CONCEPTO 5318 DE 2019
(Septiembre 24)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
XXXXXXXXXXXXXXX
| Asunto: | Su comunicación 20192200638531 Radicado CREG E-2019-008584 Expediente CREG General N/A |
Respetado señor XXXXX:
Hemos recibido su comunicación de la referencia en donde nos consulta lo siguiente:
Con el objeto de contar con una claridad regulatoria por parte de quien la expidió, la Dirección Técnica de Gestión de Energía se permito solicitar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas pronunciarse respecto de /as siguientes inquietudes.
1. Desde antes de la expedición de las Leyes 142 de 1994 y 143 de 1994, existe un comercializador C1 de energía eléctrica que atiende usuarios que a hoy se denominan regulados, ubicados en una zona donde el propietario de las redes es una empresa distribuidora D2 diferente al comercializador C1 por lo que tiene instalado un transformador de distribución con un medidor de energía, de manera que el comercializador C2, integrado al distribuidor D2, expide una factura de servicios públicos al comercializador C1 quien a su vez factura el servicio de energía a los usuarios de la zona en mención anteriormente.
Actualmente y posterior a la expedición de la Ley de Servicios Públicos y al desarrollo regulatorio por parte de la CREG en relación con el Mercado de Energía Mayorista, el código de medida y las demás reglas asociadas al mercado de energía eléctrica, ¿es posible que el comercializador C1 aún mantenga el transformador de distribución con medidor instalado en las redes del distribuidor D2 y que a hoy se considere una frontera comercial de un usuario final (sin serio físicamente puesto que con ella se atiende un numero plural de usuarios)?
Adicionalmente, teniendo en cuenta lo anterior y que esa energía no está siendo registrada por el ASIC y no fue adquirida en el marco de la Resolución CREG 020 de 1996, ¿ Es posible que la cantidad de energía registrada por el medidor instalado en el transformador de distribución en las redes del distribuidor D2 y el valor en pesos de la misma que es el resultado de multiplicarla por el componente G que hace parte del CU con el cual el comercializador C2 facturó a través de una factura de sentidos públicos al comercializador C1, sea tenido en cuenta por el comercializador C1 para el cálculo de su componente de generación a través de la metodología definida en la resolución CREG 119 de 2007, como compras de energía en contratos (Res CREG 020 de 1996) y trasladar dicho CU a todos sus usuarios Muyendo a los de la zona en mención indicada anteriormente?
2. Teniendo en cuenta que a través del artículo 2 de la Resolución CREG 191 de 2014 se modificó el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007, donde define la fórmula para el cálculo del componente de Comercialización 
y particularmente la varuiable 
de la siguiente manera:
Costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y del Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales, ASIC, expresados en pesos ($) asignados al comercializador minorista i, correspondientes al mes m-1, de acuerdo con la regulación vigente.
Con base en lo anterior, ¿podría un comercializador de energía transferir un menor valor de la variable CCD para el cálculo del componente de comercialización? ¿bajo qué circunstancia podría trasferir un menor valor? ¿al hacerlo no se estaría contraviniendo los numerales 1 y 2 del artículo 34 de la Ley 142 de 1194 y el numeral 1 del artículo 98 de la misma Ley en cuanto a cobrar tarifas por debajo de sus costos?
3. Teniendo en cuenta que la regulación permite a los comercializadores de energía eléctrica a través de la metodología tarifaria incluir ajustes a las variables que intervienen en las diferentes fórmulas para la determinación de los componentes del CU, y que tienen su origen en ajustes de información publicados por el ASIC en una fecha posterior a la versión utilizada por los agentes en el cálculo de las mismas, se ha identificado que los agentes realizan los ajustes de formas distintas, por ejemplo...
...Se puede observar que el resultado en la variable Pbm-1 para el cálculo del componente de Generación es distinto dependiendo del método utilizado por el agente para incluir los ajustes. En general, ¿cuál sería la forma adecuada para Incorporar ajustes en el cálculo de cada uno de los componentes del costo unitario de prestación del servido?
Para su conocimiento, le informamos que las funciones asignadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, 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.
Según lo anterior, procedemos a responder sus inquietudes de manera general y abstracta sin referimos a ningún caso particular, comentando la normatividad relacionada con el tema, sin pronunciamos sobre la correcta aplicación de la normatividad por parte de algún agente.
1. La Resolución CREG 119 de 2007 permite determinar el costo unitario de prestación del servicio de los usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, en cada mercado de comercialización [1]. En ese orden de ideas, los usuarios en un mercado son atendidos por el comercializador integrado con el operador de red, OR, o por comercializadores no integrados.
2. Los usuarios atendidos por comercializadores distintos a los integrados por el OR, deben disponer de una frontera comercial para agentes y usuarios con medidores horarios y telemedidos de acuerdo con los dispuesto en el numeral 1.1.1.2 del anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995[2] y la Resolución CREG 038 de 2014 para cada usuario al que le prestan el servicio.
3. De acuerdo con el artículo 8 de la Resolución CREG 156 de 2011 es obligación del comercializador comprar la energía mediante los procedimientos definidos en la Resolución CREG 020 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Por otro lado, la Resolución CREG 119 de 2007 define claramente cada una de las variables y conceptos que se pueden incluir en el costo unitario del servicio de energía a usuarios regulados de un mercado de comercialización, incluyendo las compras en contratos y cargos asignados por el servicio del Centro Nacional de Despacho y del Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales, ASIC.
4. De acuerdo con el artículo 6 de la Resolución CREG 119 de 2007, el componte de generación determinado para el mercado de comercialización en un mes especifico considera el cien por ciento de la energía comprada a través de contratos bilaterales o precios de bolsa mediante los factores Qc,m-i y (1- Qc,m-1), Incluyendo las reliquidaciones efectuadas en ese mes. Por lo anterior, determinar el componente de generación como el resultado de la fórmula del artículo 6 más un delta en $/kWh por reliquidaciones no está considerado en la Resolución CREG 119 de 2007.
El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015 que sustituye el título II del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.
Cordialmente,
CHRISTIAN HERRERA JARAMILLO
Director Ejecutivo
1. Mercado de comercialización: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo STR y/o SDL, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de Influencia del respectivo OR, así como los usuarios conectados a activos de un TR dentro de esta misma área. (Art 3. Resolución CREG 015 de 2018)
2. Modificado por el Artículo 4 de la Resolución CREG 112 de 1998.
