CONCEPTO 1300 DE 2014

(febrero)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación vía correo electrónico de 12/02/2014

Radicado CREG E-2014-001300

Respetado XXXXX:

Hemos recibido su comunicación de la referencia, en la que nos consulta lo siguiente:

“RESPECTO A LA RESOLUCIÓN 119 DE 2007 QUE DEFINE LA NORMA PARA CÁLCULO DE CU EN EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DESEO SABER SI ES PERTINENTE INCLUIR LA VARIABLE EBNF (ENERGÍA EN BOLSA NACIONAL A FAVOR - PUBLICADA POR XM EN EL ARCHIVO TGRL) PARA EL CÁLCULO DE LA DCR (DEMANDA COMERCIAL REGULADA) ES DECIR:

DCR = DMRE + PRRE + EBNF…”

Al respecto, se aclara que las respuestas a sus inquietudes se formulan en consideración de los artículos 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y 73.24 de la Ley 142 de 1994.

Por tal razón, es importante advertir que en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos 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.

Aclarado lo anterior procedemos a dar respuesta a su inquietud. La Resolución 024 de 1995 en el Anexo A-1 determina el procedimiento para calcular la Demanda Comercial Regulada de la siguiente manera:

“…se calcula la Demanda comercial de cada comercializador como la suma de la demanda propia (medida en sus fronteras) y su participación en las pérdidas del STN.

El cálculo de las demandas de comercializadores, el tratamiento de las pérdidas de distribución y el tratamiento de la generación embebida es el siguiente:

Donde:

A, B, C, G1 y G2: Generadores y comercializadores

Un comercializador está delimitado por un conjunto de fronteras comerciales entre las cuales se identifican fronteras de intercambio y fronteras de generación. Entre las fronteras de intercambio se identifican las fronteras con el STN, con base en las cuales se calculan las pérdidas de ésta red.

F1: Energía exportada por A hacia la STN

F2: Energía importada por A desde la STN

F3: Energía importada por A desde B

F7: Energía exportada por A hacia B

G1: Energía exportada por el Generador-1

F11: Energía importada por el Generador-1 (Demanda de G1)

G2: Energía exportada por el Generador-2

F12: Energía importada por el Generador-2 (Demanda de G2)

Entonces:

DMA = G1 + (F2+F3+F4) - (F1+F7+F9) : Demanda no ajustada de A

DMB = (F6+F7+F8) - (F3+F5+F10) : Demanda no ajustada de B

DMC = G2 + (F9+F10) - (F4+F8) : Demanda no ajustada de C

DMG1 = f11 : Demanda no ajustada de G1

DMG2 = f12 : Demanda no ajustada de G2

La demanda calculada de esta manera incluye el total de pérdidas en la red de transporte a nivel de tensión menor de 220 Kv. El comercializador debe asumir las pérdidas en niveles de tensión menores al STN asociadas a su demanda. Si para atender la demanda de un comercializador se pasa por las fronteras comerciales de otro comercializador, las pérdidas ocasionadas por este intercambio en las redes de transporte en que se encuentra el comercializador exportador deben ser asumidas por el comercializador importador en cada frontera.

Con base en lo anterior, la demanda de los comercializadores debe ser ajustada de la siguiente manera:

Cada uno de los flujos medidos en fronteras diferentes al STN entre comercializadores y consumos de generadores embebidos, debe ser referido a las fronteras del STN, aplicando factores mayores que 1.0. La diferencia entre el valor referido y el valor medido refleja las pérdidas en redes diferentes al STN asociadas a esta energía.

Cada una de estas medidas identifica o relaciona a dos comercializadores, un importador y otro exportador. Las pérdidas que esta energía ocasiona en las redes donde se encuentra el comercializador exportador se suman a la demanda del comercializador importador y se resta de la demanda del exportador en cada frontera. De esta manera se mantiene el balance de pérdidas en estas redes y por lo tanto de la demanda. En el caso del ejemplo anterior el tratamiento es el siguiente:

MEDIDAS REFERIDAS PÉRDIDAS ASOCIADAS

F3R = @3 * F3 F3P = F3R - F3

F4R = @4 * F4 F4P = F4R - F3

F7R = @7 * F7 F7P = F7R - F7

F8R = @8 * F8 F8P = F8R - F8

F9R = @9 * F9 F9P = F9R - F9

F10R = @10 * F10 F10P = F10R - F10

f11R = @11 * f11 f11P = f11R - f11

f12R = @12 * f12 f12P = f12R - f12

Donde @ i: Factor mayor que 1 para referir la medida al nodo del STN mas cercano

DEMANDAS AJUSTADAS

DMAa = DMA + (F3P + F4P) - (F7P + F9P + f11P)

DMBa = DMB + (F7P + F8P) - (F3P + F10P)

DMCa = DMC + (F9P + F10P) - (F4P + F8P + f12P)

DMG1a = DMG1 + f11P

DMG2a = DMG2 + f12P …"

En la Resolución CREG 119 de 2007 en el Articulo 6 Parágrafo 1 expresa lo siguiente:

Parágrafo 1. Hasta tanto la Comisión no expida la resolución que establezca las pérdidas no técnicas que se asignarán a cada Comercializador Minorista, la Demanda Comercial Regulada para cada Comercializador Minorista se seguirá estableciendo conforme los procedimientos actuales.

Por lo tanto la metodología para realizar el cálculo de la demanda comercial deberá realizarse tal y como lo estipula la regulación vigente, la cual fue mencionada anteriormente. La variable “EBNF (ENERGÍA EN BOLSA NACIONAL A FAVOR” a que hace referencia en su comunicación no está incluida dentro del marco regulatorio vigente.

Le invitamos a consultar nuestra página web, www.creg.gov.co, donde podrá encontrar el texto completo de las resoluciones y decretos mencionados a través del vínculo “sala jurídica/ normas y jurisprudencia”.

En los anteriores términos damos respuesta a su comunicación. Este concepto se emite de conformidad con el numeral 73.24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO

Director Ejecutivo