CONCEPTO 2921 DE 2025

(marzo 21)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Asunto: Notificación proposición de Comisión No. 36/25

Radicado CREG: E2025003876

Respetado señor:

Hemos recibido por su parte la notificación de la proposición de Comisión No. 36/25, en la cual presenta un cuestionario a responder por parte de la CREG.

Previo a dar respuesta a su solicitud, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignó la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Por tal razón, es importante precisar que, en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a las autoridades competentes mediante los procedimientos de rigor y, en tal virtud, tanto las preguntas como las respuestas deben darse o entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares.

De otra parte, la función de control del cumplimiento de las Resoluciones expedidas por parte de la CREG, las leyes y demás actos administrativos a que están sujetos los prestadores de servicios públicos domiciliarios, le competen por ley a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio en temas de derecho de la competencia.

A continuación, damos respuesta en el marco de las funciones y competencias de esta Comisión.

1. Sírvase explicar porque, si el artículo 126 de la Ley 146 de 1.994 establece que "las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años", a la fecha jamás se ha modificado la fórmula con la que se fijaron los 2 pisos térmicos previstos en la Resolución 355/04, en la cual se fija el consumo mínimo de subsistencia.

La Resolución 355 de 2004, "Por la cual se modifica el consumo de subsistencia del servicio de energía eléctrica", fue expedida por la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, por lo cual damos traslado de la pregunta a esta entidad.

Al respecto, tal como se indicó al inicio de la comunicación, la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, es responsable de la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. En este sentido, la regulación de la CREG está orientada a la definición y actualización de fórmulas tarifarias para los servicios que regula.

De esta manera, entendemos que la Resolución UPME 355 de 2004 que trata sobre el consumo básico de subsistencia que se utiliza para la asignación de subsidios no es una fórmula tarifaria ni hace parte de las competencias asignadas a esta Comisión.

2. Sírvase explicar de manera clara y concreta la fórmula o proceso de fijación de la tarifa de energía aplicable en el consumo de energía de los hogares colombianos.

3. Sírvase a explicar de manera clara y concreta la fórmula o proceso de fijación de la tarifa de energía aplicable en el consumo de energía para la actividad industrial y comercial (en todos sus niveles).

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:

Tarifa estratos 1, 2 = CU - Subsidio Ley 1955 de 2019

Tarifa estratos 3 = CU - Subsidio Ley 142 de 1994

Tarifa estrato 4, oficial e industrial = CU

Tarifa estratos 5, 6, y comercial = CU + Contribución

En el Sistema Interconectado Nacional, 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, y la metodología de cálculo se encuentra definida en la Resolución CREG 119 de 2007⁽¹⁾

El CU consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación:

CUv_{n,m,i, j}=G_{m,i, j}+T _m+ D_n,m+C_{vm,i, j}+ PR_{n,m,i, j}+ R_m,i

CUf _{m, j}=Cf _{m, j} = 0 (actualmente no se cobra costo fijo)

Cada uno de los componentes varía en diferentes períodos de tiempo, de la siguiente manera:

Componente	Definición delComponente	Explicación	Factores devariación
Gm,i,j	Costo de compra de energía ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del Comercializador Minorista.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien sea en el mercado diario "spot", denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo que suscriben con generadores o con otros comercializadores. Varía entre empresas según la gestión comercial de cada uno de	Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores, usualmente se indexan utilizando el Índice de Precios al Productor (IPP).
Componente	Definición delComponente	Explicación	Factores devariación
		los comercializadores que atienden a los usuarios finales.(Resolución CREG 119 de 2007)	El precio de bolsa varía hora a hora en cada día, de acuerdo con las condiciones del mercado de generación.
Tm	Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN, ($/kWh) para el mes m determinado	Es el valor en $/kWh, igual para todos los comercializadores, con el cual se paga el transporte de energía, desde las plantas de generación hasta las Redes de Transmisión Regional, STR.(Resolución CREG 011 de 2009)	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente por las variaciones en la demanda nacional.
Dn,m	Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m.Los niveles de tensión son 1, 2, 3, y 4. En general los usuarios residenciales están conectados al nivel 1.	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el STN hasta el usuario final, a través de los STR y de Distribución Local, SDL. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa distribuidora. Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el MME ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD.Los mercados de Guaviare y Dispac no están dentro de ninguna ADD.Las ADD actualmente determinadas por el MME son: Oriente: CODENSA, EBSA, HUILA, ENELAR, TOLIMAO ccidente: EMCALI, EPSA, EMCARTAGO, EMEE, CETSA, CEO,	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente, y una parte de dicho cargo depende de la demanda. Varia anualmente con la aplicación de la nueva metodología
Componente	Definición delComponente	Explicación	Factores devariación
		CEDENAR Sur: CAQUETÁ, EMSA, ENERGUAVIARE, ENERCA, Putumayo,Bajo Putumayo,Emevasi, Centro: ESSA, CENS, EPM,EDEQ EEP, CHEC,Ruitoque (Resolución CREG 015 de 2018) (Resolución CREG 058 de 2008)
Cvm,i,j	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/kWh).	Remunera los costos variables asociados con la comercialización de la energía, tales como el margen de la actividad, riesgo de cartera, pagos al Administrador del Mercado y al Centro Nacional de Despacho, así como las contribuciones a la CREG y a la SSPD, y los costos de atención comercial del usuario. (Resolución CREG 180 de 2014) (Resolución CREG 191 de 2014)	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Varía mensualmente.
Rm,i	Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.	Corresponde a los costos de la generación de seguridad fuera de mérito que debió utilizarse para que el STN opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red. (Resolución CREG 119 de 2007)	Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión y de las condiciones operativas del Sistema, así como del despacho de generación. Varía mensualmente.
PRn,m,i,j	Costo de compra, transporte y	Corresponde al costo reconocido de pérdidas de energía, que por razones técnicas o no técnicas, se	Varía por empresa de acuerdo con el costo aprobado.
Componente	Definición delComponente	Explicación	Factores devariación
reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista		causan, tanto en el STN como en los STR y SDL. Incluye los costos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización.(Resolución CREG 119 de 2007) (Resolución CREG 015 de 2018)

4. El artículo 20 de la resolución 40225 del 2 de julio de 2.024 sostiene que, "en un plazo no mayor a 30 días calendario, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la CREG deberá expedir los ajustes regulatorios que considere necesarios, para el cálculo y reducción del Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU), y la reducción de las tarifas, para los usuarios de estrato 1, 2 y 3". Por ello, se solicitan dichos ajustes regulatorios, dado que ya pasaron los 30 días estipulados en la Resolución para tal efecto.

Al respecto, nos permitimos informar que esta Comisión en cumplimiento de lo establecido en la Resolución MME 40225 de 2024, el día 29 de agosto de 2024 publicó para comentarios el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024, por la cual se adoptan ajustes regulatorios para la reducción de tarifas de energía eléctrica para los usuarios de estrato 1, 2 y 3 del Sistema Interconectado Nacional, cuyo periodo de comentarios terminó el día 6 de septiembre de 2024.

Adicionalmente, respecto a la reducción tarifaria planteada en la Resolución MME 40225 de 2024, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, sometió a consulta el proyecto de decreto "Por el cual se modifican los artículos 2.6.7.12.2., 2.6.7.12.3. y 2.6.7.12.4. y se adicionan los artículos 2.6.7.12.7., 2.6.7.12.8. y 2.6.7.12.9. al Capítulo 12 del Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público, que regulan la línea de crédito directo con tasa compensada de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. -Findeter, destinada a irrigar recursos de capital de trabajo y/o liquidez a las empresas distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica de naturaleza oficial, mixta y/o privada, que hayan aplicado a la opción tarifaria regulatoria establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG", el cual dentro de su artículo 5 expone:

"Artículo 5. Adición del artículo 2.6.7.12.8. al Capítulo 12 del Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público. Adiciónese el artículo 2.6.7.12.8. al Capítulo 12 del Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público así:

'Artículo 2.6.7.12.8. Distribución preferente de los recursos. Los recursos provistos por la línea de crédito con tasa compensada de la que trata el presente Capítulo estarán destinados de manera preferente a cubrir los saldos acumulados por la aplicación de la opción tarifaria a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3. Cubierta la totalidad de los saldos por concepto de opción tarifaria de estos estratos, se continuará con los usuarios residenciales de los estratos faltantes y los demás tipos de usuarios.

PARÁGRAFO. Las empresas de distribución y comercialización de energía que accedan a la línea de crédito directo con tasa compensada de que trata el presente PC FT 010_V8 Capítulo deberán ajustar el Cobro de la Opción Tarifaria -COT al plan de amortizaciones del crédito concedido por la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - FINDETER, aplicando solo el cobro correspondiente a intereses y diferido al plazo del crédito, considerando el destino preferente señalado en el presente artículo'".

A la fecha el Ministerio de Hacienda y Crédito Público no ha expedido la versión definitiva del proyecto de decreto citado. Adicionalmente, no se ha comunicado a la Comisión la habilitación legal de mecanismos financieros adicionales, como vehículo para financiar la recuperación de los saldos acumulados de opción tarifaria y la posterior titularización de esta deuda, que permitan la reducción tarifaria.

Tal como se expresó en el documento soporte del proyecto regulatorio D-901- 119-24, para atender las políticas y directrices dadas por el Gobierno Nacional a través de sus actos administrativos, con el fin de que se vean reflejadas en las tarifas del servicio público domiciliario la reducción de tarifas de energía eléctrica para los usuarios de estrato 1, 2 y 3 del SIN, se requiere contar con la debida habilitación legal, debido a que se pueden generar riesgos jurídicos altos relacionados con una posible afectación al criterio de neutralidad y a la reserva legal a la que se sujeta el régimen tarifario y los elementos que de este hacen parte de acuerdo con el artículo 86 de la Ley 142 de 1994. Por este motivo la Comisión se encuentra realizando los análisis de los comentarios realizados por los interesados y a la espera de los mecanismos definidos por el Gobierno Nacional para integrarlos en el proyecto regulatorio y proceder a emitir la resolución definitiva.

Sin perjuicio de lo anterior, a continuación se describen los ajustes propuestos en el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024 para dar cumplimiento a lo establecido en la resolución MME 40225 de 2024 que se encuentran en los artículos 2 y 3. El primero de ellos, propuesto en el artículo 2 del proyecto regulatorio, busca habilitar la reducción de las tarifas para los usuarios 1, 2 y 3; por concepto de la reducción del costo de la opción tarifaria en las fórmulas aplicadas por los prestadores del servicio una vez realizados los descuentos por concepto del subsidio a la demanda del Fondo De Solidaridad Para

Subsidios y Redistribución de Ingreso - FSSRI. La propuesta se trascribe a continuación:

Artículo 2. Reducciones tarifarias para usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3. Una vez se encuentren vigentes las disposiciones en materia de distribución preferente de los recursos y en atención a lo establecido en el numeral 1 de la Resolución MME 40225 de 2024, las tarifas de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, se deberán calcular con base en las siguientes expresiones, para el consumo de subsistencia o para consumos superiores de la siguiente forma:

a) en el consumo de subsistencia:

TarifaRT_mc,e^(0-CS)=TarifaCS-RTa_m

Donde:

TarifaCS: Corresponde a la variable Tarifamc,e^(0-CS) resultante de la aplicación de la Resolución CREG 003 de 2021 para las tarifas de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 o la variable Tarifami^(CN-CS) de que trata el anexo 3 de la Resolución CREG 079 de 1997 para las tarifas de los usuarios residenciales de estrato 3.

RTam: Reducción tarifaria por el costo de opción tarifaria para los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 en el mes m; calculado según la siguiente expresión:

R Ta_m=Fracción_SA * cot _n,_m,_j *%COF *( 1–%S)

Con:

Fracción_SA: Porción del saldo acumulado, variable SA_n,m,i,j establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 012 de 2020 de cada mercado de comercialización j en el mes m en el cual se acogió al mutuo acuerdo y se finalizó la opción tarifaria, que corresponde a los usuarios de estratos 1, 2 y 3.

COTn,j,m: Costo asociado con la recuperación del saldo de la opción tarifaria del nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j y en el mes m. expresado en $/kWh. Calculado de acuerdo con lo definido en el Anexo 3 en la fecha de inicio del mutuo acuerdo de que trata la Resolución CREG 101 028 de 2023.

%COF: Porción del saldo de opción tarifaria de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, a la fecha de expedición de la presente resolución cubierto por el crédito cubierto por recursos provenientes de líneas de crédito con tasa compensada por parte de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter o créditos desembolsados con recursos públicos con posterioridad a 31 de julio de 2024 y/o la titularización de la deuda por parte del Gobierno Nacional.

%Smc,e: Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc, según lo establecido en la Resolución CREG 003 de 2021.

b) consumos superiores al de subsistencia.

TarifaRT_m^(consumo>CS)=TarifaCSS-RTb_m

Sujeto a:

RTbm< (1-%S )*( CUVn,_m,i,j*CS)-RTam

Donde:

TarifaCSS: Corresponde a la variable Tarifami^(>CS) de que trata el anexo 3 de la Resolución CREG 079 de 1997 para las tarifas de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3.

RTbm: Reducción tarifaria por el costo de opción tarifaria para los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 en el mes m; calculado según la siguiente expresión:

R Tb_m=Fracción _SA * cot _n,_mj*%COF

Fracción_SA: Porción del saldo acumulado, variable SAn,m,i,j establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 012 de 2020 de cada mercado de comercialización j en el mes m en el cual se acogió al mutuo acuerdo y se finalizó la opción tarifaria, que corresponde a los usuarios de estratos 1, 2 y 3.

COTn,j,m: Costo asociado con la recuperación del saldo de la opción tarifaria del nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j y en el mes m. expresado en $/kWh. Calculado de acuerdo con lo definido en el Anexo 3 en la fecha de inicio del mutuo acuerdo de que trata la Resolución CREG 101 028 de 2023.

%COF: Porción del saldo de opción tarifaria de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, a la fecha de expedición de la presente resolución cubierto por el crédito cubierto por recursos provenientes de líneas de crédito con tasa compensada por parte de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter o créditos desembolsados con recursos públicos con posterioridad a 31 de julio de 2024 y/o la titularización de la deuda por parte del Gobierno Nacional.

CUvn,m,i,j: Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, de que trata la Resolución CREG 119 de 2007.

CS: Consumo de subsistencia de que trata la Resolución UPME 355 de 2004.

RTam: Reducción tarifaria por el costo de opción tarifaria para los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 en el mes m; calculado según la siguiente expresión"

Adicionalmente, en el artículo 3 del proyecto regulatorio se propone modificación de la forma de cálculo del costo de la opción tarifaria en los mercados de comercialización en los cuales el prestador del servicio se haya acogido a las medidas contempladas en la Resolución CREG 101 028 de 2023, con el objetivo de que los prestadores del servicio que accedan a los créditos dispuestos por el Gobierno Nacional para cubrir los créditos de la opción tarifaria puedan trasladar a los usuarios los beneficios de dichos créditos, en plazos y tasas de interés a los usuarios.

Para realizar el traslado de los beneficios, se plantea la modificación de los numerales 2.1 y 4 del anexo 3 de la resolución CREG 119 de 2007. Como se trascribe a continuación:

"Articulo 3. Beneficios de plazos y tasas de créditos para el cálculo del COT. Los usuarios de un mercado de comercialización que sean sujetos del pago de la variable COTn,j,m de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007 deberán percibir los beneficios de las tasas y periodos de pago de los créditos otorgados con recursos públicos, para lo cual se modifican los numerales 2.1 y 4 del Anexo 3 de La Resolución CREG 119 de 2007 los cuales quedarán así:

a) numeral 2.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007

"2.1 Cálculo del valor mensual con SBCn,¡j,o  0,03 * CUVn,_m-i,¡,j

El valor mensual para la recuperación del saldo de la opción tarifaria se calcula de la siguiente manera:

Donde:

SAOTn,m,i,j: Valor mensual para la recuperación del saldo de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j en el nivel de tensión n.

SAn,m,i,j: Saldo acumulado pendiente por recuperar de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j del nivel de tensión n en el mes m.

Este saldo debe ser calculado mensualmente disminuyendo la parte respectiva del capital pagado durante periodos anteriores y, en caso de recibir créditos con recursos públicos que consideren periodos de gracia para el pago de capital, recibidos por el prestador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, disminuyendo la parte asociada con dicho préstamo durante el periodo en cuestión. Para este cálculo el prestador podrá considerar las características de los créditos con recursos públicos recibidos con anterioridad al 31 de julio de 2024.

SARPn,m,i,j: Monto de crédito con recursos públicos recibido por el prestador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, que considera un periodo de gracia para el pago de capital otorgado al comercializador i del mercado de comercialización j del nivel de tensión n en el mes m, siempre y cuando que este valor haya sido descontado de la variable SAn,m,i,j durante el período de gracia. Esta variable se debe calcular únicamente durante el periodo de gracia y el prestador podrá considerar las características de los créditos con recursos públicos recibidos con anterioridad al 31 de julio de 2024.

rOTm,i,j: Tasa mensual para calcular el valor para la recuperación del saldo de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j establecido en el numeral.

man,i,j: Meses de recuperación del saldo acumulado de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j, en el nivel de tensión n. El cálculo de esta variable deberá tener en cuenta las siguientes condiciones:

i. El límite máximo es de ciento veinte (120) meses.

ii. El límite mínimo se calcula considerando el plazo de los créditos otorgados con recursos públicos para financiar la recuperación del saldo de opción tarifaria y recibidos por el prestador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, ponderando la cantidad de meses según el monto del crédito respecto del saldo acumulado. Para este cálculo el prestador podrá considerar las características de los créditos con recursos públicos recibidos con anterioridad al 31 de julio de 2024.

p: Número de meses transcurridos entre el inicio del cobro de la variable COTn,i,j,0 y el mes de cálculo de la variable SAOTn,m,i,j

pgn,i,j: Meses del periodo de gracia de los créditos otorgados con recursos públicos para financiar la recuperación del saldo de opción tarifaria.

El valor de la variable SAOT_n,m,i,j inicial se calculará y aplicará una vez que el comercializador se acoja al mutuo acuerdo planteado.

Esta variable se aplicará durante los meses de recuperación del cargo asociado con el saldo de la opción tarifaria.

Una vez transcurridos los meses de recuperación del cargo asociado con el saldo de la opción tarifaria esta variable será igual a cero (0).

Además de los cambios del valor mensual para la recuperación del saldo de la opción tarifaria producidos por los cambios en las tasas de interés y de los producidos por la finalización de los periodos de gracia de los créditos desembolsados con recursos públicos, esta variable se podrá ajustar disminuyendo la variable man,i,j sujeto a que la variable COTn,i,j,m no sea superior al promedio del comportamiento de los últimos tres meses de esta última variable.

Con la aceptación del mutuo acuerdo por parte de un comercializador, este agente deberá informar a la SSPD y a la CREG, en el término señalado en el Artículo 3 de la presente resolución, los valores iniciales de todas las variables de que trata este numeral.

b) numeral 4 del Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007

"4. Tasa para recuperación del saldo de la opción tarifaria

Tasa mensual para calcular el valor para la recuperación del saldo de la opción tarifaria

La tasa para determinar el cargo asociado con el saldo de la opción tarifaria se calcula de la siguiente manera:

rOTm,i,: Tasa mensual ponderada por el saldo pendiente de los créditos obtenidos por el comercializador i del mercado de comercialización j, El promedio ponderado obtenido no puede ser superior a la resultante de la variable rEMm definida más adelante.

La tasa de interés ponderada de los créditos para financiar los saldos de la opción tarifaria debe ser menor o igual al cálculo del promedio de las tasas de interés preferencial o corporativo, de los créditos comerciales vigentes de las últimas veintiséis (26) semanas previas al del cálculo de la tarifa a aplicar. En el caso de que el prestador haya recibido créditos provenientes de recursos públicos con posterioridad a 31 de julio de 2024, el cálculo de la tasa debe incorporar las mismas tasas aplicables al crédito recibido.

La fuente de información para las tasas de interés preferencial o corporativo será la publicada por el Banco de la República.

La tasa efectiva anual publicada en la columna "Total establecimientos" deberá calcularse de manera mensual, para su aplicación, utilizando la siguiente expresión.

Con:

 Tasa mensual a aplicar en el mes m.

 Tasa efectiva anual para calcular la tasa mensual a aplicar en el mes m."

5. Sírvase evidenciar cómo se está aplicando la reducción tarifaría a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 en los departamentos de Bolívar, Cesar, Santander, Atlántico, Córdoba y Magdalena.

En complemento de la respuesta anterior, nos permitimos aclarar que las medidas contempladas en el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024 regirán a partir de la entrada en vigencia de la resolución definitiva.

6. Sírvase explicar los mecanismos aplicados para la recuperación de deuda de opción tarifaria, incluyendo cualquier medida tomada para asegurar la recuperación adecuada.

Con el objetivo de otorgar alternativas a los usuarios y las empresas prestadoras del servicio frente al cobro de las tarifas por los incrementos en el costo unitario de prestación del servicio, la Comisión ha expedido una serie de normas, como es el caso de las resoluciones CREG 168 de 2008 y 012 de 2020. Lo anterior, teniendo como propósito evitar el incremento abrupto de las tarifas y reducir el impacto para los usuarios.

En ese contexto, en los casos en que se presenten variaciones importantes en los costos de prestación del servicio, acorde con lo establecido en la Resolución CREG 012 de 2020, el comercializador puede optar por una aplicación gradual de las variaciones en las tarifas a los usuarios. La aplicación de dicha opción tarifaria es potestativa de los prestadores del servicio, previo el cumplimiento de algunos requisitos establecidos en la reglamentación mencionada.

En el marco de la emergencia sanitaria por el COVID-19 y en respuesta a las decisiones adoptadas en el Decreto Legislativo 517 de 2020, se establecieron algunas medidas transitorias en la resolución CREG 058 de 2020, como la obligatoriedad para todos los comercializadores de aplicar la opción tarifaria a los usuarios de su mercado, esto se tradujo en la congelación de las tarifas a los usuarios y acumulación de saldos a favor del comercializador. De esta manera, por un periodo de tiempo los comercializadores trasladaron a los usuarios un costo unitario de prestación del servicio menor al calculado con la Resolución CREG 119 de 2007, generando un saldo a favor del comercializador.

Esta situación, sumada a los incrementos tarifarios por la aplicación de las metodologías tarifarias, el régimen especial de la región Caribe y el comportamiento de los indexadores económicos, puso en riesgo la continuidad en la prestación del servicio desde el punto de vista económico, en relación con la capacidad financiera de los agentes comercializadores frente a la forma en que se venía asumiendo el saldo, así como, los impactos en las tarifas para los usuarios y su capacidad para asumir los incrementos asociados a la recuperación del saldo de la opción tarifaria.

Frente a esta situación, con el objetivo de mitigar el riesgo en la prestación del servicio de energía eléctrica por insuficiencia financiera de todas las actividades y el impacto a los usuarios por incrementos en las tarifas, la Comisión expidió la resolución CREG 101 028 de 2023, mediante la cual se realizó una modificación de la fórmula tarifaria para incluir estos saldos pendientes en el componente de comercialización para las empresas que decidieran acogerse, permitiendo el pago de los saldos acumulados en un plazo de hasta por 120 meses.

7. Favor brindar información sobre la aplicación de los nuevos créditos desembolsados para usuarios de estratos 4, 5 y 6, y cómo estos créditos han contribuido a la reducción de tarifas.

Se aclara que esta Comisión no tiene dentro de sus funciones asignadas la competencia para pronunciarse respecto a los créditos desembolsados para cubrir los saldos de la opción tarifaria, por este motivo damos traslado de su consulta a FINDETER y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, para que se pronuncien conforme a sus competencias.

8. Sírvase detallar los términos en los que se han renegociado los contratos bilaterales de energía para lograr beneficios para los usuarios finales y, sírvase proporcionar un resumen de los resultados de estas renegociaciones.

Mediante Resolución CREG 101 029 de 2022, esta Comisión exhortó a comercializadores y vendedores de energía del mercado mayorista, a "definir en los contratos vigentes el ajuste de los precios e indexadores de los mismos", para su aplicación a partir del mes de octubre de 2022. En respuesta a dicha disposición regulatoria, el 68% de los contratos reportados fueron modificados, de los cuales más de la mitad (53%) correspondieron a contratos con destino a la atención de usuarios regulados.

La información detallada fue publicada por parte de esta Comisión mediante las circulares CREG 096 y 097 de 2022, las cuales se anexan a la presente comunicación. Estas circulares, así como los demás documentos expedidos por la Comisión (resoluciones, proyectos, conceptos, entre otros) pueden ser consultados también en el Gestor Normativo Alejandría, disponible en la página web www.creg.gov.co o directamente a través del siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/

De otra parte, por considerarlo relacionado con el asunto consultado, esta Comisión se permite informar que las resoluciones CREG 101 036 y 101 057 de 2024 permitieron la suscripción de contratos de largo plazo por parte de comercializadores y generadores, con condiciones que facilitaron la cobertura de la demanda regulada frente a la volatilidad de los precios de bolsa (exacerbada durante los periodos de bajas precipitaciones como las observadas durante buena parte del año 2024).

De acuerdo con la información reportada por XM a esta Comisión, las cantidades de los contratos presentados resultantes de estas medidas representaron cerca del 5% de la demanda comercial regulada y una reducción potencial cercana al 20% de las compras en bolsa, tomando como referencia el mes de enero de 2024.

9. Favor explicar las metas de reducción voluntaria de precios establecidas para los contratos bilaterales

Frente a las metas de referencia de reducción voluntaria a las que hace referencia el artículo 3o de la Resolución MME 40225 de 2024, en el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024 se consideraron dentro de las alternativas las gestiones que ya han desarrollado los comercializadores frente a la renegociación de contratos, entendiendo que el resultado de reducción depende de la negociación y aceptación entre las partes de cada contrato. Por esto, se toman como referencia las reducciones alcanzadas por los comercializadores en la aplicación de la Resolución CREG 101 029 de 2022.

10. Sírvase proporcionar los informes enviados al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) relacionados con las renegociaciones de contratos bilaterales.

Las renegociaciones de contratos bilaterales son registradas directamente por parte de los agentes ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC). Por tal razón, nos permitimos dar traslado de esta pregunta a XM, en su calidad de ASIC.

11. Por favor detallar los esquemas diferenciales implementados para la reducción de tarifas en áreas especiales, incluyendo criterios y métodos de priorización.

De acuerdo con lo informado en el documento D-901-119-24, en la medida que la renegociación de los contratos tenga como efecto la reducción del costo unitario de prestación del servicio, se entiende que los usuarios a los que se hace referencia, aquellos de los estratos 1, 2, 3, y los de áreas especiales, reciben los beneficios de estas negociaciones, al hacer parte del mercado de comercialización, que es la unidad mínima de aplicación del costo unitario definido conforme a lo establecido en las resoluciones CREG 119 de 2007 y CREG 015 de 2018.

Ahora bien, en términos de reflejar un comportamiento diferencial para un segmento específico de usuarios, en el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024 se plantea la forma de desarrollar lo dispuesto en términos de la priorización de contratos a estratos 1, 2 y 3, y áreas especiales. Para ello, se desarrolla la alternativa dispuesta en el artículo 5 del proyecto de resolución, planteando la posibilidad de que los comercializadores soliciten ante la Comisión la escisión del mercado de comercialización, conforme a los segmentos que se busquen atender. En esta medida, la aplicación del costo unitario se aplicaría para el nuevo mercado de comercialización resultante de la escisión solicitada por el comercializador. Lo anterior, en aplicación de lo establecido en el Artículo 10 de la Resolución CREG 180 de 2014, el literal a) del artículo 8o de la Resolución CREG 015 de 2018 y lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 para nuevos mercados de comercialización.

Finalmente, se aclara que la escisión de los mercados de comercialización no requiere de la entrada en vigencia de la resolución definitiva del proyecto CREG 701 063 de 2024, asimismo, a la fecha la Comisión no ha recibido solicitudes de escisión de mercados de comercialización con este objetivo.

12. Sírvase detallar los mecanismos adicionales de financiación temporal establecidos para aliviar la situación financiera de las empresas distribuidoras y/o comercializadoras con saldos acumulados de opción tarifaria.

Inicialmente se expidió la Resolución CREG 101 029 de 2022 en la que se propuso un mecanismo de financiación para agentes comercializadores con ocasión de los saldos acumulados por la opción tarifaria. En este mecanismo se permitió diferir hasta el 20% de las obligaciones con los generadores y con transportadores/distribuidores por tramos de 4 meses, con un periodo de repago de 18 meses. El primer tramo fue para los meses de septiembre a diciembre de 2022.

Posteriormente se fijaron tramos adicionales mediante las resoluciones CREG 101 005, 101 015 y 101 023 de 2023, y 101 038 y 101 048 de 2024.

En este mecanismo de financiación, participaron 15 comercializadores para un total diferido de cerca de 1.6 billones de pesos. En este sentido, a la fecha, se han cumplido los periodos de repago de los primeros tres tramos. Mediante el proyecto de resolución CREG 701 078 de 2024 se planteó la posibilidad de un nuevo tramo que cubriría los meses desde diciembre de 2024 hasta marzo de 2025, que luego de la etapa de consulta no se adoptó de manera definitiva.

Por otro lado, la Comisión planteó una alternativa permanente para mejorar el flujo de caja de las empresas comercializadoras mediante ajustes en relación con las garantías y pagos anticipados de los agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista, buscando disminuir los tiempos en que los agentes vuelven a tener los recursos disponibles, mejorando así su flujo de caja. Este proyecto se expidió mediante la Resolución CREG 701 079 de 2025, que estuvo en consulta hasta el pasado 14 de marzo de 2025 y actualmente se encuentra en etapa de análisis y consolidación de comentarios para la preparación de la propuesta definitiva.

13. Favor informar cuales son las empresas distribuidoras y/o comercializadoras que poseen saldos acumulados de opción tarifaria.

De acuerdo con la información reportada por el Comité Asesor de la Comercialización, CAC, en cumplimiento de la Resolución CREG 101 028 de 2023 a diciembre de 2024 los saldos de la opción tarifaria ascendían a 3,3 billones de pesos, distribuidos en 20 comercializadores, de la siguiente manera:

Comercializador	Saldo diciembre 2024
CARIBEMAR DE LA COSTA	1.438.320.902.131
AIR-E	295.253.000.000
ELECTRIFICADORA DEL CAQUETÁ	29.145.054.135
CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO	74.849.099.316
CELSIA COLOMBIA	349.458.761.070
CENTRALES ELÉCTRICAS DE NORTE DE SANTANDER	114.758.001.903
COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE TULUA	5.339.016.242
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS	85.238.246.477
EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ	54.235.128.806
EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDÍO	41.844.537.598
EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGIA ELÉCTRICA	188.077.404
ELECTRIFICADORA DEL META	68.164.474.349
ENEL COLOMBIA	63.401.342.395
EMPRESA DE ENERGÍA DEL CASANARE	42.052.836.088
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN	520.345.098.893
ELECTRIFICADORA DE SANTANDER	67.171.916.817
EMPRESA DE ENERGÍA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE	13.794.629.394
ELECTRIFICADORA DEL HUILA	27.773.951.965
QI	475.101.918
VATIA	15.522.611.692
Total general	3.307.331.788.596

14. Favor describir el proceso y los criterios utilizados para habilitar a las empresas distribuidoras y/o comercializadoras a aplicar la reducción tarifaria.

Al respecto nos permitimos aclarar que la aplicación de las reducciones tarifarias contempladas en la resolución CREG 701 063 de 2024 no incluye procesos o criterios adicionales distintos a la aplicación de la regulación una vez esta entre en vigencia.

15. Sírvase proveer informes sobre el cumplimiento de los ajustes regulatorios establecidos para la reducción de tarifas, incluyendo cualquier desviación y medidas correctivas tomadas.

16. Sírvase exponer las garantías que existen para asegurar la transparencia en la aplicación de los beneficios de reducción tarifaria.

17. Favor exponer las garantías que existen para asegurar que las medidas y las estrategias contempladas para reducir las tarifas a los usuarios regulados del servicio de energía eléctrica actúen en beneficio de los usuarios– quienes están ahogados por las altas tarifas en la energía– y no de las empresas distribuidoras y/o comercializadoras.

Entendemos que las preguntas hacen referencia a aspectos de vigilancia y control del cumplimiento de la regulación, por lo que damos traslado de las preguntas a la SSPD para su atención.

18. Favor detallar cómo se han aplicado los beneficios de los créditos a los usuarios no residenciales y el impacto en sus tarifas.

En primer lugar, es necesario aclarar que los beneficios de los créditos desembolsados con destino a cubrir los saldos de la opción tarifaria aplican para todos los usuarios, tanto residenciales como no residenciales. Al respecto el numeral 4 del anexo 3 de la resolución CREG 119 de 2007, el cual fue adicionado por la Resolución CREG 101 028 de 2023, contempla que la  tasa de interés aplicada a los saldos de la opción tarifaria es el resultado de la ponderación por el saldo pendiente de los créditos obtenidos por el comercializador, permitiendo que el usuario perciba los beneficios en la tasa de interés otorgados en los créditos.

19. Sírvase exponer y explicar cualquier prórroga o suspensión de las medidas establecidas en la resolución 40225/24, y las razones detrás de estas decisiones.

Teniendo en cuenta que la Resolución 40225/24 fue expedida por el Ministerio de Minas y Energía, damos traslado de su pregunta a esta entidad para su atención.

20. Proporcione información sobre las medidas adoptadas por la CREG para lograr una formación más eficiente en los precios de energía.

La Comisión se encuentra analizando todos los componentes de la fórmula de costo unitario de prestación del servicio de energía, para determinar la modificación de todos los demás aspectos regulatorios que incidan directamente en la formación de la tarifa al usuario final. Los cuales se resumen a continuación:

Componente de Generación.

- Mediante la Resolución CREG 101 036 de 2024 se propuso una flexibilización de la regla para contratos de largo plazo con destino a la demanda regulada donde se busca aumentar la contratación de energía para reducir las compras en la bolsa de energía que realizan los comercializadores.

- Mediante la Resolución CREG 101 051 de 2024 se ajustó la remuneración de los costos de arranque y parada de las plantas térmicas.

- Se expidió la Resolución CREG 101 053 de 2024 para facilitar la entrega de excedentes de energía por parte de los autogeneradores y aquellos otros generadores con disponibilidad de energía, con el objetivo de aumentar la oferta de energía en el mercado.

- Se amplió la vigencia del programa transitorio para la participación de la demanda en la bolsa de energía mediante la Resolución CREG 101 065 de 2024.

- Mediante la Resolución CREG 101 067 de 2024 se dictaron disposiciones para las compras de energía eléctrica al mercado regulado por parte de los prestadores del servicio sobre los cuales se ha ordenado toma de posesión por parte de la SSPD.

- Mediante Resolución CREG 701 049 de 2024 se publicó una propuesta para el control de precio de bolsa y mediante las Resoluciones CREG 101 066 de 2024 y 101 069 de 2025 se definieron nuevos precios de escasez del Cargo por Confiabilidad.

- De conformidad con la Resolución 101-034A de 2022 se llevó a cabo la subasta de asignación de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad para el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028.

- Adicionalmente, se publicó la Resolución CREG 101 062 de 2024 por la cual se convocan subastas de reconfiguración de compra de Obligaciones de Energía Firme para los períodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028 y se modifican otras disposiciones.

- Finalmente, mediante la Resolución CREG 701 085 de 2025 se publicó el proyecto de resolución mediante el cual se fija la oportunidad para llevar a cabo la subasta de asignación de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad para el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2029 y el 30 de noviembre de 2030.

Componente de Transmisión

- Se expedirá una nueva metodología para el siguiente periodo tarifario, cuya última consulta se publicó mediante el proyecto de Resolución CREG 177 de 2016.

- Actualmente se está impulsado nuevamente la propuesta y se está desarrollando un estudio para la incorporación de nuevas tecnologías en las unidades constructivas utilizadas para la remuneración de activos a los transmisores. Esta nueva metodología tendrá en cuenta más información por parte de las empresas y mejores criterios de eficiencia.

Componente de Distribución

- Se expedirá una nueva metodología para el siguiente periodo tarifario. Para la nueva metodología se espera incorporar mayores criterios de eficiencia en los componentes de inversiones, reconocimiento de pérdidas, gastos de administración, operación y mantenimiento y esquema de calidad del servicio.

- Mediante la Resolución CREG 101 050 de 2024 se permitió la flexibilización de inversiones de los operadores de red que hayan cumplido las metas de calidad del servicio, con el propósito de reducir los incrementos tarifarios a los usuarios, en cumplimiento a lo establecido en el artículo 236 de la ley 2294 de 2023.

- XM en calidad de Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, se encuentra en procesos de contratación de las verificaciones de la ejecución de inversiones de los operadores de red, OR, en cumplimiento de la Resolución CREG 101 022 de 2022 modificada por la Resolución CREG 101 039 de 2024, de las que pueden resultar ajustes en la remuneración de los OR y por tanto en las tarifas pagadas por los usuarios, de encontrarse que las inversiones ejecutadas sean menores a lo reportado por las empresas.

Componente de Comercialización

Mediante la Resolución CREG 701 038 de 2024, se publicó a consulta la propuesta para la nueva metodología de remuneración de la actividad de comercialización y la Comisión se encuentra trabajando en la propuesta definitiva, en la cual se busca capturar las eficiencias obtenidas por las empresas durante el último periodo tarifario y actualizar los costos para que reflejen la realidad actual del mercado.

Componente de Pérdidas

La Comisión se encuentra analizando el reconocimiento tanto de pérdidas técnicas como no técnicas de acuerdo con criterios de eficiencia, incentivos a la optimización de las inversiones y gestión realizada por las empresas en la disminución de los niveles de pérdidas reales actuales.

Otras medidas para la reducción de tarifas del servicio de energía eléctrica

- Mediante el proyecto de Resolución CREG 701 055 de 2024 se propuso el ajuste de los factores de indexación utilizados para el cálculo de tarifas en los componentes de transmisión, distribución, comercialización y que podrán ser acogidos también para actualizar los valores de los contratos de compra de energía.

- Con el proyecto de Resolución CREG 701 063 de 2024 se propuso un ajuste en las fórmulas tarifarias para permitir que el Costo de Opción Tarifaria pueda ser descontado a los usuarios de estratos 1, 2 y 3. Asimismo, mediante este proyecto se propuso habilitar la renegociación de contratos de suministro de energía de largo plazo con destino a la demanda regulada.

- Recientemente, mediante la Resolución CREG 101 035 de 2024 se incrementó la tolerancia en el transporte de energía reactiva capacitiva que puede darse sin incurrir en cobros.

- Mediante el proyecto de Resolución CREG 701 051 de 2024 se presentó una propuesta de armonización regulatoria de las comunidades energéticas, que se pueden constituir para realizar las actividades de autogeneración colectiva o generación distribuida colectiva.

21. Sírvase señalar las empresas comercializadoras del Grupo EPM que han suscrito el acuerdo de reducción de las facturas de energía.

Al respecto nos permitimos aclarar que la Comisión no tiene conocimiento de acuerdos suscritos por los prestadores del servicio para la reducción de las facturas de energía más allá de los establecidos en aplicación de la regulación.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. La presente comunicación se emite de conformidad con el numeral 73.24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y con el alcance del artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo sustituido por el artículo 1o de la Ley 1755 de 2015.

Cordialmente,

ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA

Director Ejecutivo

NOTAS AL FINAL:

1. La resolución completa puede consultarse en el Gestor Normativo de la Comisión: https://gestomormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion creg 0119 2007.html