CONCEPTO 71 DE 2011

(enero)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D. C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Ref.: Su comunicación por correo electrónico

Radicado CREG E-2011-000051

Respetado XXXXX:

Hemos recibido la comunicación de la referencia a través de la cual expone inquietudes relacionadas con los cargos de distribución aplicables en las Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, y solicita información acerca de la estructura tarifaria del servicio de energía eléctrica.

Antes de dar respuesta precisa a sus inquietudes, explicaremos de manera general el esquema tarifario vigente.

Las tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica reflejan la aplicación del principio de solidaridad y redistribución del ingreso establecido en la Ley 142 de 1994 sobre el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) y se encuentran establecidas a través de la Resolución CREG 079 de 1997 así:

El Costo Unitario de Prestación del Servicio, (CU), es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización, definido por la Resolución CREG 119 de 2007.

El valor de la tarifa establecido en la resolución en mención es mensual y sus cambios de un período a otro dependen en parte a las variaciones que se presenten en ciertos componentes del Costo Unitario de Prestación del Servicio, los cuales están sujetos al comportamiento del índice de precios al consumidor (IPC), el índice de precios al productor (IPP), la oferta y demanda de energía, entre otros. En la Tabla 1 se relacionan los componentes de la tarifa que deben aparecer en la factura.

Tabla <SEQ>. Componentes del Costo Unitario de Prestación del Servicio CU

La sumatoria de estos componentes corresponde al Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU), expresado en $/kWh. A continuación se describe cada uno de ellos:

Componente G

El componente G (Generación) representa el costo de producción de energía. Su variación está sujeta a los precios de la energía eléctrica en el mercado mayorista, en donde se compra y vende energía diariamente y/o a largo plazo en grandes cantidades. Es decir, dado que los comercializadores de energía tienen distintos portafolios de compra de energía en este mercado, el comportamiento del precio y la variación en un período determinado no es uniforme sino que depende de las condiciones particulares de compra de energía de cada agente.

Esta variable puede presentar cambios de un período a otro debido a que en Colombia el parque generador es hidro-térmico (hay plantas de generación de energía eléctrica hidráulicas y térmicas). Por ende, los precios en el mercado dependen de variables como las condiciones hidrológicas y los precios de los combustibles utilizados en la generación (principalmente gas natural y carbón).

También se debe tener en cuenta la duración de los contratos bilaterales de compra de energía de las empresas comercializadoras. Por ejemplo, los más transados son de una duración de 1 año calendario, por lo que, para este caso, se pueden presentar cambios significativos en el valor del componente entre los meses de diciembre y enero, en la medida en que unos contratos finalizan y se inician otros con diferente precio.

Componente T.

En el componente T (Transmisión), que es el costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN) (Red de trasporte de energía por medio de la cual se lleva la energía eléctrica desde los sitios de producción hasta los centros de consumo). La variación mensual de este componente está dada principalmente por el Índice de Precios al Productor (IPP).

Es un costo regulado y como tal no varía de acuerdo con reglas de mercado. Con la metodología actual se obtiene un precio uniforme para todos los agentes en un mismo mes.

Componente D.

El componente D (Distribución) representa el costo por el uso del trasporte de la energía desde los sitios de entrega del Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final y su variación mensual depende primordialmente de las variaciones del IPP.

Es un costo regulado y como tal no varía de acuerdo con reglas de mercado. Con la metodología actual se obtiene un precio uniforme para todos los usuarios conectados a un mismo sistema.

Dado que existen diferencias importantes en el valor de este componente entre los distintos sistemas del país, la Resolución CREG 058 de 2008⁽¹⁾, establece la creación de las Áreas de Distribución de Energía Eléctrica - ADD- de acuerdo con lo ordenado por los Decretos 388 de 2007, 1111 de 2008 y 3451 de 2008, con el objeto de disminuir las diferencias existentes en el cargo de Distribución.

Componente Cv

El componente Cv(Comercialización) donde se reconocen los costos variables relacionados con la lectura de medidores, expedición y entrega de facturas, atención de peticiones, quejas y reclamos y en general los relacionados con la comercialización de energía, varía mensualmente según el Índice de Precios al Consumidor (IPC).

Es necesario mencionar que en la fórmula tarifaria se encuentra la variable Cf, dispuesta para reconocer los costos fijos de la actividad de comercialización, que a la fecha es igual a cero (0).

Componente PR

En desarrollo de la prestación del servicio de energía eléctrica, para llevar el producto hasta el usuario final, normalmente se presentan pérdidas de energía de acuerdo con la configuración de cada sistema.

A través de este componente se reconoce el costo de las pérdidas que se consideran normalmente tolerables. En caso que una empresa pierda más energía que la reconocida en la fórmula, el exceso sobre el límite no es pagado por los usuarios.

La fórmula con la que se calcula este componente varía en el mismo sentido de la variación de los componentes G y T, por lo que su valor también está sujeto a cambios mensuales.

Componente R

En ocasiones no es posible dar el suministro de energía eléctrica, G, requerido con la energía más barata producida en el país para atender la demanda diaria.

Esto sucede como consecuencia de que para una operación segura del sistema se requiere generación en ciertas zonas del país, generación que puede ser más costosa que la primera. Otra razón se da porque las líneas se encuentran completamente utilizadas o porque ocurren eventos (técnicos o de orden público) que no permiten disponer de una línea determinada y por tanto, para mantener la continuidad del servicio, se hace uso de otros generadores de la región en donde se requiere la energía y que producen energía a precios más altos que el primero.

Dado que esta situación crea posición dominante por parte de algunos generadores, la Comisión regula el costo de generación de las mismas, mediante la Resolución CREG 034 de 2001.

La diferencia entre los dos precios, el de la energía más barata y el del generador que realmente atiende la demanda de energía es lo que se denomina usualmente costo de restricción y se incluye en esta variable R (restricciones).

Subsidios y contribuciones

Una vez las empresas calculen el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) como la suma de los componentes anteriormente mencionados, éstas deben cumplir con las disposiciones establecidas por la legislación nacional en relación con los subsidios y contribuciones, así:

a) Para el caso de los estratos 1 y 2, las leyes 1117 de 2006 y 1428 de 2010 establecen que la aplicación de subsidios al Costo Unitario de Prestación del Servicio - CU -, a partir de enero de 2007 y hasta diciembre del año 2014, debe hacerse de tal forma que el incremento a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de subsistencia corresponda en cada mes como máximo a la variación del Índice de Precios al Consumidor, IPC.

b) Para los usuarios de estrato 3, el subsidio es hasta del 15% sobre el CU del consumo básico o de subsistencia.

c) Los usuarios de estrato 4 no pagan contribución ni son objeto de subsidio; esto es, la tarifa que se aplica a estos usuarios es igual al CU.

d) Los usuarios de estratos 5 y 6, así como los usuarios comerciales e industriales, deben pagar una contribución del 20% sobre el CU; esto significa que la tarifa para este grupo es igual 1.2 veces el CU.

Con base en lo anteriores conceptos, procedemos a responder sus inquietudes, así:

AL CONSTITUIRSE ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN PARA EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ADD) Y ELLAS ESTÁN CONFORMADAS POR ESP REGIONALES, LOS USUARIOS REGULADOS RESIDENCIALES, COMERCIALES E INDUSTRIALES DE ESTAS PUEDEN LEGALMENTE ESCOGER OTRA ESP QUE ESTÁ POR FUERA DE SU ÁREA DE DISTRIBUCIÓN?

EXPLICO; UN USUARIO REGULADO RESIDENCIAL, COMERCIAL E INDUSTRIAL CON DOMICILIO EN LA CIUDAD DE BUCARAMANGA PUEDE LEGALMENTE SER ATENDIDO POR UNA ESP DEL ÁREA DE DISTRIBUCIÓN CENTRO, OCCIDENTE O DEL NORTE, ELLO POR OFRECER MEJOR TARIFA QUE EL ACTUAL OPERADOR? CUAL SEA LA RESPUESTA AGRADEZCO SU COMENTARIO.

Dependiendo de su ubicación geográfica y el Operador de Red, OR, que opere las redes en dicha área, un usuario pertenece al sistema de distribución a través del cual recibe el servicio.

Es posible que un usuario pueda cambiar de operador de red siempre y cuando sea factible cambiar la conexión del antiguo OR al nuevo OR pero generalmente este cambio puede ser muy costoso o imposible dado que no hay redes de otro OR cerca.

De manera general, los usuarios son atendidos por un mismo OR.

LA RESOLUCIÓN CREG 058 DE 2008 INCLUYÓ A LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER EN EL ÁREA DE DISTRIBUCIÓN ORIENTE, PERO ELLA POSTERIORMENTE FUE EXCLUIDA, PREGUNTO: ¿CUÁLES FUERON LAS RAZONES LEGALES O REGULATORIAS DE LA DECISIÓN ASUMIDA POR LA CREG PARA EXCLUIR A LA ESSA DEL ÁREA DE DISTRIBUCIÓN ORIENTE?

¿CUÁL ES EL BENEFICIO DIRECTO PARA LOS USUARIOS REGULADOS RESIDENCIALES, COMERCIALES E INDUSTRIALES EN MATERIA TARIFARIA POR EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA AL SER INCLUIDA SU RESPECTIVA ESP EN UN ÁREA DE DISTRIBUCIÓN?

POR EJEMPLO, LOS USUARIOS REGULADOS RESIDENCIALES, COMERCIALES E INDUSTRIALES CON DOMICILIO EN LA CIUDAD DE BUCARAMANGA TARIFARIAMENTE EN QUE SE BENEFICIAN POR LA APLICACIÓN DE ESTE MODELO?

A través de la Resolución CREG 058 de 2008, expedida con base en lo ordenado por el Decreto 388 de 2007, se crearon cuatro Áreas de Distribución y se establecieron las reglas para su implementación, con lo que fue posible iniciar el esquema en los departamentos de Cundinamarca y Valle del Cauca.

Posteriormente, a través del Decreto 3451 de 2008, el Ministerio de Minas y Energía modificó el Decreto 388 de 2007 en el sentido de retomar la determinación de las ÁDD, manteniendo el esquema donde haya iniciado.

Así, la conformación de las ADD se encuentra en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, facultad ejercida a través de las Resoluciones MME 182306 de 2009 y 181347 de 2010, a través de las cuales se crearon las ADDde Oriente y Occidente respectivamente.

La ADD Oriente está conformada por los Operadores de Red XXXXX , XXXXX., XXXXX, XXXXX. y XXXXX.

La ADD Occidente está conformada por los Operadores de Red Empresas Municipales de Cali E.I.C.E., XXXXX., XXXXX., XXXXX., XXXXX. y XXXXX

Como se mencionó anteriormente, las ADD se crearon con el objetivo de eliminar las diferencias del cargo de distribución entre los Operadores de red que la componen. Así, dependiendo de las diferencias entre el cargo de distribución unificadode un ADD y el cargo de distribución del Operador de Red a través del cual se recibe el servicio, los usuarios enfrentan aumentos o disminuciones en el cargo de distribución a aplicar en el Costo Unitario de Prestación del Servicio al momento de iniciar en el esquema de ADD.

De esta manera, al comenzar la aplicación del esquema de ADD, los usuarios que tienen cargos de distribución más altos que el resultante de la unificación se benefician con la aplicación del cargo de distribución en el CU es inferior al valor que venían enfrentando, disminuyendo proporcionalmente su tarifa. En caso contrario, los usuarios cuyos cargos de distribución son inferiores al del cargo unificado para el ADD, verán aumentos en los cargos de distribución que se les aplica al CU.

En el momento en que el OR que atiende los usuarios de Bucaramanga se haga parte de un ADD, dependiendo de los cargos de distribución particulares que enfrentan antes de dicha entrada, tendrán la variación en los nuevos cargos de distribución según lo anteriormente anotado.

COMO SE DETERMINAN LOS CARGOS POR USO QUE ASUMEN LOS USUARIOS FINALES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL?

ADEMÁS, ESTÁN INCLUIDOS EN LA ACTUAL FORMULA TARIFARIA POR EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA? COMO LOS EVIDENCIO?

La determinación de los cargos por uso del sistema de Transmisión Regional y de Distribución Local se realiza a través de la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, considerando la suma de los costos de la infraestructura del sistema de un Operador de Red y los costos y gastos de Administración, Operación y Mantenimiento; distribuidos entre la cantidad de energía transportada en ese sistema.

Como se explicó inicialmente, este costo está representado por la letra D que se encuentra en la discriminación del Costo Unitario de Prestación del Servicio que podrá encontrar detallado en la factura del servicio.

En nuestra página web www.creg.gov.co podrá encontrar el texto completo de la normatividad mencionada.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud.

Cordialmente,

JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. modificada por las resoluciones CREG 068 y 070 de 2008, 189 de 2009, 116 de 2010 y 149 de 2010.