CONCEPTO 4270 DE 2013

(mayo)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Derecho de petición - Tarifas Electrohuila

Radicado CREG E-2013-004270.

Respetado XXXXX:

En la comunicación del asunto se solicita información con respecto al servicio de energía eléctrica. Sobre el particular le informamos que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, no es una entidad de control, inspección o vigilancia. Sus funciones se encuentran establecidas en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994 y en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, dentro de las cuales se encuentra la de establecer las fórmulas tarifarias que deben aplicar los prestadores del servicio pero ninguna relacionada con la vigilancia y control sobre la aplicación de la regulación y prestación el servicio.

Acorde con lo anterior, la Comisión no fija ni autoriza los valores de las tarifas que los prestadores del servicio aplican a los usuarios sino que define las metodologías y fórmulas generales que las empresas deben usar para calcularlas.

El hacer que se cumpla la normatividad vigente es función asignada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, órgano encargado de la inspección, vigilancia y control de las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios de conformidad con lo dispuesto en el artículo 79 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 13 de la Ley 689 de 2001.

A continuación damos respuesta a sus solicitudes:

1. Copia simple de la Resolución 119 - 2007

Anexamos copia de la Resolución CREG 119 de 2007. También le informamos que este documento está disponible en nuestra página de Internet: www.creg.gov.co, en el vínculo “Sala Jurídica”, “Normas y Jurisprudencia”, “Resoluciones”, desde donde puede ser descargado, ya sea en formato de texto o en formato pdf.

2. El valor de las tarifas kilovatio-hora, para el Departamento del Huila, estratos 1-2- 3-4-5-6, comercial e industrial

Para obtener la información actualizada de las tarifas de los diferentes estratos del sector residencial y de los sectores comercial e industrial en el Departamento del Huila le sugerimos dirigirse a la Electrificadora del Huila o al comercializador que le esté prestando el servicio. Los comercializadores tienen la obligación de dar a conocer las tarifas del servicio público de electricidad antes de aplicarlas en un medio de amplia circulación.

Como una referencia le sugerimos consultar el “Boletín tarifario de empresas de energía eléctrica” que publica la SSPD en su página de Internet: www.superservicios.gov.co, en el vínculo: “Energía, Gas y GLsector”, “Información Tarifaria Energía”

3. Donde compra la energía ELECTROHUILA, que resulta ser la más cara del país.

Dado que en la CREG no se cuenta con información relacionada con las transacciones realizadas para la compra de energía eléctrica por cada empresa, le sugerimos hacer la solicitud de esta información a la Electrificadora del Huila.

4. Cuáles son los componentes del precio que la hacen la más costosa

Los componentes que hacen parte del costo de prestación del servicio son el costo de compra de energía (G), costo por uso del sistema de transmisión (T), costo por uso de sistemas de distribución (D), margen de comercialización (C), costo de restricciones y de servicios asociados con generación (R) y costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía (P), todos ellos definidos en la Resolución CREG 119 de 2007, de la cual anexamos copia. Su forma de cálculo está definida en ésta y en otras resoluciones de la CREG que regulan cada una de las actividades de la cadena del servicio.

Por su parte, los comercializadores tienen la obligación de informar los valores de cada uno de los componentes en las respectivas facturas a los usuarios.

5. Los estratos 1 - 2 - 3 se encuentran subsidiados y por qué la facturación es tan costosa

La aplicación de los subsidios en las tarifas del servicio de electricidad corresponde a los comercializadores y para ello deben dar cumplimiento a lo establecido en la Ley 142 de 1994, con sus modificaciones, en la Ley 1428 de 2010 y en la Resolución CREG 186 de 2010.

6. Se deben redistribuir las utilidades cuando la infraestructura es del ente territorial.

La redistribución de las utilidades es una competencia de las asambleas generales de accionistas de cada uno de los prestadores del servicio, cuando se trata de sociedades anónimas.

En la metodología actual de remuneración de la actividad de distribución se contempla la obligación para los agentes encargados de la distribución, denominados operadores de red, OR, para que al momento de presentar a la CREG la solicitud de aprobación de cargos informen cuáles de los activos fueron construidos con recursos públicos. Con base en esta información, suministrada por cada OR, los activos que fueron construidos con esos recursos y no han sido capitalizados ni transferidos al prestador del servicio se excluyen del cálculo de los cargos, lo cual se debe reflejar en un menor cargo para los usuarios.

7. Cuáles son los conceptos de compra de energía, distribuidos así: Uso del STM, Distribución, Comercialización, Perdidas, Costo de restricción, Costo unitario de prestación del servicio, Costo base de comercialización.

Como lo mencionamos en la respuesta, todos estos conceptos están definidos en la Resolución CREG 119 de 2007. Además de esta resolución incluimos un anexo donde se hace una explicación general sobre cada uno de los conceptos incluidos en el costo de prestación del servicio.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud.

Cordialmente,

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

Anexos: copia de la Resolución CREG 119 de 2007 y resumen del esquema tarifario del servicio de energía eléctrica.

ANEXO.

ESQUEMA TARIFARIO DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

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:

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, definido por la Resolución CREG 119 de 2007.

El Costo Unitario de Prestación del Servicio 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:

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

Componente	Definición del Componente	Explicación	Factores de Variación.
	Costo de compra de energía ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del Comercializador Minorista.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien en el mercado diario “spot” denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo con generadores u otros comercializadores.	1. Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores, se indexan principalmente con el Índice de Precios al Consumidor -IPC. 2. El precio de bolsa varía hora a hora en cada día de acuerdo con las condiciones del mercado.
	Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinado	Es el valor único 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).	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente por las variaciones en la demanda nacional.
	Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m. Los niveles de tensión son I,II,III y IV. En general los usuarios residenciales están conectados al nivel I.	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final a través de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa distribuidora. Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el Ministerio de Minas y Energía, MME, ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD. Dentro de las ADD actualmente determinadas por el MME se encuentra la de Oriente, Conformada por las empresas Codensa, EEC, EBSA, ELECTROHUILA y ENELAR.	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente. Por la creación de las ADD, donde se unificó el cargo se debieron presentar variaciones para los usuarios. (Los que tenían cargos superiores al unificado del ADD tuvieron disminuciones mientras que los que tenían cargos inferiores al del ADD presentaron incrementos)
	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/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.	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Varía mensualmente
	Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.	Corresponde a los costos de la generación más costosa que debió utilizarse para que el Sistema de Transmisión Nacional opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red.	Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión. Varía mensualmente
	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista	Corresponde al costo reconocido 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 Distribución Local; así como los costos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización.	Variará por empresa de acuerdo al costo aprobado.

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.

De acuerdo con lo establecido en las Leyes mencionadas e instrumentado a través de la Resolución CREG 186 de 2010, los subsidios no pueden ser superiores al 60% y 50% del consumo de subsistencia para los estratos 1 y 2 respectivamente.

b) Según lo establecido en la Ley 142 de 1994, el subsidio es hasta del 15% sobre el CU del consumo básico o de subsistencia para los usuarios de estrato 3.

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.

De lo anterior se exceptúan algunos usuarios industriales según lo establecido en el artículo 2 de la Ley 1430, reglamentado a través de los Decretos 2915 y 4955 de 2011.

De cualquier forma, el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 determina que las empresas podrán actualizar las tarifas que cobran a sus usuarios cada vez que se acumule una variación de, por lo menos, un tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios que considera la fórmula, según se define a través del Anexo 2 de la Resolución CREG 119 de 2007. Es decir, que aunque cualquiera de los componentes puede variar de manera mensual, en caso que la variación acumulada en alguno de ellos no supere el 3% con respecto al anteriormente cobrado, las tarifas no se podrán actualizar.

Con lo expuesto hasta aquí, las tarifas varían de acuerdo con la aplicación integral de las normas para su actualización, con los cálculos para cada empresa y mercado conforme a la fórmula tarifaria vigente y según lo contenido en la metodología establecida para cada una de las actividades involucradas en la cadena de prestación del servicio, donde cada actividad tiene una metodología de remuneración compuesta por una serie de resoluciones que la rigen.

Es importante mencionar que, dadas las posibles variaciones que se pudieran presentar como producto de la aplicación de la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución, Resolución CREG 097 de 2008, y las variaciones que se pudieran presentar en los precios de la energía pactados en los contratos a ser despachados a partir de enero de 2009; se aprobó la Resolución CREG 168 de 2008 a través de la cual los prestadores del servicio se podían acoger a una metodología de cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio para que, en caso que existiesen variaciones importantes en las tarifas, el impacto al usuario final pudiese ser mitigado.

La Resolución CREG 168 de 2008, modificada ppor la Resolución CREG 0008 de 2012, se encuentra vigente a partir del 26 de diciembre de 2008 y se comenzó a aplicar con los comercializadores que se acogieron a dicha opción tarifaria a partir de enero del 2009.

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