CONCEPTO 5094 DE 2023

(octubre 18)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Asunto: Consulta sobre el precio de la energía Radicado CREG: E2023016604

Respetado señor(a) Pino:

Previo a atender su consulta, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, a la CREG le fue asignada la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 dio funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Posteriormente, mediante el Decreto 1260 de 2013, se le otorgó la responsabilidad de la regulación económica de los combustibles líquidos.

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.

Con respecto a la solicitud recibida, la cual se recibe por traslado desde el Ministerio de Minas y Energía, solo de la primera parte⁽¹⁾ la transcribimos y damos respuesta a continuación:

(...) Buenos días. Un favor por qué cuando hay suficiente agua y las turbinas giran más rápido y generan más energía no merma el precio y no afecta el consumo. Pero si no hay agua ahora sí se ve afectado el consumidor. (...) Subrayado fuera de texto

Respuesta:

Entendemos su consulta es que desea entender cómo funciona en general el mercado mayorista de energía y su relación entre la energía entregada por los generadores y la variación en la tarifa de los usuarios. En ese sentido, le daremos respuesta por secciones a continuación y al final la conclusión:

Mercado Mayorista

En primer lugar, le informamos que en general el mercado de energía mayorista corresponde al ámbito en donde se comercializan (i.e. compra y venta) grandes bloques de energía. Las reglas que establece la CREG en cuanto a la generación, aplican a todos los generadores, sin importar la tecnología o materia prima a partir de la cual producen la energía eléctrica. Lo anterior, en la medida en que, una vez que los electrones son producidos y se encuentran en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), son un producto homogéneo e indistinguible.

Los generadores participan en la bolsa de energía con oferta de precio y cantidades, y son asignados de forma competitiva, conforme las Resoluciones CREG 024 de 1995 y 025 de 1995.

En dicho ámbito de mercado se forma el precio de bolsa, el cual es un precio de formación horaria a partir de las ofertas de los generadores y que finalmente se tiene en cuenta en el componente de Generación (G) del Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) de que trata la Resolución CREG 119 de 2007. La componente G corresponde a una de las variables que se traslada a la demanda regulada en el marco tarifario.

Ampliando lo anterior, este precio de bolsa no tiene traslado directo a la demanda o usuarios regulados, sino que existe, primeramente, un porcentaje de traslado asociado a los contratos⁽²⁾ que tenga el comercializador y a los contratos promedio de todo el mercado, y finalmente, la cantidad que reste se traslada con un promedio ponderado de precio de bolsa a los usuarios según el mercado de comercialización donde se encuentren.

Aquí puede encontrar la fórmula general:

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0119_2007.htm

Y se actualizó por la siguiente resolución (pero el funcionamiento es similar):

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_101-2_2022.htm

Régimen tarifario y factores de variación de la tarifa

Conforme a lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, es competencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas elaborar las metodologías tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras del servicio, las cuales deben orientarse por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia, tal y como están definidos en el artículo 87 de dicha ley.

Conforme a lo anterior, las empresas prestadoras de los servicios públicos de energía y gas están obligadas a emplear dichas metodologías para definir el costo de prestación del servicio y, posteriormente, la tarifa al usuario final que incluye los subsidios y contribuciones que son definidos por la ley.

De otro lado, es de señalar que dichas metodologías regulatorias definen topes máximos que las empresas pueden trasladar a los usuarios por cada actividad de la cadena de prestación del servicio, pero es potestad de las empresas aplicar a sus usuarios menores tarifas, siendo el tope mínimo el determinado por la Ley, esto es, sus costos de operación.

Para el servicio de energía eléctrica la definición del costo de prestación del servicio, definido como un costo máximo, se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 (citada anteriormente) y la descripción se detallada a continuación.

En primer lugar, 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 CU es un costo económico eficiente, que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización. La metodología de cálculo se encuentra definida en la Resolución CREG 119 de 2007.

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:

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

Componente	Definición del Componente	Explicación	Factores de Variación.
	Costo de compra de energía ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del Comercializador Minorista.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien en el mercado diario “spot” denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo con generadores u otros comercializadores. (Resolución CREG 119 de 2007)	1. Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores se indexan principalmente con los Índices de Precios al Consumidor -IPC, y al Productor - IPP. 2. El precio de bolsa varía hora a hora en cada día de acuerdo con las condiciones del mercado.
	Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN, ($/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. (Resolución CREG 011 de 2009)	1. La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor, IPP. 2. Varía mensualmente por las variaciones en la cantidad de energía transportada en este sistema.
	Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m. Los niveles de tensión son 1, 2, 3 y 4. En general, los usuarios residenciales están conectados al nivel 1.	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el STN hasta el usuario final a través de los STR y los Sistemas de Distribución Local, SDL. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa distribuidora. Dadas las diferencias en el valor de este componente, el Ministerio de Minas y Energía, MME, ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD. (Resolución CREG 015 de 2018) (Resolución CREG 058 de 2008)	1. La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor, IPP. 2. Varía mensualmente. 3. Por la creación de las ADD, donde se unificó el cargo se debieron presentar variaciones para los usuarios. (Los que tenían cargos superiores al unificado del ADD tuvieron disminuciones mientras que los que tenían cargos inferiores al del ADD presentaron incrementos)
	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/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. (Resolución CREG 191 de 2014)	1. La actualización se realiza con el Índice de Precios al Consumidor, IPC. 2. Varía mensualmente.
	Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.	Corresponde a los costos de la generación más costosa que debió utilizarse para que el Sistema de Transmisión Nacional opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red. (Resolución CREG 119 de 2007)	1. Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión. 2. Varía mensualmente
	Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/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 STN como en los STR y SDL; así como 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)	Variará por empresa de acuerdo con el costo aprobado.

Complemento régimen tarifario: subsidios y contribuciones

Una vez las empresas calculen el Costo Unitario de Prestación del Servicio, CU, como la suma de los componentes anteriormente mencionados, 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 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 de 2010, 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, las tarifas solo se podrán actualizar cuando la variación acumulada de alguno de ellos supere el 3% con respecto al anteriormente cobrado.

Conclusión

Con lo expuesto se concluye que 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.

Adicionalmente, la Comisión establece las metodologías de aplicación obligatoria por parte de los prestadores del servicio, quienes pueden cobrar valores inferiores a los resultantes de las metodologías, siempre y cuando se cubran sus costos de operación.

Finalmente, las tarifas también dependen del grado de contratación del agente comercializador para atender su demanda lo cual se refleja en el componente G del CU. En ese sentido, se desprende que el precio de bolsa afecta mas el componente G cuando los comercializadores están menos cubiertos con contratos al mercado regulado.

Ahora bien, el precio de bolsa está formado a través de un proceso de optimización con base en las ofertas de los agentes generadores de cualquier tipo, pero no depende exclusivamente, como usted lo menciona, de que los generadores tengan más energía por entregar (sea nivel de embalse, sea recurso solar o eólico, u otros recursos), pues cada agente generador oferta con base en su propia valoración de los riesgos, conforme a la situación energética del momento, dado que de desenvuelve en un ámbito de mercado en competencia.

El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015 que sustituye el título II del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

JOSE FERNANDO PRADA RIOS

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. En el traslado que realiza el Ministerio de Minas y Energía no se incluye la pregunta a continuación; no obstante, entendemos que el Ministerio de Minas y Energía le dio respuesta, esto pues estos aprueban los planes de En el traslado que realiza el Ministerio de Minas y Energía no se incluye la pregunta a continuación; no obstante, entendemos que el Ministerio de Minas y Energía le dio respuesta, esto pues estos aprueban los planes de expansión y están encargados del RETIE (en todo caso, como complemento, en esta respuesta se incluye la descripción de la tarifa y se describe la variación del componente de perdidas):

(...) Ahora el RETIE en la mayoría de las instalaciones eléctricas no cumple norma. Y las empresas no mejoran la transmisión de energía y esto afecta el consumo en pérdidas que esto lo asume el usuario. Las empresas dan servicio de servicios nuevos de energía que no cumplen norma (.)

2. Son contratos para no exponerse a la variación del precio de bolsa. Los contratos pueden ser para demanda regulada, la cual se aplica las condiciones de la Resolución CREG 130 de 2019, o para demanda no regulada, siendo esta última a precios libres. Sin embargo, los contratos que se tienen en cuenta en la Resolución CREG 119 de 2007 para el traslado a la demanda, únicamente corresponden a los de demanda regulada, pues hacen parte de un esquema en que se garantiza un precio eficiente.