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Timestamp: 2018-10-24 05:42:43
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Matched Legal Cases: ['artículo 3', 'artículo 11', 'artículo 1', 'artículo 11', 'artículo 23', 'artículo 87', 'artículo 87', 'artículo 1', 'artículo 6', 'artículo 9', 'artículo 10', 'artículo 14', 'artículo 5']

RESOLUCIÓN 44 DE 24 DE ABRIL DE 2012
CONTENIDO:ORDENA PUBLICAR UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN, POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS GENERALES PARA DETERMINAR LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A USUARIOS REGULADOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
RESOLUCIÓN 44 DE 2012
“Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución, “por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional””.
Mediante Resolución CREG 068 de 2002, publicada en el Diario Oficial 44984 del 1º de noviembre del mismo año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se definiría el costo regulado de comercialización de electricidad a aplicar a usuarios regulados del sistema interconectado nacional para el siguiente período tarifario.
Según lo dispuesto en el artículo 3º de la Resolución CREG 068 de 2002, con dicho acto se dio inicio al trámite tendiente a establecer la fórmula tarifaria para determinar el costo regulado de comercialización.
Conforme a lo dispuesto por el numeral 11.4 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página web de la comisión los pro­yectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones”.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 517 del 24 de abril de 2012, aprobó hacer público el proyecto de resolución, “por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional”.
ART. 1º—Objeto. Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional”.
ART. 2º—(Modificado).* Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta en el término de los dos (2) meses siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución en la página web de la CREG.
*(Nota: Modificado por la Resolución 58 de 2012 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )
ART. 3º—Información. Infórmese en la página web de la CREG la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.
Por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional.
El artículo 23 de la Ley 143 de 1994 asignó a la comisión la función de aprobar las fórmulas tarifarias y las metodologías para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados.
En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, “(...) se deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”.
En virtud de este mismo principio de eficiencia económica establecido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la ley, “(…) el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo (…)”, (…) que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia (…)”.
Mediante Resolución CREG 068 de 2002, publicada en el Diario Oficial 44984 del 1º de noviembre del mismo año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se definiría el costo regulado de comercialización de electricidad a aplicar a usuarios regulados del SIN para el siguiente período tarifario.
Con la expedición de la Resolución CREG 158 de 2011 se modificaron algunas dis­posiciones en materia de garantías y pagos anticipados de los agentes participantes en el mercado de energía mayorista.
Con fundamento en las observaciones recibidas a la propuesta contenida en la Resolución CREG 068 de 2002, y teniendo en cuenta las diversas acciones adelantadas por la comisión desde el año 2002, así como las diferentes disposiciones de política pública, adoptadas por el Ministerio de Minas y Energía, se define el proyecto que contiene la nueva metodología para remunerar la actividad de comercialización de energía eléctrica.
Comercialización. Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales, conforme a lo señalado en el artículo 1º de la Resolución CREG 024 de 1994.
Costo base de comercialización. Componente de la fórmula tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los comercializadores de energía eléctrica que actúan en el mercado regulado y que se causan por usuario atendido en un mercado de comercialización.
Costo unitario de prestación del servicio. Es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) y en pesos por factura ($/factura) que resulta de aplicar la fórmula tarifaria general establecida en la Resolución CREG 119 de 2007, o aquella que la modifique o sustituya, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena eléctrica.
Margen de comercialización. Margen a reconocer a comercializadores que atienden usuarios regulados, que refleja los costos variables de la actividad.
Mercado de comercialización. Conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local, servido por un mismo operador de red, y los conectados al sistema de transmisión nacional del área de influencia del respectivo operador de red.
Prestador de última instancia. Agente seleccionado para realizar la actividad de comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación.
Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor.
Toda empresa que preste el servicio público de comercialización determinará con la fórmula tarifaria general aprobada en la Resolución CREG 119 de 2007 y con la metodología establecida en esta resolución, las tarifas que aplicará a los usuarios finales regulados.
ART. 5º—Metodología para el cálculo de los costos de comercialización. El costo base de comercialización y el margen de comercialización de que trata la fórmula tarifaria general establecida en la Resolución CREG 119 de 2007, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, se determinarán con base en lo contenido en esta resolución.
ART. 6º—Costo base de comercialización, Cf. El valor del costo base de comercialización será calculado, para cada mercado de comercialización, conforme a la siguiente ecuación:
Cƒ0,j: Costo base de comercialización del mercado de comercialización j, expresado en pesos de mayo de 2011.
USUj: Número de usuarios regulados del mercado de comercialización j atendidos por el comercializador integrado con el operador de red del mercado de comercialización j, de dos meses anteriores a la fecha de cálculo. La fuente de esta información corresponderá al número total de usuarios reportados en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055.
REDj: Longitud de la red de distribución de nivel II y III del mercado de comercialización j, expresada en kilómetros.
Vj: Parámetro de ajuste por variables no observadas correspondientes al mercado de comercialización j, expresado en pesos de mayo de 2011.
Los valores de la variable Vj para cada mercado de comercialización se encuentran en el anexo 1 de esta resolución.
PAR. 1º—En el caso de nuevos mercados, o de mercados que se dividan, la variable Vj se considerará igual a cero.
PAR. 2º—En el caso de que dos o más mercados de comercialización se unifiquen, el valor de la variable Vj será igual a un promedio ponderado, por número de usuarios, de los valores Vj de los respectivos mercados.
ART. 7º—Actualización del costo base de comercialización. El costo base de comercialización se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula:
Cƒm,j: Costo base de comercialización para cada mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura, correspondiente al mes de prestación del servicio.
Cƒ0,j: Costo base de comercialización para cada mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura, calculado conforme al artículo 6º de esta resolución.
IPCm -1: Índice de precios al consumidor reportado por el DANE para el mes m-1.
IPC0: Índice de precios al consumidor reportado por el DANE para mayo de 2011.
X: Factor de productividad acumulado para la actividad de comercialización de energía eléctrica. Durante el primer año calendario de vigencia de la metodología esta variable tendrá un valor igual a cero, el cual se incrementará 0,71% cada año calendario.
ART. 8º—Costo variable de comercialización, C*i,j,m. El costo variable de comercialización se determinará con base en la siguiente expresión:
: Costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador i, del mercado de comercialización j, en el mes m.
Gi,j,m-1: Costo de compra de energía para los usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
Tm-1: Costo por uso del sistema de transmisión nacional para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
D1, j,m-1: Costo por uso de sistemas de distribución correspondiente al nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
PR1, j,m-1: Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j para el mes m-1 determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
Ri,m-1: Costo de restricciones y de servicios asociados con generación, asignados al comercializador i, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
mo: Margen operacional definido por la CREG de acuerdo con el artículo 9º de esta resolución.
RCi, j,m: Riesgo de cartera del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m, calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 10 de esta resolución.
CFEi,j,m: Factor que compensa por los costos financieros asociados al ciclo de efectivo de la actividad de comercialización, del comercializador , en el mercado de comercialización j, para el mes m. Este factor deberá ser calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 14 de esta resolución.
ART. 9º—Margen operacional, mo. El margen operacional de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, m0, será como máximo igual a 2,37%.
ART. 10.—Riesgo de cartera, RCi,j,m. El riesgo de cartera que se reconocerá a los comercializadores de energía eléctrica al atender usuarios regulados se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:
RCi, j,m: Riesgo de cartera del comercializador, en el mercado de comercialización j, para el mes m.
VUTri,j,m-1: Ventas totales a usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j para el mes m-1, excluyendo las ventas de ese comercializador a usuarios en barrios subnormales de dicho mercado para el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).
RCSNOR: Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador integrado al operador de red, por atender usuarios de barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por él.
VSNOR i,j,m-1: Ventas totales a los usuarios de barrios subnormales que al 31 de diciembre de 2011 estaban siendo atendidos por el comercializador integrado al operador de red del mercado de comercialización j realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).
RCSNEi,j,t: Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t, por atender usuarios que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red del mercado de comercialización j.
VSNEi,j,m-1: Ventas a los usuarios de barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red del mercado de comercialización j, realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, expresadas en kilovatios hora (kWh).
Las fronteras comerciales para agentes y usuarios, registradas ante el ASIC, que sean declaradas por los comercializadores como puntos de medición de energía eléctrica de barrios subnormales y que vayan a ser utilizadas para determinar la energía de las variables VSN0Ri,j,m-1 y VSNEi,j,m-1, serán verificadas por la comisión para determinar, entre otros: i) que correspondan a barrios subnormales; ii) la fecha de registro de la frontera comercial; iii) el comercializador que representaba la frontera al 31 de diciembre del año 2011; y iv) el nivel de tensión al que se encuentran conectados los usuarios.
La suma de las variables VUTri,j,m-1, VSNORi,j,m-1, y VSNEi,j,m-1, debe ser igual a la variable VRCi,j,m-1.
El valor máximo que tendrá la variable RCTj en cada mercado de comercialización j se presenta en el anexo 2. Para los mercados de comercialización para los que el comercializador integrado con el operador de red no haya reportado la información de usuarios desconectados, solicitada por la CREG mediante las circulares CREG 008 de 2009 y 053 de 2010, la variable RCTj tendrá un valor máximo igual al 90% del mínimo riesgo calculado para los demás mercados de comercialización.
2. Variable RCSNOR.
La variable RCSNOR tendrá un valor máximo de 3,1%.
El valor de la variable RCSNEi,j,t se estimará de acuerdo con la siguiente fórmula:
RCSNEi,j,t: Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador , en el mercado de comercialización j, para el año t, por atender usuarios que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red del mercado de comercialización j,
Recaudo totali,j,t: Porcentaje de recaudo total estimado al comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t.
El porcentaje de recaudo total, del comercializador , en el mercado de comercialización j, se estimará para el año de acuerdo con la siguiente fórmula:
Recaudo totali,j,t: Porcentaje de recaudo total estimado al comercializador, en el mercado de comercialización j, para el año t.
IFSSRIi,j: Porcentaje de recaudo a través de subsidios del fondo de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos, FSSRI, respecto de la facturación total, estimado como un promedio de los valores reales de los años t-1 y t-2.
IFOESi,j: Porcentaje de recaudo a través de recursos del fondo de energía social, FOES, o cualquier otro fondo que se cree con el objetivo de cubrir el pago del consumo de energía eléctrica de usuarios de barrios subnormales, respecto de la facturación total, estimado como un promedio de los valores reales de los años t-1 y t-2.
SRi,j,t: Senda de recaudo sobre el puesto al cobro, estimada de acuerdo con lo establecido en los artículos 1º, 2º, 3º y 4º de la Resolución CREG 096 de 2011, del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el año t.
4. Variable VSNORi,j,m-1.
La variable VSN0Ri,j,m-1 será calculada y publicada por el ASIC a más tardar el séptimo día calendario de cada mes. Para esto, el ASIC agregará la demanda comercial de las fronteras de comercialización del comercializador i, por mercado de comercialización j, que tienen por objeto la atención de usuarios subnormales, que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por el comercializador integrado al operador de red del mercado de comercialización j.
5. Variable VSNEi,j,m-1.
La variable VSNEi,,j,m-1 será calculada y publicada por el ASIC a más tardar el séptimo día calendario de cada mes. Para esto el, ASIC agregará la demanda comercial de las fronteras de comercialización del comercializador i, por mercado de comercialización j, que tienen por objeto la atención de usuarios subnormales, que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red del mercado de comercialización j.
ART. 11.—Riesgo de cartera para usuarios de nuevos barrios subnormales. El riesgo de cartera que se reconocerá a los comercializadores de energía eléctrica al atender usuarios regulados de nuevos barrios subnormales será el correspondiente al reconocido por la atención de los usuarios tradicionales RCTj, que se presenta en el anexo 2.
ART. 12.—Riesgo de cartera para usuarios de barrios subnormales atendidos por un comercializador entrante. A partir del 1º de enero de 2015, el riesgo de cartera que se reconocerá a un comercializador diferente al integrado al operador de red del mercado de comercialización j por atender usuarios regulados de barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2011 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red del mercado de comercialización j, será el correspondiente al reconocido por la atención de los usuarios tradicionales RCTj, que se presenta en el anexo 2.
ART. 13.—Prestador de última instancia para usuarios de barrios subnormales. Los usuarios de barrios subnormales que no cuenten con prestador del servicio serán atendidos por el prestador de última instancia, cuyas condiciones y características serán definidas en regulación posterior.
ART. 14.—Costos financieros. El factor CFEi,,j,m será calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde la variable CFSi,,j,m corresponderá a la remuneración por el tiempo requerido para el giro de los subsidios cuando el comercializador es deficitario. Esta variable será estimada mensualmente por el comercializador de conformidad con la siguiente fórmula:
CFSi,j,m: Costo financiero asociado al giro de los subsidios al comercializador deficitario i, en el mercado de comercialización j, aplicable en el mes m. Este factor será igual a cero cuando en la última validación trimestral realizada por el Ministerio de Minas y Energía, el comercializador i, del mercado de comercialización j, sea superavitario.
T: Últimos cuatro trimestres para los cuales el Ministerio de Minas y Energía ha realizado el giro de los subsidios al comercializador i del mercado de comercialización j.
N: Promedio del número de meses transcurridos desde la finalización de los trimestres T hasta el giro de los subsidios de esos trimestres para el comercializador deficitario del mercado de comercialización j.
r: Costo de oportunidad mes vencido, calculado como el promedio semanal de las tasas de interés preferencial o corporativo, de los créditos comerciales, vigentes a partir del segundo mes del último trimestre de T y hasta el mes anterior al mes de giro de subsidios por parte del Ministerio de Minas y Energía. La fuente de información será la publicada por el Banco de la República de acuerdo con el formato 088 de la Superintendencia Financiera de Colombia.
Subsidiosi.,j,T: Déficit de subsidios correspondientes a las validaciones realizadas por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con el artículo 5º del Decreto 847 de 2001 o aquel que lo modifique o sustituya, del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para los trimestres T.
Facturacióni,,j,T: Corresponde a la facturación por concepto de ventas de energía realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para los trimestres T. Esta facturación debe coincidir con lo reportado al sistema unificado de información, SUI, para usuarios regulados en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055.
ART. 15.—Costo de garantías financieras en el MEM, CGi,m-1. El costo a reconocer por las garantías financieras constituidas ante el mercado mayorista en cumplimiento de la Resolución CREG 019 de 2006, o aquella que la modifique o sustituya, será el declarado por el comercializador a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m-1. La declaración de estos costos a la superintendencia deberá realizarse a más tardar el último día hábil del mes m-1, y deberá estar acompañada por una copia de las garantías constituidas por el comercializador para realizar la cobertura de las transacciones en el mes m-1 Adicionalmente, dicha información deberá ser publicada en la página web de cada comercializador, en la misma fecha de reporte a la superintendencia.
ART. 16.—Costo de garantías financieras para cubrir el pago de los cargos por uso del STR y/o del SDL, CGCUi,m-1. El costo a reconocer por las garantías financieras constituidas para cubrir el pago de los cargos por uso del STR y/o del SDL en cumplimiento de la Resolución CREG 159 de 2011, o aquella que la modifique o sustituya, de usuarios regulados, será el declarado por el comercializador i a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes m-1 La declaración de estos costos a la superintendencia deberá realizarse a más tardar el último día hábil del mes m-1, y deberá estar acompañada por una copia de las garantías constituidas por el comercializador para realizar la cobertura de los cargos por uso del STR y/o del SDL, de usuarios regulados, para el mes m-1. Adicionalmente, dicha información deberá ser publicada en la página web de cada comercializador, en la misma fecha de reporte a la superintendencia.
ART. 17.—Publicidad. Mensualmente, cada comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, los costos de comercialización (Cfm, j y CVm,i,,j), que aplicará a los usuarios.
ART. 18.—Derogatorias. La presente resolución deroga aquellas disposiciones que le sean contrarias y, en especial, las siguientes:
Resolución CREG 031 de 1997.
Resolución CREG 007 de 1999.
Resolución CREG 036 de 2006.
ART. 19.—Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.
Valor de la variable vj para el cálculo del costo base de comercialización
M1 2237
M2 2237
M3 -2097
M4 2237
M5 2237
M7 -866
M8 2154
M9 -1445
M10 1198
M11 2237
M12 2237
M13 2237
M14 -192
M15 2237
M16 2237
M17 2237
M18 2237
M19 1065
M20 1416
M21 196
M22 2237
M23 860
M24 2237
M25 1650
M26 2237
Otros mercados 0
Elaboración y cálculo: CREG
Riesgo de cartera no gestionable RCTj por mercado de comercialización
Mercado de comercialización Riesgo de cartera no gestionable ()
Antioquia 0,0986%
Arauca 0,0046%
Bajo Putumayo 0,0166%
Bogotá 0,0077%
Boyacá 0,0062%
Caldas 0,1043%
Cali 0,0046%
Caquetá 0,0144%
Cartago 0,0207%
Casanare 0,0384%
Cauca 0,0046%
Chocó 0,0046%
Costa Caribe 0,0046%
Cundinamarca 0,0795%
EPSAU 0,3458%
Huila 0,0075%
Meta 0,0046%
Nariño 0,0485%
Pereira 0,0046%
Putumayo 0,0052%
Quindío 0,1398%
Santander 0,0051%
Sibundoy 0,0297%
Tolima 0,0390%
Tuluá 0,0173%
Otros mercados 0,0046%
Elaboración y cálculo: CREG.