,00San Miguel 33 70 6,0 442,60 0,47

San Pedro de Arimena 35 32 5,0 442,60 1,09TOTAL MUNICIPIO 1304 1454 7,0 442,60PUERTO LOPEZBocas Guayuriba 20 30 5,0 442,60 0,67

Chaviva 20 30 5,0 442,60 0,67Humapo 35 52 6,0 442,60 0,67

Pto Guadalupe 100 125 6,0 442,60 0,80TOTAL MUNICIPIO 175 237 5,5 442,60PUERTO LLERAS

Casibare 40 18 5,0 442,60 2,22Brisas de Güejar 45 60 6,0 442,60 0,75

Caño Rayado 30 30 5,0 442,60 1,00Esperanza 45 60 6,0 442,60 0,75

Tierra Grata 60 80 6,0 442,60 0,75Unión 25 17 5,0 442,60 1,47

Villa La Paz 120 90 6,0 442,60 1,33Villa Palmeras 45 60 6,0 442,60 0,75

TOTAL MUNICIPIO 410 415 5,6 442,60PUERTO RICO

PTO. RICO 875 359 10,0 442,60 2,44Barranco Colorado 60 120 6,0 442,60 0,50

Chispas 40 50 5,0 442,60 0,80Lindosa 40 35 5,0 442,60 1,14

Pto. Toledo 60 120 6,0 442,60 0,50Sardinata 40 100 6,0 442,60 0,40

TOTAL MUNICIPIO 1115 784 6,3 442,60SAN JUAN DE ARAMA

Costa Rica 40 50 5,0 442,60 0,80Miraflores 75 102 6,0 442,60 0,74

TOTAL MUNICIPIO 115 152 5,5 442,60SAN JUANITO

Candelaria 9 9 5,0 442,60 1,00Rubios 12 14 5,0 442,60 0,86

San Luis del Plan 12 18 5,0 442,60 0,67San Luis de Toledo 12 12 5,0 442,60 1,00

Tablón 12 7 5,0 442,60 1,71TOTAL MUNICIPIO 57 60 5,0 442,60

URIBEURIBE 400 189 8,0 442,60 2,12Julia 225 110 6,0 442,60 2,05

141


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

El Diviso 30 37 5,0 442,60 0,81TOTAL MUNICIPIO 655 336 6,3 442,60VISTA HERMOSA

Maracaibo 20 30 5,0 442,60 0,67Puerto Esperanza 30 45 5,0 442,60 0,67

TOTAL MUNICIPIO 50 75 5,0 442,60TOTAL DPTO. 7104 5861 5,9 442,60

VICHADAPUERTO CARREÑO

PTO. CARREÑO 3753 1733 16,0 447,20 2,17Casuarito 389 350 10,0 447,20 1,11Garcitas 18 28 5,0 447,20 0,64

Venturosa 30 45 5,0 447,20 0,67TOTAL MUNICIPIO 4190 2156 9,0 447,20

CUMARIBOCUMARIBO 375 210 8,0 447,20 1,79

El Viento 70 90 6,0 447,20 0,78Chaparral 65 82 6,0 447,20 0,79Chupave 55 78 6,0 447,20 0,71El Placer 45 60 6,0 447,20 0,75Guanape 30 28 5,0 447,20 1,07

Puerto Príncipe 100 125 6,0 447,20 0,80TOTAL MUNICIPIO 740 673 6,1 447,20

PRIMAVERAPRIMAVERA 1000 539 12,0 447,20 1,86Campoalegre 12 7 5,0 447,20 1,71

Camuará 12 6 5,0 447,20 2,00Nueva Antioquia 105 22 5,0 447,20 4,77Santa Bárbara 125 60 6,0 447,20 2,08

TOTAL MUNICIPIO 1254 634 6,6 447,20SAN JOSE DE OCUNE

Guerima 81 100 6,0 447,20 0,81Palmarito 60 80 6,0 447,20 0,75

TOTAL MUNICIPIO 141 180 6,0 447,20SANTA RITASANTA RITA 65 82 6,0 447,20 0,79

Amanavén 34,37 23 5,0 447,20 1,49Pto. Nariño 20 30 5,0 447,20 0,67

TOTAL MUNICIPIO 119,37 135 5,3 447,20SANTA ROSALIASANTA ROSALÍA 350 234 8,0 447,20 1,50

Guacacias 60 15 5,0 447,20 4,00TOTAL MUNICIPIO 410 249 6,5 447,20

TOTAL DEPTO 6854,37 4027 6,6 447,20VAUPES

MITUMITU 2200 635 12,0 730,57 3,46

Acaricuara 33 66 6,0 730,57 0,50Arara 7 14 5,0 730,57 0,50

Bocas del Yi 4,5 10 5,0 730,57 0,45Bocoa 12 24 5,0 730,57 0,50

Caño Azul 2,5 5 5,0 730,57 0,50Macaquiño 45 90 6,0 730,57 0,50

Mandi 7 14 5,0 730,57 0,50Monforth 33 66 6,0 730,57 0,50Piracuara 33 66 6,0 730,57 0,50Piramiri 7 14 5,0 730,57 0,50

San Gerardo 45 90 6,0 730,57 0,50Tapurucuara 45 90 6,0 730,57 0,50

Tiquie 35 70 6,0 730,57 0,50Villa Fatima 25 50 5,0 730,57 0,50

Virabaru 4,5 10 5,0 730,57 0,45Wacuraba 4,5 10 5,0 730,57 0,45

142


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Wainambí 18 36 5,0 730,57 0,50Yacayaca 5,5 12 5,0 730,57 0,46

Yapu 18 36 5,0 730,57 0,50Pto. Vaupés 4,5 10 5,0 730,57 0,45

TOTAL MUNICIPIO 2589 1418 5,7 730,57CARURUCARURU 75 150 6,0 730,57 0,50

TOTAL MUNICIPIO 75 150 6,0 730,57TARAIRATARAIRA 33 66 6,0 730,57 0,50

TOTAL MUNICIPIO 33 66 6,0 730,57TERESITATERESITA 33 66 6,0 730,57 0,50

TOTAL MUNICIPIO 33 66 6,0 730,57YAVARATÉYAVARATE 33 7 5,0 730,57 4,71


TOTAL ZONA ORINOQUIA 34769,77 24456 6,4 483,05

OCCIDENTEANTIOQUIA

VIGIA DEL FUERTEVIGIA DEL FUERTE 725 355 10,0 432,62 2,04

Briceño 16 32 5,0 432,62 0,50Buchado 70 105 6,0 432,62 0,67

Loma 70 67 6,0 432,62 1,04Murri (Playa) 56 68 6,0 432,62 0,82Palo Blanco 15 30 5,0 432,62 0,50

Pto. Antioquia 15 28 5,0 432,62 0,54Pto. Palacio 15 43 5,0 432,62 0,35

San Antonio de Padua 56 112 6,0 432,62 0,50San Martín 23 22 5,0 432,62 1,05San Miguel 37 53 6,0 432,62 0,70Santa María 23 30 5,0 432,62 0,77

Vegaes 70 52 6,0 432,62 1,35Villa Nueva 16 32 5,0 432,62 0,50


CAUCAGUAPIGUAPI 4500 1967 16,0 451,04 2,29Atajo 40 94 6,0 451,04 0,43

Bagrero 15 21 5,0 451,04 0,71Balsitas 60 164 8,0 451,04 0,37Belén 60 201 8,0 451,04 0,30

Bellavista 40 68 6,0 451,04 0,59Calle 15 30 5,0 451,04 0,50

Calle Larga 40 80 6,0 451,04 0,50Carmelo 60 84 6,0 451,04 0,71Carmen 40 46 5,0 451,04 0,87Chuare 40 89 6,0 451,04 0,45

Concepción 40 154 8,0 451,04 0,26Cascajero 40 61 6,0 451,04 0,66Caucho 15 23 5,0 451,04 0,65Chamón 60 187 8,0 451,04 0,32

Chicopore 40 60 6,0 451,04 0,67Firme 30 63 6,0 451,04 0,48

Firme Chanzara 40 45 5,0 451,04 0,89Guabal 15 18 5,0 451,04 0,83Juntas 40 68 6,0 451,04 0,59

Limones 110 235 8,0 451,04 0,47

143


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Naranjo 60 129 6,0 451,04 0,47Obregones 40 23 5,0 451,04 1,74Parcelas 40 25 5,0 451,04 1,60

Pascualero 15 21 5,0 451,04 0,71Playa Obregones 40 24 5,0 451,04 1,67Quiroga Lado 1 40 105 6,0 451,04 0,38Quiroga Lado 2 60 100 6,0 451,04 0,60

Roble 15 38 5,0 451,04 0,39Rosario 40 37 5,0 451,04 1,08

San Agustin Guapi 15 35 5,0 451,04 0,43San Agustin Napi 60 60 6,0 451,04 1,00

San Antonio 140 324 10,0 451,04 0,43San Francisco 40 78 6,0 451,04 0,51

San José 60 83 6,0 451,04 0,72San Pio 15 32 5,0 451,04 0,47

San Miguel y Pascualero 15 20 5,0 451,04 0,75San Vicente 40 60 6,0 451,04 0,67Santa Ana 25 39 5,0 451,04 0,64

Santa Clara 40 48 5,0 451,04 0,83Santa Rosa 40 104 6,0 451,04 0,38

Soledad 40 210 8,0 451,04 0,19Viento Libre 20 32 5,0 451,04 0,63Vuelta Larga 40 34 5,0 451,04 1,18

Yantin 15 164 8,0 451,04 0,09TOTAL MUNICIPIO 6295 5583 6,2 451,04LOPEZ DE MICAYLOPEZ DE MICAY 275 522 12,0 451,04 0,53

Betania 36 78 6,0 451,04 0,46Dos Quebradas Naya 36 55 6,0 451,04 0,65

Isla de Gallo 36 44 5,0 451,04 0,82La Rotura 60 73 6,0 451,04 0,82Noanamito 52 79 6,0 451,04 0,66

Playa Grande 42 43 5,0 451,04 0,98San Antonio de Chuaré 60 120 6,0 451,04 0,50

San Isidro 60 120 6,0 451,04 0,50Santa Cruz de Siguí 60 79 6,0 451,04 0,76

Santa Cruz de Golondó 42 84 6,0 451,04 0,50Zaragosa 96 127 6,0 451,04 0,76

TOTAL MUNICIPIO 855 1424 6,3 451,04TIMBIQUITIMBIQUI 582 650 12,0 451,04 0,90Angostura 10,5 101 6,0 451,04 0,10

Bocas del Patía 120 50 5,0 451,04 2,40Brazo Corto 10 20 5,0 451,04 0,50

Bubuey 15 108 6,0 451,04 0,14Camarones 9 18 5,0 451,04 0,50

Corozal 15 115 6,0 451,04 0,13Coteje 70 82 6,0 451,04 0,85Cupi 47 94 6,0 451,04 0,50

Chacón 50 100 6,0 451,04 0,50Chete 25 50 5,0 451,04 0,50

El Charco 7,5 15 5,0 451,04 0,50El Realito 8,5 17 5,0 451,04 0,50Pto Saija 60 120 6,0 451,04 0,50

San Bernardo 19 38 5,0 451,04 0,50San Francisco 19 38 5,0 451,04 0,50

San Isidro de Infi 5 10 5,0 451,04 0,50San José 50 97 6,0 451,04 0,52

San Miguel del Rio 15 50 5,0 451,04 0,30Santa Maria 100 200 8,0 451,04 0,50

Santa Rosa (Saija) 37,2 74 6,0 451,04 0,50TOTAL MUNICIPIO 1274,7 2047 5,9 451,04

SANTA ROSASanta Rosa 98 105 6,0 451,04 0,93

144


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

San Eduardo 35 48 5,0 451,04 0,73San Juan de Villalobos 75 110 6,0 451,04 0,68

TOTAL MUNICIPIO 208 263 5,7 451,04TOTAL DEPTO. 8632,7 9317 6,0 447,36

VALLE DEL CAUCABUENAVENTURA

Aragon 40 57 6,0 346,10 0,70Cabeceras 15 21 5,0 346,10 0,71

Calle Honda 12 17 5,0 346,10 0,71Contra 28 40 5,0 346,10 0,70

Concepción 50 71 6,0 346,10 0,70Barco 25 36 5,0 346,10 0,69

Barranco 25 36 5,0 346,10 0,69Juntas 50 71 6,0 346,10 0,70Llano 28 40 5,0 346,10 0,70

Mayorquín 50 48 5,0 346,10 1,04Pastico 25 45 5,0 346,10 0,56Papayo 8 11 5,0 346,10 0,73Plata 25 36 5,0 346,10 0,69Pital 50 150 6,0 346,10 0,33

Punta Bonita 50 85 6,0 346,10 0,59Punta Soldado 115 130 6,0 346,10 0,88

Puerto Merizalde 454 649 12,0 346,10 0,70Puerto Valencia 25 36 5,0 346,10 0,69

San Antonio Cajambre 28 62 6,0 346,10 0,45San Antonio Yurumangui 28 63 6,0 346,10 0,44

San Francisco 25 36 5,0 346,10 0,69San Francisco del Naya 34 75 6,0 346,10 0,45

San Isidro 50 58 6,0 346,10 0,86San José de Yurumangui 28 40 5,0 346,10 0,70San Jose de Anchicaya 28 58 6,0 346,10 0,48

San Pablo Cajambre 18 26 5,0 346,10 0,69San Pedro 12 17 5,0 346,10 0,71

Silva 18 26 5,0 346,10 0,69Tigre 25 37 5,0 346,10 0,68

Veneral 50 71 6,0 346,10 0,70TOTAL MUNICIPIO 1419 2148 5,6 346,10

TOTAL DEPTO. 1419 2148 5,6 346,10CHOCOQUIBDO

Alta Gracía 33 45 5,0 524,90 0,73Calahorra 28 19 5,0 524,90 1,47

Campobonito 32,5 65 6,0 524,90 0,50Divisa 40 19 5,0 524,90 2,11Gitrado 28 23 5,0 524,90 1,22

Guarando 21,5 21 5,0 524,90 1,02Mercedes 33 30 5,0 524,90 1,10

San Pedro Claver 28 25 5,0 524,90 1,12Tambo 13,5 27 5,0 524,90 0,50

Winando 28 17 5,0 524,90 1,65TOTAL MUNICIPIO 285,5 291 5,1 524,90

MEDIO ATRATO (BETE)Bete 40 57 6,0 524,90 0,70

Tanguí 65 93 6,0 524,90 0,70Bebarama 60 86 6,0 524,90 0,70

Bebará 20 29 5,0 524,90 0,69Bocas de Ame 19 27 5,0 524,90 0,70

San José de Buey 14 20 5,0 524,90 0,70TOTAL MUNICIPIO 218 312 5,5 524,90

ACANDIACANDI 1800 930 14,0 524,90 1,94

Capurganá 1261 532 12,0 524,90 2,37San Miguel 12 22 5,0 524,90 0,55

145


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Sapzurro 150 116 6,0 524,90 1,29TOTAL MUNICIPIO 3223 1600 9,3 524,90

ALTO BAUDO (PIE DE PATO)Pie de Pato 80 133 6,0 524,90 0,60

Bellavista Dubaza 11,5 30 5,0 524,90 0,38Sta. Catalina de Catru 55 69 6,0 524,90 0,80

Nauca 35 64 6,0 524,90 0,55Puerto Echeverry 35,5 64 6,0 524,90 0,55Puerto Martínez 11,5 23 5,0 524,90 0,50

TOTAL MUNICIPIO 228,5 383 5,7 524,90BAGADOEngrivado 20 29 5,0 524,90 0,69La Sierra 15 21 5,0 524,90 0,71Piedra H 20 29 5,0 524,90 0,69Playa B 20 29 5,0 524,90 0,69

Salto 10 14 5,0 524,90 0,71TOTAL MUNICIPIO 85 122 5,0 524,90

BAHIA SOLANO (MUTIS)BAHIA SOLANO 600 852 14,0 524,90 0,70

Cupica 240 185 8,0 524,90 1,30Mecana 28 17 5,0 524,90 1,65Nabuga 21,6 50 5,0 524,90 0,43

Playita de Potes 27 30 5,0 524,90 0,90Punta Huina 48 80 6,0 524,90 0,60

El Valle 365 647 12,0 524,90 0,56TOTAL MUNICIPIO 1329,6 1861 7,9 524,90

BAJO BAUDO (PIZARRO)PIZARRO 1095 520 12,0 524,90 2,11

Arenal 35 31 5,0 524,90 1,13Baudocito 21 41 5,0 524,90 0,51Bellavista 12 23 5,0 524,90 0,52

Belén de Docampadó 70 87 6,0 524,90 0,80Boca de Pepe 125 140 6,0 524,90 0,89Buena vista 21 80 6,0 524,90 0,26Calle Mansa 6 12 5,0 524,90 0,50

Cuebita 12,8 36 5,0 524,90 0,36Curundó 12 42 5,0 524,90 0,29Dotenedó 21 36 5,0 524,90 0,58

Guineal (Guineal, Rastrojo y Sepulcro) 125 188 8,0 524,90 0,66Guadalito 21 42 5,0 524,90 0,50

Isla de los Garcias 16 11 5,0 524,90 1,45Mochado 30 50 5,0 524,90 0,60

Orpua 120 70 6,0 524,90 1,71Pavasa 33,5 33 5,0 524,90 1,02Pomeño 22 30 5,0 524,90 0,73

Pilizá 123 138 6,0 524,90 0,89Playa Nueva 21 40 5,0 524,90 0,53Puerto Libre 6 35 5,0 524,90 0,17

Firme de Uzaraga 29,6 55 6,0 524,90 0,54Punta Hijua 28,5 40 5,0 524,90 0,71Puerto Adán 48 40 5,0 524,90 1,20

Puerto Abadía 26 84 6,0 524,90 0,31Puerto Bolivar 22 45 5,0 524,90 0,49

Puerto Meluk Pacífico 17 25 5,0 524,90 0,68Puerto Olivia 18 25 5,0 524,90 0,72

Puerto Reyes Purricha 33 66 6,0 524,90 0,50Puerto Viveros 33,5 35 5,0 524,90 0,96

Aurora 12,5 25 5,0 524,90 0,50San José de Quera 60 110 6,0 524,90 0,55San Miguel Costa 10 20 5,0 524,90 0,50

San Miguel de Baudocito 16 32 5,0 524,90 0,50Santa Cecilia 26 51 6,0 524,90 0,51

Sivirú 97 148 6,0 524,90 0,66San Luis 12,5 50 5,0 524,90 0,25

146


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Terrón 50 80 6,0 524,90 0,63Unión Pitalito 21 70 6,0 524,90 0,30

Valerio 33,5 52 6,0 524,90 0,64Villa Colombia 25 30 5,0 524,90 0,83

Villa Luz 25 35 5,0 524,90 0,71Villa Maria 33,5 54 6,0 524,90 0,62

Virudó 70 148 6,0 524,90 0,47TOTAL MUNICIPIO 2695,9 3005 5,6 524,90

BOJAYA (BELLA VISTA)BOJAYA 318 242 8,0 524,90 1,31

Alfonso López 20 40 5,0 524,90 0,50Boba 12,5 43 5,0 524,90 0,29

Boca de Opagadó 25 47 5,0 524,90 0,53Caimanero 20 40 5,0 524,90 0,50

Isla de los Palacios 25 43 5,0 524,90 0,58Loma de Bojayá 100 212 8,0 524,90 0,47

Napipí 150 213 8,0 524,90 0,70Piedra Candela 25 50 5,0 524,90 0,50

Pogué 60 73 6,0 524,90 0,82Puerto Conto 112,5 175 8,0 524,90 0,64

San José de la Calle 30 60 6,0 524,90 0,50Veracruz 20 40 5,0 524,90 0,50

TOTAL MUNICIPIO 918 1278 6,1 524,90CANTON DE SAN PABLO

Bocas de Jorodó 13,5 24 5,0 524,90 0,56Duana 13,5 12 5,0 524,90 1,13

Isla 13,5 38 5,0 524,90 0,36Puerto Juan 13,5 43 5,0 524,90 0,31

Victoria 20 40 5,0 524,90 0,50TOTAL MUNICIPIO 74 157 5,0 524,90

CONDOTOAcoso 12 17 5,0 524,90 0,71Guamo 15 21 5,0 524,90 0,71Muriña 16 23 5,0 524,90 0,70Paso 12 17 5,0 524,90 0,71

Santa Ana 15 21 5,0 524,90 0,71Santa Barbara 16 23 5,0 524,90 0,70

Santa RIta 50 71 6,0 524,90 0,70Soledad de Tajuato 12 17 5,0 524,90 0,71

Unión 15 21 5,0 524,90 0,71TOTAL MUNICIPIO 163 231 5,1 524,90

ISTMINANoanamá 90 98 6,0 524,90 0,92

Panamacito 27 25 5,0 524,90 1,08Potedo 28 35 5,0 524,90 0,80

San Cristobal 18 40 5,0 524,90 0,45Unión Chocó 18 40 5,0 524,90 0,45

Unión Waunaan 18 60 6,0 524,90 0,30TOTAL MUNICIPIO 199 298 5,3 524,90

JURADOJURADO 300 296 8,0 524,90 1,01Coredó 17 34 5,0 524,90 0,50Curiche 17 34 5,0 524,90 0,50Guarín 17 34 5,0 524,90 0,50Piña 15 30 5,0 524,90 0,50

Punta Ardita 15 30 5,0 524,90 0,50TOTAL MUNICIPIO 381 458 5,5 524,90

LITORAL DE SAN JUANDOCORDÓ 200 286 8,0 524,90 0,70

Burujón 50 128 6,0 524,90 0,39Charambira 40 61 6,0 524,90 0,66Chasgpien 9 42 5,0 524,90 0,21Copoma 45 56 6,0 524,90 0,80

Corriente Palo 23 31 5,0 524,90 0,74

147


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Cucurrupi 50 105 6,0 524,90 0,48Isla del Mono 25 40 5,0 524,90 0,63Los Pereas 25 56 6,0 524,90 0,45Munguidó 45 67 6,0 524,90 0,67Palestina 45 60 6,0 524,90 0,75Pangala 45 128 6,0 524,90 0,35Papayo 40 48 5,0 524,90 0,83Pichima 24 44 5,0 524,90 0,55

Quebrada Pichima 22 44 5,0 524,90 0,50Quicharo 15 30 5,0 524,90 0,50

San Bernardo 15 30 5,0 524,90 0,50Taparal 15 30 5,0 524,90 0,50

Taparalito 20 40 5,0 524,90 0,50Tiosilorio 12 24 5,0 524,90 0,50Togoroma 40 80 6,0 524,90 0,50

Unión Balsalito 21 42 5,0 524,90 0,50TOTAL MUNICIPIO 826 1472 5,5 524,90

LLOROCanalete 12 17 5,0 524,90 0,71El Llano 10 14 5,0 524,90 0,71

Las Hamacas 16 23 5,0 524,90 0,70Nipurdú 10 14 5,0 524,90 0,71Ogordó 10 14 5,0 524,90 0,71

San Jorge 40 57 6,0 524,90 0,70Yarumal 15 21 5,0 524,90 0,71

TOTAL MUNICIPIO 113 160 5,1 524,90NOVITA

Tigre 50 71 6,0 524,90 0,70TOTAL MUNICIPIO 50 71 6,0 524,90

NUQUINUQUI 250 761 12,0 524,90 0,33Arusi 110 114 6,0 524,90 0,96Coquí 75 55 6,0 524,90 1,36Joví 50 73 6,0 524,90 0,68

Juribirá 60 138 6,0 524,90 0,43Pangüi 47 109 6,0 524,90 0,43Partadó 34 24 5,0 524,90 1,42Tribuga 110 89 6,0 524,90 1,24

Termales 47 44 5,0 524,90 1,07TOTAL MUNICIPIO 783 1407 6,4 524,90

RIOSUCIORIOSUCIO 545 973 14,0 524,90 0,56

Bocas de Curvarado 150 240 8,0 524,90 0,63Domingodó 22 160 8,0 524,90 0,14La Honda 150 84 6,0 524,90 1,79

TOTAL MUNICIPIO 867 1457 9,0 524,90SIPISIPI 60 140 6,0 524,90 0,43

Barrancón 20 100 6,0 524,90 0,20Cañaveral 48 60 6,0 524,90 0,80

Charco Largo 20 20 5,0 524,90 1,00Marqueza 20 30 5,0 524,90 0,67

San Agustin 40 49 5,0 524,90 0,82Santa Rosa 20 34 5,0 524,90 0,59

Tanandó 48 100 6,0 524,90 0,48Teatino 48 32 5,0 524,90 1,50

TOTAL MUNICIPIO 324 565 5,4 524,90UNGUIAUNGUIA 1300 888 14,0 524,90 1,46Balboa 250 180 8,0 524,90 1,39Gilgal 430 290 8,0 524,90 1,48

Marriaga 25 42 5,0 524,90 0,60Santa María 100 110 6,0 524,90 0,91

Titumate 75 88 6,0 524,90 0,85

148


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Tumaradó 7 55 6,0 524,90 0,13TOTAL MUNICIPIO 2187 1653 7,6 524,90

TOTAL DEPTO. 14950,5 16781 6,1 524,90NARIÑO

BARBACOASBrazos 30 43 5,0 439,72 0,70

Buena Vista 60 86 6,0 439,72 0,70Carcuel 60 86 6,0 439,72 0,70

Cargazón 70 100 6,0 439,72 0,70Cartagua 30 43 5,0 439,72 0,70Cascajero 70 100 6,0 439,72 0,70

Cruces 40 57 6,0 439,72 0,70Diaguillo 70 100 6,0 439,72 0,70Guinulte 70 100 6,0 439,72 0,70Inguambi 40 57 6,0 439,72 0,70Limones 30 43 5,0 439,72 0,70Mongón 60 86 6,0 439,72 0,70Ñambi 50 71 6,0 439,72 0,70

Palacios 40 57 6,0 439,72 0,70Pambana 50 71 6,0 439,72 0,70

Peña 45 64 6,0 439,72 0,70Pimbi 30 43 5,0 439,72 0,70Playa 70 100 6,0 439,72 0,70

Recodo 45 64 6,0 439,72 0,70Soledad 40 57 6,0 439,72 0,70

Telpi 30 43 5,0 439,72 0,70Teraimbé 9 13 5,0 439,72 0,69

Yacula 50 71 6,0 439,72 0,70TOTAL MUNICIPIO 1089 1555 5,7 439,72

CHARCOCHARCO 1280 850 14,0 439,72 1,51

Arenal 40 95 6,0 439,72 0,42Balsal 30 55 6,0 439,72 0,55

Barranco 50 57 6,0 439,72 0,88Brazo Seco 80 60 6,0 439,72 1,33

Bazan 120 240 8,0 439,72 0,50Capilla 80 100 6,0 439,72 0,80Castigo 30 70 6,0 439,72 0,43

Cuil 40 45 5,0 439,72 0,89Estero Martínez 40 83 6,0 439,72 0,48

Guayabal 50 85 6,0 439,72 0,59Hojal 30 62 6,0 439,72 0,48

Hormiguero 80 70 6,0 439,72 1,14Isapi 35 52 6,0 439,72 0,67

Laguna 30 70 6,0 439,72 0,43Magdalena 30 55 6,0 439,72 0,55Maiz Blanco 30 37 5,0 439,72 0,81Mercedes 40 63 6,0 439,72 0,63

Morrito 30 50 5,0 439,72 0,60Pambilero 30 31 5,0 439,72 0,97

Playa Grande 30 60 6,0 439,72 0,50Pulbusa La Vega 40 60 6,0 439,72 0,67

Pulbusa (PN) 80 57 6,0 439,72 1,40Rosario 80 96 6,0 439,72 0,83

San Francisco Taija 25 40 5,0 439,72 0,63San José 100 200 8,0 439,72 0,50San Pedro 80 100 6,0 439,72 0,80

Santa Catalina 40 110 6,0 439,72 0,36Santa Rosa 60 95 6,0 439,72 0,63Sequihonda 40 80 6,0 439,72 0,50

Taija 60 90 6,0 439,72 0,67Vanguela 80 105 6,0 439,72 0,76

TOTAL MUNICIPIO 2890 3323 6,2 439,72ROBERTO PAYAN

149


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Bocas de Papi 5 30 5,0 439,72 0,17Bocas de Telembi 50 71 6,0 439,72 0,70

Builde 75 25 5,0 439,72 3,00El Carmen 8 15 5,0 439,72 0,53Chafalote 30 43 5,0 439,72 0,70Chimbuza 8 66 6,0 439,72 0,12Conquista 6 32 5,0 439,72 0,19

Gómez 10 48 5,0 439,72 0,21Guacuco Patia 10 41 5,0 439,72 0,24

Limones 5 56 6,0 439,72 0,09Los Buildes 6 42 5,0 439,72 0,14

Nerete 7 35 5,0 439,72 0,20Naranjito 6 24 5,0 439,72 0,25

Panga 35 50 5,0 439,72 0,70Papi La Palma 5 30 5,0 439,72 0,17Papi La Playa 5 45 5,0 439,72 0,11

Pasto 5 38 5,0 439,72 0,13Pinde 22 48 5,0 439,72 0,46

Pumbi las Lajas 8 95 6,0 439,72 0,08Pumalde 6 40 5,0 439,72 0,15

Palo Seco 35 70 6,0 439,72 0,50San Antonio 50 245 8,0 439,72 0,20

Sande 5 50 5,0 439,72 0,10Yalte 6 35 5,0 439,72 0,17

Zapotal 6 32 5,0 439,72 0,19TOTAL MUNICIPIO 414 1306 5,3 439,72

FRANCISCO PIZARRO (SALAHONDA)SALAHONDA 800 700 12,0 439,72 1,14

Bajo San Ignacio 45 93 6,0 439,72 0,48Balsal 10 12 5,0 439,72 0,83

Caimito 18 98 6,0 439,72 0,18Novillal 16 69 6,0 439,72 0,23

Hojas Blancas 5 50 5,0 439,72 0,10Bocas de Ramos 15 72 6,0 439,72 0,21

Pajonal 8 39 5,0 439,72 0,21Salahondita 5 17 5,0 439,72 0,29

San Pedro del Vino 20 154 8,0 439,72 0,13Nueva Unión 5 19 5,0 439,72 0,26

Vuelta del Gallo 12 69 6,0 439,72 0,17TOTAL MUNICIPIO 959 1392 6,3 439,72

MAGÜI PAYANAurora 10 35 5,0 439,72 0,29Bolivar 50 71 6,0 439,72 0,70

Brisas de Amburgo 50 112 6,0 439,72 0,45Guilpi 45 64 6,0 439,72 0,70

Nansalbi 64 58 6,0 439,72 1,10Playa 11 23 5,0 439,72 0,48

Playon 30 43 5,0 439,72 0,70Ricaurte 48 65 6,0 439,72 0,74

TOTAL MUNICIPIO 308 471 5,6 439,72MOSQUERAMOSQUERA 247 279 8,0 439,72 0,89Alto Guandipa 5 42 5,0 439,72 0,12

Bocas de Guandipa 9 29 5,0 439,72 0,31Caimitillal 12 17 5,0 439,72 0,71Calabazal 35 100 6,0 439,72 0,35

Campo Alegre 15 15 5,0 439,72 1,00Cantil 12 19 5,0 439,72 0,63

Cocal de Jimenez 12 32 5,0 439,72 0,38Cocal Payanés 13 84 6,0 439,72 0,15

El Bajito 32 67 6,0 439,72 0,48El Garcero 13 27 5,0 439,72 0,48El Porvenir 16 15 5,0 439,72 1,07

Firme Cifuentes 35 95 6,0 439,72 0,37

150


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Lagartera 15 13 5,0 439,72 1,15Miel de Abeja 12 27 5,0 439,72 0,44

Pampa Chapila 13 33 5,0 439,72 0,39Pampa Quiñones 10 15 5,0 439,72 0,67

Playa Nueva 13 40 5,0 439,72 0,33Pueblo Nuevo 13 42 5,0 439,72 0,31

Quiñones Chapila 15 20 5,0 439,72 0,75Tasquita 13 22 5,0 439,72 0,59

TOTAL MUNICIPIO 560 1033 5,3 439,72OLAYA HERRERA (BOCAS DE SATINGA)

BOCAS DE SATINGA 505 847 14,0 439,72 0,60Alto Merizalde 8 45 5,0 439,72 0,18Alto S. Antonio 6 20 5,0 439,72 0,30

Bajo Merizalde I 36 13 5,0 439,72 2,77Bajo Merizalde II 8 19 5,0 439,72 0,42Bajito Soledad 4 20 5,0 439,72 0,20

Balsa 7 28 5,0 439,72 0,25Barbacohita 8 20 5,0 439,72 0,40Bellavista 4 35 5,0 439,72 0,11

Bella Unión 8 18 5,0 439,72 0,44Boca del Brazo 10 22 5,0 439,72 0,45Bocas de Canal 7 35 5,0 439,72 0,20Bocas de Prieto 7 41 5,0 439,72 0,17

Calabazal 35 100 6,0 439,72 0,35Cañas 5 16 5,0 439,72 0,31

Carolina 12 25 5,0 439,72 0,48Carmen 25 50 5,0 439,72 0,50Cedro 17 100 6,0 439,72 0,17

El Hojal 6 17 5,0 439,72 0,35Herradura 25 60 6,0 439,72 0,42La Loma 6 15 5,0 439,72 0,40La Florida 6 18 5,0 439,72 0,33Limones 12 30 5,0 439,72 0,40Marias 76 160 8,0 439,72 0,48

Naranjal 8 20 5,0 439,72 0,40Orital 7 24 5,0 439,72 0,29

Playa Blanca 8 11 5,0 439,72 0,73Porvenir 16 94 6,0 439,72 0,17

San José - La Turbia 16 58 6,0 439,72 0,28San Jose de Robles 7 16 5,0 439,72 0,44

San Isidro 5 7 5,0 439,72 0,71Soledad 8 38 5,0 439,72 0,21

Tangare de la Flores 8 22 5,0 439,72 0,36Tangareal 6 30 5,0 439,72 0,20

Tolita 8 20 5,0 439,72 0,40Travesía 17 44 5,0 439,72 0,39Vivera 7 32 5,0 439,72 0,22

Vuelta Larga 7 35 5,0 439,72 0,20Zapangué 7 31 5,0 439,72 0,23

Zapotal 6 29 5,0 439,72 0,21TOTAL MUNICIPIO 984 2265 5,4 439,72SANTA BARBARA

ISCUANDE 235 350 10,0 439,72 0,67Barbudita 35 25 5,0 439,72 1,40Bellavista 30 46 5,0 439,72 0,65

Chico Perez 35 60 6,0 439,72 0,58Cuerval 50 78 6,0 439,72 0,64

Domingos 50 50 5,0 439,72 1,00El Alto 40 50 5,0 439,72 0,80

El Papayo 30 38 5,0 439,72 0,79Isla del Gallo 40 49 5,0 439,72 0,82

Juanchillo 40 65 6,0 439,72 0,62La Ensenada 60 85 6,0 439,72 0,71Las Marías 50 52 6,0 439,72 0,96

151


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Palomino 50 60 6,0 439,72 0,83Playa Grande Arriba 80 65 6,0 439,72 1,23Playa Grande Abajo 50 49 5,0 439,72 1,02

Santa Rita 80 90 6,0 439,72 0,89Santa Rosa 40 41 5,0 439,72 0,98Secadero 50 50 5,0 439,72 1,00

Soledad Pueblito 70 51 6,0 439,72 1,37Vuelta Larga 60 75 6,0 439,72 0,80

TOTAL MUNICIPIO 1175 1429 5,8 439,72TOLATOLA 480 840 14,0 439,72 0,57

Aguacatal 5 60 6,0 439,72 0,08Amarales 34 200 8,0 439,72 0,17

Barro Caliente 30 43 5,0 439,72 0,70Delicias 15 21 5,0 439,72 0,71Mulatos 50 115 6,0 439,72 0,43

Panza Moza 15 21 5,0 439,72 0,71Pueblito 12 42 5,0 439,72 0,29

Pangamanos 13 65 6,0 439,72 0,20San Pablo del Mar 8 90 6,0 439,72 0,09

Secadero 4 30 5,0 439,72 0,13Vigia 34 185 8,0 439,72 0,18

TOTAL MUNICIPIO 700 1712 6,6 439,72TUMACOAlbania 27 60 6,0 439,72 0,45

Alto Buenos Aires 27 30 5,0 439,72 0,90Alto Santo Domingo 40 55 6,0 439,72 0,73

Ampubi Rosario 23 45 5,0 439,72 0,51Bajo Buenos Aires 23 30 5,0 439,72 0,77

Bajo Zapotal 27 65 6,0 439,72 0,42Barrocolorado 23 42 5,0 439,72 0,55

Bellavista Mejicano 45 55 6,0 439,72 0,82Bocas de Cajapí 30 60 6,0 439,72 0,50Bocas de Curay 60 180 8,0 439,72 0,33Bocas de Pilbi 16 30 5,0 439,72 0,53

Brava 27 45 5,0 439,72 0,60Cabo Manglares 23 35 5,0 439,72 0,66Cacagual Mira 23 55 6,0 439,72 0,42

Caleta Viento Libre 23 50 5,0 439,72 0,46Candelilla de la Mar 40 70 6,0 439,72 0,57

Carlosama 30 20 5,0 439,72 1,50Chajal 250 560 12,0 439,72 0,45

Chapilar 40 40 5,0 439,72 1,00Chapul (rio Chaguí) 27 45 5,0 439,72 0,60

Chontal 40 100 6,0 439,72 0,40Chorrrera 27 45 5,0 439,72 0,60

Colorado las Mercedes 40 65 6,0 439,72 0,62Congal 25 110 6,0 439,72 0,23

Corriente Grande Rosario 40 65 6,0 439,72 0,62Cuarazanga 40 60 6,0 439,72 0,67

Estero San Vicente 23 45 5,0 439,72 0,51Firme de los Coimes 23 80 6,0 439,72 0,29

Guachal Costa 40 65 6,0 439,72 0,62Guachiri 23 30 5,0 439,72 0,77

Guadual Chagüi 23 35 5,0 439,72 0,66Guaval Gualajo 23 30 5,0 439,72 0,77

Guayabo Mejicano 40 230 8,0 439,72 0,17Imbili la Vega 40 30 5,0 439,72 1,33

Imbilpi del Carmen 40 55 6,0 439,72 0,73Isla Grande Mira 23 45 5,0 439,72 0,51

Jagua 40 65 6,0 439,72 0,62La Balsa 23 80 6,0 439,72 0,29La Honda 23 40 5,0 439,72 0,58La sirena 18 35 5,0 439,72 0,51

152


No. de Usuarios2001


TARIFA[$/kWh]

kW /usuario

Las Mercedes rio Chaguí 40 80 6,0 439,72 0,50Llanaje 31 130 6,0 439,72 0,24

Majagual Costa 18 40 5,0 439,72 0,45Mascarey 15 70 6,0 439,72 0,21

Mata de Plátano 30 100 6,0 439,72 0,30Milagros 40 70 6,0 439,72 0,57

Mirapalma Mira 40 65 6,0 439,72 0,62Nerete 23 60 6,0 439,72 0,38

Nueva Creación 23 45 5,0 439,72 0,51Nueva Vista 28 47 5,0 439,72 0,60Olivo Curay 40 55 6,0 439,72 0,73

Pacora 23 35 5,0 439,72 0,66Palambí 75 230 8,0 439,72 0,33

Papayal Playa 40 65 6,0 439,72 0,62Peña Colorada 75 180 8,0 439,72 0,42

Pital de la Costa 60 250 8,0 439,72 0,24Playo Mira 23 30 5,0 439,72 0,77

Puerto Palma 27 45 5,0 439,72 0,60Restrepo 18 60 6,0 439,72 0,30Retorno 8 60 6,0 439,72 0,13Salisbí 40 18 5,0 439,72 2,22

San Agustín (rio Gualajo) 40 80 6,0 439,72 0,50San Agustín (rio Mira) 30 35 5,0 439,72 0,86San Antonio Progreso 27 60 6,0 439,72 0,45San juan de la Costa 150 400 10,0 439,72 0,38

San Pedro 16 27 5,0 439,72 0,59San Sebastian de B. 27 150 6,0 439,72 0,18

Santa María 18 35 5,0 439,72 0,51Santa Rosa Mejicano 40 200 8,0 439,72 0,20

Santo Domingo 40 50 5,0 439,72 0,80Santo Domingo el Progreso 30 60 6,0 439,72 0,50

Soledad Curay 23 45 5,0 439,72 0,51Tablones Dulces 40 180 8,0 439,72 0,22

Tambillo 23 90 6,0 439,72 0,26Tangareal del Mira 27 55 6,0 439,72 0,49

Teheran 20 100 6,0 439,72 0,20Vaquería 43 70 6,0 439,72 0,61

Vuelta Larga 60 180 8,0 439,72 0,33Yanovi 60 45 5,0 439,72 1,33


TOTAL ZONA OCCIDENTE 38.157 50.240 5,9 436,91

Fuente: IPSE, Departamento de Apoyo Empresarial. 2001.

153

De el cuadro anterior se extrae el siguientes resumen por departamentos.

Cuadro 16. Listado por departamentos de las ZNI

DEPARTAMENTOS PotenciaInstalada [kW]

Total No. DeUsuarios 2001


[h]

TARIFA[$/kWh)

AMAZONAS

AMAZONAS 13523 7954 6 434CAQUETA 7410,6 6105 6 454PUTUMAYO 10165 12109 7 369TOTAL ZONA AMAZONIA 31098,6 26168 6 419

ORINOQUIA ARAUCA 603,4 692 6 430CASANARE 1748 2090 7 454GUAINIA 6445 2868 6 447GUAVIARE 9252 7211 8 430META 7104 5861 6 443VICHADA 6854,37 4027 7 447VAUPES 2763 1707 6 731TOTAL ZONA ORINOQUIA 34769,77 24456 6 483

OCCIDENTE

ANTIOQUIA 1207 1029 6 433CAUCA 8632,7 9317 6 447VALLE DEL CAUCA 1419 2148 6 346CHOCO 14950,5 16781 6 525NARIÑO 11948 20965 6 440TOTAL ZONA OCCIDENTE 38157,2 50240 6 437


De el cuadro anterior se extrae el siguientes resumen por regiones

Cuadro 17. Listado por regiones de las ZNI

REGIONES Potencia Instalada[kW]

Total No. deUsuarios

Horas de servicioal día [h]

AMAZONIA 31.099 26.168 6ORINOQUIA 34.770 24.456 6OCCIDENTE 38.157 50.240 6

TOTAL ZONAS NOINTERCONECTADAS 104.026 100.864 6


154

4.3.4. Uso de otra fuente alternativa de Energía ( La Geotermia como Opción

Viable )

La explotación y uso racional de las fuentes energéticas promueven el crecimiento

económico; dentro de las reformas energéticas de los países se debería incluir el

aprovechamiento de energías nuevas y renovadles: eólica, solar (fotovoltaica),

biomasa, pch’s y geotérmica.

Ésta última, es la que con mayor grado de seguridad ha demostrado su factibilidad

técnica y económica; en América Latina se estima que el potencial térmico

asciende a más de 6000MW (de los cuales el 43% se ubicaría en Centroamérica,

39% en México, 17% en el área andina y 1% en el cono sur; teniendo en cuenta

que el potencial mundial asciende a más de 7200MW), demostrando que los

enormes recursos provenientes de los sistemas geotérmicos han sido ignorados.

Los motivos, aunque diferentes para todos los países, se asemejan en su -

naturaleza como son:

Dificultades económicas

Ausencia de marcos legales

Obstáculos al financiamiento

Las fuentes geotérmicas, según sus características y magnitud calórica, pueden

ser aprovechada no solamente para generar energía sino para usos directos del

calor.

Economía y Tecnología

La geotermia ha demostrado a nivel mundial su rentabilidad, en la década de los

80 la inversión privada creció un 160% con respecto a la década del 70.

155

La geotermia es rentable y competitiva sólo cuando su aprovechamiento está

cerca de la fuente de generación o en zonas relativamente cercanas. Un

inconveniente para esta tecnología, es la búsqueda y evaluación de los recursos

existentes, lo que implica incurrir en gastos de exploración; Una vez localizados

los recursos con características productivas industriales, su carácter renovable

reduce significativamente los costros de explotación.

El costo de operación geotérmica oscila entre 40 y 95 millones de dólares por kWh

en relación a otras fuentes convencionales; la productividad y la vida útil de los

pozos representa la variable fundamental para la evaluación de la rentabilidad de

este sistema.

La rápida instalación en boca de pozo, el competitivo costo de instalación, el

mantenimiento y el bajo impacto ambiental hacen estas plantas muy atractivas

para la electrificación de áreas rurales o aisladas.

El problema de éste sistema es la dependencia geográfica de su potencial

mercado con relación al lugar de generación; ahora, si el lugar escogido para la

generación se encuentra muy alejado del lugar de consumo, el costo y la

rentabilidad de este tipo de planta se vería comprometido.

Según la temperatura del lugar se pueden lograr diferentes objetivos:

ü T > 25°C Instalaciones para piscicultura y fermentación

ü T > 70°C Refrigeración / Calefacción

ü T > 90°C Secado de material orgánico y cemento

ü T > 100°C Producción de electricidad

ü T > 130°C Industria: evaporación y destilación

156

A pesar del potencial geotermoeléctrico de la región ( 6000MW ), no ha sido

tomado en cuenta ni desarrollado en forma continua, desatendiendo los

importantes beneficios económicos y ambientales relacionados.

En América Latina al existir una matriz energética extremadamente amplia en lo

que se refiere a sus fuentes de electro-producción, no ha tenido interés en la

geotermia; por consiguiente, las iniciativas sobre este sistema han generado

solamente gastos de exploración y nunca han sido incluidas en los planes

energéticos nacionales como fuente viable o alternativa.

En Colombia se hizo un reconocimiento, en las Nereidas (macizo del Ruiz,

cordillera central), hacia el año 1968 – 1969 con recursos de Italia y de la Nación;

en los años 1978 a 1983 se hizo un proyecto de prefactibilidad en el mismo lugar y

con el mismo origen de fondos. Hasta el momento no hay registros de nuevos

estudios.

Obstáculos en el desarrollo del sector

Existen múltiples problemas relacionados con el atraso en el desarrollo de los

proyectos geotérmicos, en primer lugar las dificultades económicas; las cuales

requieren una inversión pública e incentivos para la inversión privada que no

tienen que ser diferentes a los que se harían en la búsqueda de recursos

petroleros o mineros. Un incentivo que podría atraer la inversión, en esta fuente

energética altamente limpia, es la estimulación fiscal para la inversión en zonas

rurales aisladas y a la ves valorar o reducir los impuestos a quienes exploren y

exploten el recurso con el correspondiente contraste con los patrocinadores de

otro tipo fuentes alternas de energía emisoras de CO2, aunque esta última medida

sea discutible por su impacto en los costos.

157

Los problemas específicos de los proyectos geotérmicos no difieren de los que se

encuentran para el financiamiento de otros proyectos de energía renovable (eólica,

micro-hidroeléctrico, biomasa, etc,.)

Otro problema que enfrenta este tipo de proyectos, aparte del financiamiento, es el

del marco regulatorio, que vale la pena aclarar, esta es sus preliminares en la

mayoría de los países de la región. Pero la profundización en este tema no hace

parte del alcance del presente trabajo.

158

5. ESTRUCTURA TARIFARIA Y DE SUBSIDIOS EN LAS ZONAS

NO INTERCONECTADAS.

5.1 LAS TARIFAS

Los servicios eléctricos obtienen sus ingresos directamente de quienes sirven; a

los usuarios se les cobran las tarifas mensualmente de acuerdo a la lectura de su

medidor, las tarifas deben llevar varias condiciones:

- El sistema de tarifas debe ser sencillo, comprensible tanto para el público

como para el experto en el tema.

- Las tarifas deben ser uniformes en grandes extensiones territoriales.

- El servicio debe ser directo del productor al consumidor.

- Una distribución de costos tal, que los usuarios puedan hacer uso completo y

relativamente barato de sus electrodomésticos.

Han existido muchas formas de tarifas con aplicaciones considerable, entre las

cuales tenemos:

- Tarifa Proporcional: Emplea un constante precio por unidad.

159

- Tarifa Escalonada : Emplea un precio especificado por unidad por cada grupo

de unidades, su principal defecto consiste en que la tarifa no incluye una

medida de la demanda del consumidor.

- Tarifa de cuota fija: Se aplica al cobro de energía eléctrica por los aparatos de

consumo que tenga instalados el consumidor.

- Tarifa de demanda máxima y escalonada: el cobro se basa en la demanda

máxima en kW por MW más una tarifa escalonada adicional.

- Tarifa de los tres cobros: consta de un cobro por consumidor o medidor, más

un cobro por demanda, más otro por consumo de energía. Necesita de dos

medidores, por lo cual es mejor aplicarla en consumidores industriales.

5.2 EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DE TARIFAS DE ENERGÍA

La Resolución 077 de 1997 en su artículo primero define la tarifa como el valor

unitario que puede cobrar el prestador del servicio a los usuarios de electricidad,

que resulta de aplicar al costo de prestación del servicio, las contribuciones y

subsidios previstos en la resolución 115 de 1996.

El nacimiento de las tarifas comienza, a principios del siglo pasado, cuando éstas

eran fijadas de forma libre, por las empresas prestadoras del servicio de energía,

sin atender parámetros técnicos y socioeconómicos; para lo cual hacia el año

1936 se creó la Junta Nacional de Tarifas quienes hacían las delimitaciones

tarifarias y los estudios correspondientes para fijar esas tarifas.

A la Junta Nacional de Tarifas se le asignaron funciones de control y fiscalización

de las tarifas ( en acueducto alcantarillado y energía eléctrica ), adicionalmente se

buscaba la consistencia de esas tarifas y así asegurar la protección de los activos

160

de las empresas, manteniendo niveles de tarifas que cubran los costos reales de

prestación del servicio y provean una determinada rentabilidad.

Más adelante, en las ciudades importantes y hacia el año 1980, se modificó la

metodología tarifaria y ésta se calculó sobre el consumo por usuarios

despreciando las características socioeconómicas de los abonados. Igualmente

se definió el aumento en las tarifas acorde con el incremento del salario mínimo.

Posteriormente se adoptó la estratificación como herramienta para evaluar las

características socioeconómicas de la población, clasificando a las viviendas;

haciendo posible diferenciar sus necesidades y requerimientos, si bien éste

proceso se inició en la capital y se extendió a otras ciudades importantes, en las

zonas rurales no fue tan rápido aunque hoy en día es deber de los alcaldes tener

vigente esa información la cual es básica en programas de desarrollo social.

Hacia el año 1990 los usuarios comerciales aportaban importantes contribuciones

para cubrir los subsidios en el sector residencial, definiéndose así los subsidios

cruzados. Además, se definió el consumo de subsistencia, como la cantidad

mínima de electricidad utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer

necesidades básicas.

Pero fue hasta el 11 de julio del año 1994 cuando se crearon las leyes 142 y 143,

también llamadas ley de servicios públicos domiciliarios y ley eléctrica,

respectivamente, que establecen los mecanismos para la prestación de servicios

públicos, decretando, entre otros, que los subsidios en ningún caso podrán

exceder del 50%, 40%, 15% del costo medio del suministro para los estratos 1, 2 y

3 respectivamente, los cuales serán financiados por las contribuciones de los

estratos 5 y 6 junto con los usuarios comerciales e industriales en una cantidad no

mayor del 20% del valor del servicio. Si estos aportes no son suficientes para

cubrir estos subsidios, deberán ser cubiertos por el presupuesto nacional.

161

Con estas leyes se creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible

y definieron los criterios básicos para una formulación tarifaria resaltando:

- Viabilidad financiera de las empresas, mediante tarifas que reflejen los costos

económicos del servicio.

- Eficiencia económica donde las tarifas sean lo más cercano posible a lo que

serían los precios en un ambiente competitivo.

Además, cambió la estructura tarifaria y encaminó los subsidios a cubrir parte de

los consumos de subsistencia de los estratos más bajos junto con la fijación de

una contribución del 20% al costo de referencia en los estratos 5 y 6 de la

población así como al sector industrial y comercial.

Se determinó entonces la nueva estructura tarifaria basada en el costo unitario de

prestación del servicio que resulta de sumar las componentes de costos de

compras de energía, transmisión, distribución, comercialización y costos

adicionales, calculadas para empresas eficientes.

Adicionalmente, las fórmulas para fijar las tarifas de los servicios públicos

domiciliarios están determinadas por los costos de inversión, representadas en la

expansión y la reposición de equipos del sistema, y los costos de administración,

operación y mantenimiento, también llamados gastos de AOM.

La reunión de todos los anteriores factores permite determinar la cantidad que se

debe sufragar por el suministro del servicio público de energía, en este caso.

Como no todos los usuarios podrán soportar esta factura, es necesario acudir a

los subsidios; los cuales permitirán a la población de escasos recursos tener

acceso a estos servicios. Siendo, en principio, parte del objetivo social del Estado

el garantizar el bienestar y la calidad de vida de todos y por sobretodo de los más

162

necesitados, los cuales también podrán ser subsidiados por todos aquellos que

participen en la prestación del servicio junto con los departamentos, distritos y

municipios así como las entidades descentralizadas.

5.3 ESTRUCTURA TARIFARIA

La Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG – como su nombre lo

indica establece y regula la normatividad que se aplica a los entes que crean,

manipulan y distribuyen la energía y el gas combustible.

La CREG ha definido entre otras resoluciones las que le corresponden a las zonas

no interconectadas, entre las cuales están 10: CRE077-97,CRE082-97,CRE117-00.

Con respecto a la estructura tarifaria y mediante el articulo 4 de la resolución

CRE077-97 se definió que los prestadores del servicio de energía eléctrica podrán

cobrar a sus usuarios finales los cargos de:

- Un cargo por unidad de consumo.

- Un cargo por conexión que cubrirá los costos de la conexión, el cual se

cobrará una sola vez.

- Un cargo mínimo por disponibilidad del servicio.

Esta resolución aplica a los prestadores del servicio de energía eléctrica en las

ZNI con base en generación térmica.

- Los municipios que presten directamente el servicio.

- Las empresas de servicios públicos.

- Las demás contempladas en el Art. 15 de la ley 142 de 1994.

10 Las resoluciones se encuentran en toda su extensión en los anexos.

163

6. METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN DE SUBSIDIOS

En concordancia con el trabajo realizado en los capítulos anteriores y teniendo en

cuenta los estudios y análisis efectuados hasta el momento, se cuenta con las

herramientas necesarias y suficientes para la formulación de la metodología de

asignación y distribución de subsidios.

La estructura básica de un modelo metodológico debe estar orientada, además de

cumplir con los mandatos constitucionales que colocan a la nación como garante

en la prestación de los servicios públicos domiciliarios, a permitir que sea

adaptable y actualizable a través del tiempo y sobre todo que tenga en cuenta que

las condiciones de vida en estas regiones del país deben tener un tratamiento

diferente al seguido actualmente por las empresas del sector eléctrico del sistema

interconectado nacional.

La aplicación de una metodología generalizada en el territorio Nacional para la

asignación y distribución de subsidios es inadecuada ya que las condiciones

económicas, sociales y culturales así como la gestión operativa de las empresas

de las ZNI no permite utilizar la misma estructura.

Por lo tanto, no se debe hacer una copia del modelo de subsidios del SIN, sino

que la metodología debe tender a unificar, en un futuro cercano, sus objetivos pero

no su manejo específico, teniendo en cuenta la disparidad social del territorio

colombiano. Se busca, dar cumplimiento a los principios de equidad y

redistribución del ingreso en los sectores más deprimidos de estas zonas del país.

164

6.1 HOMOLOGACIÓN DE TÉRMINOS.

Es necesario como parte fundamental de la metodología unificar la terminología

entre los entes involucrados a nivel institucional es decir MME, IPSE, CREG,

UPME; para que el flujo de información necesario en la planeación de las políticas

energéticas en las ZNI sea lo más adecuado posible.

Dentro de los términos necesarios a homologar en la metodología se encuentran:

la potencia, la energía, el factor de planta y la relación de capacidad [kW/usuario]

(disponibilidad de carga del usuario); los cuales se describen a continuación:

Potencia: Es necesario unificar el término por cuanto algunos fabricantes

expresan la potencia nominal de las máquinas en kVA y otros en kW; por lo tanto,

para el cálculo de la energía generada se hace fundamental que, el tratamiento

de la información en cuanto a la potencia eléctrica se maneje en kW; la potencia

en kVA (potencia aparente) debe ser convertida a potencia en kW (potencia

activa).

Para realizar la conversión de kVA a kW se debe utilizar el factor de potencia, el

cual expresa el aprovechamiento real del sistema, de tal manera que.

PkW = fp x PkVA

Energía: Para efectos de la metodología se debe distinguir entre la energía

efectivamente generada y la energía consumida. El IPSE realiza los cálculos de

energía, tomando como base los datos de potencia instalada y multiplicándolos

por el número de horas de prestación de servicio para cada una de las

localidades, con el fin de determinar la energía sobre la cual se calculan los

porcentajes de asignación de subsidios. Estos datos son estimativos, por lo tanto

incurren en un gran porcentaje de aproximación, lo que falsea la información. El

calculo de la energía se realiza de acuerdo a la siguiente expresión:

165

EG = P x t x 365

Donde

P = Potencia instalada

t = horas de prestación del servicio en un día

365 = días del año

El calculo de la energía realizada por el IPSE, no debe ser aplicada para la

asignación de subsidios, ya que es necesario establecer claramente el consumo

de los usuarios; para ello, se utilizarán los formatos de encuesta que se

desarrollan en los parágrafos siguientes.

Factor de Planta: según la definición, se tiene que el factor de planta es la

relación entre la energía efectivamente generada, y el producto de la potencia

instalada por el número de horas que tiene un año.

Donde:

FP : Factor de planta, es un número adimensional que indica el número de

horas que estuvo disponible efectivamente la energía en un año.

EG : Energía efectivamente generada [kWh].

Pinst : Potencia instalada en la localidad [kW]

t : 8760 horas que tiene un año [h]

Se debe resaltar, que en los cálculos que el IPSE realiza para las ZNI, se toma el

factor de planta diario, de tal manera que aplicado a la formula anterior tenemos:

Donde, la energía generada (EG), se calcula como el producto de la potencia

instalada por el número de horas de prestación del servicio al día, y ( t ) es

[h] x t [kW]Pinst [kWh]EG

=Fp

1 día] [horas x t [kW]Pinst día] [horas x t [kW]Pinst

día] [horas x t [kW]Pinst día][kWh EG

===Fp

166

tomado como el número de horas de prestación de servicio en un día. De tal

manera, que el factor de planta es calculado por el IPSE de la siguiente manera: la

energía generada en un día, dividida entre el producto de la potencia instalada por

el número de horas de prestación del servicio diario; da como resultado uno. Un

factor de planta igual a uno, expresa que las máquinas están funcionando todo el

día, a plena carga durante todo el año; lo cual es imposible si se tiene en cuenta

que una máquina tiene pérdidas y paradas por mantenimiento.

Relación de capacidad [kW/usuario] (disponibilidad de carga del usuario)

La relación expresa la capacidad de consumo de un usuario, es decir determina

de una manera aproximada, la carga que una unidad familiar consume

mensualmente por concepto de energía eléctrica.

La relación de capacidad fue expresada en la resolución No 8 0386 del 18 de abril

del 2001, emanada por el MME, donde en el artículo primero se estima como

referencia valores desde 0.6 kW/usuario para localidades con menos de 50

usuarios, hasta 1 kW/usuario para localidades con más de tres mil usuarios. En el

cuadro No 15, columna No 6; se realizó el cálculo de la relación kW/usuarios y

adicionalmente se ilustran los resultados en la figura No 30, aquí se encontró que

los valores promedios no corresponden a los utilizados por el MME, por lo tanto

deben hacerse ajustes necesarios, teniendo en cuenta que los rangos no

corresponden a la gran mayoría de los usuarios.

La unificación de esta terminología debe darse sobre todo al interior del ente

responsable de la aplicación de la metodología expuesta por el MME, es decir el

IPSE.

167

6.2 DEFINICIÓN DE LA ORIENTACIÓN DE LA METODOLOGÍA.

La metodología propuesta se centrará en la satisfacción de las necesidades

básicas de la población. La cantidad de necesidades básicas insatisfechas se da

como parte de los índices que se utilizan en el cálculo de la pobreza en Colombia.

Para definir cuales son las NBI que pueden ser suplidas por el servicio de energía

eléctrica, es necesario obtener una medición de dichas necesidades.

El cálculo de la pobreza a través de las NBI considera como pobres aquellas

personas y hogares que tienen insatisfecha alguna de las necesidades definidas

como básicas.

Se definen como necesidades básicas las siguientes11:

– Necesidades de primer nivel

• Alimentación.

• Salud.

• Dependencia económica.

• Viviendas inadecuadas y/o sin servicios.

• Hacinamiento crítico.

– Necesidades de segundo Nivel

• Recreación.

• Educación: Inasistencia escolar.

La definición de necesidades básicas en electricidad se desarrolla en el concepto

de consumo básico o de subsistencia, el cual indica la cantidad mínima de

electricidad utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer necesidades

11 Niveles propuestos por los autores, con el fin de priorizar las NBI, basados en las investigacionesdel World Bank y estudios del CEPAL

168

básicas que solamente puedan ser satisfechas mediante esta forma de energía

final 12.

Para el cálculo del consumo de subsistencia sólo podrá tenerse en cuenta los

energéticos sustitutos cuando estos estén disponibles para ser utilizados por estos

usuarios.

La Ley 188 de 1995 decretada por el Congreso de la República determina como

consumo básico o de subsistencia la cantidad de 200 kWh al mes, y de acuerdo

con la resolución 114 del 23 de noviembre 1996 expedida por la CREG, este

consumo es la base para el otorgamiento de subsidios a los usuarios de los

estratos 1, 2 y 3.

Tal como se ha mencionado en el transcurso de este documento, la

reglamentación de los topes máximos de asignación de subsidios decretados en la

Ley 142 de 1994 en su artículo 99.5 determina que en ningún caso los subsidios

pueden exceder del valor de los consumos básicos o de subsistencia; y en su

articulo 99.6 que en ningún caso el subsidio será superior al 15%, 40% y 50% del

costo medio del suministro para el estrato 3, 2 y 1 respectivamente.

Sin embargo, la aplicación de las actuales metodologías de asignación de

subsidios no tienen en cuenta los consumos básicos o de subsistencia, sino que

se centran en asignar de acuerdo a los porcentajes máximos del costo medio del

suministro (15%, 40% y 50% para el estrato 3, 2 y 1 respectivamente).

En otras palabras, el subsidio tal como se ha asignado, se brinda porcentualmente

con la energía que se suministra de manera supuesta al usuario y no con la que

éste necesita o consume; la energía que el abonado consume no necesariamente

es la misma que se le vende, como los cobros por este concepto se hacen

mediante estimativos de consumo, no reflejan su valor real; sin olvidar que la gran

12 Ver sección 4.1, relacionado con las características sociales.

169

mayoría de los consumidores de las ZNI, no reciben facturas ni cobros por carecer

de medidores. Es así como el subsidio recae principalmente sobre la

sostenibilidad económica de la empresas y no directamente sobre el cubrimiento

de las necesidades energéticas de las personas de menores recursos; lo que se

busca, es que la empresa se mantenga financieramente sin que los subsidios

sean el rubro fundamental. Ahora bien, el valor de consumo básico o de

subsistencia de 200 kWh mes expresado en la ley 188 de 1995, se ha encontrado

que es menor en la práctica. Con el fin de acercar la información anterior a

nuestro estudio, es necesario hacer un paralelo con los consumos representativos

de Bogotá y su entorno (ver cuadro 18).

Cuadro 18. Consumo de energía por usuarioFactura Promedio mensual por hogar

EstratoServicio de Energía Eléctrica

Rural Urbano1 2 3 1 2 3Consumo Promedio Mensual

[kWh] 110 129 179 180 195 223Factura Típica 3 388,7 4 489,87 7 492,04 10 594,6 14 234,2 24 138,91

Fuente: Codensa. 2001

Estos datos fueron recopilados en las localidades donde actualmente se

encuentran las personas desplazadas a las cuales presta el servicio la empresa

comercializadora de Energía S.A. CODENSA; estas personas desplazadas que

ahora se encuentran en el entorno de Bogotá 13, traen de sus regiones aparte de

su cultura, sus hábitos de consumo.

Se debe tener en cuenta que los consumos de energía eléctrica de las personas

ubicadas en el entorno de Bogotá son similares a los consumos de los usuarios de

las zonas rurales ( tales como las ZNI ).

Ahora, los consumos de éstas personas deberían ser considerados como de

subsistencia si se tiene en cuenta que éstos usuarios consumen lo básico para

sobrevivir.

13 Ubicados principalmente en el municipio de Soacha y en el área del Sumapáz.

170

6.3 METODOLOGÍA.

De acuerdo a lo anterior, el consumo de subsistencia es necesario ajustarlo a las

condiciones reales que se presentan en las localidades de las ZNI; por ello y

conforme a los resultados obtenidos en los estudios adelantados en los capítulos

anteriores y a la legislación existente 14, planteamos un modelo metodológico con

las siguientes características:

6.3.1 Clasificación de la población objetivo.

Las zonas no interconectadas estudiadas en éste trabajo corresponden a la

cobertura del IPSE, teniendo en cuenta que el instituto atiende las zonas de la

Orinoquía, Amazonía y Pacífica; no está dentro del alcance de éste estudio, la

cuantificación poblacional de la región andina y norte del país. De tal manera que

la clasificación siguiente solo incluirá las poblaciones antes mencionadas en el

capítulo 4.3.3. La población que actualmente habita en las ZNI es de 423 629

personas, y el número de usuarios atendidos es de 100 864 viviendas con

servicio de energía eléctrica.

Cuadro 19. Clasificación de usuarios Tipo

LOCALIDADES USUARIOS POTENCIAINSTALADA

EstratoUsuarios

Tipo

Horasde

servicioal día Cantidad % del

Total Cantidad % delTotal


[kW]% delTotal

1 1 5 a 8 871 94,7% 54 519 54,1% 5 300 41 852 40,2%2 2 10 a 12 30 3,3% 15 423 15,3% 301 800 17 712 17,0%3 3 14 a 18 17 1,8% 21 586 21,4% 801 2200 28 450 27,3%

PD* PE** 20 2 0,2% 9 336 9,3% 2001 5500 16 012 15,4%TOTAL 920 100 % 100 864 100 % 104 026 100 %

* PD : Poblaciones a las que se les dará un tratamiento diferente al resto de las ZNI** PE : Poblaciones Especiales ( Dos Localidades)

Fuente: IPSE, Cálculo de los autores. 2001.

El cuadro anterior nos indica claramente que la población a la cual se le debe

dedicar especial atención es la que corresponde a la población tipo uno, cuyo

rango poblacional esta entre 5 y 300 usuarios que, como lo indica el cuadro,

14 En la sección 2.2 se formula la estructura legislativa correspondiente a las ZNI

171

corresponde al 94,7% del total de los usuarios de las ZNI. Toda la información

anterior15, conduce a clasificar la población tipo 1 en estrato 1, la población tipo 2

en estrato 2 y la población tipo 3 en estrato 3; en las dos poblaciones especiales

(PE) por encontrarse más desarrolladas y con mayores posibilidades de

crecimiento, es necesario que las gobernaciones a las cuales correspondan éstas

localidades se conviertan en responsables o dolientes de sus propios subsidios a

los usuarios de menores recursos, lo que permitiría que los dineros destinados a

cubrir éstas dos grandes localidades, puedan ser redistribuidos. La estratificación,

entonces, de las dos localidades mencionadas (PD), será tema de la entidad

gubernamental correspondiente.

6.3.2 Consumo de Energía

La cantidad de aparatos eléctricos indican de manera cercana la capacidad de

consumo y el poder adquisitivo de los usuarios de las ZNI, es así como el

siguiente cuadro muestra el comportamiento por estrato que tienen las zonas.

Cuadro 20. Cantidad de aparatos eléctricos por estrato en las ZNIESTRATOS

APARATOS1 2 3 4

Iluminación (Bombillos) 2 3 5 8Televisor 1 1 2Radio 1 1 1 1Nevera 1 1 1Plancha 1 1 1Licuadora 1 1 1Estufa 1 1 1Ventilador 1 1Lavadora 1 1Calentador 1 1Horno Microondas 1

Fuente: CREG cartilla para el cálculo de costos y tarifas ZNI, 1997

Este cuadro indica la deficiente situación de los tres primeros estratos; según la

legislación, el consumo básico o de subsistencia ( 200kWh – mes ) es la cantidad

de energía que consume un usuario típico en las ZNI; pero la realidad y las

encuestas demuestran que los usuarios de los estratos bajos con sus pocos

15 En la sección 4.1.4, se trata el tema de la estratificación.

172

electrodomésticos y con pocas horas de servicio de energía al día no consumen

esta cantidad de energía. Es necesario entonces disminuir el consumo básico

hasta ajustarlo a los valores actuales.

Ahora, la legislación indica que no se puede subsidiar más allá de los 200kWh –

mes, y si se disminuye el consumo básico o de subsistencia entonces el tope de

subsidios también disminuye, perjudicando gravemente al usuario final. De tal

manera que disminuir el consumo de subsistencia no es la herramienta necesaria

para mejorar los aportes por concepto de subsidios; y el aumentarlo sería alejar

aún más, al usuario de su realidad. Actualmente permanece el parámetro del

consumo básico y los cobros a los usuarios se aplican con esas características.

Según el DANE, los usuarios por concepto de servicios públicos están pagando el

13% de su ingreso16 el cual sólo pueden sufragar si se sacrifican otras

necesidades, haciéndose apremiante una redistribución del ingreso. En la medida

que el servicio de energía sea más accesible y continuo, es posible que las

poblaciones dediquen sus ingresos a mejorar su calidad de vida y por ende la de

las zonas de su entorno.

6.3.3 Parámetros de subsidio

Tal como se ha visto, el subsidio por los métodos convencionales no es viable

desde la óptica de la estratificación ni por los topes de subsidios, si lo que se

busca es satisfacer las NBI. El principal problema para las electrificadoras es la

consecución del combustible y para los usuarios los costos de la energía que

consumen. Si éstos dos frentes se combaten, entonces el beneficiado, será sin

duda, el usuario y por ende el país.

16 DANE, Boletín de estadística, encuesta nacional de calidad de vida 1998.

173

Subsidios por Electrocombustible

Como parte del desarrollo de este trabajo se determinó el consumo de

combustible que se requería para garantizar el funcionamiento de los grupos

electrógenos y por ende el suministro del servicio de energía; este trabajo fue

realizado en agosto del año 2000, para la oficina de Concesiones y Contratos del

IPSE. El cálculo estuvo centrado en los datos que posee la institución a los cuales

se le toma el valor de la potencia de las máquinas (kW), a éstas se les multiplicó

por su consumo ( GL /h ) para obtener el factor de consumo dado en (GL / kWh).

Luego, el factor de consumo fue multiplicado por la generación estimada (kWh)

para obtener el volumen de combustible requerido mensual [ GL ]. A éste se le

multiplica, finalmente, por costo del combustible por galón [ $ / GL ] arrojando el

resultado esperado: costo mensual del combustible [ $ ]. Este valor mensual del

combustible más el cálculo del subsidio formaría parte del valor que se asignaría a

las ZNI para el año 2000 y 2001.

Actualmente, sin que este estipulado en la legislación, se giran recursos con el fin

de comprar el combustible necesario para las plantas de cada localidad, sin

embargo el porcentaje de recursos asignados por Ecopetrol por este concepto,

esta disminuyendo progresivamente buscando suprimirlos definitivamente. El

combustible en su recorrido a los sitios de consumo esta expuesto a múltiples

riesgos como son el robo o la extracción de parte de su contenido. Según

ASEZONIC17, la consecución del combustible es un problema recurrente que

enfrentan los alcaldes de las localidades. Por ello es necesario reglamentar la ley

623 del 29 de diciembre del año 2000. Para averiguar el volumen de combustible

que es necesario en las plantas de las ZNI, son necesarias las encuestas para

adquirir no solo esta información, sino la que se describe a continuación:

17 Asociación de Empresas de las Zonas No Interconectadas

174

6.3.3.1 Encuestas

De acuerdo en lo estipulado en la ley 623 del 29 de diciembre del año 2000, al

Ministerio de Minas y Energía le corresponde reglamentar los “términos y la

oportunidad” para que las empresas pongan a disposición la información

necesaria para una correcta asignación de subsidios a los usuarios del servicio de

energía eléctrica. Por lo tanto es requisito indispensable la entrega de esta

información por parte de las empresas prestadoras del servicio para que sea

posible girar los recursos provenientes del Presupuesto General de la Nación o del

Fondo de Solidaridad para subsidios y Redistribución de Ingresos. Teniendo en

cuenta las características especiales tanto técnicas como sociales de los usuarios

de las ZNI, se hace necesario reglamentar de manera especial la información

requerida para la asignación de subsidios.

La imposibilidad de medición del consumo de energía eléctrica de cada usuario en

gran parte de la ZNI, hace necesario que las empresas realicen registros que

ayuden a determinar los consumos energéticos de cada una de las poblaciones.

De igual manera se hace indispensable discriminar el nivel socioeconómico de los

usuarios por medio de la estratificación, es así como la legislación determina que

cada municipio debe realizar la clasificación en estratos de los inmuebles

residenciales que deben recibir servicios públicos y responsabiliza al alcalde de

manera indelegable la estratificación respectiva. Es claro entonces, que para el

análisis de los subsidios es fundamental contar con información oportuna y veraz;

siendo el método de las encuestas el que permitirá acercar los datos actuales a la

realidad y a la vez permitir que toda acción encaminada a mejorar la calidad de

vida de las personas, sea realmente eficaz.

Es por ello que se elaboran formatos de encuestas únicos y obligatorios, para los

encargados de la prestación del servicio; recopilando la experiencia de los

capítulos anteriores, como son las NBI de las personas así como sus

requerimientos energéticos.

175

Uno de los propósitos de estas encuestas radica en la comparación que se haga

entre la información que ha aportado la electrificadora durante los últimos años y

la que reporten en la encuesta, de tal manera que puedan ser evidentes las

inconsistencias que se presentan como son las disponibilidades de las máquinas y

sus características de servicio.

Las encuestas se pueden distribuir en dos procesos, el primero con el propósito de

ser contestado en el menor tiempo posible ya que la información se adquiere de

las máquinas en la misma empresa electrificadora. Ver los formatos de ejemplo

que deben ser aplicados a todas las localidades, mostrados en el Anexo E,

encuestas 1 y 2; que para el ejercicio demostrativo, ejemplo de la sección 6.4, se

aplica para la localidad de Pto. Arturo.

La segunda parte de las encuestas, por tratarse de preguntas que requieren

mayor dedicación, pueden asignársele mayor tiempo en su ejecución; estas se

muestran en el Anexo E, como encuestas 3 y 4. De tal manera que la encuesta

número tres requiere que la electrificadora haga las consultas del caso y la

encuestra número cuatro debe ser realizada a cada uno de los usuarios.

6.3.3.2. Costos de la energía que reciben los usuarios

El otro componente fundamental para tratar el tema de subsidios, es el que

corresponde al articulo 99.6 de la Ley 142 de 199418; en el caso de las ZNI los

consumos de energía, el número de horas de prestación del servicio más los

costos del combustible que es necesario para generar esa energía, no permiten

que el artículo en mención, sea aplicable a los usuario si se tienen en cuenta los

altos costos que se le transfieren, frente a su capacidad de pago. Es por ello que

ajustar estos topes a la realidad de las ZNI, es indispensable para el futuro de

18 La Ley 142 de 1994 determina, que en ningún caso el subsidio será superior al 15%, 40% y 50%del costo medio del suministro para el estrato 3, 2 y 1 respectivamente.

176

éstas; como se observa en el siguiente cuadro, un usuario típico tiene el siguiente

comportamiento:

Cuadro 21. Comparativo facturas usuarios rurales

Fuente: Codensa. 2000

Modificar la estructura de subsidios va en contra de lo estipulado en la ley, pero al

combinar los aportes por concepto de electrocombustible y la variación de los

montos de los subsidios se logra combatir eficientemente la pobreza y el déficit

que actualmente sufren las ZNI. Se observa en el cuadro anterior que para el

caso rural, un aumento en el porcentaje subsidiado beneficia a los usuarios con

una disminución significativa de su factura, permitiéndole a éste destinar sus

recursos en otras necesidades también insatisfechas. Para el estrato uno un

subsidio del 70% aliviaría en un 58.92% su factura, sobre el monto subsidiado

según la ley; así mismo, para el estrato dos un subsidio del 50% aliviaría en un

83.34% su factura; pero el estrato tres estaría en posibilidad no recibir subsidio lo

cual incrementaría su factura en un 17.65%. Estas propuestas permitirán,

basados en los estudios previos, el mejoramiento de la calidad de vida de los

usuarios.

Un estudio reciente19 demuestra, que una redistribución de los porcentaje a

subsidiar en el caso de Bogotá le permitiría a los usuarios por medio de menores

tarifas acceder a otros bienes y servicios también básicos.

19 ORTÍZ NOVOA Olga, RODRÍGUEZ MARTINEZ Miriam. Diseño de una metodología adecuada desubsidios y contribuciones en el sector eléctrico colombiano. Universidad Católica de Colombia. Facultad deEconomía. Santafé de Bogotá. 1.999.

ESTRATO SUBSIDIO 1 2 3

TARIFAS 50% 60% 70% 80% 40% 30% 50% 15% 0% 30%CARGO FIJO [$ kWh] 446,2 308,0 231,0 154,0 1 115,5 1 301,4 929,6 3 056,5 3 595,8 2 517,1

Tarifa [$ kWh] 26,75 21,40 16,05 10,70 27,02 31,52 22,52 27,11 31,89 22,33Consumo Promedio

Mensual [kWh] 110 110 110 110 129 129 129 179 179 179

Factura Típica [ $ ] 3 388,70 2 662,00 1 996,50 1 331,00 4 601,08 5 368,03 3 834,31 7 909,16 9 304,81 6 513,37

177

Cuadro 22. Comparativo facturas usuarios urbanoESTRATO

SUBSIDIO 1 2 3TARIFAS 50% 60% 70% 80% 40% 30% 50% 15% 0% 30%CARGO FIJO [$ kWh] 385,0 308,0 231,0 154,0 962,5 1 122,9 802,1 2 637,3 3 102,6 2 171,8

Tarifa [$ kWh] 56,72 45,38 34,03 22,69 68,06 79,40 56,72 96,42 113,43 79,40Consumo Promedio

Mensual [kWh] 180 180 180 180 195 195 195 223 223 223

Factura Típica [ $ ] 10 594,6 8 475,7 6 356,8 4 237,8 14 234,2 16 606,9 11 862,1 24 138,9 28 398,5 19 878,9

Fuente: ORTÍZ NOVOA Olga, RODRÍGUEZ MARTINEZ Miriam. Diseño de una metodologíaadecuada de subsidios y contribuciones en el sector eléctrico colombiano. Universidad Católica deColombia. Facultad de Economía. Santafé de Bogotá. 1.999.

El estudio concluyó indicando, que la información de la anterior tabla beneficiaba a

los usuarios de Bogotá si se subsidiaba el 80% al estrato 1, 30% al estrato 2 y 0%

al estrato 3.

6.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA.

Por medio de las encuestas se obtiene la información necesaria para cada

localidad. Estas encuestas son responsabilidad del representante legal de la

electrificadora o del encargado de la prestación del servicio ( Empresa, Junta

administradora local, Asociación de usuarios, Comité de energía, etc).

La información que arrojan las encuestas es fundamental para la aplicación de la

metodología, ya que expresa la situación de cada una de las localidades y permite

ejecutarla de manera adecuada.

Con el fin de exponer el procedimiento de asignación de subsidios, se desarrollará

un ejemplo; cuyos datos NO pertenecen a la encuesta realizada en el sitio,

sino a la información contenida en el presente trabajo y que es manejada por el

IPSE, ya que por razones de orden público no es posible acceder al sitio para

realizar la encuesta propuesta. Para el efecto del ejemplo, estos datos temporales

son útiles, porque sirven para calcular, de forma demostrativa, los subsidios a

los tipos de usuarios establecidos anteriormente.

178

EJEMPLO PARA LA LOCALIDAD DE PTO. ARTURO

Para el ejemplo se toma la localidad de Pto. Arturo ubicada en el departamento

del Guaviare en el municipio de San José del Guaviare, el cual tiene las siguientes

características, que se encuentran listadas en el cuadro número 10 de la página

104, numerada como la localidad 297; estos datos también aparecen en el cuadro

15 en la página 139 donde se observa lo siguiente:

LocalidadPotencia Instalada

[kW] No. de Usuarios 2001Horas de servicio al

díaTARIFA[$/kWh] kW / usuario

Pto. Arturo 60 35 5 429,55 1,71

La manera de aplicar la metodología de asignación de subsidios, se ilustra en los

siguientes cinco puntos; en los cuales se toma la información contenida en el

presente trabajo y es aplicada al ejemplo desarrollado en este numeral, de tal

manera que para la localidad de Pto. Arturo, se simula una encuesta que busca

aproximar los datos que se obtendrían si esta se hubiera realizado. Para tal fin, se

tienen en cuenta los estudios sociales y económicos, así como los datos que

actualmente maneja el IPSE; para que la información mostrada como un supuesto,

sea lo más aproximada dentro de un rango de error aceptable, que sin embargo

debe entenderse de manera explicativa; por lo tanto los datos y los resultados de

su manipulación no deben ser usados para análisis, sino utilizados para mostrar

la forma de la aplicación de la metodología, que es el objeto del presente estudio.

Primero:

Para efectos del ejemplo, se manejan los datos registrados por el IPSE, los cuales

se mostraron en el cuadro anterior, los datos que se suponen para lo localidad de

Pto. Arturo fueron obtenidos de acuerdo a los consumos energéticos promedios

que maneja los usuarios de zonas rurales; estos rangos mostrados en el cuadro

21 permiten manipular los datos para diligenciar el formato que se muestra en el

Anexo E, los resultados de éste manejo deben ser incluidos en una base de datos

adecuada que debe ser llevada por el IPSE y corroborada con los fabricantes de

las máquinas , con el fin de validar los datos suministrados.

179

Segundo:

Ubicar a Pto. Arturo dentro de uno de los tres tipos de localidades, dados en el

cuadro número 19 en la página 168 de acuerdo a las características del número

de horas de prestación del servicio. Según el cuadro, la localidad de Pto. Arturo

por tener 5 horas de prestación de servicio y un rango poblacional de 5 a 300

usuarios, se encuentra clasificada como localidad tipo UNO; así:

LOCALIDADES USUARIOS POTENCIA INSTALADAUsuarios

TipoHoras de

servicio al día Cantidad % del Total Cantidad % delTotal


[kW]% delTotal

1 5 a 8 871 94,70% 54 519 54,10% 5 300 41 852 40,20%

Tercero:

Con la información supuesta que se manejo en el anexo E, se obtienen los

consumos energéticos; con la información de los consumos, se determinan los

costos de prestación del servicio aplicando las tarifas correspondientes, estas

tarifas se muestran en el anexo C. En este momento emplearemos los datos del

IPSE que se encuentran actualizados al año 2001; a continuación se exponen los

resultados:

Número de Usuarios: En Pto. Arturo existen 35 usuarios

Horas de uso de la máquina al día [horas]: 5

Tarifa [$/ kWh]: 429,5520

20 En el anexo C, se encuentran los costos de prestación del servicio para cada departamento, parael Guaviare es de 223.9 $/kWh a Diciembre de 1996; para actualizarlo al año 2001 se debeincrementar ese valor anualmente según el IPC, obteniendose 429.55 $/kWh para el 2001.

180

Para cada uno de los usuarios de la localidad de Pto. Arturo se debe diligenciar el

formato de encuesta No 4, que muestra los aparatos con que cuenta un usuario.

Para efectos del ejemplo se muestra un usuario promedio, estos datos fueron

obtenidos de las condiciones que registra un usuario para zona rural, mostrados

en el cuadro No 20, de aquí se pueden calcular los consumos de energía de cada

uno de los usuarios; en el cuadro número 23, se relacionan y calculan los

consumos individuales y generales de la localidad. Para el caso del usuario

promedio mostrado en el anexo E, encuesta No 4, se estima una variación del

20% con respecto a los demás usuarios de la localidad, de aquí se elabora el

cuadro No 23.

Cuarto:

Aplicación del porcentaje de subsidio para la localidad:

COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO

El cálculo de los costos de prestación del servicio para las empresas generadoras,

están desarrollados de igual manera en todas las localidades de las ZNI, y se

describen a continuación, indicando los factores que intervienen el subsidio. El

costo de prestación del servicio para una electrificadora se obtiene como la suma

de los costos de generación, distribución y comercialización.

Es así como:

ü Costo de prestación del servicio: CPS = CG + CDC [ $ / kWh ]

ü Costo de Generación ( CG ) [ $ / kWh ]

ü Costo de Distribución y Comercialización (CDC) [ $ / kWh ]

ü Subsidio = S [$]

ü Valor Real del servicio = CPS [ $ / kWh ] • Consumo [ kWh ]

ü Subsidio [ $ ] = Costo [ $ ] – Pago [ $ ]

181

ü Valor Neto [ $ ] = Tarifa [ $ / kWh ] • Consumo [ kWh ]

ü Aportes [ $ ] = aporte[ $ ] • Consumo • [ kWh ]

ü PAGO [ $ ] = TARIFA [ $ / kWh ] • Consumo [ kWh ]+ a [ $ ]

ü VREAL –- Subsidio = VALOR NETO

ü VALOR NETO –- aporte = PAGO

ü VREAL –- Subsidio –- aporte = PAGO

ü S = VREAL –- aporte –- PAGO

ü S = ( CG + CDC ) • Consumo –- aporte –- PAGO

ü S = ( CG + CDC ) • Consumo –- aporte –- TARIFA • Consumo + a

ü S = Consumo • [ ( CG + CDC ) –- aporte –- TARIFA ]

En la sección 6.3.3.2 se indica que para una localidad Tipo Uno el porcentaje

subsidiado corresponde el 70% del costo de prestación del servicio. El cuadro 23,

indica los cálculos de consumo que se deben llevar para cada localidad, así como

la energía total generada, la factura típica y el valor de la factura subsidiada.

182

Cuadro 23. Asignación de subsidios para una localidad TIPO UNO

Usuariosupuesto*

Potencia[w] **

Horas de usodel servicio al

día [horas]

Energíaconsumida

[Wh/día]

Energíatotal

[kWh/mes]Tarifa***

Valor de lafacturatípica

Valor de lafactura

subsidiadasubsidio:70%

# 1 162.0 5 810 24.30 429.6 10438.1 3131.4# 2 168.5 5 842.4 25.27 429.6 10855.6 3256.7# 3 171.7 5 858.6 25.76 429.6 11064.3 3319.3# 4 175.0 4 699.84 21.00 429.6 9018.5 2705.5# 5 178.2 5 891 26.73 429.6 11481.9 3444.6# 6 181.4 5 907.2 27.22 429.6 11690.6 3507.2# 7 184.7 5 923.4 27.70 429.6 11899.4 3569.8# 8 187.9 4 751.68 22.55 429.6 9686.5 2906.0# 9 191.2 5 955.8 28.67 429.6 12316.9 3695.1

# 10 194.4 5 972 29.16 429.6 12525.7 3757.7# 11 197.6 5 988.2 29.65 429.6 12734.4 3820.3# 12 171.7 4 686.88 20.61 429.6 8851.5 2655.4# 13 175.0 5 874.8 26.24 429.6 11273.1 3381.9# 14 178.2 5 891 26.73 429.6 11481.9 3444.6# 15 181.4 5 907.2 27.22 429.6 11690.6 3507.2# 16 184.7 4 738.72 22.16 429.6 9519.5 2855.9# 17 187.9 5 939.6 28.19 429.6 12108.2 3632.4# 18 136.1 5 680.4 20.41 429.6 8768.0 2630.4# 19 158.8 5 793.8 23.81 429.6 10229.3 3068.8# 20 155.5 4 622.08 18.66 429.6 8016.4 2404.9# 21 152.3 5 761.4 22.84 429.6 9811.8 2943.5# 22 149.0 5 745.2 22.36 429.6 9603.0 2880.9# 23 145.8 5 729 21.87 429.6 9394.3 2818.3# 24 142.6 4 570.24 17.11 429.6 7348.4 2204.5# 25 139.3 5 696.6 20.90 429.6 8976.7 2693.0# 26 136.1 5 680.4 20.41 429.6 8768.0 2630.4# 27 132.8 5 664.2 19.93 429.6 8559.2 2567.8# 28 129.6 4 518.4 15.55 429.6 6680.4 2004.1# 29 170.1 5 850.5 25.52 429.6 10960.0 3288.0# 30 173.3 5 866.7 26.00 429.6 11168.7 3350.6# 31 163.8 5 818.91 24.57 429.6 10552.9 3165.9# 32 165.1 4 660.312 19.81 429.6 8509.1 2552.7# 33 150.7 5 753.3 22.60 429.6 9707.4 2912.2# 34 153.9 5 769.5 23.09 429.6 9916.2 2974.8# 35 160.2 5 801.09 24.03 429.6 10323.2 3097.0

TOTAL 5786.5 5 27620.4 828.6 355929.7 106778.9

* El número de usuarios pertenece a la cantidad que maneja el IPSE.** La columna Potencia manejada en esta tabla, se basa en la información presentada en elejemplo del anexo E, (encuesta supuesta No 4); el valor de 162W corresponde a el usuariopromedio y los 34 usuarios restantes oscilan dentro de un margen del 20% de este valor.*** Tarifa que aplica para el Dpto. del Guaviare.Fuente: Cálculos del Autor. 2001.

183

Quinto:

Validación de la información obtenida en las encuestas:

En la encuesta No 1 valida lo siguientes datos:

En la información financiera se pregunta la tarifa, la cual debe indicar si la

electrificadora conoce el valor de esta; adicionalmente se consultan los recaudos

mensuales y anuales, indicando el manejo de cartera.

Es el caso del ejemplo (ANEXO E ), el cual:

- No conocen el valor de tarifa que deben aplicar a los CPS.

Tienen un recaudo anual de $512.500 (valor supuesto, que para el ejemplo sería

un recaudo aproximado del 50%) pero en los cálculos obtenidos en el cuadro 23

su recaudo anual debería ser de $ 1’281.346 indicando deficiencias

administrativas.

Se consulta, cuanto consumen mensualmente las máquinas en galones por hora;

valor que se puede comparar con la encuesta No. 2.

La encuesta No 2 es útil porque permite evaluar la veracidad de la información que

se recibe de las ZNI. Si una localidad escribe en la encuesta que tiene un

consumo específico de combustible de 10 galones/hora y el fabricante expresa

que la misma máquina emplea 3.4 galones/h, es posible detectar alteraciones, tal

como en el ejemplo.

LOS CINCO PASOS ANTERIORES SE DEBEN EJECUTAR DE IGUAL MANERA

PARA TODAS LAS LOCALIDADES CON SUS RESPECTIVAS

CLASIFICACIONES.

184

7. METODOLOGÍA DE DISTRIBUCIÓN DE SUBSIDIOS

Actualmente, la metodología de distribución de subsidios se aplica por

departamentos y municipios empleando la clasificación por CLUSTER, ( 8 grupos)

donde se relacionan los ingresos propios sobre los totales del municipio (IP / IT.)

Esta labor la desempeña el IPSE21 y el MME, dependiendo de los montos que

asigne el gobierno nacional.

Cuadro 24. Montos de Subsidios

AÑO DE VIGENCIA MONTO GIRADO 22

[ millones de pesos ]1995 $ 7.5231996 $ 11.0041997 $ 15.0001998 $ 18.9611999 $ 20.8102000 $ 21.5402001 $ 23.846

Fuente: Resoluciones MME, de los años 1995, 1996,1997,1998,1999,2000 y 2001

De éstas cantidades se puede observar que son crecientes y variables, obedecen

a las disponibilidades presupuéstales del tesoro nacional. Aunque no hay

registros de ello, estos montos solo cubren la mitad de los requerimientos de las

ZNI. Lo que hace el IPSE es tratar de acomodarlos de manera porcentual

dependiendo de los recursos de asignación.

21 El departamento de apoyo empresarial asesora y calcula todo lo relacionado al tema desubsidios22 Datos obtenidos de las resoluciones emanadas de MME en cada año.

185

Las encuestas con los datos que arrojen, la colaboración por electrocombustible

que haga Ecopetrol y las modificaciones a los montos de subsidio permitirán

calcular las necesidades de las poblaciones, así como sus respectivas

proyecciones al futuro.

El diseño de la metodología de subsidios que hemos trabajado hasta el momento,

nos ha indicado claramente que es inútil crear estructuras, leyes o parámetros que

guíen el desarrollo de las zonas hasta que no tengamos la verdadera información

así como un reporte de sus necesidades.

Cuando se conozca la realidad se podrá empezar por cuantificar las localidades

que más necesitan el subsidio23; el estrato uno donde se concentra la mayor

cantidad de usuarios se deberá atender suficientemente antes de pasar al otro

estrato, de igual manera antes de pasar al estrato tres se deberá atender

suficientemente al estrato 2. Así se logrará una mejor redistribución de los

ingresos y de los gastos.

Otro de los grandes problemas de las ZNI es la falta de recursos, así como su

discontinuidad a la hora de girarlos; es por ello que si unificamos la zona

interconectada con la zona no interconectada en cuanto a la consecución de

recursos se refiere, obtendremos capitales importantes que servirían para sufragar

los altos costos de las ZNI y a la vez hacer que el país crezca en forma

balanceada, evitando que la pobreza y la marginalidad sigan generando los

problemas sociales que ya conocemos.

La legislación no aclara éste parámetro, ante lo que no hay impediemnto legal,

pero si trata el tema de subsidios a nivel nacional permitiéndonos unificar estas

zonas y lograr un crecimiento no solo de la zona Andina sino del resto del país.

23 En la sección anterior se diseñó la Metodología de Asignación de Subsidios clasificándola porestratos.

186

En la información financiera de la encuesta número uno, se pregunta el banco que

emplea la electrificadora así como el número de cuenta de la misma; es aquí

donde se puede hacer la auditoria del manejo de los recursos y la destinación que

se les hace.

Además, los giros de los recursos deben tener fechas claras, que permitan tener

una distribución uniforme durante todo el año.

En algunas localidades el desplazamiento hasta el banco se hace difícil y además

por los montos que manejan no es necesario que los recursos se giren

mensualmente, por lo tanto se debe manejar un esquema trimestral anticipado,

que permita con estos recursos acceder a las materias primas de forma oportuna

garantizando la continuidad en el servicio.

Finalmente el IPSE como ente único que gira los recursos a las electrificadoras,

debe tener un control continuo de estas cuentas, de tal manera que por medio del

banco, el IPSE pueda tener acceso a los estados financieros de la cuenta que

debe ser única y exclusivamente para uso de la electrificadora y por concepto de

asignación de subsidios.

Propuesta Metodológica

El Cubrimiento de los requerimientos de asignación de subsidios deberán ser

cubiertos en primera instanacia por parte de la empresa electrificadora.

Dentro de los recursos que asigne el Fondo de Solidaridad de Subsidios y

Redistribución del Ingreso, pagará como mínimo el 90% del valor requerido,

cuando la localidad sea incapaz de cubrirlo. De tal manera que las entidades

territoriales asumirán la diferencia, 10%.

187

Lo anterior se ilustra, aplicandolo al ejemplo anterior de puerto Arturo, el cual fue

desarrollado para el modelo de asignación de subsidios.

Cuadro 25. Montos de Distribución de subsidios para una localidad TIPO UNO

Usuariosupuesto

Potencia[w]

Horasde uso

delservicio

al día[horas]

Energíaconsumida

[Wh/día]

Energíatotal

[kWh/mes]

CostosUnitarios

de PS[$/kWh]

Valorde la

Factura[$]

Valor dela

factura.subsidio:

70%

CantidadRequerida

[$] *

FSSRI[$]**

EntidadTerritorial

[$]***

# 1 162,0 5,0 810 24 430 10 438 3 131 7 307 6 576 731# 2 168,5 5,0 842 25 430 10 856 3 257 7 599 6 839 760# 3 171,7 5,0 859 26 430 11 064 3 319 7 745 6 971 775# 4 175,0 4,0 700 21 430 9 019 2 706 6 313 5 682 631# 5 178,2 5,0 891 27 430 11 482 3 445 8 037 7 234 804# 6 181,4 5,0 907 27 430 11 691 3 507 8 183 7 365 818# 7 184,7 5,0 923 28 430 11 899 3 570 8 330 7 497 833# 8 187,9 4,0 752 23 430 9 687 2 906 6 781 6 102 678# 9 191,2 5,0 956 29 430 12 317 3 695 8 622 7 760 862# 10 194,4 5,0 972 29 430 12 526 3 758 8 768 7 891 877# 11 197,6 5,0 988 30 430 12 734 3 820 8 914 8 023 891# 12 171,7 4,0 687 21 430 8 852 2 655 6 196 5 576 620# 13 175,0 5,0 875 26 430 11 273 3 382 7 891 7 102 789# 14 178,2 5,0 891 27 430 11 482 3 445 8 037 7 234 804# 15 181,4 5,0 907 27 430 11 691 3 507 8 183 7 365 818# 16 184,7 4,0 739 22 430 9 520 2 856 6 664 5 997 666# 17 187,9 5,0 940 28 430 12 108 3 632 8 476 7 628 848# 18 136,1 5,0 680 20 430 8 768 2 630 6 138 5 524 614# 19 158,8 5,0 794 24 430 10 229 3 069 7 161 6 444 716# 20 155,5 4,0 622 19 430 8 016 2 405 5 612 5 050 561# 21 152,3 5,0 761 23 430 9 812 2 944 6 868 6 181 687# 22 149,0 5,0 745 22 430 9 603 2 881 6 722 6 050 672# 23 145,8 5,0 729 22 430 9 394 2 818 6 576 5 918 658# 24 142,6 4,0 570 17 430 7 348 2 205 5 144 4 630 514# 25 139,3 5,0 697 21 430 8 977 2 693 6 284 5 655 628# 26 136,1 5,0 680 20 430 8 768 2 630 6 138 5 524 614# 27 132,8 5,0 664 20 430 8 559 2 568 5 991 5 392 599# 28 129,6 4,0 518 16 430 6 680 2 004 4 676 4 209 468# 29 170,1 5,0 851 26 430 10 960 3 288 7 672 6 905 767# 30 173,3 5,0 867 26 430 11 169 3 351 7 818 7 036 782# 31 163,8 5,0 819 25 430 10 553 3 166 7 387 6 648 739# 32 165,1 4,0 660 20 430 8 509 2 553 5 956 5 361 596# 33 150,7 5,0 753 23 430 9 707 2 912 6 795 6 116 680# 34 153,9 5,0 770 23 430 9 916 2 975 6 941 6 247 694# 35 160,2 5,0 801 24 430 10 323 3 097 7 226 6 504 723

TOTAL 5 787 5 27 620 829 355 930 106 779 249 151 224 236 24 915

* Corresponde al Valor real de la prestación del servicio sin subsidio** Corresponde al porcentaje de asignación del FSSRI, el cual es del 90%*** Corresponde al porcentaje de debe cubrir la entidad territorial, el cual es del 10%Fuente: Cálculos del Autor. 2001.

188

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1 CONCLUSIONES

ü La ley 142 de 1994 agrupa en una misma estructura subsidiaria tres

servicios públicos ( Agua potable, Energía y Telecomunicaciones) que,

dentro de la canasta de bienes y servicios, se encuentran priorizados de

manera diferente abarcando NBI diferentes, generando desigualdades en el

proceso de asignación de subsidios.

ü Las localidades tipo uno representan las poblaciones con solo el estrato

uno, las localidades tipo dos representa las poblaciones con estrato uno y

dos y las localidades tipo tres representa las poblaciones con estratos uno,

dos y tres.

ü Los porcentajes de asignación de subsidios, de acuerdo al presente

estudio, deben ser ajustados a tres tipos de estrato; los usuarios de estrato

uno tendrán una asignación del 70% sobre el costo de la prestación del

servicio, los usuarios de estrato dos tendrán una asignación del 50% sobre

el costo de la prestación del servicio y los usuarios de estrato tres no

tendrán asignación sobre el costo de la prestación del servicio;

adicionalmente, los tipos de usuarios que están clasificados como una

localidad tipo tres y que posee usuarios con características de otra

clasificación, se le dará el tratamiento que corresponde a ese tipo de

usuario; de tal manera que en una localidad pueden existir varios tipos de

usuarios.

189

ü Las metodologías de subsidios empleadas hasta el momento buscan la

coherencia entre el marco legislativo y su aplicación, pero no se hace el

suficiente énfasis sobre el usuario final, que es la razón de ser de este

trabajo; donde se indica que para una adecuada política subsidiaria se

deben tener en cuenta tres variables fundamentales: el número de usuarios,

el número de horas de prestación del servicio y la potencia instalada.

ü Los continuos intentos por analizar las ZNI, sólo demuestran la brecha entre

la información que se manipula en las diferentes entidades responsables

del tema y la realidad que se vive en esas zonas; las cuales poco se

conocen a si mismas, por cuanto no pueden identificar el número de

habitantes, así como no les es posible hacer un inventario real del parque

generador con el que cuentan. Es por ello que, conforme a la ley24,

proponemos encuestas que permitirán:

• Tener los datos de: número de usuarios, número de horas de prestación

del servicio y la potencia instalada.

• Cuantificar los recaudos que perciben los prestadores del servicio de

energía, así como la tarifa que están aplicando.

• Tener un representante que se pueda identificar como responsable de la

manipulación de la electrificadora, de los subsidios y de los aportes por

concepto de los combustibles.

• Como los grupos electrógenos tienen diferentes condiciones de uso

dependiendo de su tipo, es posible verificar la información que reporten

las zonas y así darle la validez necesaria.

24 Ley 632 del 29 de diciembre de 2000, donde al Ministerio de Minas y Energía le correspondereglamentar los “términos y la oportunidad” para que las empresas pongan a disposición lainformación necesaria para una correcta asignación de subsidios a los usuarios del servicio deenergía eléctrica

190

ü Los cálculos sobre asignación de subsidios se hacen tomando como base

que lo que se genera se consume, de tal manera que se tiene en cuenta lo

que aporta un grupo generador a una población ( incluyendo pérdidas ) y no

lo que los usuarios consumen.

ü En la actualidad, las electrificadoras emplean los subsidios como principal

fuente de ingresos evitando que por medio de la tarifas, las empresas sean

autosostenibles.

ü La formulación de una expresión que evaluara los montos de los subsidios,

no presentó resultados viables ni operativos en su aplicación, por ello el

método no se recomienda para aplicarlo a las ZNI; empleando rangos de

usuarios, rango de horas de servicio y rangos de potencia instalada, es más

fácil identificar las poblaciones objetivo y por lo tanto el destino de los

subsidios.

ü Toda manipulación numérica está expuesta a errores que pueden

traducirse en perjuicios significativos para las regiones; las entidades

encargadas de tal manejo deberían unificar sus bases de datos, su

terminología y sus esfuerzos de tal manera que en el futuro pueda ser

posible llegar al usuario final de manera oportuna y eficaz, teniendo en

cuenta que el subsidio debe recaer sobre el consumo de cada usuario,

porque para el fue diseñado.

ü Las curvas de demanda implican además de la variación de ésta, la

información sobre la energía demandada por los usuarios, la cual no está

disponible; en el caso de las localidades menores ( menos de 50 usuarios),

las curvas coinciden y no hay diversidad, en el resto de localidades

(localidades mayores ) por no existir cuantificación precisa de las demandas

de los consumidores, no se pueden obtener los datos de diversidad.

191

ü Cuando se vive en la región andina o en ciudades capitales de

departamentos, donde los niveles de calidad de vida permiten a la mayoría

de las personas tener acceso continuo a los servicios públicos domiciliarios,

se tienden a olvidar las poblaciones de Colombia que reciben de forma

deficiente y discontinua los servicios públicos, como son las ZNI; donde se

encuentran poblaciones como Aguacatal en Nariño que recibe 6 horas de

servicio de energía al día, con una potencia instalada por usuario de 80W o

poblaciones como Chorrobocón en el Guainía que recibe las mismas 6

horas de servicio de energía al día, con una potencia instalada por usuario

de 18,2 kW.

ü Las localidades más deprimidas de las ZNI se encuentran en el rango de

poblaciones que reciben entre 5 y 8 horas de servicio de energía al día, que

pertenecen al 94.7% del total de las localidades que corresponden al 40.2%

de la potencia instalada, con un número de usuarios que oscila entre 5 y

300; lo que demuestra claramente que las poblaciones no pueden recibir

por partes iguales los montos de subsidios, sino que se deben ordenar y

clasificar por prioridades o NBI.

ü De las 920 localidades, 732 localidades tienen hasta 1 kW por usuario, 139

localidades tienen hasta 2 kW por usuario, 41 localidades tienen entre 2 kW

y 4 kW por usuario, 7 localidades tienen entre 4.17 kW y 5.33 kW por

usuario, finalmente la población de Chorrobocón tiene 18.19 kW por usuario

con 75 usuarios y 6 horas de servicio al día y la población de Aguacatal

tiene 0.08 kW por usuario con 60 usuarios y 6 horas de servicio al día. Son

poblaciones con estructuras sociales y económicas similares, demostrando

que hay poblaciones mal dimensionadas o que los datos que tiene el IPSE

son erróneos.

ü Se deben incorporar a los pobres al proceso de desarrollo, una manera

práctica de reducir la pobreza absoluta es ayudarlos a aumentar su

192

productividad; se debe buscar que los que viven en la pobreza absoluta

tengan un mayor acceso a los servicios públicos esenciales, los cuales son

claves para que puedan satisfacer sus necesidades básicas, ya que con

frecuencia el mejoramiento de la calidad de vida de la sociedad contribuye

significativamente al incremento de la productividad; se debe tener en

cuenta que el sólo crecimiento no puede ayudar a los pobres, si los

servicios públicos no llegan hasta ellos.

ü Para lograr una mayor productividad se debe tener en cuenta, por un lado,

que la mayoría de los pobres tiene un acceso limitado a los servicios

públicos que se necesitan para poder romper el círculo vicioso de la

pobreza y la baja productividad y por otro lado, no es suficiente que los

pobres puedan obtener ingresos razonables, también necesitan bienes y

servicios en qué invertirlos.

ü El mayor problema no es la carencia de servicios y recursos sino el uso

inapropiado de ellos; los recursos adicionales necesarios podrían provenir

de los que ya se les han asignado pero que se están malgastando.

ü Con niveles bajos de recursos, una mejor asignación de estos puede influir

favorablemente en las economías, el problema estriba realmente en

escoger una estrategia de crecimiento que combine el aumento de la

productividad con el alivio de la pobreza absoluta.

ü Los costos de la administración, operación y mantenimiento son los tres

componentes fundamentales en los que incurre una electrificadora, los

cuales tienen los siguientes comportamientos en las ZNI:

• El costo de administración y mantenimiento es relativamente bajo y con

la supervisión del IPSE las localidades obtienen el soporte que

necesitan, mediante el departamento de Apoyo Empresarial.

193

• El costo de La Operación. Es el componente básico que le permitirá a

las ZNI tener un servicio continuo de energía eléctrica. El problema

radica en los elevados costos del combustible que emplean los grupos

electrógenos y en su adquisición, Aunque la actual legislación no

permite el subsidio en combustibles, este es necesario para evitar que

la compra del ACPM se haga con dineros de los subsidios. Los

capitales consignados en los bancos para compras de éste tipo no

tienen todo el fin deseado, por ello, se deben implementar mecanismos

como el de las ordenes de Retiro de Combustible25 con cargo a

Ecopetrol y por ende a la Nación, permitiéndole a las localidades de

adquirir lo que necesitan.

ü Los actuales porcentajes de subsidios no tienen en cuenta el ingreso real

de una familia ni la carga que representa cada servicio dentro de su

canasta de servicios; si se aplica un mayor porcentaje de subsidios a los

usuarios de menores ingresos, permite que exista un excedente para ser

utilizado en la satisfacción de otras necesidades y contribuya a mejorar su

calidad de vida.

ü Para Los cálculos de electrocombustible que realizamos como parte en

compañía del IPSE y de ECOPETROL a finales del año 2000, siguen

vigentes para el 2001.

25 Mediante los formatos de las ordenes de retiro se elimina la manipulación y pérdida de dinero,por lo tanto la tarifa de ese combustible desaparecería.

194

8.2 RECOMENDACIONES

ü Es necesario apoyar en forma progresiva a las Zonas No Interconectadas,

teniendo en cuenta que para ello se requieren diferentes estrategias:

Financiar el AOM en las zonas, con algunas alternativas como son:

• No desmontar subsidios por electrocombustible.

• Autorizar la utilización del Diesel Marino.

• Regulación de precios especiales por parte de ECOPETROL.

• Incrementar los subsidios por menores tarifas.

Para optimizar los costos de la prestación del servicio se deben:

• Maximizar la utilización de la capacidad instalada.

• Distribuir razonablemente el costo del servicio entre los diferentes

consumidores.

• Promover el mercado.

ü El cálculo de las tarifas aplicadas a los usuarios de las zonas no

interconectadas realizado por la CREG y expedida en la resolución 082 del

27 de abril de 1997, no refleja los verdaderos costos unitarios de

prestación del servicio, por cuanto a estas tarifas se aplican los IPC

nacionales.

ü Tarifas que no reflejan el costo máximo de prestación del servicio, este es

más elevado en algunas zonas, ya que como así mismo lo expresa la

CREG en la resolución 082 de 1997, solo algunos de los prestadores del

servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas enviaron los

195

datos que implica tal actividad con los cuales se hicieron los cálculos de las

tarifas máximas aplicables.

ü Teniendo en cuenta que el IPC mide el costo de una canasta fija de bienes

(como alimentos, alojamientos, vestido, educación y asistencia médica)

comprados por el consumidor urbano típico, estas variables difieren

sustancialmente para estas zonas; resaltando que son usuarios rurales con

condiciones económicas diferentes.

ü Teniendo en cuenta que el uso de las herramientas informáticas simplifican

sustancialmente el trabajo y el manejo de la información, es necesario que

el personal que opera los sistemas en los diferentes niveles tengan los

conocimientos y habilidades necesarias para manipular los datos, siendo

vital la capacitación constante en el manejo del software que el IPSE utiliza

para la aplicación de la metodología de subsidios. Es el caso de programas

como Excel, ArcView entre otros.

ü El futuro de las ZNI esta ligado estrechamente con la información

actualizada y verás que se tenga de ellas, por esto la concordancia entre

dependencias del IPSE, es esencial.

ü El método de encuestas, aunque en estas no se maneja un gran volumen

de información puede ser en algunas localidades complejo y extenso, sin

embargo es el único camino que se puede seguir si se quiere recolectar

información realmente útil. Para ello es necesario que las comisiones

visitadoras, que parten del IPSE hacia las ZNI, estén integradas por

ingenieros calificados que recolecten las verdaderas características

técnicas de las máquinas, así como su estado, necesidades y posibles

ampliaciones; de esta manera es posible despejar las dudas que se tienen

de la información que envían éstas zonas ( la mayoría de las localidades no

196

reportan ningún dato), los cuales son recopilados por personal que

difícilmente conoce el tema.

ü La información, en su última etapa, debe ser puesta a disposición de todas

las dependencias que así lo requieran, para ello es necesario hacer uso del

sistema en red con que cuenta el IPSE, y así centralizar todas los datos de

encuestas y estudios, para su futura consulta; paso éste que debe estar

asesorado por personal, especifico, que no solo capacite en el uso del

sistema en red, sino que además ayude a interpretar esos resultados,

principalmente en las dependencias técnicas y de gestión del IPSE.

ü La aplicación de la metodología de asignación de subsidios debe estar

desarrollada por un grupo interdisciplinario, y no solo por apoyo

empresarial, este grupo interdisciplinario podría estar conformado por un

funcionario de apoyo empresarial, uno del área de ingeniería, una persona

de manejo de presupuestos y una del área de sistemas de información

geográfico.

ü Para la determinación de programas de electrificación el IPSE debe crear

un registro de matrices energéticas, en las cuales se determine el uso que

cada localidad de a los energéticos disponibles en la región, y así poder

planificar cuales pueden ser sustituidos por el servicio de energía eléctrica,

con el fin también de priorizar los proyectos de energización de aquellas

localidades que no cuenten con un abastecimiento suficiente y continuo de

sus recursos.

ü La CREG debe redefinir el consumo básico o de subsistencia, ya que como

se demostró en el trabajo, este consumo es elevado teniendo en cuenta

que el consumo total de energía de los usuarios de menores ingresos

(Estratos uno y dos) esta por debajo de los 200 kWh mes.

197

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204

GLOSARIO

• Comandita: Sociedad comercial en la que una parte de los socios aportan el

capital sin participar en la gestión.

• Comercialización: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica y

su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados, que se sujetará a

las disposiciones previstas en la Ley 142 y 143 de 1994.

• Comodato: Préstamo que se hace sin contraprestación económica.

• Consumo de Subsistencia: Se define como la cantidad mínima de

electricidad utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer

necesidades básicas que solamente puedan ser satisfechas mediante esta

forma de energía final. Para el cálculo del consumo de subsistencia sólo

podrá tenerse en cuenta los energéticos sustitutos cuando estos estén

disponibles para ser utilizados por estos usuarios26.

• Costo de prestación del servicio: Es el costo de prestación del servicio, no

afectado por subsidios ni contribuciones, sobre el cual se calcula el valor de

la factura del usuario27.

• Costo fijo: Suma que el usuario paga al comercializador de energía

eléctrica, asociada a la disponibilidad permanente del servicio para el

usuario, independiente del nivel de consumo.

26 Ley 143 del 11 de julio de 1994–Artículo 11,inc 1627 Resolución Número 114 del 28 de Noviembre de 1996, CREG.

205

• Costo variable: Costo total en el que se incurre menos el costo fijo. Es decir

los costos que varían con el nivel de producción como las materia primas,

los salarios, y los costos del combustible.

• Depreciación: Cargo producto de la reducción del valor de una propiedad

por efecto del tiempo y uso de la misma.

• Empresa de servicios públicos mixta: Es aquella en cuyo capital la Nación,

las entidades territoriales, o las entidades descentralizadas de aquella o

éstas tienen aportes iguales o superiores al 50%28.

• Empresa de servicios públicos oficial: Es aquella en cuyo capital la Nación,

las entidades territoriales, o las entidades descentralizadas de aquella o

estas tienen el 100% de los aportes29.

• Empresa de servicios públicos privada: Es aquella cuyo capital pertenece

mayoritariamente a particulares, o a entidades surgidas de convenios

internacionales que deseen someterse íntegramente para estos efectos a

las reglas a las que se someten los particulares30.

• Enajenar: Efecto de transmitir a otro una propiedad mueble o inmueble.

• Entidades descentralizadas: Son los establecimientos públicos, las

empresas industriales y comerciales del Estado, las sociedades públicas y

las sociedades de economía mixta, las superintendencias y las unidades

administrativas especiales con personería jurídica, las empresas sociales

del Estado, las empresas oficiales de servicios públicos y las demás

28 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.629 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.530 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.7

206

entidades creadas por la ley o con su autorización, cuyo objeto principal sea

el ejercicio de funciones administrativas, la prestación de servicios públicos

o la realización de actividades industriales o comerciales, con personería

jurídica, autonomía administrativa y patrimonio propio.

• Estratificación socioeconómica: Es la clasificación de los inmuebles

residenciales de un municipio, que se hace en atención a los factores y

procedimientos que determina la ley31.

• Factura de servicios públicos: Es la cuenta que una persona prestadora de

servicios públicos entrega o remite al usuario, por causa del consumo y

demás servicios inherentes en desarrollo de un contrato de prestación de

servicios públicos32.

• Índice De Precios: Son números utilizados para comparar los niveles de

vida en años diferentes, es una forma de resumir el basto número de

precios y productos en índices simples.

El IPC mide el costo de una canasta fija de bienes (como alimentos,

alojamientos, vestido, educación y asistencia médica) comprados por el

consumidor urbano típico.

• Necesidades básicas: Condiciones y recursos elementales e indispensables

para el mantenimiento de la vida humana, estas dependen de cada uno de

los individuos y de la situación en las que se encuentren.

• Potencia: Disponibilidad de fuerza en una máquina [ W ].

31 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.832 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.9

207

• Prestación directa de servicios por un municipio: Es la que asume un

municipio, bajo su propia personalidad jurídica, con sus funcionarios y con

su patrimonio33.

• Redes de distribución: Conjunto de líneas y subestaciones, con sus

equipos asociados, destinados al servicio de los usuarios de un municipio o

municipios adyacentes o asociados mediante cualquiera de las formas

previstas en la constitución política.

• Servicios públicos domiciliarios: Son los servicios de acueducto,

alcantarillado, aseo, energía eléctrica, telefonía pública básica conmutada,

telefonía móvil rural, y distribución de gas combustible, tal como se definen

en este capítulo34.

• Servicio público domiciliario de energía eléctrica: Es el transporte de

energía eléctrica desde las redes regionales de transmisión hasta el

domicilio del usuario final, incluida su conexión y medición. También se

aplicará esta ley a las actividades complementarias de generación, de

comercialización, de transformación, interconexión y transmisión35.

• Solidaridad y redistribución del ingreso: Se entiende que al diseñar el

régimen tarifario se tendrá en cuenta el establecimiento de unos factores

para que los sectores de consumo de mayores ingresos ayuden a que las

personas de menores ingresos puedan pagar los consumos de electricidad

que cubran sus necesidades básicas36.

• Suficiencia financiera: se entiende que las empresas eficientes tendrán

garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de

33 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.1434 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.2135 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.2536 Ley 143 del 11 de julio de 1994–Artículo 6

208

administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de

electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por

atender a usuarios residenciales de menores ingresos 37.

• Tasa de inflación: Es la tasa de crecimiento o descenso del nivel de precios

de un año a otro.

100pasado) (año IPC

pasado) (año IPC - año) (este IPC (%) IPC delinflación de Tasa x=

• Usuario: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de

un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se

presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se

denomina también consumidor 38.

• Usuario regulado: Persona natural o jurídica cuyas compras de electricidad

están sujetas a tarifas establecidas por la Comisión de Regulación de

Energía y Gas.

• Zonas No Interconectadas: Área geográfica en donde no se presta el

servicio público de electricidad a través del Sistema Interconectado

Nacional.

37 Ley 143 del 11 de julio de 1994–Artículo 44,inc 338 Ley 142 del 11 de julio de 1994–Artículo 14.33

209

SIGLAS

Generales

BID = Banco Interamericano de Desarrollo.

ICONTEC = Instituto Colombiano de Normas Técnicas.

ICV = Índice de calidad de vida.

IEEE = Institute of Electrical and Electronics Engineers.

IPC = Índice de Precios al Consumidor.

IPP = Índice de Precios al Productor.

LI = Línea de Indigencia.

LP = Línea de pobreza.

NBI = Necesidades básicas insatisfechas.

ONU = Organización de las Naciones Unidas.

PNUD = Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo.

SIN = Sistema Interconectado Nacional.

ZNI = Zonas No Interconectadas.

Institucionales

ASEZONIC = Asociación de Empresas de las Zonas No Interconectadas.

CREG = Comisión de Regulación de Energía y Gas.

DANE = Departamento Administrativo Nacional de Estadística.

DNP = Departamento Nacional de Planeación.

ICEL = Instituto Colombiano de Energía Eléctrica.

IDEAM = Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.

210

IPSE = Instituto de Planeación y Planificación de Soluciones

Energéticas.

MME = Ministerio de Minas y Energía.

SSPD = Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

UPME = Unidad de Planeación Minero Energética.

Técnicas

KVA = Kilovoltioamperio [ kVA ], potencia aparente.

KW = Kilovatio [ kW ], potencia activa.

211

ANEXO A. Ley 60 de 1993

(Agosto 12)Diario Oficial No. 40.987, del 12 de agosto de 1993

"Por la cual se dictan normas orgánicas sobre la distribución de competencias de conformidad conlos artículos 151 y 288 de la Constitución Política y se distribuyen recursos según los artículos 356y 357 de la Constitución Política y se dictan otras disposiciones"

ARTICULO 21. PARTICIPACION PARA SECTORES SOCIALES. Las participaciones a losmunicipios de que trata el artículo 357 de la Constitución, se destinarán a las siguientesactividades:

5. Subsidios para la población pobre que garanticen el acceso a los servicios públicos domiciliarios,tanto en materia de conexión como de tarifas, conforme a la ley y a los criterios de focalizaciónprevistos en el artículo 30.

ARTICULO 30. DEFINICION DE FOCALIZACION DE LOS SERVICIOS SOCIALES. Defínesefocalización de subsidios al proceso por el cual se garantiza que el gasto social se asigna a losgrupos de población más pobres y vulnerables.

Para esto, el Conpes social, definirá cada tres años los criterios para la determinación,identificación y selección de beneficiarios y para la aplicación del gasto social por parte de lasentidades territoriales.

212

ANEXO B. Resolución Número 077 de 1997

Por la cual se aprueba la fórmula general que permite determinar el costo de prestación del servicioy la fórmula tarifaria para establecer las tarifas aplicables a los usuarios del servicio de electricidaden las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

1. Que de acuerdo con los Artículos 73 de la Ley 142 de 1994 y 23 de la Ley 143 de 1994, esfunción de la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer las fórmulas para la fijación detarifas aplicables a los usuarios del servicio de electricidad; 2. Que la Comisión expidió la Resolución CREG - 114 el 28 de Noviembre de 1996, modificadapor la Resolución CREG - 029 del 18 de marzo de 1997, por la cual se estableció el procedimientopara establecer la metodología para el cálculo del costo de prestación del servicio (CPS) deenergía eléctrica y la fórmula para determinar las tarifas aplicables en las Zonas Nointerconectadas (ZNI) del territorio nacional y dio inicio al trámite respectivo; 3. Que la Comisión solicitó a los prestadores del servicio de las zonas no interconectadas (ZNI) delterritorio nacional, observaciones sobre la metodología planteada para establecer los costos deprestación del servicio en dichas zonas; y citó a los usuarios y terceros interesados por medio deun periódico de circulación nacional, para que se hicieran parte de esta actuación administrativa; 4. Que la mayoría de los prestadores del servicio no enviaron información sobre costos nipresentaron las observaciones; 5. Que en desarrollo de la Resolución CREG - 114 de 1996, se recibieron observaciones yrecomendaciones escritas del ICEL y de un ciudadano. Tales observaciones se refieren a laposibilidad de establecer estructuras de costos diferenciales para prestadores del servicio decaracterísticas especiales y para las empresas recientemente creadas; promover una reforma delas leyes 142 y 143 de 1994, dadas las condiciones técnicas y socio económicas de las áreas nointerconectadas; definir las responsabilidades por el servicio de alumbrado público; hacer explícitala obligación de todos los usuarios de pagar el servicio; incluir opciones tarifarias que denflexibilidad al prestador del servicio para el cobro del mismo y permitir que los aportes de entidadespúblicas puedan trasladarse como subsidios a los usuarios con posibilidad legal de recibirlos;

6. Que analizadas tales observaciones la Comisión encontró que:

a) La sugerencia de promover un marco legal que tenga en cuenta las características de las zonasno interconectadas del territorio nacional y las condiciones de prestación del servicio en tales

213

áreas, coincide con los resultados del estudio adelantado por la Comisión y que sirvió de base paraadoptar esta resolución, razón por la cual presentará al Gobierno Nacional una propuesta en talsentido; b) Las responsabilidades por la prestación del servicio de alumbrado público han sido fijados por laley no corresponde a las materias a que se refiere esta resolución; c) La obligación de que los usuarios deben pagar por el servicio corresponde a un mandato legal,que se reitera en esta resolución; d) La medición del consumo puede efectuarse por diversos medios autorizados por la Ley 142 de1994, lo cual es asunto diferente a las opciones tarifarias; e) Finalmente, los aportes de entidades estatales, aunque están previstos en el Artículo 87,Numeral 9o de la Ley 142 de 1994, la CREG no es la autoridad competente para autorizar losaportes que efectúen las entidades territoriales ni para definir las condiciones en las cuales seefectúan, asuntos que solo la entidad aportante puede determinar, conforme a la ley;

RESUELVE:

Artículo 1o. Definiciones. Para efectos de la aplicación de la presente Resolución, además de lasdefiniciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, se tendrán en cuenta las siguientes:

Consumo básico o de subsistencia: Es la cantidad mínima de energía eléctrica utilizada en unmes por un usuario típico para satisfacer necesidades básicas que puedan ser satisfechas eficientey económicamente, mediante esta forma de energía final. El nivel del consumo básico será eldeterminado por la Ley. Actualmente es de 200 kWh por mes de acuerdo con la Ley 188 de 1995.Este consumo es la base para el otorgamiento de los subsidios a los usuarios de los estratos 1, 2 y3, tal como se precisa en el Anexo 2 de la presente Resolución.

El consumo de subsistencia aquí previsto tiene únicamente fines tarifarios, sin perjuicio de lacompetencia del Ministerio de Minas y Energía para efectos de identificación y asignación desubsidios.

Contribución: Suma que el usuario paga al comercializador por encima del costo del servicio,destinada a financiar subsidios, según las normas pertinentes. Costo de prestación del servicio (CPS): Es un costo máximo monomio que resulta de calcular, lasuma de todos los costos económicos de eficiencia en que incurre el prestador del servicio parasuministrar una unidad de energía, no afectado por subsidios ni contribuciones y sobre el cual secalcula el valor de la factura al usuario. Prestador de servicio: Para efectos de las normas contenidas en la presente Resolución es todapersona natural o jurídica que presta el servicio de electricidad en una Zona No Interconectada(ZNI), de acuerdo con lo previsto en la Ley. Subsidio: Diferencia entre lo que el usuario paga por el servicio y el costo de éste, cuando talcosto es mayor al pago que realiza el usuario. Tarifa: Es el valor unitario que puede cobrar el prestador del servicio a los usuarios de electricidad,que resulta de aplicar al Costo de Prestación del Servicio (CPS), las contribuciones y subsidiosprevistos en la Resolución 115 de 1996.

214

Zona no Interconectada (ZNI): Área geográfica en donde no se presta el servicio público deelectricidad a través del Sistema Interconectado Nacional.

Artículo 2o. Ámbito de aplicación. Esta Resolución se aplica a las siguientes personas oentidades que presten el servicio público de electricidad en las Zonas No Interconectadas (ZNI),con base en generación térmica:

a) Los municipios que prestan directamente el servicio.b) Las empresas de servicios públicos.c) Las demás contempladas en el Artículo 15 de la Ley 142 de 1994

Artículo 3o. Fórmula general de costos de prestación del servicio (CPS). Apruébase la fórmulageneral de costos contenida en el Anexo 1 de la presente Resolución. Con base en tal fórmula, laComisión de Regulación de Energía y Gas en resolución separada, establecerá los costosmáximos de prestación del servicio en las Zonas no Interconectadas del territorio nacional,aplicables a los usuarios finales.

Artículo 4o. Estructura tarifaria. Los prestadores del servicio de energía eléctrica podrán cobrar asus usuarios finales, los siguientes cargos:

a) Un cargo por unidad de consumo, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el Numeral1o del Anexo 2 de esta resolución.b) Un cargo de conexión que cubrirá los costos de la conexión. Este cargo se cobrará por una solavez, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el Numeral 2o del Anexo 2 de estaresolución.c) Un cargo mínimo por disponibilidad del servicio, a que se refiere el numeral 1.2 del Anexo 2 deesta resolución.Artículo 5o. Fórmulas tarifarias. Apruébase la fórmula tarifaria contenida en el Anexo 2 de lapresente Resolución, mediante la cual los prestadores del servicio de electricidad en las Zonas noInterconectadas del territorio nacional, deberán establecer las tarifas por consumo que aplicarán alos usuarios finales del servicio.

Artículo 6o. Vigencia de la fórmula general de costos y de la fórmula tarifaria. La fórmula generalde costos y la fórmula tarifaria, tendrán una vigencia de cinco (5) años contados a partir del primero(1o) de agosto de 1997.

Parágrafo 1o. La fórmula general de costos y la fórmula tarifaria, podrán modificarse o revocarse, enlas condiciones y conforme al procedimiento previsto por las leyes.

Parágrafo 2o. Vencido el período de vigencia de las fórmulas, continuarán rigiendo, mientras laComisión de Regulación de Energía y Gas no fije las nuevas.

Artículo 7o. Régimen de Libertad Regulada. Las tarifas exigibles a los usuarios finales en lasZNI, se someterán al régimen de libertad regulada definido en el Numeral 10o del Artículo 14o de laley 142 de 1994, en el Artículo 11o de la Ley 143 de 1994 y en esta Resolución, a partir de la fechaen que entre a regir la fórmula general de costos, la estructura tarifaria y la fórmula tarifaria.

En todo caso, toda persona que preste el servicio público de electricidad, bajo el ámbito deaplicación de esta Resolución, se sujetará a los costos máximos de prestación del servicio que laComisión determinará en resolución separada.

Cada vez que los prestadores del servicio modifiquen los costos de prestación del servicio pordebajo del costo máximo autorizado, deberán comunicar los nuevos valores a la Superintendenciade Servicios Públicos Domiciliarios, sin perjuicio de las demás obligaciones que, en materia deinformación, les exige la ley.

215

Artículo 8o. Transición cuando se realiza interconexión. El prestador del servicio de energíaeléctrica en una Zona No Interconectada (ZNI), cuyo sistema eléctrico se integre físicamente alSistema Interconectado Nacional, tendrá un plazo de seis (6) meses, contados a partir de laocurrencia de la interconexión, para presentar ante la CREG la solicitud de aprobación del CostoBase de Comercialización, según lo previsto en la Resolución CREG-031 de 1997. Hasta tanto laCREG apruebe ese costo, el prestador del servicio continuará sujeto a la fórmula general decostos, la estructura tarifaria y la fórmula tarifaria señalados en la presente Resolución.

Artículo 9o. Pago del servicio. De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 99 de la Ley 142 de1994, los prestadores del servicio de electricidad en las ZNI, no podrán exonerar del pago delservicio a ningún usuario, sea éste persona natural o jurídica.

Artículo 10o. Vigencia de esta resolución. La presente Resolución rige a partir del 1o de agostode 1997, deberá publicarse en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias,en especial la Resolución CREG-114 de 1996.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dado en Santafé de Bogotá a los 11 días del mes de Abril de 1997.

RODRIGO VILLAMIZAR A. EDUARDO AFANADOR I.Ministro de Minas y Energía Director EjecutivoPresidente

216

ANEXO 1

FORMULA GENERAL DE COSTOS DE PRESTACION DEL SERVICIO

1. FORMULA PARA DETERMINAR EL COSTO UNITARIO DE PRESTACION DELSERVICIO DE ELECTRICIDAD (CPSt)

El costo unitario de prestación del servicio en el año t, CPSt, se obtiene calculando el cocienteentre la suma de todos los costos anuales en que incurre el prestador del servicio de electricidad yla energía total generada en el año t, corregida por el porcentaje de pérdidas reconocido.

( )CPS CG CDCt t t= + en $/kWh, donde:

CG CIG CAOMG FEG PR

tt t t

t= + ±

−*( )1en $/kWh

CDC CIDC CAOMDCEG PR

tt t

t= +

−*( )1en $/kWh

donde:

CPSt Costo Máximo de Prestación del Servicio, calculado en $/kWh del mes de diciembre delaño t, el cual resulta de la suma de CGt y CDCt.

CGt Costo de Generación calculado en $/kWh del mes de diciembre del año t.CDCt Costo de Distribución y comercialización calculado en $/kWh del mes de diciembre del

año t.CIGt Costo anual de inversión en generación, calculado para el año t, expresado en $.CAOMGt Costo anual de administración, operación y mantenimiento de la actividad de generación

en el año t, expresado en $.Ft Factor de ajuste del costo anual de operación de la actividad de generación para el año t.CIDCt Costo anual de inversión en distribución y comercialización, calculado para el año t,

expresado en $.CAOMDCt Costo anual de administración, operación y mantenimiento de las actividades de

distribución y comercialización en el año t, expresado en $.EGt Energía generada en el año t.PR Pérdidas de Energía Reconocidas. Estas se fijan en 10% para todo el período de vigencia

de la fórmula.t Año. t = 1, 2, 3, 4, 5, 6.t=0 Año base para la determinación de los CPS.

La CREG revisará anualmente los factores de ajuste individuales aplicables Ft. Para el primer añoFt y en los sucesivos, hasta que no se modifique, será igual a cero (0). El factor de ajuste Ft

reflejará el comportamiento que se presente en los precios de los derivados del petróleo.

Cada uno de los costos anuales se calcula en la forma que se indica en los numerales siguientes.

1.1. Costo anual de inversión en generación para el año 0, CIG0

217

El costo anual de inversión en generación calculado para el año 0, CIG0, se obtiene teniendo encuenta los siguientes conceptos:

a) Valor total de la inversión en generación a precios de reposición, expresado en pesos dediciembre del año base. Incluye el valor de las plantas y demás equipos requeridos para lageneración, así como sus costos de transporte y seguros hasta el sitio de instalación, y sus costosde montaje y puesta en servicio. Se asume una vida útil para las plantas de cincuenta mil (50,000)horas de servicio. b) Factor de recuperación anual de la inversión en generación, teniendo en cuenta la vida útil delas plantas y la tasa de oportunidad del capital. Dicha tasa se fija en el 9% anual, en términosreales y antes de impuestos.

En los costos mencionados en los literales anteriores, no se consideran los aportes recibidos deentidades públicas, como bienes o derechos. 1.2. Costo anual de administración, operación y mantenimiento de la actividad degeneración para el año 0, CAOMG0

El costo anual de administración, operación y mantenimiento de la actividad de generación para elaño 0, CAOMG0, se obtiene teniendo en cuenta los siguientes conceptos:

a) Costo anual de todo el personal dedicado a esta actividad, incluyendo sueldos y prestacioneslegales, expresado en pesos de diciembre del año base . b) Otros costos administrativos anuales tales como arriendos, seguros, impuestos, contribuciones,elementos de oficina, papelería, servicios públicos tales como acueducto, aseo ytelecomunicaciones etc., asignables a esta actividad, expresados en pesos del año base. c) Costo anual de operación, correspondiente al costo del combustible durante el año base,expresado en pesos de diciembre de dicho año. d) Costo anual de mantenimiento calculado con información del año base, expresado en pesos dediciembre de dicho año. Incluye los costos de repuestos, filtros, lubricantes y demás elementosrequeridos para el mantenimiento de las plantas de generación. e) Una vez obtenidos los costos anuales de administración y mantenimiento, la CREG estableceun límite máximo equivalente al 120% del costo promedio obtenido a partir de la informacióndisponible. 1.3. Costo anual de inversión en distribución y comercialización para el año 0, CIDC0

El costo anual de inversión en distribución y comercialización calculado para el año 0, CIDC0, seobtiene teniendo en cuenta los siguientes conceptos: a) Valor total de la inversión en la distribución y comercialización de la energía, a precios de

reposición, expresado en pesos de diciembre del año base. Comprende el costo anual de lasinversiones en las redes desde las salidas de las plantas hasta las acometidas a los usuarios,sin incluir el valor de tales acometidas. Incluye el valor de todos los elementos de las redescomo postes, cables y herrajes, transformadores y accesorios. Deberá tomarse una vida útil deveintidós (22) años para las redes.

b) Factor de recuperación anual de la inversión en distribución, el cual depende de la vida útil de

las redes y de la tasa de oportunidad del capital. Dicha tasa se establece en el 9% anual, entérminos reales y antes de impuestos.

218

c) Costo anual de inversión en el año base de otros activos fijos requeridos para la prestación delservicio. Se calcula como la suma de los costos anuales de depreciación de edificios, casetas,vehículos, equipos de oficina y cómputo, y demás activos fijos requeridos para la prestación delservicio, expresados en pesos de diciembre del año base.

En los costos mencionados en los numerales anteriores, no se consideran los aportes recibidos deentidades públicas, como bienes o derechos. 1.4. Costo anual de administración, operación y mantenimiento de las actividades dedistribución y comercialización para el año 0, CAOMDC0

El costo anual de administración, operación y mantenimiento de las actividades de distribución ycomercialización para el año 0, CAOMDC0, se obtiene teniendo en cuenta los siguientesconceptos:

a) Costo anual de todo el personal dedicado a estas actividades, incluyendo sueldos yprestaciones legales, expresado en pesos de diciembre del año base. b) Otros costos administrativos anuales tales como arriendos, seguros, impuestos, contribuciones,elementos de oficina, papelería, servicios públicos tales como acueducto, aseo ytelecomunicaciones etc., asignables a estas actividades, expresados en pesos de diciembre delaño base. c) Costo anual de lectura de medidores, facturación, entrega, recaudo, recuperación de cartera,atención de usuarios y todos los demás costos asociados con las actividades comerciales delservicio, expresado en pesos de diciembre del año base. d) Costo anual de mantenimiento calculado con información del año base, expresado en pesos dediciembre de dicho año. Incluye los costos de cables, fusibles, postes, aisladores, reparación detransformadores, y demás costos de mantenimiento del sistema de distribución. e) Una vez obtenidos los costos anuales de administración y mantenimiento, se establece un límitemáximo equivalente al 120% del costo promedio obtenido a partir de la información disponible.


219

ANEXO 2

TARIFAS y OTROS COBROS

1. FÓRMULA TARIFARIA

Los prestadores del servicio aplicarán la siguiente fórmula tarifaria, con el fin de establecer lastarifas que pueden cobrar a los usuarios finales del servicio:

T TCPS S

T

IPC

IPC

KIPCIPC

m t

m tm t

,,

,

,,

,

,

**( )

* *= −

−7 1997

0

7 1997

7 1997

0

1

7 1997

1

en $/kWh

donde:

Tm,t Tarifa aplicable a los consumos del mes m del año t.T7,1997 Tarifa aplicada por el prestador del servicio en el mes de julio de 1997.CPS0 Costo Máximo de Prestación del Servicio que apruebe la CREG, expresado en $/kWh del

mes de diciembre del año base.IPC7,1997 Indice de precios al consumidor del mes de julio de 1997, publicado por el DANE.IPCm-1,t Indice de precios al consumidor del mes m-1 del año t, publicado por el DANE.IPC0 Indicie de precios al consumidor del mes de diciembre del año base, publicado por el

DANE.S: Subsidio o Contribución Máximos, de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución CREG-

115 de 1996, tal como se indica en la siguiente tabla:

TIPO DE USUARIO SConsumo Mensual ≤≤ 200

kWh-Mes

SConsumo Mensual >>200

kWh-MesEstrato 1 0.50 0.00Estrato 2 0.40 0.00Estrato 3 0.15 0.00Estrato 4 y Oficial 0.00 0.00Estrato 5, Estrato 6,Comercial e Industrial -0.20 * -0.20 **: Valor Negativo

Km,t Desmonte de Subsidios aplicables durante el mes m del año t, de acuerdo con lodispuesto por la Resolución CREG-115 de 1996, tal como se indica con la siguiente tabla:

TIPO DE USUARIOEstratos 1, 2 y 3

Consumo Mensual ≤≤ 200 kWh-MesEstratos 1, 2 y 3

Consumo Mensual >>200 kWh-Mes

Agosto - Diciembre1997

0 05 7

5

. * ( )m −1 00.

Enero - Diciembre1998

0 05

120 05

. *.

m+ 1 00.

220


0 30

120 10

. *.

m+ 1 00.


0 60

120 40

. *.

m+ 1 00.

donde m es el mes y varía entre 1 y 12.

Para los usuarios restantes: Estratos 4, 5 y 6, Oficial, Comercial e Industrial, Km,t = 1.00.

Así mismo, Km,t = 1.00 para todos los usuarios y todos los consumos a partir del 1o de Enero delaño 2001.

1.1. Actualización Para efectos tarifarios, la tarifa por consumo (Tm,t), definida en el presente numeral, se actualizarácada vez que ésta acumule una variación de por lo menos el tres por ciento (3%) mensual en elIPC, conforme a lo dispuesto en el artículo 125 de la ley 142 de 1994. Cada vez que el IPCacumule una variación de por lo menos un tres por ciento (3%) mensual, se podrá modificar latarifa por consumo.

1.2. Cargo Mínimo por Disponibilidad del Servicio

Los prestadores del servicio de electricidad en ZNI podrán aplicar un cargo mínimo (CMm,t) acualquier usuario, residencial o no-residencial, por concepto de costos fijos de atención de clientela(CC0). El CC0 del año base será aprobado por la CREG en resolución separada. El CMm,t seestablecerá por factura y se actualizará mediante la siguiente expresión:

CM CC IPCIPC

m tm t

,,*= −

01

0

donde:

IPCm-1,t Indice de precios al consumidor del mes m-1 del año t, publicado por el DANE.IPC0 Indice de precios al consumidor del mes de diciembre del año base, publicado por elDANE.La aplicación del cargo mínimo por disponibilidad del servicio (CMm,t), está condicionada a que elnúmero de kWh vendidos por la empresa en el período de facturación anterior al que se va afacturar, se reduzca en más del 20% con respecto al promedio de las ventas de los tres períodosde facturación anteriores al mismo.Cumplida esta condición, el Cargo Mínimo por Disponibilidad del servicio (CMm,t) se podrá cobrar alos usuarios, únicamente cuando la liquidación de los consumos del usuario sea inferior a dichocargo mínimo, caso en el cual la aplicación de este cobro reemplaza la liquidación de los consumosdel usuario.

2. TARIFA DE CONEXION

2.1. TARIFA DE CONEXIÓN PARA EL SECTOR RESIDENCIAL

La tarifa o valor máximo que se puede cobrar por la conexión de los usuarios del sector residenciala la red, incluye un valor máximo por la acometida y un valor máximo por el medidor que serán

221

fijados por la CREG en resolución separada. Esta tarifa será cobrada por una sola vez y no incluyelos costos de la red interna de cada inmueble.

El usuario podrá contratar los trabajos de acometida y suministro del medidor con cualquierpersona que cumpla con los requisitos técnicos exigidos por el prestador del servicio (los cualesdeben ser acordes con las normas técnicas aplicables). Si tales servicios los presta un tercero, elprestador del servicio de comercialización de electricidad no podrá efectuar cobro alguno por talesconceptos. 2.2. TARIFA DE CONEXIÓN PARA EL SECTOR NO-RESIDENCIAL

El valor de conexión para los usuarios del sector no-residencial corresponderá a la cotización quepara tal efecto realice el prestador del servicio. Dicha cotización deberá corresponder al costo realen que incurre el prestador del servicio para realizar la conexión por concepto del costo de losmateriales, la mano de obra y del medidor, sin perjuicio de lo dispuesto en el segundo inciso delnumeral anterior.

2.3. FINANCIAMIENTO DE LA CONEXIÓN

De acuerdo con el Artículo 97 de la Ley 142 de 1994, el prestador del servicio deberá ofrecer a losusuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3 la opción de otorgarles un financiamiento no inferiora 36 meses.

2.4. SUBSIDIOS A LA CONEXIÓN

Los usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3 podrán recibir los subsidios provenientes delmunicipio, el Departamento o la Nación de que trata el Artículo 97 de la Ley 142 de 1994.

2.5. ACTUALIZACIÓN DE LA TARIFA DE CONEXIÓN La tarifa de conexión aplicable a los usuarios residenciales, se actualizará el 1o de enero de cadaaño, aplicando la variación del índice de precios al consumidor (IPC) publicado por el DANE, delaño inmediatamente anterior.


222

ANEXO C. Resolución Número 082 de 1997

Por la cual se aprueban los costos unitarios máximos de prestación del servicio de electricidad paraestablecer las tarifas aplicables a los usuarios finales en las Zonas No Interconectadas (ZNI) delterritorio nacional.


en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que de acuerdo con los Artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994 y 23 de la Ley 143 de 1994, esfunción de la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer las fórmulas para la fijación detarifas aplicables a los usuarios del servicio de electricidad;

Que en desarrollo de la Resolución 114 de 1996, la Comisión expidió la Resolución CREG-077 de1997, norma que contiene la fórmula general que permite determinar el costo de prestación delservicio (CPS) de energía eléctrica; la fórmula para determinar las tarifas aplicables en las ZonasNo interconectadas (ZNI) del territorio nacional y la estructura tarifaria;

Que en desarrollo de la Resolución 114 de 1996, la Comisión solicitó a los prestadores del serviciode las zonas no interconectadas (ZNI) del territorio nacional, la información sobre los costos queimplica tal actividad;

Que solamente algunos de los prestadores del servicio enviaron datos;

RESUELVE:

Artículo 1o. Definiciones. Para efectos de la aplicación de la presente Resolución, además de lasdefiniciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, se tendrán en cuenta las siguientes:

Costo de prestación del servicio (CPS): Es un costo monomio que resulta de calcular, la sumade todos los costos económicos de eficiencia en que incurre el prestador del servicio parasuministrar una unidad de energía, no afectado por subsidios ni contribuciones, sobre el cual secalcula el valor de la factura al usuario.

Prestador de servicio: Para efectos de las normas contenidas en la presente Resolución, es todapersona natural o jurídica que presta el servicio de electricidad en una Zona No Interconectada(ZNI), de acuerdo con lo previsto en la Ley. Zona no Interconectada (ZNI): Área geográfica en donde no se presta el servicio público deelectricidad a través del Sistema Interconectado Nacional.

223

Artículo 2o. Costos de prestación del servicio (CPS). Fíjase los siguientes costos máximos deprestación del servicio de electricidad, aplicables a los usuarios de las Zonas no Interconectadasdel territorio nacional y expresados en pesos por kilovatio-hora de diciembre de 1996 ($/kWh):

DEPARTAMENTO CGo $/kWh CDCo $/kWh CPSo $/kWhAMAZONAS 190,0 36,0 226,1ANTIOQUIA 191,4 34,1 225,5ARAUCA 188,9 35,3 224,2CAQUETA 204,2 32,6 236,8CASANARE 201,7 35,0 236,7CAUCA 197,6 37,5 235,1CHOCO 232,5 41,0 273,6GUAINIA 117,8 25,7 143,4GUAVIARE 187,1 36,8 223,9META 196,5 34,2 230,7NARIÑO 187,3 41,9 229,2PUTUMAYO 156,0 36,5 192,4VAUPES 344,2 36,6 380,8VICHADA 196,2 36,9 233,1

donde:CGo Costo de Generación calculado en $/kWh del mes de diciembre de 1996.CDCo Costo de Distribución y comercialización calculado en $/kWh del mes dediciembre de 1996.CPSo Costo Máximo de Prestación del Servicio, calculado en $/kWh del mes dediciembre de 1996, el cual resulta de la suma de CGo y CDCo.

Los costos máximos de prestación del servicio establecidos en este Artículo regirán para cualquierpersona que preste el servicio de electricidad a usuarios finales en el área de cada uno de losdepartamentos indicados.

Parágrafo 1o. Los prestadores del servicio podrán determinar y aplicar costos inferiores, si tienenrazones económicas comprobables que los justifiquen, de acuerdo con las leyes.

Parágrafo 2o. Quienes prestan el servicio de electricidad en las ZNI, a la fecha de expedición dela presente Resolución y tengan razones económicas comprobables para considerar que nopueden garantizar la suficiencia financiera con los costos máximos aquí establecidos, podránpresentar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, para su evaluación, un estudio de costosbasado en la fórmula que se consigna en el Anexo 1 de la Resolución CREG-077 de 1997. Talescostos podrán ser aplicados únicamente si la Comisión los aprueba, a partir de la fecha en la cualquede en firme la resolución de la CREG que los apruebe. Estos costos tendrán vigencia hasta el31 de julio del año 2002.

Artículo 3o. Costo fijo de atención de clientela (CC0). Para efectos de la aplicación de lasdisposiciones contenidas en el numeral 1.2 del Anexo 2 de la Resolución CREG-077 de 1997,apruébase el siguiente costo fijo máximo de atención de clientela (CC0), aplicable a los usuarios deelectricidad de las Zonas no Interconectadas del territorio nacional, expresado en pesos dediciembre de 1996:

CC0 324= $2, $ por Factura

224

Son dos mil trescientos veinticuatro pesos por factura ($ 2,324 por Factura, en pesos de diciembrede 1996).Artículo 4o. Tarifas de conexión para el sector residencial. Para efectos de la aplicación de lasdisposiciones contenidas en el numeral 2. del Anexo 2 de la Resolución CREG-077 de 1997,apruébanse las siguientes tarifas:a) Valor a cobrar por la acometida. El valor máximo por acometida monofásica para el sectorresidencial es de veintiseis mil pesos ($ 26.000.oo ) a precios de diciembre de 1996. Dicha sumaincluye todos los costos de materiales y mano de obra para realizar la acometida. b) Valor a cobrar por el medidor. Incluye el costo por el medidor monofásico más la instalacióncon sus accesorios, el cual será de cincuenta y cinco mil pesos ($ 55.000.oo ) como máximo, aprecios de diciembre de 1996.

Artículo 5o. Costos de prestación del servicio para los nuevos prestadores del servicio . Laspersonas que en adelante se contituyan con el fin de prestar el servicio de electricidad en las ZNI,con fecha posterior a la expedición de la presente Resolución, y tengan razones económicascomprobables para considerar que no pueden garantizar la suficiencia financiera con los costosmáximos aquí establecidos, podrán presentar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, parasu evaluación y aprobación, si es del caso, los costos estimados de prestación del servicio conbase en la fórmula establecida en el Anexo 1 de la Resolución CREG-077 de 1997. Ningún nuevoprestador del servicio podrá cobrar tarifas a los usuarios, hasta tanto obtenga aprobación previa dela CREG mediante acto en firme. Estos costos tendrán vigencia hasta el 31 de julio del año 2002.

Artículo 6o. Vigencia de los costos máximos de prestación del servicio establecidos en lapresente Resolución. Los costos de prestación del servicio (CPS0), el costo fijo de atención declientela (CC0) y las tarifas máximas de conexión aquí establecidas, tendrán una vigencia de cinco (5)años contados a partir del 1o de agosto de 1997.

Parágrafo. Vencido el período de vigencia de los costos máximos, continuarán rigiendo mientras laComisión de Regulación de Energía y Gas no fije los nuevos.

Artículo 7o. Vigencia de esta resolución. La presente Resolución rige a partir del 1o de agostode 1997, deberá publicarse en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.



225

ANEXO D. Resolución Número. 117 - 2000

Por la cual se establece el programa para alcanzar los límites establecidos en las Leyes 142 y 143de 1994, aplicable hasta el 31 de diciembre de 2003, en materia de subsidios al servicio de energíaeléctrica en Zonas No Interconectadas, en cumplimiento de lo dispuesto en la ley “por la cual semodifican parcialmente las Leyes 142, 143 de 1994, 223 de 1995 y 286 de 1996”.


en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de1994, y la ley “por la cual se modifican parcialmente las Leyes 142, 143 de 1994, 223 de 1995 y286 de 1996”, y

C O N S I D E R A N D O :

Que las Leyes 142 y 143 de 1994 y 286 de 1996 definieron las reglas para la aplicación desubsidios en el servicio público domiciliario de electricidad;

Que la Resolución CREG-077 de 1997, aprobó la fórmula general que permite determinar el costode prestación del servicio y la fórmula tarifaria para establecer las tarifas aplicables a los usuariosdel servicio de electricidad en las Zonas No Interconectadas (ZNI) del territorio nacional;

Que la ley “por la cual se modifican parcialmente las Leyes 142, 143 de 1994, 223 de 1995 y286 de 1996”, amplió el plazo para alcanzar los límites legales en materia de subsidios para elservicio público de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas acordó expedir esta Resolución;

R E S U E L V E:

ARTÍCULO 1o. Ámbito de aplicación. Esta Resolución se aplica a todas las personas quepresten el servicio público domiciliario de energía eléctrica a usuarios regulados en las Zonas NoInterconectadas (ZNI) del territorio nacional.

ARTÍCULO 2o. Para alcanzar los límites legales establecidos en materia de subsidios dentro delperíodo de transición establecido en la ley “por la cual se modifican parcialmente las Leyes 142,143 de 1994, 223 de 1995 y 286 de 1996”, se modifica la fórmula sobre “incrementos uniformes”contenida en el Anexo II de la Resolución CREG-076 de 1996, la cual quedará así:

Subsidios:

Los incrementos uniformes del ANEXO II de la Resolución CREG-076 de 1996, aplicableshasta el 31 de diciembre de 2003, se aplicarán así:“INCREMENTOS UNIFORMES

226

Los valores θti estarán dados por:

Para los estratos 1, 2 y 3

θti= 1.0 sí t ≤ 12 (Diciembre de 1996),θti= ((1+ρi )* C0n /Φi)

((t-12)/48) si 12< t ≤ 48,

Para los estratos 1 y 2

θti= ((1+ρi )* C0n /Φi)(0.83+0.17*(t-60)/36) si 60 < t ≤ 96,

θti= ((1+ρi )* C0n /Φi) si t > 96

Para el estrato 3

θti= ((1+ρi )* C0n /Φi)(0.927+0.073*(t-60)/36) si 60< t ≤ 96,

θti= ((1+ρi )* C0n /Φi) s i t > 96

Los valores de ΦΦ i se calculan con base en las tarifas aprobadas y vigentes en agosto de 1996(expresadas en pesos de diciembre de 1995), deflactadas para tal fin con los IPP aplicables paraagosto de 1996 y diciembre de 1995; esto es:

ΦΦi= Tarifa(agosto/1996)i(0-CS)*

1996/

1995/

agosto

diciembre

IPPIPP

,”

ARTÍCULO 3o. Para alcanzar los límites legales establecidos en materia de subsidios en ZonasNo Interconectadas dentro del período de transición establecido en la ley “por la cual se modificanparcialmente las Leyes 142, 143 de 1994, 223 de 1995 y 286 de 1996”, el Factor Km,t de la fórmulacontenida en la Resolución CREG-077 de 1997, será el siguiente:

TIPO DE USUARIOEstratos 1 y 2

Consumo Mensual≤≤ 200 kWh-Mes

Estratos 3Consumo Mensual ≤≤

200 kWh-Mes

Estratos 1, 2 y 3Consumo Mensual

>>200 kWh-MesDiciembre 2000 0.80 0.865 1.00

Enero – Diciembre 2001 80.036

*2.0+

m865.0

36*135.0

+m

1.00


*2.0+

m91.0

36*135.0

+m

1.00


*2.0+

m955.0

36*135.0

+m

1.00

Enero 2004 en adelante 1.00 1.00 1.00


CARLOS CABALLERO ARGÁEZ CARMENZA CHAHÍN ÁLVAREZMinistro de Minas y Energía Director EjecutivoPresidente

227

ANEXO E. Ejemplo de Llenado de Encuestas

ENCUESTA No 1EMPRESAS PRESTADORAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA

EN LA ZONA NO INTERCONECTADAUBICACIÓN:

Departamento GUAVIARE Municipio: S. JOSE DEL GUAVIARE Nombre de la localidad: PUERTO ARTURO FECHA JULIO DE 2001

RESPONSABLE DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA Alcaldía Municipio Empresa constituida Otra

¿ Cuál ? . Comité de energía . Junta de acción Comunal

Nombre de la Electrificadora -------------

INFORMACIÓN FINANCIERA Banco: Banco XXXXXX Número de cuenta: 000 – 000000 Tarifa de aplicación: ( $ / kWh) Recaudo por concepto de prestación del servicio de energía:

ANUAL $ 240.000

MENSUAL $ INFORMACIÓN TÉCNICA DE LA EMPRESA SISTEMA DE GENERACIÓN: PLANTAS DIESEL (Grupo Electrógeno): Sistemas Fotovoltaicos (Celda Solar): Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH): Energía Geotérmica: DATOS DE FUNCIONAMIENTO: Cantidad de máquinas en funcionamiento ( Actualmente ): una

Cantidad de galones de combustible utilizados en un mes para la generación 80

228

ENCUESTA No 2

INFORMACIÓN POR CADA UNA DE LAS PLANTAS:

PLANTA No 1

Datos de placa:Marca: DEUTZ Modelo: PWD 60 Capacidad nominal en kilovoltioamperios: 80 kVA Consumo específico de combustible en Galones por hora: 10 GL/h Factor de potencia: 0.85 Velocidad en revoluciones por minuto: 1800 rpm Frecuencia 60 HzTensión de salida (voltaje de salida): 460 Voltios Horas al día de funcionamiento de la planta: 6 horas

PLANTA No 2

Datos de placa:Marca: Modelo: Capacidad nominal en kilovoltioamperios: kVA Consumo específico de combustible en Galones por hora: GL/h Factor de potencia: Velocidad en revoluciones por minuto: rpm Frecuencia HzTensión de salida (voltaje de salida): Voltios Horas al día de funcionamiento de la planta: horas

PLANTA No n

Datos de placa:Marca: Modelo: Capacidad nominal en kilovoltioamperios: kVA Consumo específico de combustible en Galones por hora: GL/h Factor de potencia: Velocidad en revoluciones por minuto: rpm Frecuencia HzTensión de salida (voltaje de salida): Voltios Horas al día de funcionamiento de la planta: horas

Nombre y Apellido del Representante Legal de la empresa Juan Rocha Cédula de Ciudadanía: 000 - 000 de Bogota

Firmaxxxxxx

229

ENCUESTA No 3

CONSUMOS DE ENERGÍA Número de Viviendas CON Energía Eléctrica

ESTRATO Con Medidor Sin Medidor SIN Energía

Eléctrica1 Ninguno 35 10 2 0 0 03 0 0 04 0 0 05 0 0 06

Industrial y comercial

ENCUESTA No 4

APARATOS QUE USAN LOS USUARIOS RESIDENCIALESNombre del Usuario: Pedro PérezC.C. No 777 – 555 de S. J. Del Guaviare

Estrato No: 1_X_ 2____ 3___ 4___ 5___ 6___Comercial ó Industrial ______

APARATO Cantidad Potencia (W) Horas deuso al día

Aire acondicionado Bombillo 2 100 5Calentador eléctricoComputadorEstufa eléctricaHorno MicroondasLavadoraLicuadoraNeveraPlanchaRadio 1 62 5Televisor

Metodología de asignación y distribución de subsidios ...

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