RESOLUCIÓN 40480 DE 2024

(noviembre 8)

Diario Oficial No. 52.934 de 8 de noviembre de 2024

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se establece un esquema diferencial de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica para empresas que atienden mercados en ZNI que se trasladan al SIN y se dictan otras disposiciones.

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

en uso de las facultades legales y en especial de las conferidas por el artículo 3o de la Ley 142 de 1994, los artículos 4o y 18 de la Ley 143 de 1994, el artículo 59 de la Ley 489 de 1998, los artículos 1o, 2o y 5o del Decreto número 381 de 2012, y el artículo 2.2.3.2.2.8 del Decreto número 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO:

Que, el artículo 365 de la Constitución Política señala que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es su deber asegurar la prestación eficiente con continuidad y calidad de los mismos, a todos los habitantes del territorio nacional, así como que el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de los servicios públicos domiciliarios.

Que, el artículo 3o de la Ley ibidem dispone que constituyen instrumentos para la intervención estatal en los servicios públicos, las atribuciones y funciones asignadas a las entidades, autoridades y organismos, relativas a la promoción y apoyo a personas que presten los servicios públicos.

Que, el artículo 4o de la Ley 143 de 1994 indica que, en relación con el servicio de electricidad, el Estado tendrá, entre otros objetivos, asegurar la demanda de electricidad en un marco de uso racional y eficiente de los recursos energéticos del país, y asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector.

Que, el artículo 18 de la Ley ibidem dispone que, le compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución.

Que, el artículo 33 de la Ley ibidem establece que “la operación del Sistema Interconectado Nacional se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”.

Que, el artículo 44 de la Ley ibidem señala que, “el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica. suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia”. Se destaca que, según lo indicado en el artículo en mención, “por suficiencia financiera se entiende que las empresas eficientes tendrán garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos”.

Que, de conformidad con lo dispuesto por la Ley 489 de 1998, el Ministro de Minas y Energía es el Director del sector de Minas y Energía, y por lo tanto es el encargado de dirigirlo y orientarlo, incluyendo lo correspondiente a sus entidades vinculadas y adscritas.

Que, el numeral 4.2.4 de la Resolución Creg 070 de 1998, modificado por el artículo 1o de la Resolución Creg 101 035 de 2024, establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica como parte del Reglamento de Operación del SIN, y en este se definen las condiciones para la compensación de consumos de energía reactiva.

Que, para efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica, la Ley 855 de 2003 determinó que, los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se entienden como Zonas No Interconectadas (ZNI).

Que, de conformidad con la Ley ibidem las áreas geográficas se excluirán de las ZNI, cuando empiecen a recibir el servicio de energía eléctrica del SIN, y puedan interconectarse a este sistema en condiciones ambientales, económicas y financieras viables y sostenibles, una vez se surtan los trámites correspondientes y se cumplan los términos establecidos en la regulación vigente.

Que, los artículos 1o y 2o del Decreto número 381 de 2012. establecen como objetivos del Ministerio de Minas y Energía los de, formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas del Sector de Minas y Energía. Y como funciones, entre otras, las de articular la formulación, adopción e implementación de la política pública del sector administrativo de minas y energía, y formular, adoptar, dirigir y coordinar la política en materia de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, adoptar los planes generales de expansión de generación de energía y de la red de interconexión y establecer los criterios para el planeamiento de la transmisión y distribución, así como expedir los reglamentos técnicos sobre producción, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica y gas combustible, sus usos y aplicaciones.

Que, la Resolución Creg 091 de 2007 en su artículo 44 establece las condiciones generales del periodo de transición para que las empresas prestadoras en ZNI se trasladen y conecten al SIN.

Que, el artículo 5o del Decreto número 381 de 2012 establece que es función del Despacho del Ministro de Minas y Energía adoptar la política en materia de energía eléctrica.

Que, el artículo 2.2.3.2.2.8 del Decreto número 1073 de 2015 establece que, “el MME podrá promover, establecer o acordar, de manera directa o a través de sus entidades adscritas delegadas para ello, esquemas diferenciales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, para las zonas en las que se pretenda expandir la cobertura del servicio tanto en el SIN como en las ZNI, con el fin de reducir los costos en dicha prestación, los cuales podrán cobijar adicionalmente a los planes, programas y proyectos actualmente en operación.”

Que, mediante el artículo 22 de la Ley 2072 de 2020 se autoriza a empresas con participación pública mayorista el cobro total o parcial del componente de inversión como se indica a continuación, “cuando con recursos provenientes del Sistema General de Regalías o de la Nación o sus descentralizadas se haya construido infraestructura para la prestación del servicio de energía eléctrica en localidades de Zonas No Interconectadas y estas se hayan interconectado o cuando con dichos recursos se pretenda desarrollar nueva infraestructura para interconectarlas al SIN, la entidad propietaria de los activos podrá autorizar a empresas con participado pública mayorista, el cobro total o parcial, del componente de inversión, siempre que el mismo sea destinado a asumir el costo de reposiciones y demás aspectos necesarios para garantizar la continuidad del servicio.

Que, la Resolución número 40162 de 2022 del Ministerio de Minas y Energía establece “(...) los términos para la administración de los recursos provenientes del recaudo de la componente de inversión en infraestructura por parte de los OR, según lo dispuesto en el artículo 22 de la Ley 2072 de 2020 y el inciso primero del artículo 28 de la Ley 2099 de 2021”.

Que, el artículo 6o de la mencionada resolución establece que la Creg se encargará de los respectivos ajustes tarifarías que radiquen los OR.

Que, el artículo 28 de la Ley 2099 de 2021 indica que, “para el caso de localidades en Zonas No Interconectadas (ZNI) que se hayan interconectado o que se pretendan interconectar al Sistema Interconectado Nacional (SIN) mediante infraestructura desarrollada con recursos de la Nación, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad propietaria de los activos podrá autorizar el cobro, total o parcial, del componente de inversión, siempre que el mismo sea destinado a asumir el costo de reposiciones y demás aspectos necesarios para garantizar la continuidad del servicio. Dichos recursos deberán permanecer en una cuenta independiente de la empresa prestadora de servicio bajo los términos que defina el Ministerio de Minas y Energía”.

Que la Resolución Creg 101 016 de 2022 establece una regla transitoria para las ZNI que se conectan al SIN para los “nuevos usuarios que vayan a ser conectados al Sistema Interconectado Nacional, mediante proyectos financiados con recursos públicos, identificados en el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura (PIEC), para los que el operador de red de la infraestructura más cercana haya manifestado que no serán incorporados dentro de su plan de expansión, y que empleen fronteras embebidas de las que trata la Resolución Creg 122 de 2003, podrán ser atendidos por un agente que realice las actividades de distribución y comercialización de energía debidamente registrado en el RUPS y ante el ASIC”.

Que, la resolución en mención señala que, hasta que no se reemplacen las Resoluciones Creg 180 de 2014 y 15 de 2018, y se establezcan disposiciones para los usuarios del objeto, “para el cálculo de tarifas al usuario finar se aplicará lo previsto en la Resolución Creg 122 de 2003, considerando que para la remuneración de los activos de red utilizados para atender a los usuarios embebidos se emplearán los cargos del nivel de tensión del mercado de comercialización al que pertenece el usuario no regulado de la frontera principal que correspondan”.

Que, de acuerdo con cifras del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (IPSE), para 2022 las ZNI se encuentran en 18 departamentos atendiendo a aproximadamente 253.000 usuarios.

Que, las ZNI se caracterizan por estar conformadas por poblaciones dispersas, y por ubicarse en zonas de difícil acceso, donde los prestadores del servicio, en su mayoría, no cuentan con las capacidades requeridas para la adecuada prestación del servicio de energía: situación que se agudiza con la baja capacidad y hábito de pago de los usuarios, el relacionamiento con las comunidades (conformadas principalmente por campesinos, pueblos indígenas y demás grupos étnicos), y los problemas de orden público.

Que, durante dicho periodo de transición, las empresas prestadoras del servicio que atienden mercados en ZNI que se trasladan al SIN deben tramitar las solicitudes de ingresos y cargos por distribución y comercialización según la Resolución Creg 101 003 de 2023, “por la cual se complementan las Resoluciones Creg 180 de 2014 y 015 de 2018 para tramitar las solicitudes de cargos de las empresas prestadoras del servicio que atienden mercados en ZNI que se conectan al SIN, y se modifican unas disposiciones de la Resolución Creg 091 de 2007”.

Que, de acuerdo en el artículo 1o de la Resolución Creg 101 003 de 2023, se denomina como “empresa que se traslada al SIN” aquellas “empresas que prestan el servicio público de energía eléctrica en una Zona No Interconectada (ZNI), y se van a convertir en operadores de red, OR, del Sistema Interconectado Nacional (SIN), cuando conecten al SIN el sistema de distribución del mercado de comercialización que atienden en la ZNI, y a los OR del SIN que atienden mercados en ZNI que se van a conectar al SIN a un mercado de comercialización diferente al que atiende el OR”.

Que, en aras de garantizar la suficiencia financiera de las empresas que se trasladan al SIN, es necesario unificar y ajustar los esquemas de remuneración previstos para las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica, para que las empresas puedan interconectarse en condiciones ambientales, económicas y financieras viables y sostenibles.

Que, el artículo 249 de la Ley 2294 de 2023, establece que, se autoriza a empresas de servicios públicos el cobro total o parcial del componente de inversión como se indica a continuación “cuando con recursos provenientes del Sistema General de Regalías, de la Nación o de las entidades territoriales, se haya construido o se pretenda construir infraestructura para la interconexión de localidades sin servicio de energía o atendidas como Zonas No Interconectadas, la entidad propietaria de los activos podrá autorizar a las Empresas de Servicios Públicos, el cobro total o parcial del componente de inversión, siempre que el mismo sea destinado a asumir el costo de las reposiciones o mantenimiento de estos activos y los demás aspectos necesarios para garantizar la continuidad del servicio”.

Que, de acuerdo con lo expuesto anteriormente, si bien es permitido el cobro total o parcial de la infraestructura construida con recursos públicos en aras de la recuperación del costo de reposiciones o mantenimiento de los activos, es preciso que este reconocimiento se realice de forma oportuna.

Que, en lo que respecta a las condiciones para el pago del costo de transporte de energía reactiva, la Resolución Creg 015 de 2018 en el capítulo 12, establece las siguientes condiciones:

“El pago del costo de transporte de energía reactiva se deberá efectuar cuando un OR o un usuario final se encuentren incursos en alguna de las siguientes condiciones:

a. Cuando la energía reactiva (kVArh) inductiva consumida por un OR sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario en los niveles de tensión 3, 2 o 1. En este caso, para calcular el exceso de transporte de energía reactiva se deberá sumar la energía reactiva horaria de los puntos de frontera de un mismo sistema, entendiéndose como punto de frontera los puntos de conexión con otros sistemas (STN, OR) en un mismo nivel de tensión. El balance se calculará con base en las sumas aritméticas, considerando la dirección de los flujos de energía activa y reactiva a través de dichos puntos de frontera. El pago se distribuirá entre los OR que transportan dicha energía reactiva a prorrata de la cantidad de kVAr transportados.

b. Cuando un usuario final registre en su frontera comercial un consumo de energía reactiva inductiva superior al cincuenta por ciento (50 %) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario. En caso que la energía activa sea igual a cero en algún periodo y exista transporte de energía reactiva inductiva, el costo del transporte de energía reactiva se efectuará sobre la totalidad de energía reactiva registrada en dicho período.

c. Cuando se registre en una frontera comercial el transporte de energía reactiva capacitiva, independientemente del valor de energía activa, se cobrará el costo de transporte de energía reactiva sobre la totalidad de energía reactiva registrada.

El costo de transporte de energía reactiva en exceso será liquidado y facturado directamente por el OR que entrega la energía reactiva al OR que la consume o al comercializador que represente el usuario causante del transporte de energía reactiva, quien a su vez trasladará este cobro al usuario final(...)”.

Que, en relación con lo anterior, mediante Concepto 355 de 2022, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) indicó lo siguiente: “(...) la regulación asociada con el cobro de energía reactiva establecida en el Capítulo 12 de la Resolución Creg 015 de 2018, modificado por las Resoluciones Creg 199 de 2019 y 195 de 2020, no tiene el alcance de una “penalización”. Lo que se establece allí es el cobro por el transporte de energía reactiva con base en una metodología de incentivos, cuyo objetivo es disminuir y en lo posible evitar que se transporte energía reactiva en el Sistema de Distribución de Energía Eléctrica, dado que dicho fenómeno afecta de manera negativa la operación del sistema. Así, el incentivo o beneficio para el usuario que no exija transporte de energía reactiva sobre el límite permitido es el de evitar el cobro asociado”.

Que, en el documento Creg 901 017 de 2023, “Energía Reactiva Revisión de Estándares”, que sirvió de soporte del Proyecto de Resolución número 701 017 de 2023, se indicó lo siguiente: “El costo incremental del transporte de energía reactiva en exceso sobre los límites a quien no haya corregido sus instalaciones particulares para evitarlo, es el principal incentivo para que dicho usuario alcance su motivación económica y pueda efectuar fas correcciones particulares, en beneficio del resto de usuarios del sistema quienes soportan los costos de los problemas producidos por el transporte de energía reactiva en exceso (mayores pérdidas de energía, menor capacidad de transporte en la infraestructura disponible y variación de voltaje descontrolada), mientras el usuario que incurre en el transporte en exceso no efectúe las correcciones necesarias”.

Que, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en Concepto 37 de 2020, señaló que si bien el concepto de energía reactiva no se encuentra definido en la regulación, de acuerdo con lo señalado por la Creg mediante concepto 23026 de 2002, la energía reactiva es entendida como “la energía eléctrica que absorben algunos equipos electrónicos o máquinas eléctricas que crean campos magnéticos necesarios para su funcionamiento, esta energía no se consume, pero sí es generada y transportada por el Sistema Interconectado Nacional, razón suficiente para ser cobrado el transporte, cuando se sobrepasan los límites señalados en la regulación”.

Que, el cobro del transporte de energía reactiva puede eliminarse, en tanto las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica, adelanten las inversiones necesarias para tal fin. Sin embargo, tales inversiones, y el cobro en sí mismo, del transporte de energía reactiva, implican cargas económicas elevadas para las empresas que atienden mercados en ZNI, lo que a su vez se convierte en un desincentivo para conectarse al SIN; situación que se acentúa por la baja capacidad de pago de los usuarios de tales mercados, y las dificultades sociales, demográficas y de orden público de estas zonas.

Que, los usuarios residenciales y pequeños comerciales no tienen la capacidad de gestionar o mitigar el transporte de energía reactiva. Por lo tanto, el cobro de este concepto podría desincentivar a los usuarios conectados a una Zona No Interconectada (ZNI) a trasladarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN). En este sentido, es preciso revisar las condiciones asociadas al cobro de este concepto en aras de facilitar la conexión de estos usuarios al SIN.

Que, el Decreto número 388 de 2007 buscó unificar cargos de distribución por áreas de distribución (AOD), con el fin de propender por la universalización del servicio se deberá aplicar teniendo en cuenta transiciones en el tiempo y con la conformación paulatina de las áreas de distribución.

Que, el artículo 1o del Decreto número 388 de 2007 y sus modificaciones, compilado en el artículo 2.2.3.1.2 del Decreto Único Reglamentario 1073 de 2015, estableció la definición de ADD como: “conjunto de redes de transmisión regional y/o distribución local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y rurales, que son operadas por uno o más Operadores de Red y que se conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecido en la ley”.

Que, el artículo 7o de la Resolución número 40227 de 2022 establece que “el Ministerio de Minas y Energía podrá estudiar la conformación de las AOD, considerando, entre otros, los objetivos que se tienen en cuanto a tarificación horaria, y de considerarlo pertinente se pronunciará al respecto”.

Que, en aras de unificar los cargos de distribución de las ZNI que se trasladan al SIN con los de Operadores de Red de cercanía geográfica, se requiere incorporar a las áreas de distribución (ADD) las empresas conforme se trasladan al SIN.

Que, teniendo en cuenta lo anterior, y con el fin de expandir la cobertura y la calidad del servicio de energía eléctrica en el SIN, se hace necesario crear un esquema diferencial para que las empresas de ZNI tengan incentivos para trasladarse al SIN.

Que, por medio del concepto 3-2024-038145 del 5 de noviembre de 2024 se expusieron los motivos técnicos y jurídicos que hacen necesaria la implementación del presente acto administrativo, para que las empresas prestadoras ZNI puedan trasladarse al SIN y se tengan los incentivos suficientes para esta interconexión y ofrecer una tarifa más competitiva a sus usuarios.

Que, una vez realizado el análisis de abogacía de la competencia por parte del Ministerio de Minas y Energía conforme lo dispone la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), no se encontró impacto a la libre competencia en las disposiciones de este acto administrativo: por lo tanto, no se requiere el concepto al que hace referencia el artículo 7o de la Ley 1340 de 2009 reglamentado por el Decreto número 2897 de 2010.

Que en cumplimiento a lo establecido en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011. en concordancia con lo previsto en las Resoluciones números 40310 y 41304 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía, el presente proyecto se publicó entre el 30 de abril y el 15 de mayo de 2024 en la página web y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos en la matriz establecida para el efecto.

En consideración a los comentarios relacionados con la primera versión del proyecto normativo, fue ajustado de manera sustancial, motivo por el cual se hizo necesaria una nueva publicación a comentarios por parte de la ciudadanía, entre el 2 de octubre y el 17 de octubre de 2024.

Que, por lo anterior,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. ESQUEMA DIFERENCIAL DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EMPRESAS QUE ATIENDEN MERCADOS EN ZNI Y SE TRASLADAN AL SIN. En ejercicio de la potestad atribuida a este Ministerio por medio del artículo 2.2.3.2.2.8 del Decreto número 1073 de 2015, se establece un esquema diferencial de prestación del servicio para las empresas que atienden mercados en Zonas No Interconectadas (ZNI) y se trasladan al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en materia de distribución y comercialización de energía eléctrica.

PARÁGRAFO 1o. Se entiende por empresas que se trasladan al SIN.

(i) Aquellas empresas que prestan el servicio público de energía eléctrica en una Zona No Interconectada (ZNI), y se van a convertir en operadores de red (OR), del Sistema Interconectado Nacional (SIN), en el momento que conecten al SIN el sistema de distribución del mercado de comercialización que atienden en la ZNI.

(ii) Los OR del SIN que atienden mercados en ZNI que se van a conectar al SIN a un mercado de comercialización diferente al que atiende el OR.

(iii) Los agentes que realicen las actividades de distribución y comercialización de energía y que atiendan nuevos usuarios que vayan a ser conectados al SIN mediante proyectos financiados con recursos públicos, para los que el OR de la infraestructura más cercana haya manifestado que no serán incorporados dentro de su plan de expansión, y que empleen fronteras embebidas, de acuerdo con lo definido en por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(iv) Los agentes que representan el consumo de un mercado que se van a conectar al SIN a un mercado de comercialización diferente al que atiende el OR.

ARTÍCULO 2o. LINEAMIENTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN REGULATORIA DEL ESQUEMA DIFERENCIAL. En el marco del esquema diferencial señalado en el artículo 1o de la presente resolución y en aras de garantizar la suficiencia financiera de las empresas que atienden mercados en Zonas No Interconectadas (ZNI) y se trasladan al Sistema Interconectado Nacional (SIN), la Creg dentro de los seis (6) meses siguientes contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, evaluará, unificará y ajustará la regulación vigente en materia de distribución y comercialización de energía eléctrica para las empresas que se trasladan al SIN de las que trata el parágrafo 1 del artículo 1o en lo que corresponda, a partir de los siguientes lineamientos:

a) Considerar la mejor información disponible para el cálculo de los ingresos del nuevo mercado de comercialización para la actividad de distribución, especialmente en temas relacionados con la remuneración de los activos del nivel de tensión 1, 2 y 3, y para la estimación de los índices de pérdidas.

b) Permitir que, dentro de los tres (3) años siguientes a la aprobación de los ingresos para el nuevo mercado de comercialización se entregue nueva información y se realice el ajuste respectivo en el ingreso desde el inicio de la aplicación de la metodología de distribución vigente.

c) Generar incentivos para que la remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM), a ser reconocida en el mercado de comercialización que se conecta al SIN, refleje condiciones climáticas especiales como lo son precipitaciones promedio anual superiores a la media nacional, índices de vegetación, entre otros.

d) Garantizar que se elimine la liquidación y fa facturación del cobro del transporte de energía reactiva por parte del Operador de Red (OR) al que se conecta la empresa que se traslada al SIN.

e) Considerar la mejor información disponible para el cálculo de los ingresos del nuevo mercado de comercialización para la actividad de comercialización de energía eléctrica para las empresas que se trasladan al SIN.

f) Permitir que dentro de los tres (3) años siguientes a la aprobación de los ingresos para el nuevo mercado de comercialización se entregue nueva información y se realice el ajuste en el ingreso desde el inicio de la aplicación de la metodología de comercialización vigente.

g) Unificar la regulación vigente para las “empresas que se trasladan al SIN” de las que trata el parágrafo 1 del artículo 1o de esta resolución, en lo relacionado con el cálculo de los ingresos por las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica, y en lo referente a las reglas y periodos de transición existentes para el traslado al SIN.

ARTÍCULO 3o. ELIMINACIÓN TRANSITORIA DE LA LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DEL COBRO DEL TRANSPORTE DE LA ENERGÍA REACTIVA. Si una empresa que se traslada al SIN, lo hace antes que la Creg evalúe y ajuste la regulación vigente indicada en el literal d del artículo 2o de esta resolución, le será aplicable la eliminación transitoria de la liquidación y facturación del cobro del transporte de la energía reactiva.

PARÁGRAFO 1o. Para lo anterior, el Operador de Red (OR) al que se conecta la empresa que se traslada al SIN no liquidará ni facturará el cobro del transporte de energía reactiva, en las fronteras correspondientes, desde el momento en que la empresa que se traslada al SIN, le comunique al OR que: i) ha radicado ante la Creg una solicitud de ingresos de la actividad de distribución acorde a lo establecido en la Resolución Creg 015 de 2018 o aquella que modifique o sustituya, o ii) cuando se formalice ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) la representación de la(s) frontera(s) comercial(es) que atiende al mercado que se traslada al SIN.

PARÁGRAFO 2o. Para que el OR pueda iniciar la aplicación de la eliminación referida en la presente resolución, la empresa que se traslada al SIN, o quien la represente, deberá comunicarle al OR y al Ministerio de Minas y Energía (MME) el radicado de la Creg que de constancia de la solicitud de aprobación de ingresos de la actividad de distribución de energía eléctrica o el radicado del ASIC sobre la aprobación de la representación de la frontera comercial que atiende al mercado que se traslada al SIN.

PARÁGRAFO 3o. La aplicación de las medidas establecidas en este artículo culminará una vez la Creg expida la regulación correspondiente para la eliminación de la liquidación y la facturación del cobro del transporte de energía reactiva a la que se refiere el artículo 2o de la presente resolución.

ARTÍCULO 4o. MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN (ADD). El Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, podrá modificar la conformación de las áreas de distribución definida en la Resolución número 40227 de 2022 del Ministerio de Minas y Energía y en aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, para incorporar en las áreas de distribución (ADD) a las “empresas que se trasladan al SIN”.

ARTÍCULO 5o. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 6 DE LA RESOLUCIÓN MME 40162 DE 2022. Modifíquese el artículo 6o de la Resolución MME 40162 de 2022, el cual quedará de la siguiente manera:

“Artículo 6o. Autorización del cobro total o parcial de la componente de inversión de la infraestructura. La autorización del cobro total o parcial de la componente de inversión sobre la infraestructura la realizará el propietario al Operador de Red, con base en el concepto técnico del Operador de Red a la que se refiere el artículo 4o, y la comunicación de la Dirección de Energía Eléctrica a la que se refiere el artículo 5o, de la presente resolución.

Una vez se surta la autorización de cobro de la componente de inversión de la infraestructura, el Operador de Red podrá solicitar ante la Creg los respectivos ajustes tarifarios, y los cobrará en aplicación de la metodología de remuneración vigente.

Para efectos de dicha solicitud, el Operador del Red deberá allegar una autorización, suscrita por el propietario de los activos, para cobrar el componente de inversión respecto a los activos respectivos, en los términos del numeral 4 del artículo 4o de la presente resolución.

La Creg tendrá un periodo de tres (3) meses calendario a partir de la radicación para realizar los respectivos ajustes tarifarios”.

ARTÍCULO 6o. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 8 de noviembre de 2024.

El Ministro de Minas y Energía,

Ómar Andrés Camacho Morales.