CREG - Concepto 163 de 2009

2/5/24, 17:42 about:blank CONCEPTO 167 DE 2009 (Octubre) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍAY GAS - CREG

Bogotá, XXXXXX XXXXX XX XX Asunto: Su comunicación del 22 de octubre de 2009 Radicado CREG E-2009-009983

Respetada XXXXX: Mediante la comunicación de la referencia, Usted consulta lo siguiente: ...solicito información más detallada sobre los componentes que tienen en cuenta para la tarifación, es decir los parámetros y la fórmula con la que calculan las tarifas que se cobran por el servicio..” Respuesta El Costo Unitario de prestación del servicio de energía eléctrica y gas combustible, es decir el costo por unidad (Kw-h ó m3), de las empresas prestadoras del servicio en Colombia resulta de la aplicación de las fórmulas establecidas por la CREG mediante Resoluciones. El resultado de la aplicación de estas fórmulas por parte de las empresas, son los cargos de energía eléctrica y gas combustible que se cobran a los usuarios.

Más detalladamente, en el caso específico de energía eléctrica, los cargos de las diferentes empresas del país dependen de la aplicación de la fórmula establecida en la Resolución CREG 119 de 2007, que consiste básicamente en lo siguiente:

1. Componente Variable($/Kw-h): CUv =G— 4284 D 4Ev . +ER Ab] ri, mM m7 mé, j mt Mi

2. Componente Fijo ($/factura): e, > Aj Cada uno de los componentes varía en diferentes periodos de tiempo, de la siguiente manera:

Definición del Explicación Factores de Variación. Componente Componente G Costo de compra de Este componente 1. Los contratos de mi, j energía ($/kWh- ¡pesos corresponde al costo de energía a largo plazo que por kilovatio-hora) para el compra de energía porrepresentan el mayor mes m, del parte del comercializador, porcentaje en el total de Comercializador bien en el mercado diario compras de los Minorista i, en el Mercado “spot” denominado la bolsa comercializadores, se de Comercialización j. de energía o en contratos aindexan principalmente Para este caso ellargo plazo con con el Indice de Precios Comercializador generadores u otros al Consumidor -IPC. Minorista es CODENSA. comercializadores. 2. El precio de bolsa about:blank 1/6 2/5/24, 17:42 about:blank varía hora a hora en cada día. Es el valor único para todos La actualización se los comercializadores con realiza con el Índice de Costo por “uso delel cual se paga elPrecios al Productor Sistema Nacional detransporte de energía (IPP). Transmisión ($/kWh) para desde las plantas de el mes m determinado generación hasta las Redes Varía mensualmente por de Transmisión Regionallas variaciones en la (STR). demanda nacional. de Corresponde al valor que Costo por uso se paga por transportar la Sistemas de Distribución energía desde el Sistema (S/kWh) correspondiente de Transmisión Nacional La al nivel de tensión n para actualización se hasta el usuario final a el mes m. - : realiza con el Índice de Los niveles de tensión traves de Jos Sistemas de Precios al Productor son 1,I1,IIl y IV. En general 9 y “e (PP).

Distribución Local. Estos los usuarios residenciales valores se definen por la están conectados al nivel CREG para cada empresa l. distribuidora. d Remunera los costos Margen variables asociados con la Comercialización comercialización de la correspondiente al mes energía, tales como el La m, del Comercializador actualización se margen de la actividad, Minorista i, en el Mercado realiza con el Indice de vo. riesgo de cartera, pagos al Mi, de Comercialización j que Precios al Consumidor Administrador del Mercado incluye los costos (IPC). y al Centro Nacional de variables de la actividad Despacho, así como las de comercialización, contribuciones a la CREG y expresado en ($/kWh). a la SSPD Corresponde a los costos Costo de Restricciones yde la generación más : de Servicios asociados costosa que debió utilizarse o on able .P pl anto con generación en $/kWh para que el Sistema de de la magnitud de la a iolizador a ers de manera. <eouta indisponibilidad" de los Minorista ¡ en el mes m. y/o por las limitaciones de activos de transmisión. su red, Corresponde al costo reconocido de pérdidas de Variará por empresa de energía que por razones acuerdo al costo Costo de compra, í rt ducción d técnicas o no técnicas se aprobado. pérdidas Vd A nergía pierden tanto en el Sistema (S/KWHh) acumuladas Ye Transmisión Nacional PR como en el Sistema de hasta el nivel de tensión Transmisión Regional y n, para el mes m, del Distribución — Local; así Comercializador como los costos de los

Minorista i, en el Mercado programas de reducción de de Comercialización j. pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización. Costo Base de Remunera los costos fijos La Resolución CREG 119 Comercialización de la atención de losde 2007 no prevé Cf, (S/factura) usuarios tales como actualización para este ,] correspondiente al mes facturación, lectura, componente. Se realizará m, para el Mercado de atención, reclamos, etc. en resolución posterior.

Comercialización j. about: blank 2/6 2/5/24, 17:42 about:blank El caso del gas natural es equivalente al que se ha descrito hasta aquí para la energía eléctrica.

En la Resolución CREG 011 de 2003 se determina la fórmula tarifaria general aplicable a los Usuarios Regulados del servicio domiciliario de distribución de gas natural, en los siguientes términos:

Cargo Variable: G,, +1, Mv. =-—|M D r.

NA t-p fe Cargo Fijo: ME jo = DE py + Ci Donde: Componente | Defindail cComipeónennt e | — Explicación o Costo promedio maximo | Este componente | Los contratos de unitarioen $m3 (pesos par | corresponde al | compra de gas Go. metrocúbico) para compres | costodecomprade | halural se Indexan m7 de gas natural destinado a | gas: natural por | mensualmencotn el a Usuarios Regulados, | parte del | Tasa de Cambio eplicable en el mes m del | comercializadoren | Represantativa del Comercializador Minorista, | contratos con | Mercado -TRM.

para este caso GAS| productoyr aetrsos NATURAL comercializadoras. Es al valor con el Costo promedio Méxcimo La aciualzación a cual se paga el unitaria en 6/m3 para el Toalla transporte de gas transporte de gas en el mensualmencotn el a natural desde hs Sistema Hacioral de Tasa de Cambio puras de Trenspote destinado A producción hesta Rapresentativa del mm Usuarica Regulados. le: Hades: dt Mercado -TRM. Distribuelón. Comreeporde al valor qe se paga por Componente verabledel Cargo | transportar el gas de | Distribualón en Sm3| natural desde el 3 permiido al Distribuipodr ourso | Sistema Nacional de | Laa rualacióens, DY de la red apicabk en dl mes m, | Transporte hasta el al Producir MA comespondenmte al rango j de | usuario final a tres (PFI consumo. Ho inches la de lus Setemas de consaión. Distribución. Estos valoser deefsine n por kE CREG para cada empresa distribuidora. about:blank 3/6 2/5/24, 17:42 about:blank Correspoanl dvaelo r que Se paga por Componente fijo del cargo de transportar el pas disimbución, —expresado en neural desde el Sfaotura, aplicable en el mes m La actualización ae Sistema Maolonal de DF. comespondiente al rango j de realiza cone l Índice de loa los usedel npri mer | GTruanosp ortfea l haa sttra avésel | renga de consime de PEE libelo A canasta de tarifas sen iguala Distribución Estos

pas valores 66 definen por la CAES pare cada empresa distribuidora. Remunera los costos asociados can la comercialización del gas naturay ll a | La actualizaciónse Largo máximo de | siención de ls E C Comercalización del mes Mm | usuerios: Margen de a 1) expren epessos apord faoctu ra. | lasctividad, riesgo Consumidor (IPC) de certera : comiribuciones a la CRES y ala SSPD, facturación, lectura, etención, —Feclamos, ETE. Vane por empresa de acuerdo A costo aprobado, Loresporde al costo Porcentaja. | reconocido de reconocido de pírdides de gas en el Sistema perdidas de gas Nacional de Transporte y enel natural que por sstema de — DiStMDUOn rzones técnicas 0 ma equivalerde a 3.5%, técnicas se pierden desagregado en un 1% para el tante en el Saema Sistema Nacidoe nTraansplort e Naslonal dle yn 25% para el Sistemade Transporte cornoen el Distriburion. Sistema dle Distribucion. Finalmente, las tarifas de gas licuado de petróleo están determinadas por la Resolución 0180 de 2009, así: M=G+E+2Z+N+D about:blank 4/6 2/5/24, 17:42 about:blank Componente ont Explicación Factdoe rVareiacsión . Los precios de compra de gas licuadode Esti componente a corresponde al costo mensualmente con 105 G io lg de compra de gas | precios internacionales

Mal lcuado de patrólso | de propano y butano y E ] por parte dal con la Tasa distrisuldor. Representativa del Marcado (TRIM). Costo p lo Es el valor con el rca unitario erbaas ES Laa ctualización se, y) lo para al ras cone indica de transpodre tgea s | ¡Vado de petróleo | —raciosa l Productor licuado de | 09lasd po zos del cermansualmente. T producchaistóa nlo s petróleo en ls ptas de. leed ductdeol spaa . por ductos. Cargo de | Corresponde alí La actualeación no D y E Distribución — Y | valor que se paga está regulacia. Comercialización | por transporiar el Minorista en| gas licuado de +$/kg. permilido al | petróleo desde los Distribuidor y el | centros de abasto Comerclallzador | hasta laa plantas Minorista. envasadoras, el envasado, el transporte al usuario final y la atención de laos usuarios. Remunera los Margen del costos asociados La actualización se comer | 7 la | realiza anualmente con M arias comercialización | el Índice de Precios al yorta: del gas licuadod e | Consumidor (IPC), peiíleo al por Mayer. Corresponde alfEl margen para costo reconocido | seguridad es fijado por para las | Resolución expedida actividades de | por la CREG y se mantenimiento, actualiza anualmente É dla de reparación y | con el Ínelkoe de a reposición de | Precios al Consumicor

cllindros y (IPC), tanques, — póliza global y válvula de seguridad. about:blank 5/6 2/5/24, 17:42 about:blank En el caso de los servicios de energía eléctrica y gas natural, posterior a la aplicación de las fórmulas de la CREG, las empresas deben aplicar los subsidios y contribuciones correspondientes a cada estrato. Por ejemplo, si un usuario pertenece al estrato uno (1) debe pagar sólo entre el 50% y hasta el 40% de ese costo de energía, para el estrato dos (2) debe pagar sólo entre el 40% y hasta el 50% y para el estrato 3 debe pagar el 85% del costo de la energía, para los primeros 173 Kwh/mes, para las alturas mayores a los 1.000 m.s.n.m y 130 Kwh/mes para las alturas menores a los 1.000 m.s.n.m., o lo que se denomina el consumo de subsistencia. Es decir si el costo unitario es de $250/Kw-h, el usuario del estrato uno (1) pagará para los consumos menores al consumo de subsistencia máximo $125/Kw-h y hasta $100/Kw-h, el usuario de estrato dos (2) máximo $150/Kw-h y hasta $125/Kw-h y el usuario de estrato tres (3) $212,5/Kw-h. Para los consumos mayores al consumo de subsistencia los usuarios de todos los estratos pagarán el Costo Unitario (Cu) de la energía completo. Este rango de subsidios es consecuencia de la aplicación de la Ley 1117 de 2006, la cual establece que la aplicación de subsidios al costo de prestación del servicio, a partir del mes de enero de 2007 hasta diciembre del año 2010, para el caso de los estratos 1 y 2, deberá 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. Es decir para los usuarios de estrato 1 y 2, el costo de la energía solo puede aumentar en los incrementos correspondientes al IPC, en todos los consumos menores al consumo de subsistencia, hasta cubrir máximo el 60% del costo de la energía, para el estrato 1, y el 50% del costo de la energía para el estrato 2. El concepto aquí emitido tiene el alcance previsto en el artículo 25 del Código Contencioso Administrativo. Cordialmente, HERNÁN MOLINA VALENCIA Director Ejecutivo about:blank 6/6