Concepto 12700 de 2025 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 12700 DE 2025
(octubre 22)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
Señor
XXXXXX
Asunto: Repuesta a comunicación E2025013578
Radicado CREG: E2025013578
Expediente CREG (NA)
Respetado señor,
Hemos recibido la comunicación de la referencia, trasladada a la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, por el Ministerio de Minas y Energía con el Radicado MME 1-2025-046322, en la cual manifiesta:
(...) Ultimas disposiciones, requerimientos y novedades regulatorias proferidas del sector energético.
Como se hace la formulación y aplicación de las estructuras tarifarias del Mercado Regulado (precios atribuidos por regulación) y Mercado no Regulado (Rango).
Como se analizan la composición de los costos actuales de prestación del servicio de energía (CU), existen estructuras tarifarias alternativas.
Como Analizar la normatividad y la regulación aplicable al régimen de tos subsidios y de las contribuciones, y como difundir su correcta aplicación.
Como se elaboran los informes regulatorios, de tarifas y de subsidios y contribuciones requeridos por terceros o por las Empresas, con la finalidad de presentar la información necesaria para la toma de decisiones.
Como se realiza el cálculo del CFS como componente dentro de la formula Tarifaria".
(...)
Inicialmente 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.
La función de control del cumplimiento de las resoluciones expedidas por parte de la CREG, las leyes y demás actos administrativos a que están sujetos los prestadores de servicios públicos domiciliarios, le competen por ley a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, en temas de derecho de la competencia.
Con respecto a su solicitud, nos permitimos informar que las novedades regulatorias de la Comisión pueden ser consultadas de manera gratuita en nuestro gestor normativo en el siguiente enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/novedades regulatorias.html
Igualmente, 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, 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, definido por la Resolución CREG 119 de 2007(1)
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 $/factura, según se indica a continuación:
Cada uno de los componentes varía en diferentes periodos de tiempo, de la siguiente manera:
| Componente | Definición del Componen te | Explicación | Factores de Variación |
| Gm, i, j | Costo de compra de energía ($/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) | - 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. - Varía entre empresas según la gestión comercial de cada uno de los comercializadores que atienden a los usuarios finales. |
| T m | Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinado. | Es el valor único para todos los comercializadores con el cual se paga el transporte de energía desde las plantas de generación hasta las Redes de Transmisión Regional (STR). (Resolución CREG 011 de 2009) | La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente por las variaciones en la demanda nacional. |
| D n,m | Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondient e 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: Zona oriental - Codensa - ENELAR - EBSA ELECTROHUILA - Celsia Mercado Tolima Zona occidental - EMCALI - Celsia Mercado EPSA - EMCARTAGO - Empresa Municipal de Energía Eléctrica - CETSA - CEDELCAR - CEDENAR Zona sur - Electrocaquetá - EMSA - ENERCA - Putumayo - Bajo Putumayo - Emevasi Zona Central - ESSA - CENS - EPM - EDEQ - EEP - CHEH - Ruitoque Los mercados atendidos por Afinia, Air-e, Energuaviare y Dispac no están dentro de ninguna ADD. (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. |
Cv m,i, j | 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) | La actualización se realiza con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Varía mensualmente. |
| R m,i | Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializado r Minorista i en el mes m. | Corresponde a los costos de la generación más costosa que debió utilizarse para que el Sistema de Transmisión Nacional opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red. (Resolución CREG 119 de 2007) | Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión. Varía mensualmente. |
| PR n,m,i,j | Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializado r 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 de acuerdo con el costo aprobado. |
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 redes y de otros elementos utilizados en la prestación del servicio.
- Cambios en los índices de precios al consumidor (IPC) o al productor (IPP).
- 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 reflejar como un menor valor a pagar.
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, 1428 de 2010 y 2276 de 2022 establecen que la aplicación de subsidios al CU, a partir de enero de 2007 y hasta diciembre del año 2023, debe hacerse de tal forma que el incremento a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de subsistencia(2) 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.
Para consumos superiores al de subsistencia, la tarifa no es subsidiada, sino que es igual al CU.
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 y cuyos recursos son destinados a cubrir parte de subsidios otorgados a los usuarios de estratos 1, 2 y 3.
De lo anterior se exceptúan algunos usuarios industriales según lo establecido en el artículo 2o de la Ley 1430 de 2010, reglamentado a través de los decretos 2915 y 4955 de 2011.
Los subsidios que no alcanzan a ser cubiertos por las contribuciones son aportados por la Nación, a través del denominado Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, FSSRI, administrado por el Ministerio de Minas y Energía.
Con base en los subsidios y en las contribuciones se calculan las tarifas para cada tipo de usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica y con base en ellas y el consumo realizado por cada uno de ellos, se liquidan las facturas.
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 2o 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.
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.
En los casos en que se presentan variaciones importantes en los costos del servicio, acorde con lo establecido en la Resolución CREG 012 de 2020, el prestador del servicio puede optar por una aplicación gradual de las variaciones en las tarifas a los usuarios. La aplicación de dicha opción tarifaria es potestativa de los prestadores del servicio, previo el cumplimiento de algunos requisitos establecidos en la reglamentación mencionada.
Respecto a los informes regulatorios, de tarifas y de subsidios y contribuciones requeridos por terceros o por las Empresas, entendemos que el ministerio de minas y energía dio traslado a la SSPD, motivo por el cual no hacemos ningún traslado.
Finalmente, respecto al cálculo del CFS, nos permitimos aclarar que este es calculado de acuerdo con el artículo 18 de la resolución CREG 180 de 2014, el cual dispone:
"Artículo 18. Costos financieros. El factor CFEi,j,m será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde la variable CFSi,j,m corresponderá a la remuneración por el costo financiero asociado al giro de los subsidios al comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j, en el mes m. Esta variable será estimada mensualmente por el comercializador de conformidad con la siguiente fórmula:
Donde:
Costo financiero asociado al giro de los subsidios al comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j, aplicable en el mes m. Este factor será igual a cero cuando en la última validación trimestral realizada por el Ministerio de Minas y Energía, el comercializador i, en el mercado de comercialización j, sea superavitario.
Últimos cuatro trimestres validados por el Ministerio de Minas y Energía para el comercializador i, en el mercado de comercialización j.
Promedio del número de meses transcurridos desde la finalización de los trimestres T hasta el giro de los subsidios para el comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j.
En el caso que para un trimestre T se presente más de un giro se deberá calcular el promedio ponderado del tiempo transcurrido desde la finalización del trimestre hasta los giros empleando el valor de los giros realizados.
En el caso de que un comercializador sea superavitario y se vuelva deficitario el valor de N deberá ser igual a 1,5.
Costo de oportunidad mes vencido, calculado como el promedio ponderado de las tasas de interés preferencial o corporativo, de los créditos comerciales, vigentes a partir del segundo mes del último trimestre de T y hasta el mes anterior al mes de giro de subsidios por parte del Ministerio de Minas y Energía. Para la ponderación se emplea el monto colocado.
La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el formato 088 de la Circular externa 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. La tasa efectiva anual publicada deberá mensualizarse para su aplicación utilizando la siguiente expresión:
Con:
Tasa efectiva mensual
Tasa efectiva anual
Valor absoluto del promedio del déficit de subsidios causados y no pagados una vez finalizado cada trimestre, de acuerdo con las validaciones realizadas por el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el artículo 5o del Decreto 847 de 2001 o aquel que lo modifique, complemente o sustituya, para el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para los trimestres T.
M: Promedio del número de meses de pago anticipado respecto de la finalización de los trimestres T para el comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j.
En el caso que para un trimestre T se presente más de un pago anticipado se deberá calcular el promedio ponderado del tiempo transcurrido desde el pago anticipado hasta finalización del trimestre empleando los valores de los pagos realizados.
Costo de oportunidad mes vencido, calculado como el promedio ponderado de las tasas de los Certificados de Depósito de Ahorro a Término, vigentes a partir del segundo mes del último trimestre de T y hasta el mes anterior al mes de giro de subsidios por parte del Ministerio de Minas y Energía. Para la ponderación se emplea el monto colocado.
La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el Formato 441, Circular 100 de 1995 de la Superintendencia Financiera de Colombia. La tasa efectiva anual publicada en la columna "Total establecimientos" deberá mensualizarse para su aplicación utilizando la siguiente expresión.
Con:
Tasa efectiva mensual
Tasa efectiva anual
Valor promedio del déficit de subsidios pagados antes de finalizar cada trimestre, de acuerdo con las validaciones realizadas por el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el artículo 5o del Decreto 847 de 2001 o aquel que lo modifique o sustituya, para el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para los trimestres T.
Corresponde al promedio de facturación por concepto de ventas de energía realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, en los trimestres T. Esta facturación debe coincidir con lo reportado al Sistema Unificado de Información, SUI, para usuarios regulados en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055 o aquella que la modifique, complemente o sustituya."
El contenido completo de las resoluciones citadas anteriormente y expedidas por la CREG puede consultarse y descargarse, sin costo alguno, accediendo a la página web de la Comisión, www.gestornormativo.creg.gov.co
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 1o de la Ley 1755 de 2015.
Cordialmente,
HUGO ENRIQUE PACHECO DE LEÓN
Asesor de la Dirección Ejecutiva
Delegado para PQRSD.
Nota: En las siguientes páginas encontrará las firmas electrónicas asociadas a este documento.
1. La resolución completa puede consultarse en el Gestor Normativo de la Comisión: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion creg 0119 2007.htm
2. Primeros 173 kWh de consumo para usuarios ubicados en poblaciones con altura sobre el nivel del mar inferiores a 1.000 metros o los primeros 130 kWh mes de consumo para usuarios en alturas iguales o superiores a dicho límite.
