CONCEPTO 3839 DE 2008

(Noviembre 24)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Tarifas Servicio Público de Electricidad.

Comunicación PM-0210-08

Radicación CREG E-2008-005628.

Apreciados XXXXX:

En los párrafos siguientes encontrará la respuesta a la comunicación de la referencia mediante la cual solicita se respondan las siguientes inquietudes:

1. “Si le está permitido a la Empresa de Energía de Cundinamarca, incrementar las tarifas del servicio de energía bimensualmente, lo anterior por cuanto en lo que lleva corrido del presente año se han incrementado las tarifas, del valor del kilovatio que consume un ciudadano en la suma de treinta y nueve pesos con ochenta y ocho centavos ($39,88)”.

2. “Igualmente, cuáles son las tarifas para el pago de Energía autorizadas por el Gobierno Nacional para el presente año.”

3. “A partir de cuándo empieza a regir la rebaja de los setenta y cinco ($75) pesos de la tarifa del valor del kilovatio de energía, para los residentes del municipio de Cáqueza y la forma en que esta rebaja será aplicada, es decir si esta será aplicada en forma gradual o en su totalidad.”

Las tarifas que cobran los prestadores del servicio público de electricidad obedecen a la aplicación de las diferentes metodologías tarifarias diseñadas por la CREG para la remuneración de los costos eficientes de las diferentes actividades involucradas en la cadena eléctrica, incluyendo una rentabilidad razonable, tal como lo establecen las Leyes 142 y 143 de 1994.

Por lo anterior, las variaciones en las tarifas (incrementos o decrementos) no son autorizadas por la CREG sino que son producto de las siguientes causales:

a) Por cambio en la metodología tarifaria.

b) Por variaciones en los índices de precios que dan lugar a la actualización tarifaria, (consumidor IPC o productor IPP);

c) Por variación en los cargos aprobados por esta Comisión, por fuera de los índices de actualización definidos en cada fórmula, en función de su metodología de cálculo.

El incremento en el valor del kilovatio en “treinta y nueve pesos con ochenta y ocho centavos ($39,88)” se debe principalmente a la primera de las causales mencionadas. A partir de febrero de 2008 entró en aplicación la Resolución CREG 119 de 2007 que establece la nueva la fórmula tarifaria para la determinación de los costos unitarios de prestación de servicio público de electricidad CU en todo el territorio nacional y la cual incorpora las disposiciones establecidas en los Decretos del Ministerio de Minas y Energía 387 y 4977 de 2007.

En estos Decretos, el Gobierno Nacional estableció las siguientes medidas:

i) Que los costos de comercialización, asociados con las actividades medición, facturación, recaudo, entre otros, se trasladen en la tarifa de electricidad a partir de un cargo fijo (expresados en pesos por factura), dado que estos costos no dependen del volumen de energía, sino del volumen de usuarios que tenga el prestador. Hasta la Resolución CREG 031 de 1997 estos se transferían al usuario de manera variabilizada, esto es los costos fijos eran divididos por demanda kWh de los usuarios atendidos por el comercializador.

ii) Que se reconozca a los Comercializadores Minoristas que atienden el mercado regulado el costo de la energía adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG.

iii) Que la CREG le reconozca al OR el costo eficiente del plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el cual será trasladado a todos los Usuarios Regulados y No Regulados conectados al respectivo Mercado.⁽¹⁾

A continuación procederemos a explicar los principales cambios introducidos en esta norma en relación con la metodología anterior (Resolución CREG 031 de 1997) y en el anexo 1 enviamos un resumen explicativo de la fórmula.

Componente de Generación

El cambio más importante que se dio en el cálculo de este componente fue el traslado de los costos de compras de energía del mes anterior y no el resultante de aplicar un promedio móvil⁽²⁾ de 12 meses como se encontraba establecido en la Resolución CREG 031 de 1997.

Las principales justificaciones para este cambio fueron las siguientes:

- Cumplir con el criterio de suficiencia financiera: las empresas al trasladar el costo de compras del mes anterior, pueden recuperar éste en menor tiempo y cumplir oportunamente con los pagos por las compras de energía.

- o volatilidad en los contratos: dado que se encontró que la demanda estaba mayoritariamente cubierta mediante contratos, con precios promedios que presentan una tendencia estable (para el periodo comprendido entre enero de 2006 abril de 2007, la volatilidad mensual máxima es cercana al 5%), razón por la cual aplicar promedios móviles sobre los precios de los contratos no se consideró necesario.

- Precios de Bolsa: considerando que los precios de Bolsa o mercado diario o spot, reflejan el verdadero costo de la energía hora a hora, los precios de las compras de energía que se realicen en este mercado se reconocen de forma directa y dado que este mercado es volátil, se acompaña de una medida que permite atenuar las variaciones propias del costo real de la energía en la Bolsa.

Esta nueva metodología conduce a variaciones en la tarifa por cuanto la señal de precios que se traslada al usuario es más cercana a la realidad del mercado. Es de indicar, que los precios de generación especialmente los asociados con la Bolsa de energía pueden presentar variaciones significativas mes a mes debido a que dependen de las condiciones hidrológicas (sequía o invierno) y de los precios de los combustibles utilizados en la generación (gas natural o carbón).

De esta manera, en épocas de invierno es de esperar que los precios disminuyan y en épocas de verano aumenten, reflejándose lo anterior en las tarifas.

Este es el caso de lo sucedido en el presente año donde en el primer semestre (verano) se incrementaron los precios y en el segundo, (invierno) los precios que se ven reflejados en el componente G empezaron a disminuir.

Componente de Restricciones

La Resolución CREG 031 de 1997 previó que el costo de restricciones se trasladaba al usuario final con un promedio móvil de 3 meses. La Resolución CREG 119 de 1997 considerando que el efecto de la volatilidad en este componente en el Costo Unitario de prestación del servicio es bajo, eliminó este promedio, lo cual puede generar variaciones mensuales en el CU positivas o negativas.

Componente de Comercialización

Como se indicó anteriormente, la Resolución CREG 031 de 1997 preveía que los costos de comercialización se variabilizan por la demanda (kWh) de los usuarios atendidos por el comercializador. Cuando un cargo es variabilizado y específico para cada comercializador, conduce a que exista descreme de mercados,⁽³⁾ de manera tal que aquel agente que pierde las grandes demandas (usuarios no regulados principalmente) el cargo de comercialización que debe aplicar se aumenta.

Dado tal efecto y con el fin de trasladar a los usuarios regulados los verdaderos costos de comercialización en los cuales incurre el comercializador por la prestación de este servicio, la nueva fórmula tarifaria prevé que aquellos que tuvieran usuarios no regulados en su base de clientes éstas deberán aplicar una transición gradual lineal para que en 6 meses se excluya la demanda de usuarios no regulados del Consumo que se utiliza para variabilizar el cargo fijo. Esto puede conducir a un incremento en el cargo de comercialización para estas empresas.  

a) Por variación en los cargos aprobados por esta Comisión.

El Costo Unitario de Prestación de servicio (CU), que aparece registrado en la factura de electricidad, resulta de sumar los costos que se originan por la prestación del servicio en cada una de las actividades de la cadena. Cada uno de estos costos, se denominan componentes de la fórmula tarifaria y para cada uno de ellos se establece una metodología de cálculo, obteniéndose un valor denominado cargo.

En función de las metodologías aprobadas, algunos cargos pueden variar y este comportamiento ser reflejado en las tarifas. Para cada uno de los componentes se encuentra lo siguiente:

Generación	Puede variar mensualmente. Su comportamiento depende del costo de los combustibles, la hidrología, el comportamiento de la demanda, entre otros. Es de indicar que en el caso de los precios de bolsa el precio varía horariamente.
Transmisión	Varía mensualmente en función de la demanda nacional y la entrada de nuevos activos de transmisión (en caso que existan).
Distribución	Varía anualmente por el nivel de demanda, productividad y por la entrada de nuevos activos de STR (en caso que existan).
Cargo Variable de Comercialización	Varía anualmente por productividad
Restricciones	Puede variar mensualmente por cuanto depende principalmente de los requerimientos para una operación segura del transporte de energía en altos voltajes.
Pérdidas de Energía Reconocidas	Puede variar mensualmente por las vari

b) Por variaciones en los índices de precios.

Con el fin de garantizar en el tiempo, el valor de los costos eficientes en los que incurren las diferentes empresas para prestar el servicio, los diferentes cargos se actualizan bien sea con el IPC o el IPP.

Los componentes que hacen parte de la fórmula tarifaria definida en la Resolución CREG 119 de 2007, se actualizan mensualmente con los siguientes índices de precios:

Generación	IPP o el indicador que se establezcan en los contratos bilaterales de compra de energía
Transmisión	IPP
Distribución	IPP
Costo variable de comercialización	IPC

De otra parte, una vez las empresas hayan aplicado la fórmula tarifaria, 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, la Ley 1117 de 2006 establece que la aplicación de subsidios al Costo Unitario de Prestación del Servicio-CU a partir del mes de enero de 2007 hasta diciembre del año 2010, deberá 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) Los usuarios de estrato 3, el subsidio es del 15% sobre el CU. Lo que implica que el valor de la tarifa es igual al CU del mes correspondiente multiplicado por 0.85.

c) Los usuarios de estrato 4 no pagan subsidio ni contribución, esto es CU = Tarifa.

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 CU*(1,2).

Finalmente, es de indicar que conforme con la Ley 142 de 1994, en estos casos, las tarifas solo se actualizarán (modificarán) hasta que la fórmula como un todo o alguno de sus componentes acumule una variación de al menos el 3%, mientras tanto se sigue aplicando el costo que hubiese publicado conforme la aplicación de la metodología tarifaria establecida por la Comisión para el traslado a los usuarios finales de los costos de prestación del servicio público de electricidad.

2. “Igualmente, cuáles son las tarifas para el pago de Energía autorizadas por el Gobierno Nacional para el presente año.”

Como se indicó en la pregunta anterior, el Gobierno Nacional no autoriza las tarifas de los prestadores del servicio de electricidad, estas obedecen a la aplicación de la fórmula tarifaria establecida en la Resolución CREG 119 de 2007. A su vez, los prestadores del servicio público domiciliario de energía eléctrica están obligados a publicar en un medio de amplia circulación, las tarifas que apliquen en sus mercados y enviar a la CREG copia de dichas publicaciones.

Si es de su interés conocer las tarifas aplicadas por la Empresa de Energía de Cundinamarca, éstas las podrá encontrar en la página web de la Comisión www.creg.gov.co en el link Electricidad / Tarifas Aplicadas.

4. “A partir de cuándo empieza a regir la rebaja de los setenta y cinco ($75) pesos de la tarifa del valor del kilovatio de energía, para los residentes del municipio de Cáqueza y la forma en que esta rebaja será aplicada, es decir si esta será aplicada en forma gradual o en su totalidad.”

Conforme el Parágrafo 1o del Artículo 2 de la Resolución 058 de 2000, “Los comercializadores de energía eléctrica sólo podrán aplicar las nuevas tarifas a los consumos que se causen a partir de la publicación de dichas tarifas”.

De esta manera, la disminución en el valor del kilovatio hora se hace efectiva para los consumos que se realicen a partir que la Empresa de Energía de Cundinamarca publique las tarifas en un periódico de amplia circulación en los municipios donde prestan el servicio, o en uno de circulación nacional.

Es importante precisar que la disminución como se dijo anteriormente es en el cargo de Distribución y no en la Tarifa (ver literal b de la pregunta 1). En el caso particular de la región de Bogotá y Cundinamarca, se conformó un área de Distribución - ADD, conformada por el conjunto de redes de Transmisión Regional y/o Distribución Local de las empresas Codensa y Empresa de Energía de Cundinamarca- EEC. Esto implica para los usuarios la observancia de un cargo único, determinados como la suma de los costos de los OR (Codensa y EEC). El efecto de lo anterior, es un incremento de aproximadamente 3 $/kWh en el CU para los usuarios atendidos por Codensa y una disminución de aproximadamente de 24 $/kWh en el CU para los atendidos por EEC.

Esperamos haber atendido sus inquietudes.

Cordialmente,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

Director Ejecutivo

ANEXO.

El Costo Unitario de Prestación de servicio (CU), que aparece registrado en su factura de electricidad, es el costo económico eficiente que resulta de sumar los costos variables de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, expresado en $/kWh, y el cargo fijo, expresado en $/factura lo cual se representa de la siguiente manera:

: 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.

: Componente fija del Costo Unitario de Prestación del Servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el Mercado de Comercialización j.

Componente	Definición del Componente	Explicación
	Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador tanto en el mercado horario “Bolsa” como en Contratos de cobertura de largo plazo y representa el costo de producción de energía.
	Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinado	Es el valor con el cual se paga el transporte de energía desde las plantas de generación hasta las redes regionales de transmisión (STR) y cuya metodología es establecida por la CREG. Corresponde a un cargo uniforme para todos los usuarios del país independientemente de su ubicación o tipo (residencial, comercial, industrial, otros).
	Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde las subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final, a través de los sistemas de transmisión regional y distribución local. Estos son definidos por la CREG para cada empresa distribuidora.
	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh).	Remunera los costos variables de comercialización asociados con 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.
	Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.	Corresponde a los costos por utilizar generación más costosa, que se requirió para que el Sistema de Transmisión Nacional opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red.
	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.	Corresponde al costo reconocido por la CREG de pérdidas de energía que por razones técnicas o no técnicas se pierden tanto en el Sistema de Transmisión Nacional como en el Sistema de Transmisión Regional y Local; así como los costos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización.
	Costo Base de Comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el Mercado de Comercialización j.	Remunera los costos fijos eficientes de la atención de los usuarios tales como facturación, lectura, atención, reclamos, etc.

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Este costo se incorporará en el componente de pérdidas una vez se aprueben los planes de reducción a los Operadores de Red.

2. Método matemático que sirve para determinar un precio promedio de una serie sucesiva de precios para un periodo de tiempo definido, en donde a medida que un dato aparece, un nuevo promedio es generado y el dato más viejo sale de la serie. Este método permite que la señal de precios que se traslada al usuario no sea volátil.

3. Se entiende por descreme de mercados la posibilidad que ejercen los nuevos entrantes de centrar su actividad en aquellas áreas o sectores de la población más rentable, dejando al incumbente la atención de los usuarios que implican mayores costos de atención. Esto sucede cuando el precio del incumbente, frente al cual compiten los entrantes está basado en un promedio heterogéneo de costos (atención de usuarios rentables y no rentables).