CONCEPTO 6057 DE 2014

(junio)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su correo electrónico del 25/09/2004

Respuesta a pregunta sobre tarifas de energía eléctrica.

Radicado CREG E-2014-006057

Respetado XXXXX:

Antes de dar respuesta a cada una de sus preguntas es importante mencionar que mediante las leyes 142 y 143 de 1994 se faculta a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para establecer los marcos normativos y metodologías tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, luego no es función de la CREG pronosticar cuáles serán los costos del servicio de energía y gas domiciliario para un periodo de tiempo en el futuro, los cuales además serán el resultado del comportamiento del mercado.

Respecto al servicio domiciliario de energía eléctrica, la Resolución CREG 119 de 2007 define la fórmula tarifaria que permite a los comercializadores establecer los costos de prestación del servicio a los usuarios regulados. Estos costos de prestación del servicio son definidos en la mencionada Resolución como el costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (CU), el cual consta de una componente variable de acuerdo con el nivel de consumo expresado en $/kWh y una componente fija expresada en $/factura. Los costos variables corresponden a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena eléctrica, es decir, los costos de generación, transmisión, distribución, comercialización, pérdidas de energía y restricciones. En el anexo de esta comunicación se presenta una descripción detallada de cada una de las componentes que conforma el CU.

Las principales causas de la variación hacia el futuro del CU son:

a) Los precios de compra de energía pactados o que se pactarán en los contratos que suscriba cada empresa prestadora del servicio con las empresas generadoras. En caso de ausencia de contratos, la empresa prestadora del servicio tendrá que comprar la energía según los precios de bolsa diarios en el mercado mayorista de energía. Estos precios dependen, entre otras, de la disponibilidad de agua y de los precios de combustibles necesarios para la generación de energía.

b) Las variaciones de los indicadores económicos (IPC o IPP), las cuales se aplican en casi todos los componentes mensualmente.

c) 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.

d) La indisponibilidad, programas de mantenimiento o salidas por fuerza mayor de los elementos del Sistema Interconectado Nacional.

Por lo expuesto, las tarifas de energía eléctrica son distintas entre las diferentes regiones del país. Para más información, ver el anexo de esta comunicación.

Presentado lo anterior damos a continuación respuesta a cada una de sus preguntas:

Primera pregunta:

¿El fenómeno del “niño” de presentarse en el país en que eventos de índole contractual entre generadores y comercializadores del servicio de energía eléctrica afectaría al alza del precio del kilovatio/hora y ello incidiría en la tarifa del servicio de energía eléctrica la cual cancelarían los usuarios de régimen regulado y no regulado?

Respuesta

Entendemos que su pregunta hace referencia a si el Precio de Bolsa tiene algún límite fijado por la regulación.

La regulación no tiene establecido ningún límite máximo para los precios de bolsa dentro del mercado mayorista de energía.

Segunda pregunta:

¿El fenómeno del “niño” de presentarse en el país en que eventos de índole contractual entre generadores y comercializadores del servicio de energía eléctrica afectaría al alza del precio del kilovatio/hora y ello incidiría en la tarifa del servicio de energía eléctrica la cual cancelarían los usuarios de régimen regulado y no regulado?

Respuesta

Tal como se mencionó en la respuesta general, una de las componentes variables del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (CU) es el costo de la generación de energía. Este costo es formado por la cantidad y precio de los contratos pactados entre cada empresa prestadora del servicio de energía y las empresas generadoras en proporción a la demanda que cubren esos contratos y por los precios de bolsa en el mercado por la componente de demanda no cubierta por esos contratos.

Los contratos pactados son una cobertura de riesgo ante el comportamiento de los precios de bolsa en el mercado. De esta manera, una empresa prestadora del servicio de energía conforme tenga más contratos puede verse menos afectada ante la volatilidad de los precios de bolsa.

Sin embargo, es importante resaltar que si los precios en bolsa se encuentren elevados y superan el precio de escasez, las empresas prestadoras del servicio sólo podrán cobrar hasta el precio de escasez, en lo que respecta a la componente de generación en el CU no cubierta con contratos (ver Resolución CREG 071 de 2006).

Tercera pregunta

¿Cuál es la tarifa máxima actual para el servicio de energía eléctrica a cargo de las E.S.P. de dicho servicio que podrán cobrar a sus usuarios regulados?, y ¿En qué eventos se daría esta situación contractual?

Respuesta:

Tal como se mencionó al principio de esta comunicación, es facultad de la Comisión establecer los marcos normativos y metodologías tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, luego las tarifas de energía facturadas a los usuarios serán producto de la aplicación de la regulación establecida por la Comisión. Esta tarifa, como se ha venido mencionando tiene diferentes componentes las cuales se explican en detalle en el anexo a esta comunicación.

Cuarta pregunta

¿Cuáles son los indicadores de estricto cumplimiento para los generadores de energía eléctrica en el evento de disminución de los niveles de los embalses de agua a su cargo y sea obligatorio acudir a la generación de energía eléctrica con gas?

Respuesta:

Por ser un mercado en competencia, la gestión y el manejo de los embalses está a cargo de los agentes propietarios o el que haga las veces de representante de las plantas hidroeléctricas. El agente deberá respetar las restricciones impuestas por autoridades ambientales para la operación comercial de centrales hidráulicas.

Diariamente los generadores ofertan un precio y declaran la disponibilidad para el día siguiente con el cual se establece el despacho de generación horaria y el precio horario del mercado según lo establece la regulación (ver la Resolución CREG 024 de 1995). Es así como si un agente hidráulico considera que debe guardar el agua para atender demanda a precios mayores en el futuro, ofertará el precio de su recurso superior al precio de la generación térmica, esta última será despachada en vez de la generación hidráulica. O si por el contrario, en condición de altos caudales considera que debe generar para no tener vertimientos en el futuro, ofertará un precio bajo y por lo tanto tendrá prioridad en el despacho sobre la térmica. De esta forma se controla la operación de los embalses.

Quinta pregunta

¿Ajustado a la regulación emitida por la CREG la tarifa por el servicio de energía eléctrica a cargo del usuario regulado es diferente a ser ella generada con gas en vez con recurso hídrico? Cual fuere la respuesta agradecería su comentario.

Respuesta:

La Ley 143 de 1994, por la cual establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, en su artículo 20 menciona:

“Artículo 20. En relación con el sector energético la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible.”

Para promover dicha competencia que trata el artículo anterior, la Resolución CREG 024 de 1995 tiene como objetivo reglamentar los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional. La mencionada resolución y todas aquellas que la modifiquen o sustituyan establecen que la actividad de generación de energía eléctrica es por competencia y su despacho no se realiza basado en un criterio por tecnología de generación utilizada. Es decir, el despacho de la generación de energía eléctrica no privilegia por el tipo de tecnología, por contrario se realiza según la declaración de disponibilidad de la planta y su oferta de precios al Centro Nacional de Despacho, CND.

Esperamos que esta información sea de su utilidad. Le invitamos a consultar nuestra página web, www.creg.gov.co en la cual podrá consultar el texto completo de toda la normatividad mencionada en esta comunicación.

Este concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO

Director Ejecutivo

Anexo: Explicación Fórmula Tarifaria para 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 ($/kWh- pesos por kilovatio-hora) para el mes m, del Comercializador Minorista.	Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien en el mercado diario “spot” denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo con generadores u otros comercializadores.	· Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores se indexan principalmente con el Índice de Precios al Consumidor -IPC. · El precio de bolsa varía hora a hora en cada día de acuerdo con las condiciones del mercado.
	Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/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 ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m. Los niveles de tensión son 1, 2, 3, y 4. En general los usuarios residenciales están conectados al nivel 1.	Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el Sistema de Transmisión Nacional hasta el usuario final a través de los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa distribuidora. Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el Ministerio de Minas y Energía, MME, ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD. Las ADD actualmente determinadas por el MME son: Oriente: Codensa, EEC, EBSA, ELECTROHUILA y ENELAR. Occidente : EMCALI, EPSA, EMCARTAGO, Empresa Municipal de Energía Eléctrica, CETSA, CEDELCA y CEDENAR Sur: ELECTROCAQUETÁ, EMSA, ENERGUAVIARE, ENERCA, EEPSA, EEBP Y EMEVASI Centro: ESSA, CENS, EPM, EDEQ, EEP, CHEC y Ruitoque	La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente. Por la creación de las ADD, donde se unificó el cargo se debieron presentar variaciones para los usuarios. (Los que tenían cargos superiores al unificado del ADD tuvieron disminuciones mientras que los que tenían cargos inferiores al del ADD presentaron incrementos)
	Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/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 2o estableció:

Artículo 2o. Contribución sector eléctrico usuarios industriales. Modifíquese el parágrafo 2o 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 2o. 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 3o. 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.

Fin del anexo.

NOTA AL FINAL:

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