Concepto 7728 de 2014 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 7728 DE 2014
(agosto)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
XXXXXXXXXXXXXXX
Asunto: Respuesta a pregunta sobre generación y tarifas de energía eléctrica
Radicado CREG E-2014-007728
Respetado XXXXX:
En la comunicación de referencia nos pregunta:
“Soy el responsable de una pequeña empresa de reciente creación y nuestro objetivo es desarrollar instalaciones de generación de electricidad por medio de paneles fotovoltaicos.
Tenemos numerosas dudas en cuanto a lo referente a toda la tramitología necesaria así como en los costes adicionales que tiene el kw/h generado hasta que llega al usuario final por lo que le agradecería si nos pudiera agendar una cita con la persona de su organización que nos pudiera ayudar o en su defecto resolver las dudas vía e-mail.”
Para empezar a dar respuesta a su consulta, a continuación haremos referencia a las principales disposiciones legales y regulatorias referentes a la construcción de plantas de generación.
La Ley 143 de 1994 establece en relación con la actividad de generación:
“ARTÍCULO 24. La construcción de plantas generadoras, con sus respectivas líneas de conexión a las redes de interconexión y transmisión, está permitida a todos los agentes económicos.
(…)
ARTÍCULO 25. Los agentes económicos privados o públicos que hagan parte del sistema interconectado nacional deberán cumplir con el Reglamento de Operación y con los acuerdos adoptados para la operación del mismo. El incumplimiento de estas normas o acuerdos, dará lugar a las sanciones que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas o la autoridad respectiva según su competencia.”
Por su parte la Ley 142 de 1994 establece:
“ARTÍCULO 22. RÉGIMEN DE FUNCIONAMIENTO. Las empresas de servicios públicos debidamente constituidas y organizadas no requieren permiso para desarrollar su objeto social, pero para poder operar deberán obtener de las autoridades competentes, según sea el caso, las concesiones, permisos y licencias de que tratan los artículos 25 y 26 de esta Ley, según la naturaleza de sus actividades.
ARTÍCULO 25. CONCESIONES, Y PERMISOS AMBIENTALES Y SANITARIOS. Quienes presten servicios públicos requieren contratos de concesión, con las autoridades competentes según la ley, para usar las aguas; para usar el espectro electromagnético en la prestación de servicios públicos requerirán licencia o contrato de concesión.
…
Deberán además, obtener los permisos ambientales y sanitarios que la índole misma de sus actividades haga necesarios, de acuerdo con las normas comunes.
Asimismo, es obligación de quienes presten servicios públicos, invertir en el mantenimiento y recuperación del bien público explotado a través de contratos de concesión.
ARTÍCULO 26. PERMISOS MUNICIPALES. En cada municipio, quienes prestan servicios públicos estarán sujetos a las normas generales sobre la planeación urbana, la circulación y el tránsito, el uso del espacio público, y la seguridad y tranquilidad ciudadanas; y las autoridades pueden exigirles garantías adecuadas a los riesgos que creen.
Los municipios deben permitir la instalación permanente de redes destinadas a las actividades de empresas de servicios públicos, o a la provisión de los mismos bienes y servicios que estas proporcionan, en la parte subterránea de las vías, puentes, ejidos, andenes y otros bienes de uso público. Las empresas serán, en todo caso, responsables por todos los daños y perjuicios que causen por la deficiente construcción u operación de sus redes.
Las autoridades municipales en ningún caso podrán negar o condicionar a las empresas de servicios públicos las licencias o permisos para cuya expedición fueren competentes conforme a la ley, por razones que hayan debido ser consideradas por otras autoridades competentes para el otorgamiento de permisos, licencias o concesiones, ni para favorecer monopolios o limitar la competencia.”
Como se observa, la Ley autoriza la instalación de plantas de generación a todo tipo de agentes económicos, pero al mismo tiempo señala que se deben obtener los permisos ambientales, sanitarios y municipales y las concesiones que sean del caso. El artículo 11 de la Ley 142 de 1994 establece que las empresas que presten servicios públicos están obligadas a informar sobre el inicio de sus actividades a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Así mismo la ley señala expresamente que los generadores estarán sometidos al cumplimiento de las disposiciones del Reglamento de Operación. Este reglamento está definido en el artículo 11 de la Ley 143 de 1994:
“Reglamento de operación: conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El reglamento de operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional.”
La Comisión adoptó en el año 1995 las resoluciones CREG 024 de 1995 que reglamenta los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el Sistema Interconectado Nacional y 025 de 1995, por la cual se establece el Código de Redes. Mediante la Resolución CREG 070 de 1998 se adoptó el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica. Todas estas disposiciones hacen parte del Reglamento de Operación.
En la primera de ellas se establecen las reglas sobre el funcionamiento del mercado mayorista de energía. Entre otras obligaciones allí se señala la obligación de los generadores de registrarse ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, de vender su energía en dicho mercado y constituir las garantías que se definen en la regulación. Por su parte las resoluciones 025 de 1995 y 070 de 1998 establecen las condiciones que deben cumplirse para que las plantas de generación se puedan conectar a las redes de transporte o de distribución. Adicionalmente la Resolución CREG 106 de 2006 señala la obligación de las plantas de generación de adelantar la solicitud a la conexión a la red de transmisión ante la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, y constituir la garantía respectiva.
Además de las ya mencionadas, la CREG ha adoptado otras disposiciones que hacen parte del Reglamento de Operación, que versan sobre la operación de los activos de generación conectados al SIN y sobre el funcionamiento del mercado mayorista, que son de obligatorio cumplimiento para todos los agentes que participan en él.
Es importante mencionar 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.
De otra parte, se destaca que mediante la Ley 1715 de 2014 el Gobierno Nacional estableció los lineamientos de políticas para la integración de fuentes de energías renovables no convencionales (FNCER), entre ellas las plantas fotovoltaicas, al Sistema Interconectado Nacional, SIN. La mencionada Ley prevé un periodo de tiempo para la expedición de los respectivos Decretos y Regulaciones por parte del Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas; por tanto, hasta el momento no existen modificaciones ni adiciones según lo mencionado en esta comunicación en lo que respecta a la participación de plantas de generación en el mercado mayorista de energía eléctrica.
Así mismo, las leyes 142 y 143 de 1994 facultan 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, en este sentido no es función de la CREG pronosticar cuáles serán los costos del servicio de energía y gas domiciliario para un período de tiempo en el futuro.
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 al nivel de consumo expresado en $/kWh y una componente fija expresado 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:
- 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.
- Las variaciones de los indicadores económicos (IPC o IPP), las cuales se aplican en casi todos los componentes mensualmente.
- 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.
- 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 anexo.
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. En caso de requerir una ampliación de alguna de las respuestas dadas y de considerarlo necesario puede enviarnos sus inquietudes bien sea por esta vía o a través del correo electrónico, creg@creg.gov.co
Este concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el 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.
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:
| Tarifa estratos 1,2 | = | CU – Subsidio L. 812/ 2003 y 1117 /2006 |
| Tarifa estratos 3 | = | CU – Subsidio Ley 142 de 1994 |
| Tarifa estrato 4 y Oficial | = | CU |
| Tarifa estratos 5, 6, industria 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, 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.
