CREG - Concepto 12832 de 2015

GESTOR NORMATIVO - ALEJANDRÍA

CONTRASTE

AYUDA BUSCAR Concepto 12832 de 2015 CREG

ANOTACIONESANOTACIONES

Reducir Normal Aumentar

COMPARTIR

IMPRIMIR

DESCARGARANEXOS

DatosDATOS BúsquedaBUSCAR ÍndiceÍNDICE MemoriaMEMORIA DesarrollosDESARROLLOS ModificacionesMODIFICACIONES ConcordanciasCONCORDANCIAS NotificacionesNOTIFICACIONES Actos de trámiteACTOS DE TRÁMITE Concepto 12832 de 2015 CREG Abrir documento modal

DOCUMENTO

Abrir Datos modal DATOS Abrir Búsqueda modal

BUSCAR

Abrir Índice modal

ÍNDICE

Abrir Memoria modal

MEMORIA

Abrir Desarrollos modal

DESARROLLOS

Abrir Modificaciones modal

MODIFICACIONES

Abrir Concordancias modal

CONCORDANCIAS

Abrir Notificaciones modal NOTIFICACIONES Abrir Actos de trámite modal ACTOS DE TRÁMITE Abrir CONCEPTO 12832 DE 2015 <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

ASUNTO: Su Derecho de Petición

Radicado CREG E-2015-012832

Respetado XXXXX: Hemos recibido su comunicación remitida por la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, en la cual nos manifiesta lo siguiente: Ante la diligencia que ha mostrado el Ministerio al anunciarnos un incremento en las tarifas de energía eléctrica, molesto su atención para preguntar, cual es la razón para que después de dos años o más, de haber comprado

CODENSA a la Empresa de Energía de Cundinamarca, ni el Ministerio, ni la CREG, ni Supe sociedades; tomen medidas para regular las tarifas de energía diferenciales que existen, siendo mayores las que se cobran en Cundinamarca, que las que se pagan en el Distrito Especial. Tengo entendido que es obligatorio para CODENSA disminuir el valor kilovatio hora en Cundinamarca, incluso, me parece, que debe existir un reintegro del mayor valor facturado a los usuarios de la Empresa de Energía de Cundinamarca. Espero Señor Ministro una respuesta y que usted de traslado de esta inquietud a las entidades ya mencionadas y a

CODENSA.

Previo a dar respuesta a su solicitud, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignaron la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Por tal razón, es importante precisar que en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a las autoridades competentes mediante los procedimientos de rigor y, en tal virtud, tanto las preguntas como las respuestas deben darse o entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares. De otra parte, 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 y a la Superintendencia de Industria y Comercio en temas de derecho de la competencia. Con relación a sus inquietudes nos permitimos informarle que, dadas las diferencias en el valor de la componente de distribución entre distintos sistemas, el Ministerio de Minas y Energía, MME, mediante el decreto 388 de 2007, 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 las siguientes: ADD Empresa ADD Empresa Oriente Codensa, Occidente EMCALI

EEC EPSA

EBSA Emcartago Electrohuila Empresa Municipal de Energía ENELAR Eléctrica

CETSA,

CEDELCA

CEDENAR

Centro ESSA Sur CAQUETÁ

CENS EMSA,

EPM ENERCA

EDEQ Empresa de Energía del EEP Putumayo CHEC Empresa de Energía del Bajo Ruitoque Putumayo Emevasi Ahora bien, las áreas de distribución como tal se definen en el Artículo 1 del Decreto 388 de 2007, el cual a su vez fue adicionado por el Artículo 1 del Decreto 1111 de 2008, así: Areas De Distribución (ADD). Para los efectos señalados en el parágrafo del artículo 64 de la Ley 1151 de 2007, se adopta como definición de áreas de distribución la siguiente: Conjunto de redes de transmisión regional y/o distribución local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y rurales, que son operadas por uno o

más Operadores de Red y que se conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecido en la ley. De la definición antes transcrita, se observa que las áreas de distribución tienen el objetivo de reunir en una misma área a empresas (operadores de red) con tarifas bajas (mercados concentrados), junto con empresas de tarifas altas (mercados dispersos), a fin de que los que tienen tarifas bajas las incrementen un poco y los de tarifas elevadas las bajen hasta lograr una unificación de tarifas, buscando en todo caso cubrir los costos asociados a la prestación del servicio de cada una de las empresas que conforman el área. De otra parte, el Costo Unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (Cu) (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, las cuales reflejan los costos que implican la generación, la transmisión y la comercialización de la energía eléctrica para cada mercado. Es necesario precisar que los costos pueden variar por diversas circunstancias, dentro de las más relevantes consideramos las siguientes: · Los precios de compra de energía. Estos tienen su origen ya sea en los contratos que suscriba cada empresa prestadora del servicio con las empresas generadoras, o en su ausencia, a los precios de bolsa del mercado mayorista de energía, los cuales a su vez 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, unificándose el valor del cargo de distribución en los sistemas de distribución al interior de una misma ADD. · Las variaciones de los indicadores económicos (IPC o IPP). Estas variables se aplican a la mayoría de los componentes de la tarifa, lo cual se efectúa de manera mensual. · La disponibilidad del recurso hídrico utilizado para la generación de energía y el costo de los combustibles de origen fósil como el gas natural o el carbón utilizados para ese mismo fin. · Los insumos para las líneas de transmisión y distribución como el cobre o el aluminio, las características del mercado, en el caso de los costos de comercialización, entre otras. Así mismo, la fórmula tarifaria que se aplica a todo el Sistema Interconectado Nacional es la misma y 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 (Ver anexo), por lo tanto, las empresas Codensa y EEC, vienen operando como áreas de distribución desde el mes de septiembre de 2008 y en la actualidad sus tarifas de distribución están unificadas cumpliendo los objetivos de la regulación antes mencionada. Con respecto a su inquietud de convertir las empresas en una única, con el objeto de que las tarifas serían únicas en todas las variables de la fórmula, le informamos que este es un aspecto que sale de la competencia que tiene la Comisión e incluso encuentra su soporte en el principio constitucional de la Libertad de Empresa, por lo que no

nos podemos pronunciar al respecto. Finalmente, le informamos que sí usted desea conocer en detalle la forma como se determinó el costo unitario de prestación del servicio que aparece en su factura o las razones que han dado origen a variaciones en el mismo, le recomendamos dirigirse inicialmente a la empresa pretadora del servicio, que en este caso es CODENSA, con el fin de que le dé las explicaciones del caso. De otro lado, es importante informarle que los usuarios tienen derecho a presentar peticiones, quejas y/o reclamos ante la empresa prestadora de servicios públicos domiciliarios, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 152 y siguientes de la Ley 142 de 1994, quien a su vez cuenta con un término de 15 días hábiles para dar respuesta a las mismas. Si el usuario presenta una petición ante la empresa que le presta el servicio y ésta no la responde en un término de 15 días hábiles opera el silencio administrativo positivo, es decir que por mandato de la ley debe entenderse aceptada la petición del usuario. Así mismo, si el usuario presenta un reclamo y no queda satisfecho con la respuesta recibida, puede interponer ante la empresa un “recurso de reposición y en subsidio de apelación”. La empresa resolverá el recurso de reposición y si la respuesta no fuere favorable al usuario, la empresa remitirá el expediente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que resuelva la apelación De igual manera le informamos que si la empresa no resuelve oportunamente los recursos presentados y/o no remite el recurso de apelación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, usted podrá interponer la queja directamente ante esa superintendencia.

Esperamos que esta información sea de su utilidad y 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. El presente concepto se emite en los términos del numeral 73.24 del Artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y con el alcance del artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015. Cordialmente, JORGE PINTO NOLLA Director Ejecutivo Copia: Dr. Omar Orlando Serrano Sánchez, Jefe Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales, Ministerio de Minas y Energía. Calle 43 N0. 57-31 CAN, Bogotá. 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: 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 $/factura, según se indica a continuación: Cada uno de los componentes varía en diferentes periodos de tiempo, de la siguiente manera: Definición del Explicación Factores de Variación. Componente Componente Costo de compra de Este componente corresponde al Los contratos de energía a largo energía ($/kWhcosto de compra de energía por plazo que representan el mayor pesos por kilovatioparte del comercializador, bien porcentaje en el total de compras hora) para el mes m, en el mercado diario “spot” de los comercializadores se del Comercializador denominado la bolsa de energía indexan principalmente con el Minorista. o en contratos a largo plazo con Índice de Precios al Consumidorgeneradores u otros IPC. comercializadores. El precio de bolsa varía hora a hora en cada día de acuerdo con las condiciones del mercado. Costo por uso del Es el valor único para todos los La actualización se realiza con el Sistema Nacional de comercializadores con el cual se Índice de Precios al Productor Transmisión paga el transporte de energía (IPP). ($/kWh) para el mes desde las plantas de generación Varía mensualmente por las m determinado hasta las Redes de Transmisión variaciones en la demanda Regional (STR). nacional. Costo por uso de Corresponde al valor que se La actualización se realiza con el Sistemas de paga por transportar la energía Índice de Precios al Productor

Distribución desde el Sistema de Transmisión (IPP). ($/kWh) Nacional hasta el usuario final a Varía mensualmente. correspondiente al través de los Sistemas de nivel de tensión n Transmisión Regional y de Por la creación de las ADD, donde para el mes m. Distribución Local. Estos se unificó el cargo se debieron Los niveles de valores se definen por la CREG presentar variaciones para los tensión son 1, 2, 3, y para cada empresa distribuidora. usuarios. (Los que tenían cargos

4. En general los superiores al unificado del ADD usuarios Dadas las diferencias en el valor tuvieron disminuciones mientras residenciales están de este componente entre que los que tenían cargos inferiores conectados al nivel distintos sistemas, el Ministerio al del ADD presentaron 1. de Minas y Energía, MME, incrementos) 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

ENELAR

Occidente EMCALI EPSA

EMCARTAGO

Empresa Municipal de Energía Eléctrica

CETSA,

CEDELCA

CEDENAR

Sur CAQUETÁ

EMSA,

ENERCA

Putumayo Bajo Putumayo Emevasi Centro ESSA CENS EPM EDEQ EEP CHEC Ruitoque Los departamentos de la costa atlántica de por sí son un área de distribución, por tanto su tarifa es la misma. Margen de Remunera los costos variables La actualización se realiza con el

Comercialización asociados con la Índice de Precios al Consumidor correspondiente al comercialización de la energía, (IPC). mes m, del tales como el margen de la Varía mensualmente Comercializador actividad, riesgo de cartera, Minorista, expresado pagos al Administrador del en ($/kWh). 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 metodología de reconocimiento de la actividad de comercialización está contenida en la Resolución CREG 180 de 2014 Costo de Corresponde a los costos de la Es variable por cuanto depende Restricciones y de generación más costosa que principalmente de la magnitud de Servicios asociados debió utilizarse para que el la indisponibilidad de los activos con generación en Sistema de Transmisión de transmisión. $/kWh asignados al Nacional opere de manera Varía mensualmente Comercializador segura y/o por las limitaciones Minorista i en el mes de su red. m. Costo de compra, Corresponde al costo reconocido Variará por empresa de acuerdo al transporte y de pérdidas de energía que por costo aprobado. reducción de razones técnicas o no técnicas se pérdidas de energía pierden tanto en el Sistema de ($/kWh) acumuladas Transmisión Nacional como en hasta el nivel de el Sistema de Transmisión tensión n, para el Regional y Distribución Local; mes m, del así como los costos de los Comercializador programas de reducción de Minorista pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización. 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. Ir al inicio Reducir Normal Aumentar IR ARRIBA Gestor Normativo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - Alejandría

ISBN 978-958-98069-2-0

Última actualización: Control de versiones Créditos y reserva de derechos de autor Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG - DRA © 2019 a 2021

×