CONCEPTO 21786 DE 2014
(diciembre)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
XXXXXXXXXXXXXXX
Asunto: Respuesta a comunicación
Radicado CREG E-2014-021786
Respetado XXXXX:
En la comunicación de la referencia nos realiza la siguiente consulta:
Pregunta
“Solicito por favor si me pueden enviar información sobre como funciona el sector eléctrico colombiano.”
Respuesta
Entendemos de su pregunta que requiere información sobre las principales regulaciones que rigen el sector eléctrico colombiano.
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 la 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 según la declaración de disponibilidad de la planta y su oferta de precios al Centro Nacional de Despacho (CND).
“Despacho programado. Es el programa de generación que realiza el Centro Nacional de Despacho (CND), denominado Redespacho en el Código de Redes, para atender una predicción de demanda y sujeto a las restricciones del sistema, considerando la declaración de disponibilidad, la oferta en precios y asignando la generación por orden de méritos de menor a mayor.”
A continuación una tabla sobre las principales resoluciones de la Comisión sobre el funcionamiento del SIN:
| Resolución | Epígrafe |
| Res. CREG 055 de 1994 | Por la cual se regula la actividad de generación de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. |
| Res. CREG 024 de 1995 | Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación. |
| Res. CREG 025 de 1995 | Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. |
| Res. CREG 071 de 2006 | Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. |
| Res. CREG 051 de 2009 | Por la cual se modifica el esquema de ofertas de precios, el Despacho Ideal y las reglas para determinar el precio de la Bolsa en el Mercado de Energía Mayorista. |
| Res. CREG 156 de 2011 | Por la cual se establece el Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación |
| Res. CREG 097 de 2008 | Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. |
| Res. CREG 011 de 2009 | Por la cual se establecen la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional. |
Respecto al servicio de energía eléctrica y los valores a pagar por parte de los usuarios, la Resolución CREG 119 de 2007 define la formula tarifaria que permite a los comercializadores establecer los costos de prestación del servicio a los usuarios. 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.
Finalmente, la Resolución 091 de 2007 y todas aquellas que la modifiquen, sustituyan y/o adicionen establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas.
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 el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
Cordialmente,
JORGE PINTO NOLLA
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
