CONCEPTO 9197 DE 2011

(enero)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su solicitud vía correo electrónico

Radicado CREG E-2011-009197

Respetado XXXXX:

En la comunicación de la referencia usted formula las siguientes consultas:

“Como es la forma de registrar la medición en los casos de usuarios NO regulados; en que consiste la telemedida, o la medición instantánea, por franjas y en el evento en que existan otras formas de establecer los registros, indicarme cuales son ellas y si es requisito que en la factura de cobro de los consumos se detalle la lectura actual, anterior, diferencia y SI el cobro es por estricta diferencia, al igual si es requisito que en la factura se detalle los conceptos y valores de los componentes que constituyen el costo unitario del kwh”

La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene competencia para expedir la regulación de los sectores de electricidad y gas combustible, en el contexto de servicios públicos domiciliarios, según las funciones señaladas en las leyes 142 y 143 de 1994. Es por esto que las consultas que se realizan a esta entidad no están dirigidas a resolver situaciones particulares o absolver inquietudes específicas, por lo que éstas tienen un carácter abstracto y sus efectos se encuentran previstos en el artículo 73.24 de la Ley 142 de 1994, en concordancia con el artículo 25 del Código Contencioso Administrativo.

Hecha esta precisión, el artículo 11 de la Ley 143 de 1994 define al usuario no regulado como la persona natural o jurídica con una demanda máxima superior a 2 MW por instalación legalizada, facultando a la Comisión para revisar ese nivel mediante resolución motivada. Igualmente el artículo 23, literal g), faculta a la Comisión para definir, con base en criterios técnicos, las condiciones que deben reunir los usuarios regulados y no regulados del servicio de electricidad.

De acuerdo con lo dispuesto en estos artículos, esta Comisión expidió la Resolución CREG 131 de 2008, “por la cual se modifica la Resolución CREG-199 de 1997 y se dictan disposiciones adicionales sobre el mercado competitivo de energía eléctrica”, en la cual se definió la calidad de Usuario No regulado como:

“Usuario No Regulado Para todos los efectos regulatorios, es una persona natural o jurídica con una demanda máxima superior a un valor en MW o a un consumo mensual mínimo de energía en MWh, definidos por la Comisión, por instalación legalizada, a partir de la cual no utiliza redes públicas de transporte de energía eléctrica y la utiliza en un mismo predio o en predios contiguos. Sus compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente entre el comprador y el vendedor.”

En este acto administrativo se modificaron principalmente los límites de potencia y energía mensuales para que un usuario pueda contratar el suministro de energía en el mercado no regulado, de donde los límites de demanda de potencia de 0.1 MW y de consumo mensual de energía de 55MWh, medidos en un solo sitio individual de entrega en cada periodo, están vigentes desde el 1 de enero del año 2000.

Es así que la principal diferencia entre estos mercados es la forma en que se fija la tarifa que se traslada al usuario, debido a que en el mercado regulado la tarifa se calcula según la metodología que define la Comisión. En el mercado no regulado la tarifa se negocia libremente entre el usuario y el prestador del servicio, es decir el comercializador.

Ahora bien, allí se estableciero las siguientes características que debe cumplir un usuario para clasificarlo como No Regulado:

a) Que se trate de una persona natural o jurídica;

b) Que reciba la energía en un solo punto de medida;

c) Que tenga medidor instalado;

d) Que el usuario tenga una demanda máxima superior a 1.0 MW hasta el 31 de diciembre de 1997, 0.5 MW a partir del 1° de enero de 1998 o a un consumo mensual mínimo de energía de 270 MWh a partir del 1° de enero de 1998 y 0.1 MW a partir del 1 de enero de. 2000 o un consumo mensual de 55 MWh;

e) Que a partir del punto de medida no utilice redes públicas de transporte de energía eléctrica y la utilice en un mismo predio o en predios contiguos.

f) Se exceptúan de las condiciones anteriores de demanda promedio los usuarios que desarrollen actividades agroindustriales que procesen cosechas de carácter estacional, quienes podrán formar parte del mercado competitivo si demuestran que superan el límite vigente de potencia o energía al menos durante tres (3) meses consecutivos durante cada año.

En relación con lo anterior, dentro de la regulación expedida por esta Comisión no se hace referencia a una definición particular de lo que se entiende por “telemedida”, por lo que la referencia a este término se ha hecho al momento de hacer mención del “equipo de medición o telemedida. Es así que, en este acto administrativo se precisó lo siguiente respecto de la medición para Usuarios No Regulados:

“Artículo 3o. Equipos de medición. Es requisito indispensable para acceder al mercado competitivo, que el usuario instale un equipo de medición con capacidad para efectuar telemedida, de modo que permita determinar la energía transada hora a hora, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Código de Medida del Código de Redes y el Reglamento de Distribución.”

La remisión al Código de Medida se hace debido a que allí se establecen las condiciones técnicas y procedimientos que se deben tener en cuenta, para efectos de lectura, registro y recolección, actividades necesarias para la contabilización de las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado Mayorista, a lo que en su numeral 3, se especifican las características técnicas que deben cumplir los equipos de medición. Sin embargo, se debe tener en cuenta que éste trata únicamente los temas de medición para efectos comerciale y no cubre los aspectos de medición para efectos operativos, a lo que se remite a las disposiciones de los Códigos de Conexión y de Operación y sus respectivos anexo, los cuales se encuentran previstos en la Resolución CREG 025 de 1995.

En relación con lo anterior, en los Anexos de la Resolución CREG 024 de 1995 se establece que las fronteras comerciales son las que permiten determinar la demanda real de cada comercializador y con fundamento en ella se calcula la demanda Comercial de cada agente. Así mismo, se establece en el punto cuarto del Código de Medida, que es con base en la energía que se moviliza en cada hora en cada frontera comercial que el ASIC liquida y factura las transacciones en el Mercado Mayorista.

En virtud de estas disposiciones regulatorias, las actividades de lectura, registro y recolección de la información registrada en los equipos de medida asociados con una Frontera Comercial, tienen como finalidad la liquidación de las transacciones de energía eléctrica en el Mercado de Energía Mayorista (MEM).

Adicionalmente, se observa que el numeral 4 del Anexo No. 1 de la Resolución CREG 131 de 1998 señala:

 “El comercializador que registre una frontera comercial de un usuario no regulado, es responsable ante el mercado por sus consumos hasta tanto tal usuario tenga vigente una nueva situación contractual con otro comercializador y este último registre la frontera comercial del usuario respectivo.”

La norma trascrita indica que una vez registrada una frontera comercial de un usuario no regulado por parte de un comercializador éste será responsable de los consumos hasta tanto un nuevo comercializador registre la frontera del usuario respectivo como resultado de una nueva relación contractual. La norma no prevé el que se comparta la responsabilidad por los consumos por dos o más comercializadores sino la sustitución de un registro por otro, de un comercializador por otro.

En relación con lo anterior la Resolución CREG 006 de 2003, “por la cual se adoptan las normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el Mercado de Energía Mayorista”, prevé en relación con la información en la lectura de los medidores:

Artículo 6o. Información en la lectura de los medidores. La información sobre medición, correspondiente a los medidores ubicados en las fronteras comerciales registradas ante el SIC, se entregará al ASIC con sujeción a los siguientes plazos:

1. Agentes Generadores y responsables de los Enlaces Internacionales:

1.1. Reportes Diarios: Los agentes generadores del Mercado Mayorista y los responsables de las Fronteras Comerciales asociadas con los Enlaces Internacionales deben reportar diariamente al Administrador del SIC la energía horaria correspondiente al día anterior, medida a través de los medidores que para el efecto se tienen dispuestos en cada una de sus Fronteras. El reporte deberá hacerse antes de las ocho (8:00) horas del día siguiente a la operación. En el caso de no poder obtener la lectura real de los medidores, solamente se podrá remitir dicha información real, en los plazos que se establecen para modificaciones en el presente Artículo.

1.2. Modificaciones en las Lecturas: Los agentes generadores del Mercado Mayorista y los responsables de las Fronteras Comerciales asociadas con los Enlaces Internacionales sólo podrán reportar, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, modificaciones en las lecturas de los medidores ubicados en las fronteras comerciales del sistema, hasta las veinticuatro (24:00) horas del tercer (3er) día posterior a la operación.

2. Agentes Comercializadores:

2.1 Reportes Diarios: Los agentes comercializadores deben reportar al Administrador del SIC la demanda horaria, medida a través de los medidores que para el efecto se tienen dispuestos en cada una de sus Fronteras, dentro de las 72 horas siguientes al día de operación.

2.2. Modificaciones en las Lecturas: Solamente cuando se trate de fronteras ubicadas en un STR o SDL y asociadas exclusivamente con la demanda de usuarios regulados, se podrán reportar cambios en la información de dichas fronteras dentro de los tres (3) días del mes siguiente al de consumo, siempre y cuando los cambios solicitados sean acordados entre las dos partes que se ven afectadas. En estos casos, para efectos de calcular las pérdidas del STN, se afectará la demanda de dichas fronteras por un factor igual a 1.18.

Parágrafo 1o. En las fronteras de demanda doméstica, entre agentes del Mercado Mayorista ubicadas en zonas de Grupos 3 y 4 de calidad, en las cuales no se cuenta con la posibilidad de operar equipos de comunicación para la interrogación remota mediante línea telefónica conmutada o vía celular, los agentes comercializadores que las representan solamente podrán reportar, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, modificaciones en las lecturas de los medidores ubicados en dichas Fronteras Comerciales, a más tardar el tercer (3er) día del mes siguiente al de consumo.

En ningún caso aplicará lo dispuesto en el presente parágrafo a las fronteras que corresponden a:

- Usuarios Regulados atendidos por otro comercializador diferente al comercializador incumbente del respectivo mercado de comercialización. Entiéndase como comercializador incumbente aquel que se constituye de última instancia en un mercado y esta asociado con el Operador de Red.

- Usuarios No Regulados.

- Enlaces Internacionales.

- Fronteras de Generación y consumos propios de los generadores.

- Fronteras comerciales ubicadas en el Sistema de Transmisión Nacional

Parágrafo 2o. Los generadores del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el agente responsable de reportar la medición de las importaciones por los enlaces internacionales que presenten modificaciones a las lecturas de medidores deberán participar en las pérdidas del STN con el valor de generación o importación, según el caso.

Parágrafo 3o. El agente responsable de reportar la medición de las exportaciones en los enlaces internacionales, que no envíe la información conforme a lo establecido en el numeral 1.1 del presente Artículo, por razones distintas a las señaladas en el Artículo 13 de la presente Resolución, deberán para efectos de la asignación de pérdidas de energía horarias referenciadas al Sistema de Transmisión Nacional, participar en éstas con la demanda utilizada en el despacho del enlace internacional programado por el CND, afectados por un factor igual 1.18.

Parágrafo 4o: Los Agentes Generadores del SIN y quienes representen los enlaces Internacionales que no reporten la información conforme a lo establecido en el Numeral 1.1 del presente Artículo, por razones distintas a las señaladas en el Artículo 13 de la presente Resolución, deberán:

a) Para el caso de los recursos de generación del sistema, que no son despachados centralmente, participarán en la asignación de pérdidas del STN, del día o días correspondientes, con una demanda equivalente al máximo valor entre su capacidad efectiva registrada ante el ASIC y 5 MW, expresada en MWh.

b) Cuando se trate de recursos de generación despachados centralmente, participarán en las pérdidas del STN, del día o días correspondientes, con una demanda equivalente al mayor valor entre su disponibilidad programada para cada hora y el 0.1 por ciento de la Demanda Total de cada hora.

c) Para el caso de enlaces internacionales, participarán en las pérdidas del STN, del día o días correspondientes con una demanda equivalente al mayor valor entre el despacho programado del enlace internacional programado por el CND y el 0.1 por ciento de la Demanda Total de cada hora.” (Subrayas fuera de texto)

Así mismo, este acto administrativo establece en su artículo 13, que en el evento de presentarse fallas o hurto de medidores se procederá de la siguiente manera:

“Mientras se reemplazan los equipos defectuosos, se utilizarán las lecturas de los equipos de respaldo. Si fallan tanto el equipo principal como el de respaldo, se utilizará uno de los siguientes métodos alternos para efectos de liquidación:

Utilización de valores estadísticos en fronteras comerciales de consumo en donde se puedan determinar a partir de curvas típicas.

El balance de energía calculado a partir de lecturas de medidores disponibles en otras fronteras comerciales, o a partir de medidores internos utilizados por los Transportadores o Distribuidores para otros propósitos.

Por afinidad con otros equipos de potencia de similares características que operen en paralelo en la frontera comercial, cuyos medidores estén trabajando normalmente.

Por medio de la integración de la medida de potencia activa, cuando ésta se encuentre en la cobertura del Sistema de Supervisión y Control del CND o de otros Centros de Control.

En el caso de enlaces internacionales, adicionalmente se podrá tener en cuenta el valor del despacho programado del enlace internacional programado por el CND.

El ASIC y el CND usarán la alternativa que sea aplicable según el orden mencionado anteriormente.

Una vez reparados o reemplazados los equipos defectuosos se procederá a reiniciar el reporte de información de mediciones en los términos establecidos en la Resolución en comento, y a informar al ASIC de tal situación.”

En cuanto al Reglamento de Distribución, se ha de tener en cuenta en lo que le sea aplicable, lo establecido en el numeral 7 de la Resolución CREG 070 de 1998, “por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional”, el cual hace referencia a las condiciones generales relacionadas con la medida entre los Usuarios (sin distinción) y las empresas Comercializadoras y/o Operadores de Red.

En virtud de lo anterior, si bien las disposiciones en materia de facturación, consumo facturable y medición de la Ley 142 de 1994 no precisan su aplicación indistintamente de que se haga referencia a usuarios regulados o No regulados, se debe tener en cuenta las particularidades a las que se sujetan los usuarios No regulados, debido a que los comercializadores que atienden a los usuarios No regulados, deben participar en el Mercado de Energía Mayorista; de donde cualquier agente que desee participar en el Mercado de Energía Mayorista debe cumplir con los requisitos definidos en la Resolución 024 de 1995, de acuerdo con las condiciones mínimas definidas.

Ahora, en cuanto a que en el contenido de las facturas de los usuarios No Regulados “se detalle la lectura actual y anterior”, estos elementos se encuentran dentro de los requisitos mínimos con los que deben contar las facturas, los cuales, están previstos en los literales e) y f) del artículo 42 de la Resolución CREG 108 de 1997. Es así que estos requisitos se entienden aplicables para el caso de las facturas de los usuarios No Regulados, en la medida en que constituyen una garantía a su favor, siempre que de acuerdo con las estipulaciones que se tenga entre estos y el comercializador, le sean aplicables y como establecen estas disposiciones “si existieren”.

Finalmente, en cuanto al Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) respecto de los usuarios No Regulados, el comercializador que atiende a usuarios no regulados no se encuentra obligado a aplicar la estructura de la ecuación del CU, por lo que está estructurado en función de los costos económicos que enfrenta el comercializador en desarrollo de su actividad, esto es aquellos asociados con los costos de transmisión, distribución, compras de energía, comercialización, pagos al regulador, el ente de control, al operador y administrador del mercado mayorista, restricciones, entre otros.

En este sentido, la resolución CREG 015 de 1999, exige en su artículo 4o que:

“En las ofertas y en los contratos celebrados con Usuarios No regulados o grandes consumidores, así como en las facturas que se emitan a estos usuarios, se deberán incluir los precios de la electricidad y del gas negociados libremente, desagregados en los diferentes componentes correspondientes a cada una de las etapas del respectivo servicio”.

De lo anterior se extrae que los comercializadores del servicio de energía eléctrica deben hacer explícito, para el conocimiento de los usuarios no regulados, los valores (precios) que están transfiriendo por concepto de cada una de las actividades que integran la cadena eléctrica. En este sentido, el artículo 1o de la Ley 143 de 1994 establece claramente las actividades del servicio de energía eléctrica:

“La presente ley establece el régimen de las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, que en lo sucesivo se denominarán actividades del sector, en concordancia con las funciones constitucionales y legales que le corresponden al Ministerio de Minas y Energía”.

Es así que, si bien el prestador del servicio no está obligado a discriminar los costos como aparecen en la Resolución CREG 031 de 1997 a los usuarios no regulados, en todo caso debe reflejar en las facturas, en las ofertas y en los contratos los precios de los diferentes componentes correspondientes a cada una de las etapas del respectivo servicio. Esto es generación, transmisión, distribución y comercialización.

Las leyes y resoluciones citadas anteriormente, puede consultarlas en la página web de la Comisión www.creg.gov.co, bajo el vínculo Normas y Jurisprudencia.

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en los artículos 73.24 de la Ley 142 de 1994 y 25 del Código Contencioso Administrativo.

Cordialmente,

JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO

Director Ejecutivo