CONCEPTO 5933 DE 2017

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto:  Duda estructura tarifas

Radicado CREG E-2017-005933

Respetada XXXXX:

Hemos recibido su comunicación de la referencia en la cual nos formula la siguiente consulta:

(…) Actualmente estamos elaborando un estudio sobre los precios de las tarifas eléctricas en distintos países, incluyendo Colombia. En concreto, estamos analizando el desglose de tarifas eléctricas, tanto para clientes regulados como no regulados, con especial interés en el desglose de las actividades de comercialización.

Nos gustaría saber si existe algún informe / estadística reciente en relación a la estructura tarifaria colombiana, que indique los precios y márgenes de ganancia medios de las empresas de comercialización para clientes regulados y no regulados, o algún estudio sobre precios de mercado a consumidor final.

¿Serían tan amables de indicarnos si existen estos estudios, o indicarnos dónde creen que sería posible encontrar información sobre estos aspectos?

En respuesta a sus inquietudes nos permitimos exponer los siguientes temas:

1. Marco tarifario

Con relación al servicio de energía eléctrica, el Costo Unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (Cu), es decir el costo por unidad de energía (kWh), que se refleja en su factura, resulta de la aplicación, por parte de las empresas prestadoras del servicio, de las fórmulas establecidas por la CREG en diferentes resoluciones.

Dichas fórmulas reflejan los costos que implican la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica para cada mercado. Estos costos pueden variar por diversas circunstancias, como la disponibilidad de agua, el costo de los combustibles de origen fósil como el gas natural o el carbón, costos de insumos para las líneas de transmisión y distribución como el cobre o el aluminio, y características del mercado, en el caso de los costos de comercialización, entre otras.

Es necesario aclarar que la fórmula tarifaria es la misma aplicable a todos los usuarios que hacen parte del Sistema Interconectado Nacional, sus componentes corresponden a los costos de la cadena de prestación del servicio que enfrenta la empresa para la atención de los usuarios del servicio. Para una mayor comprensión de cada uno de estos costos, en el anexo a esta comunicación se presenta una descripción de ellos.

Por lo general, de acuerdo con la fórmula establecida en la Resolución CREG 119 de 2007 las principales causas de las variaciones de las tarifas son las siguientes:

- Los precios de compra de energía pactados en los contratos que suscriba cada empresa prestadora del servicio con las empresas generadoras, o en su ausencia, los precios de bolsa del mercado mayorista de energía. Estos precios dependen, como ya lo mencionamos, de la disponibilidad de agua y de los precios de combustibles necesarios para la generación de energía.

- La aplicación del esquema de ADD. Dado que existen diferencias importantes en el valor de la componente de distribución de energía eléctrica en algunas regiones del país, el Gobierno Nacional expidió el Decreto 388 de 2007 estableciendo las Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, reglamentadas a través de la Resolución CREG 058 de 2008⁽¹⁾, unificándose el valor del cargo de distribución en los sistemas de distribución al interior de una misma ADD, con lo que las tarifas de algunos usuarios presentaron disminuciones en dichos cargos y las tarifas de otros presentaron aumentos respecto de los que venían afrontando.

- Las variaciones de los indicadores económicos (IPC o IPP), las cuales se aplican en la mayoría de los componentes mensualmente.

Con base en tales fórmulas y teniendo en cuenta las características de cada mercado, cada empresa calcula el costo de prestación del servicio.

2. Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN.

Con la promulgación de la Resolución CREG 180 de 2014 se establecieron los criterios generales para la determinación de la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados del SIN.

Con la aplicación de dicha resolución, mediante resoluciones particulares, se estableció para los 29 mercados de comercialización del país el costo base de comercialización, el riesgo de cartera para usuarios tradicionales y para usuarios en áreas especiales de cada mercado.

3. Resoluciones aplicables a las diferentes actividades

A continuación se presenta un cuadro en el que se relacionan las resoluciones que establecen las metodologías de remuneración para las diferentes actividades de la cadena de prestación del servicio en el Sistema Interconectado Nacional, SIN

Es importante mencionar que estas resoluciones tienen un documento que soporta cada decisión e ilustra sobre los estudios o argumentos que dan pie a la propuesta y a la decisión final.

4. Usuarios no regulados

En lo que concierne con el mercado no regulado, el prestador del servicio debe observar algunas disposiciones como las contenidas en la Resolución CREG 131 de 1998, en donde se establecieron disposiciones aplicables al mercado competitivo de energía eléctrica, dentro de las cuales se encuentran:

 “(...)

Artículo 1º. Definiciones. Para efectos de la presente resolución se adoptan las siguientes definiciones:

Mercado competitivo. Es el conjunto de generadores y comercializadores en cuanto compran y venden energía eléctrica entre ellos. Forman parte de él, igualmente, los usuarios no regulados y quienes les proveen de energía eléctrica.

Usuario No Regulado Para todos los efectos regulatorios, es una persona natural o jurídica con una demanda máxima superior a un valor en MW o a un consumo mensual mínimo de energía en MWh, definidos por la Comisión, por instalación legalizada, a partir de la cual no utiliza redes públicas de transporte de energía eléctrica y la utiliza en un mismo predio o en predios contiguos. Sus compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente entre el comprador y el vendedor.

(...)

Artículo 5º. Obligación de recaudar la contribución de solidaridad. En las facturas de los usuarios pertenecientes al mercado competitivo de energía que, de acuerdo con las normas legales que rigen la materia, están sujetos a la contribución de solidaridad de que trata la Ley 142 de 1994, los comercializadores deberán distinguir entre el valor que corresponde al servicio y dicha contribución, en las condiciones establecidas en la Resolución CREG-093 de 1994, o las normas que la modifiquen o sustituyan.

Artículo 6º. Neutralidad. Al vender electricidad en el mercado competitivo, los comercializadores no discriminarán entre personas o clases de personas, salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta. A los comercializadores les está prohibido emplear prácticas para restringir, distorsionar o evitar la competencia en la generación o comercialización de la electricidad.

Artículo 7º. Reglas sobre comercializadores. Sin excepción, todos los comercializadores de energía en el Sistema Interconectado Nacional estarán sujetos a lo establecido en la Resolución CREG-054 de 1994, o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan. (...)” (Subrayado fuera de texto).

De otra parte, el Artículo 4º de la Resolución CREG 015 de 1999 establece:

“ARTÍCULO 4o. En las ofertas y en los contratos celebrados con Usuarios No-regulados o grandes consumidores, así como en las facturas que se emitan a estos usuarios, se deberán incluir los precios de la electricidad y del gas negociados libremente, desagregados en los diferentes componentes correspondientes a cada una de las etapas del respectivo servicio.” (Subrayado fuera de texto).

De esta manera, los Usuarios No Regulados como parte del mercado competitivo, pueden transar energía eléctrica a precios acordados libremente con el comercializador de energía elegido. Sin embargo, se deberá tener en cuenta lo consagrado mediante el artículo 98 de la Ley 142 de 1994, en lo referente a la prohibición por parte de los prestadores de servicios públicos, de dar a los clientes de un mercado competitivo tarifas inferiores a los costos operacionales.

Como ya se mencionó, mediante la Resolución 015 de 1999 se determinó la obligación de los comercializadores de discriminar los costos involucrados en la cadena de prestación del servicio. A continuación se relacionan compromisos de los comercializadores de energía, que se deben reflejar en los mencionados eslabones de la cadena:

- Costo de compra de energía por parte del comercializador. ($/kWh). Son los que enfrenta el comercializador como producto de la compra de energía eléctrica en el Mercado Mayorista, regulados principalmente en la resolución CREG 024 de 1995.

- Costo promedio por uso del Sistema de Transmisión Nacional ($/kWh). Es el costo del transporte de la energía a través del Sistema de Transmisión Nacional⁽²⁾, como se dijo este se calcula conforme según lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2009

- Costo de distribución ($/kWh). Es el costo del transporte de la energía a través de Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local (STR y/o SDL)⁽³⁾. En la Resolución CREG 097 de 2008, se encuentra la metodología de cálculo de estos valores, que fueron determinados y aprobados para cada Operador de Red mediante resoluciones particulares.

- Pérdidas de energía. Cuando el comercializador atiende un usuario No Regulado que se encuentra conectado a un STR y/o SDL, enfrenta costos relacionados con las pérdidas de energía asociadas con dicho sistema, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 12 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008

- Costos de comercialización ($/kWh). Son los que enfrenta el Comercializador en desarrollo de su actividad, incluyendo los asociados a las contribuciones a las entidades de regulación y control, así como los asociados a los servicios del Centro Nacional de Despacho y del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales las garantías para cubrir el pago de los cargos por uso de STR y SDL

- Costo de las restricciones. En esta parte se incluye la generación fuera de mérito, por indisponibilidades en las redes de transmisión, conforme lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007

Ahora bien, en lo que concierne a las estadísticas de las tarifas aplicadas en cada uno de los mercados, esta información reposa en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en el Sistema Único de Información, al que puede ingresar a través de la página web www.sui.gov.co

Esperamos que esta información sea de su utilidad. Le invitamos a consultar nuestra página web, www.creg.gov.co, en la cual encontrará el texto completo de la normatividad mencionada en esta comunicación, en el enlace regulación/resoluciones y por año, las resoluciones tienen adjunto el documento de soporte mencionado arriba.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. Este concepto ese emite de conformidad con el numeral 73.24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

Notas finales:

1. Modificada por las resoluciones CREG 068 y 070 de 2008, 189 de 2009, 116 de 2010, 149 de 2010 y 133 de 2013.

2. Líneas de transporte de energía y equipos asociados que operan a un nivel de tensión superior o igual a 220 kV

3. Líneas de transporte de energía y equipos asociados que operan a un nivel de tensión inferior a 220 kV, discriminadas en cuatro niveles de tensión, definidos en la Resolución CREG 097 de 2008.

Anexo: Lo anunciado.

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 ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del Comercializador Minorista.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien en el mercado diario “spot” denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo con comercializadores o generadores	Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores se indexan principalmente con el Índice de Precios al Consumidor -IPC.El precio de bolsa varía hora a hora en cada día de acuerdo con las condiciones del mercado.
	Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/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 ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m.Los niveles de tensión son 1, 2, 3, y 4. En general los usuarios residenciales están conectados al nivel 1.	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final a través de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local. Estos valores se definen por la CREG para las 29 empresas distribuidoras. Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el Ministerio de Minas y Energía, MME, ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD.Las ADD actualmente determinadas por el MME son:Oriente Codensa,EECEBSAELECTROHUILAENELAR Occidente EMCALIEPSAEMCARTAGOEmpresa Municipal de Energía EléctricaCETSA, CEDELCACEDENARSur  CAQUETÁEMSA, ENERCAPutumayoBajo PutumayoEmevasiCentro  ESSACENSEPMEDEQEEPCHECRuitoqueLos departamentos de la costa atlántica de por sí son un área de distribución, por tanto su tarifa es la misma.	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP).Varía mensualmente.Por la creación de las ADD, donde se unificó el cargo se debieron presentar variaciones para los usuarios. (Los que tenían cargos superiores al unificado del ADD tuvieron disminuciones mientras que los que tenían cargos inferiores al del ADD presentaron incrementos)
	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/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 calculan el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) como la suma de los componentes anteriormente mencionados, deben cumplir con las disposiciones legales sobre subsidios y contribuciones, así:

a) Para el caso de los estratos 1 y 2, la Ley 1117 de 2006, modificada por la Ley 1428 de 2010, establece 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 cualquier forma el subsidio no podrá superar el 60% en el estrato 1 y el 50% en el estrato 2. Regulatoriamente estas disposiciones están abordadas en la Resolución CREG 186 de 2010.

b) Para los usuarios de estrato 3, el subsidio es hasta del 15% sobre el CU del consumo básico o de subsistencia.

c) Los usuarios de estrato 4 no pagan contribución ni son sujetos de subsidio; esto es, la tarifa que se les aplica 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 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. Es decir, aunque uno cualquiera de los componentes varíe de manera mensual, en caso que la variación acumulada no supere el 3% con respecto al anteriormente cobrado, las tarifas no se podrán actualizar.

Es importante anotar que la Ley 1430 de 2010 en su artículo 2° estableció:

Artículo 2°. Contribución sector eléctrico usuarios industriales. Modifíquese el parágrafo 2° y adiciónese un nuevo parágrafo al artículo 211 del Estatuto Tributario, modificado por el artículo 13 de la Ley 633 de 2000, el cual quedará así:

“Parágrafo 2°. Para los efectos de la sobretasa o contribución especial en el sector eléctrico de que trata el artículo 47 de la Ley 143 de 1994, se aplicará para los usuarios industriales, para los usuarios residenciales de los estratos 5 y 6, y para los usuarios comerciales, el veinte por ciento (20%) del costo de prestación del servicio.

Los usuarios industriales tendrán derecho a descontar del impuesto de renta a cargo por el año gravable 2011, el cincuenta por ciento (50%) del valor total de la sobretasa a que se refiere el presente parágrafo. La aplicación del descuento aquí previsto excluye la posibilidad de solicitar la sobretasa como deducible de la renta bruta.

A partir del año 2012, dichos usuarios no serán sujetos del cobro de esta sobretasa. Así mismo, el gobierno establecerá quién es el usuario industrial beneficiario del descuento y sujeto de la presente sobretasa.

Parágrafo 3°. Para los efectos del parágrafo anterior, el Gobierno Nacional reglamentará las condiciones necesarias para que los prestadores de los servicios públicos, a que se refiere el presente artículo, garanticen un adecuado control, entre las distintas clases de usuarios del servicio de energía eléctrica”.

La mencionada ley fue reglamentada por el decreto 2915 de 2011. Con lo expuesto hasta aquí, las tarifas varían normalmente 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.