Concepto 5767 de 2026 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 5767 DE 2026
(julio 10)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
Señor
XXXXXX
Asunto: Respuesta a solicitud de información respecto a normativa y regulación en torno a los servicios públicos de gas combustible y energía eléctrica.
Radicado CREG: E2026007870
Respetado señor XXXXXX:
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, recibió a través del radicado de referencia traslado por competencia por parte de la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento, que a su vez corresponde a un traslado por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de su solicitud de información que dicta lo siguiente:
Con la presente comedidamente me permito solicitarles información acerca de los criterios o regulación, norma ya sea Ley, decreto o resolución por medio de los cuales se regula el valor de los servicios públicos, ya sea de energía, agua y gas.
De ser posible, si tienen un video o presentación les agradezco de antemano.
Previo a dar respuesta, se recuerda que de conformidad con las facultades conferidas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas por las Leyes 142 y 143 de 1994, esta entidad es competente para regular los servicios públicos domiciliarios de energía y gas combustible.
Adicionalmente y para su conocimiento, le informamos que las funciones asignadas a la Comisión permiten absolver, de manera general, consultas sobre las materias de su competencia asociadas con la regulación expedida, pero no le permiten emitir conceptos sobre la aplicación de la regulación o legislación en casos específicos, ni tampoco sobre interpretaciones particulares o situaciones que se presenten entre empresas o entre estas y los usuarios durante la prestación del servicio.
En línea con lo anterior, se procede a dar respuesta de manera general. En caso de requerirse, junto con esta respuesta se encuentra un anexo en el que podrá encontrar un detalle más amplio respecto a su consulta.
La Ley 142 de 1994, en los artículos 73 y 74, entre otras funciones, le asigna a la CREG las de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, sea este Gas Natural o Gas Licuado de Petróleo. En este sentido, las tarifas de los mencionados servicios públicos domiciliarios reflejan la aplicación de principio definidos en el artículo 87 de la mencionada ley tales como neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso establecido.
En términos generales, el objetivo de las fórmulas tarifarias es el de agregar los costos en que debe incurrir el prestador del servicio para atender a sus usuarios finales. Por tanto, el precio final que se le cobra al usuario puede aumentar o disminuir en función de la variación que presenten los diferentes componentes de los costos incluidos en la fórmula tarifaria.
En lo que respecta al servicio de energía eléctrica, la Resolución CREG 079 de 1997 ajustó el régimen tarifario de este servicio público, estableciendo reglas para la determinación de los costos de prestación del servicio, las opciones tarifarias y el desmonte gradual de subsidios y contribuciones, aplicables a los usuarios regulados de energía eléctrica. Adicionalmente, la Resolución CREG 119 de 2007 y sus modificatorias define la formula del Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) en el Sistema Interconectado Nacional. Este es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización.
En el caso específico del gas combustible por redes de tubería, la Resolución CREG 137 de 2013 y sus modificatorias establecen las fórmulas tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras del servicio para establecer la tarifa aplicable a usuarios regulados.
Con la fórmula tarifaria vigente se establece el costo del servicio de gas natural teniendo en cuenta la logística para llevarlo al usuario final, ya sea transportado por redes de tubería (gasoductos) o, comprimido y transportado vía terrestre (gasoducto virtual). Así mismo se utiliza la fórmula para el caso del gas licuado de petróleo, GLP, almacenado en tanques estacionarios y distribuido por redes de tubería hasta el domicilio del usuario.
Junto a este comunicado se encuentra como material de apoyo un anexo con el detalle de la formula tarifaria para cada uno de los servicios. Asimismo, lo invitamos a consultar el Gestor Normativo[1] de la CREG, en donde podrá consultar los diferentes actos administrativos referenciados y la trazabilidad y vigencia de cada uno, y su herramienta de respuestas automáticas.
En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. La presente comunicación se emite en los términos de los artículos 13 y siguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, sustituidos por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015.
Cordialmente,
MAGALY ECHEVERRÍA RANGEL
Asesora de la Dirección Ejecutiva
Delegada para PQRSD
<NOTA DE PIE DE PÁGINA>
1. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/
FORMULAS TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE.
La Ley 142 de 1994, en los artículos 73 y 74, entre otras funciones, le asigna a la CREG las de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, sea este Gas Natural o Gas Licuado de Petróleo. En este sentido, las tarifas de los mencionados servicios públicos domiciliarios reflejan la aplicación de principio definidos en el artículo 87 de la mencionada ley tales como neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso establecido.
En este orden de ideas, este anexo presenta un breve detalle de la estructura tarifa de los dos servicios públicos domiciliarios que regula esta Comisión: energía eléctrica y gas combustible.
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:
| Tarifa estratos 1,2 | = | CU – Subsidio Ley 1955 de 2019 |
| Tarifa estratos 3 | = | CU – Subsidio Ley 142 de 1994 |
| Tarifa estrato 4, Oficial e industria | = | CU |
| Tarifa estratos 5, 6, y comercio | = | 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] y sus modificatorias.
El CU consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación:
Cada uno de los componentes varía en diferentes períodos de tiempo, y su cálculo está asociado a metodologías o resoluciones particulares, lo cual resume en la siguiente tabla:
| Componente | Definición del Componente | Explicación | Factores de variación |
 | Costo de compra de energía ($/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 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 comercializadores que atienden a los usuarios finales. (Resolución CREG 119 de 2007) | 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). El precio de bolsa varía hora a hora en cada día, de acuerdo con las condiciones del mercado de generación. |
 | Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN, ($/kWh) para el mes m determinado | Es el valor en $/kWh, igual para todos los comercializadores, con el cual se paga el transporte de energía, desde las plantas de generación hasta las Redes de Transmisión Regional, STR. (Resolución CREG 011 de 2009) | La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente por las variaciones en la demanda nacional. |
 | Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/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, Dispac, AIR-E y AFINIA no están dentro de ninguna ADD. Las ADD actualmente determinadas por el MME son: Oriente: CODENSA, EBSA, HUILA, ENELAR, TOLIMA Occidente: EMCALI, EPSA, EMCARTAGO, EMEE, CETSA, CEO, 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) | 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 de remuneración vigente. Esto tiene en cuenta aspectos como el plan de inversión, su ejecución y lo que salió de operación, incentivos de calidad media del servicio, reconocimiento de pérdidas y costo de gestión de pérdidas en distribución, y costos de AOM. |
 | 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. |
 | Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m. | Corresponde a los costos de la generación de seguridad fuera de mérito que debió utilizarse para que el STN opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red. (Resolución CREG 119 de 2007) | Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión y de las condiciones operativas del Sistema, así como del despacho de generación. Varía mensualmente. |
 | Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/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 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) | Varía por empresa mensualmente acorde con las variaciones en las componentes de las componentes de generación y transmisión, y el costo por gestión de pérdidas en distribución, el cual se basa en un costo anual pero se actualiza con base en el Índice de Precios al Productor (IPP). Asimismo, puede variar anualmente debido a la actualización del índice de pérdidas reconocido, el cual puede variar si el operador de red cumple con los requisitos para obtener pérdidas adicionales. |
El costo del kilovatio hora puede variar de un mes a otro, principalmente por los siguientes factores:
- El uso de energía eléctrica generada con tecnologías más o menos costosas, lo cual a su vez está asociado a los períodos de invierno o verano. Estos costos pueden variar por la disponibilidad de agua y por el costo de los combustibles como gas natural o carbón, utilizados para la generación de energía.
- Los precios de los contratos de energía eléctrica que haya celebrado el prestador del servicio.
- La entrada en operación de nuevas inversiones en infraestructura utilizada en la prestación del servicio.
- Cambios en los índices de precios al consumidor (IPC) o al productor (IPP).
- Desempeño del operador de red en materia de calidad media del servicio.
- Cuando el servicio ha tenido interrupciones por encima de las permitidas, los prestadores del servicio deben “compensar” a los usuarios afectados, lo que se debe discriminar como un menor valor a pagar.
Gas combustible
En el caso específico del gas combustible por redes de tubería, la Resolución CREG 137 de 2013 establece las fórmulas tarifarias que deben aplicar las empresas prestadoras del servicio para establecer la tarifa aplicable a usuarios regulados.
El costo unitario de prestación del servicio de gas combustible por redes de tubería, CU, está conformado por un componente variable, determinado en pesos por metro cúbico ($/m3), y un componente fijo, que se establece en pesos por factura ($/factura), el cual refleja los costos económicos que garantizan la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independiente del nivel de uso.
De acuerdo con estos componentes, el costo total en la factura del usuario por el uso del gas se establece a partir de la suma de: i) la multiplicación entre el componente variable y el consumo mensual y particular de cada usuario; y, ii) el costo del componente fijo.
El componente variable se establece a partir de la agregación o suma de los costos en que la empresa incurre para entregarle el servicio al usuario, entre los cuales se incluye:
- El precio del gas obtenido de las diversas fuentes de abastecimiento, el cual se representa con la letra G.
El precio del gas de los campos de producción del país ha sido libre desde hace varios años, y para que se defina de manera eficiente se han diseñado mecanismos de comercialización, los cuales están establecidos en la Resolución CREG 114 de 2017.
Ahora bien, en la resolución que define la formula tarifaria se establece cómo se determina y cómo se establece el precio de suministro que se traslada al usuario regulado, el cual contempla el costo de las compras de gas correspondiente a todos los contratos con respaldo físico que son necesarios para atender el mercado de comercialización, y los cuales están en dólares sobre el volumen del mercado, y multiplicado por la TRM del último día del mes.
- El costo del transporte, que corresponde a lo que cuesta llevar el gas a través de tuberías desde los centros de abastecimiento o producción, hasta las estaciones ubicadas en las cercanías de las ciudades o poblaciones. Este componente se representa por la letra T.
Los cargos de transporte que se cobran dependiendo del trayecto que debe recorrer el gas desde los centros de producción hasta la entrada a las ciudades
La CREG debe adoptar, atendiendo los lineamientos de la Ley 142 de 1994, una metodología general para la remuneración de las actividades que regula. Para la actividad de transporte, la metodología vigente se establece en la Resolución CREG 126 de 2010.
Conforme a esta metodología, las empresas transportadoras de gas hacen solicitudes tarifarias para los diferentes tramos del sistema nacional de transporte. Vale la pena aclarar que Colombia cuenta con dos sistemas de transporte principales: el Troncal de la Costa Atlántica y el del interior, el primero operado por la empresa Promigas y el segundo por la empresa TGI.
En el cálculo de los cargos se consideran las inversiones en infraestructura de transporte, los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, y la demanda atendida con dicha infraestructura. En general, el cargo es la relación entre el valor de la inversión más el AOM, y la demanda.
De la misma forma que en suministro, la Resolución de fórmula tarifaria establece el procedimiento para trasladar los costos de transporte al usuario, los cuales contemplan la compra de capacidad de transporte de los diferentes tramos de gasoductos adquiridos a través de contratos, y que son requeridos para llevar el gas a los usuarios desde los centros de producción hasta llegar a los sistemas de distribución. Este costo se divide por la demanda regulada del mercado relevante de comercialización, y se multiplica por la TRM del último día del mes, para llevarla a pesos.
- El costo de la distribución, es el costo de trasladar el gas a través de redes de tubería desde las estaciones ubicadas en las entradas de las ciudades o donde lo entrega el transportador, hasta las conexiones de los usuarios. Este se representa con la letra D.
El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al cargo de distribución que ha sido aprobado para el Mercado Relevante de Distribución de acuerdo con el tipo de usuario y a la metodología establecida en la resolución CREG 011 de 2003 o 202 de 2013 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.
En el cálculo de los cargos de distribución se consideran las inversiones en sistemas de distribución, los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, y la demanda atendida con dicha infraestructura. En general, el cargo es la relación entre el valor de la inversión más el AOM, y la demanda.
La variación, una vez aprobados los cargos de distribución, mensualmente corresponde a la variación del IPC y del IPP.
- El costo de una parte de la actividad de comercialización, que implica el proceso de compra y venta de gas, el cual se representa por la letra C.
El costo de comercialización corresponde a los cargos de comercialización que hayan sido aprobados para cada mercado relevante de acuerdo con la metodología definida en la Resolución CREG 011 de 203<sic>, hasta tanto se determinen otros con una nueva metodología.
En la actualidad este cargo es el que corresponde al cargo fijo, el cual es expresado en pesos por factura y que es actualizado mensualmente con el IPC.
- En la componente variable también se pueden sumar costos correspondientes a la confiabilidad, la cual permite garantizar la disponibilidad del servicio en eventos de racionamientos no programados o escasez del producto.
- Adicionalmente, en esta misma componente variable se encuentra incluido un porcentaje de pérdidas, que corresponde a ajustes al consumo medido, en función de la precisión de los instrumentos de medición y del poder calorífico del gas.
Por otra parte, los otros costos correspondientes a la actividad de comercialización, tales como la medición del usuario, la facturación, el recaudo, el mercadeo y la atención al usuario, entre otros, están incluidos en el componente fijo, y también se representan por la letra C.
Así las cosas, el costo de prestación del servicio se calcula con la fórmula tarifaria, conforme a las condiciones de cada mercado relevante de comercialización, lo que implica que, para el mismo mercado de comercialización, se establece el valor de G, T, D y C.
El mercado relevante de comercialización se define como el conjunto de usuarios conectados directamente a un mismo sistema de distribución, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, aprueba el cargo respectivo y se calcula el costo del servicio.
Con la fórmula tarifaria vigente se establece el costo del servicio de gas natural teniendo en cuenta la logística para llevarlo al usuario final, ya sea transportado por redes de tubería (gasoductos) o, comprimido y transportado vía terrestre (gasoducto virtual). Así mismo se utiliza la fórmula para el caso del gas licuado de petróleo, GLP, almacenado en tanques estacionarios y distribuido por redes de tubería hasta el domicilio del usuario.
El objetivo de las fórmulas tarifarias es el de agregar los costos en que debe incurrir el prestador del servicio para atender a sus usuarios finales. Por tanto, el precio final que se le cobra al usuario puede aumentar o disminuir en función de la variación que presenten los diferentes componentes de los costos incluidos en la fórmula tarifaria.
En este sentido, el costo del metro cúbico de gas combustible (m3) puede variar de un mes a otro, principalmente por los siguientes factores:
El precio del gas, teniendo en cuenta que éste depende de las condiciones de los contratos en que los comercializadores compraron el gas.
- La tasa representativa del mercado, dado que el precio del gas y una parte del cargo de transporte está expresado en dólares.
- Las condiciones económicas de los contratos de compra y transporte de gas suscritos entre el transportador y el comercializador.
- El origen y la trayectoria que debe recorrer el gas comprado, dado que el distribuidor comercializador puede cambiar la fuente de suministro, y por ende, la trayectoria de recorrido del gas puede variar en función de la fuente de suministro.
- Para las actividades de distribución y comercialización, la variación depende de los cambios en los indicadores económicos del IPP e IPC.
Finalmente, respecto a las tarifas aplicadas a los usuarios, éstas incluyen porcentajes de subsidio para los estratos 1 y 2, y de contribución para los estratos 5 y 6, comerciales e industriales.
Los porcentajes de subsidio para los usuarios de estratos 1 y 2 en relación con su consumo básico o de subsistencia, que corresponde a 20 m3, son como máximo del sesenta por ciento (60%) del Costo de prestación del servicio para el estrato 1, y como máximo del cincuenta por ciento (50%) para el estrato 2. Ahora bien, los usuarios de gas combustible pertenecientes a los estratos 3 y 4, no son sujetos de subsidio, a la vez que quedan exentos por Ley del pago de contribución.
De otro lado, el factor de contribución que deben sufragar los usuarios residenciales de estratos 5 y 6, es del veinte por ciento (20%) sobre el valor del servicio, y 8.9% para los usuarios comerciales.
Con el fin de aplicar lo dispuesto en las normas de subsidios, se establece un cargo equivalente, que incluye el componente fijo y variable del servicio. Este se utiliza para el cobro del consumo subsidiado de gas natural, que es hasta 20 m3. Los consumos por encima de este valor deben pagarse al costo del cargo variable, pero ya no deben pagar componente fijo, dado que este cargo está incluido en el cargo equivalente.
