Alejandría - Resolución 23 de 1996 CREG

DATOS

BUSCAR

ÍNDICE

MEMORIA

DESARROLLOS

MODIFICACIONES

CONCORDANCIAS

NOTIFICACIONES

ACTOS DE TRÁMITE

RESOLUCIÓN 23 DE 1996

(marzo 12)

Diario Oficial No. 42754 de 27 de marzo de 1996

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

Por la cual se aclara y amplia el alcance de la Resolución CREG-005/96.

Resumen de Notas de Vigencia

Concordancias CREG

LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y los decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

CONSIDERANDO:

Que la SSPD conjuntamente con la UPME, en comunicado del pasado 12 de febrero, solicitaron modificar y aclarar la metodología de cálculo de los indicadores de gestión definidos en la Resolución CREG-005/96.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha considerado conveniente ampliar y clarificar el alcance de la metodología para el cálculo de los índices que permitan evaluar la gestión y resultados de las empresas de servicios públicos de electricidad y gas natural.

RESUELVE:

ARTICULO 1o. INDICE DE PERDIDAS EN TRANSMISION. Para efectos del cálculo del índice de pérdidas para la actividad de transmisión de energía eléctrica, definido en el Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, se definen como puntos de Entrada de Energía, y Salida de Energía (y de acuerdo con el Anexo 1, Gráfico 1 de la presente resolución), los siguientes :

Los puntos de entrada al Sistema de Transmisión Nacional (STN), son :

a. Lado de baja de un transformador de conexión de un generador, cuando el activo de conexión es propiedad del STN.

b. Lado de alta de un transformador de conexión de un generador, cuando el activo de conexión es propiedad del generador, o el barraje de conexión al STN cuando el generador posee una línea de transmisión entre el transformador y el STN.

c. Lado de alta del transformador de conexión a una red de distribución, cuando el activo de conexión es propiedad del distribuidor.

d. Lado de baja del transformador de conexión a una red de distribución, cuando el activo de conexión es propiedad del STN.

e. Los puntos de salida del Sistema de Transmisión Nacional (STN), son :

f. Lado de alta del transformador de conexión a una red de distribución, cuando el activo de conexión es propiedad del distribuidor.

g. Lado de baja del transformador de conexión a una red de distribución, cuando el activo de conexión es propiedad del STN.

ARTICULO 2o. INDICE DE PERDIDAS EN DISTRIBUCION -COMERCIALIZACION. Para efectos del cálculo del índice de pérdidas conjunto para las actividades de distribución-comercialización de energía eléctrica, definido en el Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, se definen como puntos de Entrada de Energía, y Salida de Energía (y de acuerdo con el Anexo 1, Gráfico 2 de la presente resolución), los siguientes :

Los puntos de entrada de energía para el distribuidor-comercializador son :

a. Lado de alta del transformador de conexión de una red de distribución con el STN, cuando el activo de conexión es propiedad del distribuidor.

b. Lado de baja del transformador de conexión de una red de distribución con el STN, cuando el activo de conexión es propiedad del STN.

c. Lado de baja o de alta de los transformadores de conexión de plantas de generación dependiendo de la propiedad del activo de conexión, de acuerdo con lo establecido en los literales a. y b.

d. El punto de conexión entre dos distribuidores de acuerdo con las siguientes alternativas :

i) Antes del barraje del distribuidor al final de la línea de propiedad del agente exportador.

ii) A la salida del transformador de conexión cuando este es propiedad del agente exportador.

iii) A la entrada del transformador de conexión cuando este es propiedad del agente importador.

Los puntos de salida de energía para el distribuidor-comercializador serán:

a. Puntos de medición de la energía a facturar a usuarios finales propios.

b. Puntos de medición de la energía a facturar a usuarios finales atendidos por otras comercializadoras.

c. El punto de conexión entre dos distribuidores de acuerdo con las siguientes alternativas:

i) Después del barraje del distribuidor al inicio de la línea de propiedad del agente importador.

ii) A la salida del transformador de conexión cuando este es propiedad del agente exportador.

iii) A la entrada del transformador de conexión cuando este es propiedad del agente importador.

ARTICULO 3o. DEFINICIONES DE DISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION. Se derogan del Anexo 1, numeral 1( Indice de Pérdidas ) de la Resolución CREG-005/96, las definiciones sobre pérdidas de energía para las actividades de Distribución y Comercialización, que están bajo los subtítulos Distribución y Comercialización.

ARTICULO 4o. ROTACION CUENTAS POR COBRAR SERVICIO (Días). Modifíquese la fórmula del indicador Rotación Cuentas por Cobrar Servicio (Días), establecida en el numeral 3 del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, de la siguiente manera :

Rotación Cuentas por Cobrar = ( Cartera Servicio Vencida / Facturación Servicio ) * 365

Donde Cartera Servicio Vencida se define como el valor del saldo en pesos corrientes de las cuentas por cobrar vencidas por concepto de prestación de un servicio.

ARTICULO 5o. RELACION GASTOS DE FUNCIONAMIENTO. Para efectos de la relación de gastos de funcionamiento, de que habla el numeral 5, del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, se considerará como Arrendamiento de Activos el arriendo de activos productivos, tales como centrales de generación eléctrica, líneas, subestaciones, gasoductos y estaciones reguladoras.

ARTICULO 6o. AVANCE PLAN DE INVERSION. Para efectos del cálculo de los indicadores de gestión de los numerales 6. Avance Físico Plan de Inversión y 7. Avance Ejecución Presupuestal Plan de Inversión, del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, se entiende por inversiones aquellas erogaciones destinadas directamente a expandir y a mantener la infraestructura necesaria para la prestación del servicio.

ARTICULO 7o. RELACION SUSCRIPTORES SIN MEDICION (%). Modifíquese la fórmula para el cálculo del indicador Relación Suscriptores Sin Medición (%), establecida en el numeral 8 del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, de la siguiente manera :

% Suscriptores Sin Medición = ( # Suscriptores Sin Medición / # Suscriptores Totales ) * 100

Se entiende como Suscriptores sin Medición aquellos usuarios que se hallan conectados al servicio y se les está facturando el consumo sin el equipo de medición correspondiente.

ARTICULO 8o. RECLAMOS DE FACTURACION. Modifíquese la fórmula para el cálculo del indicador Reclamos de Facturación (%), establecida en el numeral 9 del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, de la siguiente manera :

Reclamos Facturación = ( # Reclamos Facturación / # Facturas Expedidas ) * 10.000

El índice resultante dejará de ser porcentual (%), e indicará el número de reclamos por facturación recibidos en una empresa, por cada 10.000 facturas expedidas por esa empresa.

ARTICULO 9o. ATENCION RECLAMOS SERVICIO. Para efectos del cálculo del indicador Atención Reclamos Servicio establecido en el numeral 10 del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, se tendrán en cuenta únicamente los reclamos resueltos a favor del suscriptor.

ARTICULO 10o. CONTINUIDAD DEL SERVICIO. Modifíquese la fórmula para el cálculo del indicador Continuidad del Servicio (%), establecida en el numeral 12 del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, de la siguiente manera :

% Continuidad =[ 1 - ((# Susc.Afectados * Tiempo Interrupción ) /

( 8.760 * # Total Susc. ) ] * 100

ARTICULO 11. TRANSITORIEDAD PLANES DE GESTION. Las empresas que desarrollen varias actividades relacionadas con un mismo servicio público de energía eléctrica o de gas, están obligadas a presentar a la UPME su plan e indicadores de gestión en el año de 1996 en las condiciones dadas por la presente resolución y las consignadas en la resoluciones CREG-005/96 y CREG-019/96.

Esta obligación podrán cumplirla presentando su Plan de Gestión y los indicadores correspondientes separados por actividad o de manera integrada para toda la empresa. A partir del año 1997, todas las empresas que desarrollen más de una actividad en el respectivo sector de energía eléctrica o de gas, deberán presentar un Plan de Gestión por tipo de actividad.

PARAGRAFO. Sin perjuicio de lo establecido en el presente artículo, las empresas de energía eléctrica deberán presentar en sus Planes de Gestión un índice de pérdidas separado por actividad, y transitoriamente calcularán un índice de pérdidas conjunto para distribución-comercialización aquellas con integración vertical en estas dos actividades, de acuerdo con lo establecido en la presente resolución y en el numeral 1, Anexo 1 de la resolución CREG-005/96.

ARTICULO 12. HORIZONTE. El Plan de Gestión debe cubrir un horizonte de corto, mediano y largo plazo. Las actividades de corto plazo corresponden a aquellas que deben realizarse en un período hasta de un (1) año, las de mediano plazo, en un lapso hasta de tres (3) años y las de largo plazo, en un período mayor o igual a cinco (5) años.

PARAGRAFO. A partir de 1997, el Plan de Gestión debe incluir el valor histórico de los indicadores referidos a un período mínimo de un (1) año acompañado de la información histórica correspondiente.

ARTICULO 13. MESES INCLUIDOS EN EL CALCULO. Se define el número de meses a incluir en el cálculo de los indicadores del Anexo 1 de la resolución CREG-005/96, y complementados o modificados en la presente resolución, así:

a. Los últimos 12 meses, para los siguientes indicadores:

i) Indice de pérdidas.

ii) Recaudo Facturación Servicio.

iii) Rotación Cuentas por Cobrar Servicio.

iv) Rotación Cuentas por Pagar Servicio.

v) Relación Gastos Funcionamiento.

vi) Reclamos Facturación.

vii) Atención Reclamos Servicio.

viii) Atención Solicitudes Conexión.

ix) Continuidad Servicio.

b. El acumulado desde el mes de enero de la vigencia correspondiente, para los siguientes indicadores:

i) Avance Físico Plan de Inversión.